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Aggreko, la compañía dedicada a las soluciones energéticas, especializada en energía modular y móvil, se ha fijado como objetivo acompañar la transición energética y contribuir a reducir las emisiones de carbono en la industria minera. Frente a este escenario, la compañía ha desarrollado diferentes soluciones con conexión y sin conexión a la red eléctrica entre las que se destacan el abastecimiento de energía flexible y a largo plazo para la minería, mediante un acuerdo de compra de energía (PPA) o un proveedor independiente (IPP), energía híbrida sin conexión a la red y optimización o hibridación de instalaciones eléctricas en funcionamiento. En diálogo con EconoJournal, Lucía Mejuto, gerente de Desarrollo de Negocios de Aggreko, dio cuenta del trabajo de la compañía con el objetivo de impulsar al sector minero.

“Tenemos foco en minería y en el litio particularmente. Esa industria tiene la particularidad de que los proyectos de energía que tenemos son en altura, algo complejo. A esto le debemos sumar lo que pide el mundo que es enfocarnos en que las soluciones sean más eficientes. Pensar una batería en altura antes era imposible. Ahora desarrollamos una nueva tecnología que genera hidrógeno in situ y mejora mucho la combustión”, aseguró la referente de Aggreko.

Respecto a esta nueva tecnología vinculada a la generación de hidrógeno, Mejuto detalló que lo ideal sería tener energía eólica o solar, pero que también existen alternativas que se pueden implementar para mejorar las plantas de los proyectos. “El proyecto de hidrógeno verde vino de la mano de uno de nuestros clientes en el sur, con la iniciativa de oro y plata Cerro Moro. Allí nosotros observamos que con el hidrógeno se podía realizar una combustión mucho más completa bajando el consumo de combustible y el contenido de las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx)”, precisó.

Impacto

La ejecutiva de Aggreko exhibió que esta solución consiste en agregar un equipo de menor tamaño al lado de los contenedores que ellos poseen en los proyectos mineros el cual genera hidrógeno por hidrólisis in situ. El hidrógeno luego entra en el equipo lo que hace que la combustión sea más completa. “Con esto se baja el uso de los combustibles en un 2% y los gases mejoran en un 25% en contenido de NOx. Es un desarrollo muy bueno. Le ofrecemos al cliente hacer una inversión que le permite pagar menos por la energía ya que esto no tiene un impacto significativo en tarifa. Es una solución que nos hace ganar a todos”.

Mejuto también advirtió que el mundo está exigiendo soluciones verdes a fin de reducir el consumo de combustibles fósiles para disminuir las emisiones y el impacto ambiental. “Nosotros ofrecemos soluciones de energía y usamos la experiencia que tenemos en los proyectos para poder avanzar y mejorar en cada uno de los que vamos sumando. Desde operaciones con diésel, tratamos de hacer el reemplazo de soluciones con gas y tener una operación ininterrumpida”, aseguró.

Sobre esto, Mejuto informó que Aggreko tiene un proyecto en Australia que comenzó operando con diésel y que ahora lograron reemplazarlo con gas. “Hay mineras preocupadas por la huella de carbono. Hay otros preocupados por la eficiencia. Tenemos la posibilidad de hacer plantas modulares y construir para que la operación sea lo más eficiente posible. Estamos reduciendo la huella de carbono. Las mineras demandan eso y nosotros queremos contribuir”, expresó.

La responsable del Desarrollo de Negocios de Aggreko aseguró que desde la empresa tienen como objetivo llevar adelante una planta que sea completamente de energía solar o eólica pero que en la actualidad no resulta posible por un tema de rentabilidad, pero que sí lo será en el futuro. En base a esto, indicó: “Hay mucho desarrollo tecnológico alrededor de las energías verdes. Antes cuando hablábamos de hacer un proyecto híbrido, este tenía que tener un contenido en energía solar del 15%. Hoy el menor costo total de energía se logra cerca del 35% Hoy es posible pero no rentable tener una planta 100% solar. Creo que a medida que haya más demanda, los proyectos van a llegar a ese punto”.

Precios

Mejuto se refirió por último al adverso escenario internacional provocado por la brusca caída del precio del litio que se registró a principios de este año y remarcó que: “Desde la Argentina estamos muy acostumbrados a trabajar con cobre, oro, plata, que son commodities. Hay un precio internacional. El litio está entrando en ese mundo. A futuro también va a tener las subas y bajas que tiene cualquier commodity, pero hoy son subas y bajas mucho más altas. El precio que se manejaba en 2022 no existe, pero tampoco el precio tan bajo que se manejó este año. Se va a llegar a un equilibrio”.

“La Argentina tiene la particularidad de que por la forma en la que se encuentra el litio en nuestros salares, el costo de producción es mucho más bajo respecto a otros lugares del mundo. Por eso, sigue habiendo oportunidad para que nosotros crezcamos como país. Tenemos que acompañar a las mineras. Necesitan socios estratégicos y nosotros buscamos eso”, concluyó.

, Loana Tejero

La industria global del hidrógeno limpio comienza a tomar forma por el lado de la demanda del producto. Esto ocurre centralmente gracias a la necesidad de las industrias europeas con altos niveles de emisiones de carbono de cumplir con las metas de descarbonización, con la industria del acero como el caso testigo a seguir en esta transformación industrial. Si bien se trata de una demanda inducida por la regulación y no por la competitividad actual de los precios del hidrógeno verde, los avances en tecnología e infraestructura para el hidrógeno son suficientes como para pensar en la viabilidad de su producción y exportación a Europa en forma de amoniaco. Esta dinámica es observada de cerca por Dirk Niemeier, uno de los líderes globales en hidrógeno de PwC, la firma de consultoría internacional, que acaba de visitar la Argentina y otros países de la región.

Niemeier lleva casi tres décadas de trabajo en consultoría energética. Comenzó enfocado en la desregulación del mercado energético en Alemania en torno al 2000 y desde hace ocho años trabaja en el área de descarbonización con hidrógeno limpio. Niemeier es actualmente director en Soluciones de Hidrógeno Limpio, Estrategia y Alemania de PwC. La firma de consultoría realiza asesorías en el manejo del riesgo en los contratos de compra y venta de hidrógeno verde tanto a los clientes industriales finales como a los productores del insumo. La Unión Europea en su estrategia de hidrógeno estableció una demanda objetivo de 20 millones de toneladas anuales de hidrógeno (principalmente limpio) para el 2030, a ser cubierta en un 50% por importaciones.

EconoJournal dialogó con Niemeier en las oficinas de PwC en la ciudad de Buenos Aires sobre el presente y los desafíos para el despegue de la demanda de hidrógeno verde en Europa, el potencial único de América Latina en combustibles sintéticos, las tendencias en la industria del hidrógeno verde, y las posibles implicancias de la victoria de Donald Trump en EE.UU. sobre esta.

-Si hablamos de hidrógeno verde, tenemos que hablar de su costo. ¿Qué tan grande es la brecha de costos con el hidrógeno gris hoy en día?

Considero que es una visión errónea de este mercado, porque el hidrógeno gris siempre será más barato que el verde, al menos en Europa. La pregunta para mí es más bien cuál es el costo de la descarbonización con hidrógeno. Eso sigue siendo demasiado alto, pero esa es probablemente la pregunta más válida, porque nunca será que el hidrógeno verde sea más rentable que el gas natural, por ejemplo. Entonces, la diferencia de costos es bastante alta en este momento si se produce el hidrógeno en Europa porque el hidrógeno gris cuesta alrededor de 2,50 euros, tal vez 3 dólares y si se produce hidrógeno verde el costo de producción está más en el rango de 6 a 8 euros por kilogramo. Es dos o tres veces el hidrógeno gris, realmente no es comparable. Además, si vas a algún lugar como Oriente Medio, América Latina, o Australia, el costo del hidrógeno verde puede ser menor porque hay mucho más sol y mucho más viento. Los costos de generación de energía son menores. La generación de energía representa el 70% del costo final del hidrógeno verde, es de entre 2,50 y 3 euros. Pero no hay hidrógeno verde donde se lo necesita. Hay que sumar el costo de la conversión a amoníaco si hay que transportar hidrógeno a largas distancias y también el costo del transporte. Luego hay que reconvertirlo de nuevo en hidrógeno. Después hay que introducirlo en un ducto. En el punto de destino, de nuevo, son unos 6 euros, no 3.

-¿Cuáles son los principales obstáculos a superar para acelerar la bajada del costo del hidrógeno verde?

Son los efectos de escala, la tecnología está pero necesitamos tener escala para reducir el costo. Esto ya se ve si se mira al mundo, porque los fabricantes chinos de electrolizadores son mucho más baratos que los europeos u occidentales. Una de las razones es que tienen más escala. Han producido más electrolizadores de los que ya han instalado en China. Alrededor del 70% de todos los electrolizadores en funcionamiento están en China. Tienen el efecto de escala. Son mucho más baratos. Hay otras razones, pero la escala es el efecto principal. China está produciendo mucho hidrógeno. Están instalando plantas de metanol e invirtiendo mucho en ellas. Los fabricantes chinos son mucho más baratos que los occidentales, alrededor de un 80% menos.

-¿Cuáles son las ventajas y desventajas de los mercados eléctricos en América Latina para dotar de energía barata a los proyectos de hidrógeno?

Las ventajas son que América Latina tiene muy buenas condiciones eólicas y también algunas condiciones solares, por lo que suele ser más barato instalar generación de energía renovable aquí que en Europa. En América Latina estás alrededor de 35 euros por MWh. En Europa estás entre 60 y 80, el doble del precio. Creo que la desventaja es que los mercados no están tan desarrollados aquí, y definitivamente hay algo que considerar para Argentina, porque no se considera el país más estable del mundo. Estuve en Uruguay, que se considera estable, pero hay algunos problemas con las compañías eléctricas que venden y compran electricidad. Realmente no tienen un mercado mayorista y si quieres operar el electrolizador en un modo más estable y tener una planta eólica detrás, que está más en modo fluctuante, necesitas tener alguna posibilidad de vender el exceso de energía a la red y cuando falta energía comprarla de la red. Uruguay sería perfecto para eso porque ya tiene un 90% de energía renovable, pero no ofrece este mercado mayorista. Ese es el desafío que tienen que afrontar. El último punto probablemente no sea el mercado de la energía, sino el mercado de productos. Si se produce hidrógeno aquí, la pregunta es qué hacer con él. Hay que utilizarlo más o menos a nivel regional y quizás ese no sea el mercado más grande para ello. Se necesita un consumo a escala industrial, que probablemente se dé en Estados Unidos o en Europa en este momento, y luego hay que transportarlo allí. Si pensamos un poco más allá del hidrógeno, creo que la sólida posición de América Latina también está asociada con las condiciones eólicas y energéticas que acabo de mencionar y la combinación de eso con la posición de biomasa que tienen. Hay mucha biomasa disponible aquí, lo que lleva al hecho de que se pueden producir biocombustibles. Brasil lo está haciendo con el etanol a gran escala y otros países también pueden hacerlo. Además, se puede utilizar el CO2 de la incineración de biomasa. Por ejemplo, en Uruguay hay grandes fábricas de papel de UPM. Utilizan madera para las plantas de cogeneración. Emiten CO2, pero es CO2 biogénico, y este CO2 se puede utilizar para producir combustibles sintéticos basados en hidrógeno y CO2. Por lo tanto, esta combinación de energía y CO2 para combustibles sintéticos en América Latina es bastante única en el mundo, porque si observamos otras regiones que tienen energía barata, como Oriente Medio, Australia o el norte de África, no tienen CO2. El posicionamiento de Sudamérica en este espacio de energía renovable es producir combustibles sintéticos porque eso es algo que ninguna otra región puede hacer.

-La industria de las energías renovables ha conseguido superar sus costos de producción. Ahora la electricidad procedente de renovables es competitiva frente al costo de generación de las plantas de combustibles fósiles. ¿Podría el hidrógeno verde alcanzar el mismo tipo de competitividad frente al uso de combustibles fósiles en el sector industrial o serán necesarias políticas públicas durante mucho tiempo para establecer unas condiciones de competencia equitativas para el hidrógeno verde?

Se necesitarán subsidios públicos al menos durante algún tiempo. La razón es que los efectos que acaba de mencionar para la energía renovable se produjeron, entre otras cosas, porque en Alemania y en Europa hubo un fuerte régimen de subsidios durante 20 años que ofrecía a los inversores un retorno seguro si construían plantas de energía renovable. Eso atrae inversiones y luego se puede tener escala. Hay análisis de los costos que muestran que al duplicar la producción en una determinada tecnología, ya sean baterías, molinos de viento, paneles fotovoltaicos y también electrolizadores, cada vez que se duplica el volumen en el mercado se obtiene una reducción en el costo de entre el 15 y el 25%. Por supuesto, el último 25% es menor que el primer 25 %, pero aun así es algo que está sucediendo. Es un poco difícil de explicar, pero es un hecho si analizás los costos y los datos, lo hicimos junto con las universidades en Alemania. Por lo tanto, el efecto será que el costo se reducirá. La pregunta es si podrán cubrir el costo de los combustibles fósiles. Lo dudo hasta cierto punto, pero es diferente en distintos campos de juego. Por ejemplo, si se observa la movilidad y el combustible, especialmente en Alemania, hay tantos impuestos sobre los combustibles que es bastante fácil que el hidrógeno cubra estos costos de la electricidad y los automóviles a batería. En la industria es un poco diferente porque no hay subsidios tan altos. Los costos actuales del CO2 son bastante bajos, de 60 euros por tonelada, por lo que será difícil cumplir con esa cifra. Probablemente en el futuro los costos del CO2 aumentarán, podría llegar un régimen fiscal global del CO2 y, si esto sucede, los combustibles fósiles también se encarecerán en el mundo.

-Europa podría convertirse en el mayor mercado de consumo de hidrógeno del mundo. Pero un informe reciente de PwC indica que Europa está retrasada en su objetivo de producir 10 millones de toneladas de hidrógeno verde al año debido a retrasos en la ejecución de proyectos. ¿A qué se deben estos retrasos?

El informe es un informe global y los retrasos se están produciendo no solo en Europa sino a nivel mundial. En el mundo solo el 2% de los proyectos de hidrógeno anunciados tienen una FID (Decisión Final de Inversión). Por lo tanto, el 98% son solo planes, ideas, lo que sea. La razón principal de esto es que falta el offtake segura para eso. Si quieres construir una planta, normalmente necesitas financiación de proyectos, financiación de deuda. Para conseguirla, necesitas una compra segura, tienes que demostrar a los bancos que tienes un contrato o contratos vigentes por al menos el 60% de lo que puedes producir durante al menos 10-15 años. Estos contratos no están vigentes en este momento. No existen y ese es el hecho de que solo los proyectos tienen FID en este momento, que son pequeños, por lo que puedes tener un offtake menor. O si son grandes se financian sin financiación de proyectos, se financian solo con capital. Hay dos grandes proyectos en Alemania. Uno es de RWE, una de las empresas de servicios públicos alemanas más grandes. También recibieron un subsidio para su planta. Tomaron la decisión final de inversión en su planta sin tener ningún comprador. Lo mismo es cierto para Neon. No tienen comprador. Pero no se puede hacer eso a gran escala sin comprador porque entonces no se obtiene la financiación del proyecto. Ahora, esas compras dependen de que las empresas estén dispuestas a pagar el precio, pero el precio inicial es alto y limita principalmente la rápida puesta en marcha. Ahora tenemos contratos de primer comprador, las empresas de acero lo hacen, tienen que hacerlo, todavía están en el proceso de licitación, por lo que tampoco es que puedas simplemente salir y comprar hidrógeno en grandes cantidades, pero tienes que alinear los términos de entrega, el cronograma de entrega, los términos de flexibilidad. Es enormemente complejo en detalle. Así que lo licitaron y los apoyamos en la licitación, pero todavía están en la fase de obtener las cotizaciones, ver los precios, alinearse sobre cómo podrían hacerlo, a quién podrían seleccionar. El segundo factor que lo impide es la infraestructura. Si tomamos como ejemplo a ThyssenKrupp, recibieron ofertas de todo el mundo para su licitación de compra. Están dispuestos a comprar 140.000 toneladas al año, están dispuestos a firmar este contrato fijo que todos los productores necesitan, y recibieron ofertas de proyectos que aún no tienen el FID, que todavía están en planificación, de todo el mundo. Ahora bien, estos proyectos dependen de la infraestructura, es decir, una terminal de amoniaco, un cracker de amoniaco instalado en Europa para poder entregar a ThyssenKrupp. Si no existe, probablemente no firmen un contrato vinculante porque probablemente no se pueda cumplir si no existe la infraestructura. Entonces se tiene algo así como un problema del huevo y la gallina porque el productor necesita este contrato vinculante, pero no lo consigue sin la infraestructura, y la infraestructura no invierte en infraestructura si no hay un contrato vinculante. Y esa es la situación del mercado en este momento.

-Europa está implementando el mecanismo de ajuste de emisiones de carbono en frontera (CBAM, por sus siglas en inglés). ¿Qué impacto podría tener el CBAM en la demanda de hidrógeno?

Para explicar este mecanismo de ajuste fronterizo de las emisiones de carbono, tomemos el ejemplo del acero, porque es un ejemplo muy actual. El acero procedente de la India o China está sujeto a impuestos adicionales por la huella de CO2 que conlleva, por lo que se encarece cuando entra en la UE. Por lo tanto, el acero europeo que no soporta esta carga porque se produce con tecnología ecológica se vuelve más competitivo en cuanto a costos. Esa es la idea de este mecanismo de ajuste fronterizo de las emisiones de carbono, pero este mecanismo por sí solo no crea demanda de acero ecológico, porque las empresas también podrían comprar el acero gris de China o la India y pagar los impuestos sobre el CO2 correspondientes. Por lo tanto, la demanda de hidrógeno realmente debe provenir de empresas que estén dispuestas o se vean obligadas a comprarlo. Las empresas siderúrgicas se ven obligadas en este momento porque obtuvieron los subsidios para las plantas. Si no compran el hidrógeno tienen que devolver los subsidios. Firmarán contratos, esto sucederá dentro del próximo año. Habrá una demanda fija y con esta se construirá la red y luego vendrán más consumidores porque hay oportunidad de comprar volúmenes excedentes, así el mercado despegará. El segundo grupo de empresas que lo harán
son las refinerías y las empresas químicas. Existe una Directiva de Energías Renovables en Europa, la RED III, que exige que el 42% del hidrógeno utilizado por la industria sea verde para 2030. Todavía está por transferirse a la legislación nacional, lo que ocurrirá a mediados del próximo año, y todavía se está por definir las multas, qué sanciones se asocian con el incumplimiento. Pero si esto se aprueba habrá una gran aceptación por el producto porque todas estas empresas necesitarán cantidades realmente enormes de hidrógeno verde para cumplir con la norma.

-Entonces, ¿ve que estas empresas en Europa tienen prisa por conseguir hidrógeno?

Yo no lo llamaría una prisa. Es un mercado inducido por la regulación y si los incentivos o las sanciones son lo suficientemente altos para hacerlo, sucederá. No es una prisa en el sentido de que todo el mundo quiera tenerlo porque es genial. Es algo así como, si no lo hago, tengo que pagar una multa enorme. No quiero hacerlo, no quiero pagar la multa, así que lo hago.

-¿Cuáles son las tendencias en cuanto al transporte de hidrógeno a larga distancia?

Hay una sola tendencia. Lo único que va a pasar es el amoniaco. Ya existe en el mundo una enorme industria de comercialización y transporte de amoniaco gris. No hay nada nuevo en eso. Es solo que esta industria y las capacidades de transporte, las capacidades de las terminales necesitan crecer. Pero es un proceso muy establecido crear amoniaco a partir de hidrógeno, generalmente hidrógeno gris, y luego enviarlo y usarlo en diferentes industrias como fertilizantes, productos químicos, lo que sea.

-El proceso para convertir el amoniaco nuevamente a hidrógeno consume electricidad. ¿Cuál es el argumento a favor de la importación de amoniaco en Europa, en términos de costo final?

Es difícil decirlo porque actualmente no hay ninguna planta industrial de craqueo de amoniaco. Pero si suponemos que el hidrógeno que se produce en Europa costará entre 6 y 8 euros por kilogramo, teniendo en cuenta el costo de la energía y el costo del electrolizador, y suponemos que el hidrógeno producido en Oriente Medio podría costar entre 2 y 3 euros por kilogramo, hay un gran margen de dinero para la síntesis y el craqueo de amoniaco hasta alcanzar el nivel de costos europeo, por lo que la hipótesis es que el costo del hidrógeno importado, incluso si se vuelve a craquear, podría ser inferior al europeo. Puede que no sea la mitad, pero aún así podría ser inferior. Ahora bien, Europa tiene condiciones muy diferentes para la producción de hidrógeno. En las partes del sur de España puede ser casi similar a las partes del norte de África. Si se produce allí se pueden conseguir unos costos realmente buenos. Si se va a los países nórdicos, con el río Rin y la energía hidroeléctrica, también podría ser posible conseguir unos costos muy buenos. Pero el problema es que entonces se necesitan largos ductos de hidrógeno de España a Alemania, por ejemplo, o de los países nórdicos a Alemania. Estos ductos se construirán mucho más tarde que la red principal alemana, tal vez en 2033 o 2035. Por el contrario, la infraestructura de amoníaco es más fácil de construir porque solo se necesita una terminal de amoniaco y una planta de craqueo de amoniaco y luego se puede traer una gran cantidad de amoniaco al país y al sistema. El craqueo de amoníaco necesita ser industrializado en tamaño, pero aún así podría ser más fácil construir la infraestructura y luego conectarla a la red principal alemana que ya está disponible.

-Donald Trump ganó las elecciones presidenciales. ¿Cuáles son las posibles implicaciones para el desarrollo de la industria del hidrógeno en Estados Unidos y en el extranjero?

Nadie puede predecir lo que hará Trump porque es impredecible. Se sabe que no cree en el cambio climático y que apoya a las compañías petroleras, por lo que es de esperar que al menos en Estados Unidos haya cierto apoyo a la perforación petrolera y, probablemente, al hidrógeno azul más que al verde, que es lo que ocurre en Estados Unidos. Podría ser que esto sea un impulsor de la captura de carbono, por lo que podría ser bueno para las tecnologías renovables en términos de captura de carbono. Para el hidrógeno verde podría ser difícil, porque también hay algunos rumores de que repensará este IRA y los efectos de eso, pero yo diría que es demasiado pronto para decirlo, y obviamente también hay otros subsidios como los subsidios a los vehículos eléctricos que están más en discusión que los subsidios al hidrógeno, y luego también están los subsidios a los combustibles sostenibles, y luego también es que este IRA atrae mucha inversión en los EE.UU., así que tal vez desde este ángulo tenga sentido para él mantener el IRA, al menos en las áreas donde se realizan inversiones en los EE.UU., por lo que es realmente difícil predecir lo que sucede allí y lo que hará además del hecho de que los combustibles fósiles recibirán algún impulso.

-La inclusión del hidrógeno azul en las políticas de impulso al hidrógeno suele generar discusiones. ¿Cuál es su opinión al respecto?

Entiendo que es algo difícil y complicado porque el hidrógeno azul y esta tecnología de captura de carbono son los medios ideales para que la industria fósil continúe utilizando combustibles fósiles, y ese es el problema dogmático. Desde el punto de vista práctico, es mucho mejor utilizar hidrógeno azul que gris, es mucho mejor capturar y secuestrar el carbono que no hacerlo, por lo que podría ayudar al cambio climático, y de todos modos debemos pensar en la captura de carbono a largo plazo. Luego hay otro tema, porque en Europa tenemos una regulación muy compleja para el hidrógeno verde, la RFNBO (ndr: las siglas en inglés de Combustibles Renovables de Origen No Biológico). Eso lleva al hecho de que si la generación de energía fluctúa, la producción de hidrógeno también fluctúa. Ahora bien, si una empresa necesita entregar una banda plana de hidrógeno, sin almacenamiento no tiene posibilidad de hacer esta entrega plana. Con el hidrógeno azul se puede hacer eso, se puede aumentar o disminuir la producción de la planta, porque es una planta despachable, distinta de la planta renovable, y luego se puede hacer una entrega en banda, o incluso se puede hacer el complemento de simplemente llenar estos valles de fluctuación y entregar hidrógeno azul cuando el verde no esté disponible. Así que también hay una especie de razón técnica y económica para usarlo. El único problema con esto es que hay que evitar prolongar la vida útil de la industria fósil. También hay una discusión sobre si se hace hidrógeno azul con el gas natural de fracking. El 20% del metano se evapora al aire en el punto de origen por fracturación hidráulica, entonces probablemente la captura del CO2 del gas que llega a la planta generadora de hidrógeno tiene menos impacto que la evaporación del gas en la fuente. El fracking es un problema en este sentido, es uno de los argumentos en contra del hidrógeno azul y de la captura de carbono, y también sobre este uso para la industria de combustibles fósiles. Pero si se aplica de manera razonable creo que tiene sentido, porque es mejor que no hacer nada y podría ser necesario desde el punto de vista económico y técnico para poner en marcha el mercado.

, Nicolás Deza

Los principales referentes privados de los segmentos que integran la industria energética —entre los que figuran directivos de empresas de Oil&Gas, del sector eléctrico, de compañías reguladas de gas natural, ejecutivos del downstream y del midstream de hidrocarburos—, así como también funcionarios del área tanto nacionales como provinciales analizarán las agendas que enfrentará la industria de cara al año que viene. El encuentro tendrá lugar en una nueva edición del Energy Day, el evento de fin de año que organiza EconoJournal. La jornada se llevará a cabo el lunes 2 de diciembre en el salón Dorrego del Hípico Alemán, en Buenos Aires.

Esta nueva edición lleva el nombre de “La energía de cara al 2025: ¿qué segmentos traccionarán el crecimiento de la industria en 2025” estará a cargo del gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, quien detallará el impactó que tendrá para la provincia el desarrollo del proyecto de Gas Natural Licuado y el crecimiento que provocará en la región. También participarán representantes del gobierno nacional.

Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi, y José Luis Manzano, titular de Integra Holding, serán los protagonistas de los dos primeros bloques de la mañana. Allí compartirán su visión acerca del panorama energético y económico que enfrenta la Argentina, caracterizado en esta última parte del año por la estabilización cambiaria y la baja de la infl­ación.

Mercado de gas y petróleo

Gabriela Aguilar, (Excelerate Energy); Oscar Sardi, (TGS); Daniel Ridelener, (TGN); y Catherine Remy (TotalEnergies); disertarán sobre el mercado de gas natural a nivel regional y la posibilidad de que el recurso de Vaca Muerta pueda llegar a Brasil y Bolivia, luego de que el ministro de Economía, Luis Caputo, firmará un acuerdo con el país que preside Lula Da Silva para impulsar las exportaciones de gas natural. A continuación, Andrés Cavallari (Raízen) brindará detalles sobre el escenario del segmento del downtream de hidrocarburos, con foco particular en las nuevas tendencias que tiene por delante el negocio de combustibles.

El desarrollo del crudo como vector de crecimiento de la industria en 2025 será uno de los ejes que se abordará en el Energy Day. Sobre este punto, debatirán Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources; y Julián Escuder, country manager de Pluspetrol. También harán lo propio Horacio Turri, director de E&P de Pampa Energía; Matías Weisell, gerente regional de Vista; y Ricardo Ferreiro, presidente de Upstream de Tecpetrol.

Expansiones y oportunidades

Una de las cuestiones clave para impulsar el crecimiento de la industria de Oil & Gas reside en la capacidad de desarrollar infraestructura de transporte para lograr que la Argentina pueda convertirse en un exportador a nivel global. Es por esto que Ricardo Hösel, CEO de Oldelval; Carlos Damián Mundín, titular de BTU; Gerardo Zmijak, VP de Trafigura; y Alejo Calcagno, director de Techint Ingeniería y Construcción, darán cuenta de las oportunidades estratégicas que posee el país.

Luego Adolfo Storni, titular de Capex; y Diego Trabucco, presidente de Aconcagua, brindarán la mirada de las operadoras independientes y los desafíos que deben sortear para lograr un crecimiento de la producción.

Posteriormente, será el turno de los funcionarios provinciales. Allí Jimena Latorre, ministra de Energía de Mendoza; Sergio Mansur, secretario de Energía de Córdoba; y Alejandro Monteiro, secretario de Ofephi; expondrán sobre la agenda energética de las provincias.

Energía eléctrica

Casi llegando al final referentes de las principales generadoras: Claudio Cunha, (Enel); Adrián Salvatore, (Central Puerto); y Martín Genesio, (AES); disertarán sobre cómo superar los cuellos de botella del sector para subirse a tendencias globales como movilidad y electrificación.

Por último, el cierre del evento estará dedicado a abordar el rol de los proveedores de Oil&Gas. Participarán Luis Lanziani, (Tecpetrol); Briceno Lenin, (Shell); y Romina Parquet, (CIMC WETRANS); de un panel moderado por Sabina Trossero. 

, Loana Tejero

Leonardo Katz, director de planeamiento Estratégico de Central Puerto; Gustavo Anbinder, director de Negocios y Desarrollo de Genneia; y Mariano Bottega, jefe de Desarrollo de Proyectos en YPF Luz; debatieron sobre las diferentes alternativas que evalúan desde las empresas para poder abastecer a la demanda minera y contribuir al desarrollo de la industria de minerales críticos de cara a la transición energética. A su vez, en el marco de la tercera edición de Argentina & LATAM Lithium Summit, los directivos advirtieron sobre la necesidad de aglutinar la demanda para poder asistir a los diferentes proyectos de la Puna.

Central Puerto, la principal generadora privada del país, posee un proyecto para abastecer la demanda minera que consiste en llevar a cabo una línea de alta tensión con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna. En esa línea, Katz aseguró: “Hoy somos partícipes del proyecto de oro y plata Diablillos. Ahora nos encontramos analizando los proyectos de litio. Creemos que en breve vamos a ser parte de ese ecosistema. Hay que lograr ser competitivos”.

“El aglutinamiento de la demanda se va a tener que dar para que nosotros podamos llevar adelante los proyectos. Las líneas de alta tensión sin eso no van a aparecer. Debemos tener un opex competitivo. Hay que agilizar los tiempos. Las zonas en las que se ubican los principales proyectos tienen el desafío de la altura, pero eso se resuelve con los proveedores tecnológicos que tenemos en la Argentina”, puntualizó Katz.

Impacto

Anbinder destacó que desde Genneia -la primera generadora local en superar los 1000 MW de potencia instalada- diseñaron proyectos en sitio para poder abastecer un 30% de las obras con energía renovable, pero que decidieron dar un giro y evaluar la alternativa de llevar la energía a través de una línea de transmisión. “Firmamos acuerdos de entendimiento con bancos para poder tener proyectos de transmisión, abastecerlos con contratos de energía a largo plazo y disminuir la cantidad de gasoil que se utiliza en los proyectos mineros y la cantidad de camiones que pasan por las rutas porque todo eso tiene un impacto en el ambiente y en las poblaciones cercanas. No podemos hacer ese desastre”, aseveró.

El referente de Genneia también destacó la importancia de reducir la huella de carbono y contar con energía renovable en los proyectos mineros puesto que explicó que el litio irá a mercados que no están dispuestos a comprar productos que tengan altas emisiones. Además, remarcó: “Los proyectos mineros necesitan financiamiento internacional y los que tienen una alta huella de carbono no consiguen dinero. Todo esto influye en la rentabilidad del proyecto”.

Anbinder también afirmó que es primordial el papel de las compañías de renovables para el sector minero y poder lograr una colaboración. “Las provincias están entendiendo que si no colaboramos no hay regalías ni impacto positivo. Son las viabilizadoras de los proyectos y están actuando a favor. Algunas compañías mineras se miran el propio ombligo y quieren sus propias líneas. Pero debemos ponernos de acuerdo y poder concentrar la demanda. Tenemos todo para hacerlo. Tenemos la capacidad técnica, los recursos”, expresó.

Alternativas

Bottega, de YPF Luz -la compañía de generación eléctrica de la petrolera controlada por el Estado-, al igual que Katz, informó que desde la empresa se encuentran trabajando en un proyecto sobre una línea de transmisión para conectar distintos proyectos de litio en el NOA. “Uno de los problemas que tiene el sector energético y las compañías mineras de litio es su acercamiento con el sistema eléctrico para poder abastecerse con energías renovables. Por eso, nosotros queremos vincular esa demanda con el sistema”, marcó.

El ejecutivo de YPF Luz detalló que se encuentran trabajando con distintas compañías mineras para llevar a cabo proyectos de generación dado que argumentó que las iniciativas de litio y cobre necesitan energía eléctrica y verde.

“Hay muchas soluciones que se han estudiado como son los gasoductos virtuales. Nosotros estudiamos todo el abanico de soluciones in situ. Hay que entender que hay proyectos que están en una misma zona y que el aglutinamiento de esa demanda es lo que va a dar resultados positivos”, indicó Bottega.

Por último, el jefe de Desarrollo de Proyectos en YPF Luz, puntualizó que uno de los principales desafíos tiene que ver con el esquema normativo y el acompañamiento de la demanda para acelerar los tiempos. “Los proyectos llevan varios años de construcción. Se trata de una logística importante. Un acercamiento por parte de la demanda puede ayudar. Los precios que se ven en energía solar permiten rendimientos mucho mayores en una zona como la Puna. La innovación viene por la madurez tecnológica con proyectos in situ”, concluyó.

, Loana Tejero

Southern Energy,propiedad de Pan American Energy (PAE) y Golar LNG, presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto de instalación de un buque de licuefacción de Gas Natural Licuado (GNL) en la provincia de Río Negro, el cual demandará una inversión de alrededor de US$ 2.900 millones.

“El proyecto constituye un hito significativo para posicionar a Argentina como un país exportador en el mercado mundial de GNL a partir de 2027”, destacaron desde la compañía.

Adhesión

El proyecto de exportación de GNL presentado -que contempla la instalación en la Argentina del buque “Hilli Episeyo”, propiedad de Golar LNG- cumple con las condiciones que se especifican en la Ley Bases y el decreto reglamentario 749/2024 para ser considerado como “Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo”.

“Posicionará a la Argentina como un nuevo proveedor en un mercado global en donde nuestro país aún no tiene participación y generará exportaciones de productos que actualmente no se exportan en mercados internacionales, accediendo a nuevos destinos de exportación”, destacaron.

El proyecto

La iniciativa prevé una inversión estimada superior a los US$ 1.650 millones durante la primera fase(2025-2031) mientras que en la segunda etapa (2032-2035) asciende a casi los US$ 1.250 millones. Se estima una inversión en las dos etapas de alrededor de US$ 2.900 millones. A lo largo de los 20 años de vida útil, la inversión total prevista es de casi US$ 7.000 millones.

Según precisaron desde la compañía, el proyecto favorecerá la creación de más de 600 nuevos puestos de trabajo directo e indirecto, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción.

A su vez, se proyecta que se generarán alrededor de 850 puestos de trabajo en forma directa e indirecta y que habrá una elevada participación de proveedores locales, que aportarán más del 50% de los bienes y servicios requeridos durante la operación del proyecto. También se desarrollará una activa política para desarrollar proveedores locales con el objetivo de promover la generación de valor agregado al país.

Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAEG, sostuvo que “el RIGI permitió fortalecer el marco regulatorio para que sea estable y promueva la seguridad jurídica de las inversiones. Todo esto es esencial para dar señales claras a una industria que invierte sostenidamente a largo plazo y para que proyectos como el nuestro se hagan realidad”.

Los recursos gasíferos disponibles en Argentina exceden largamente la demanda doméstica y las exportaciones regionales y, a su vez, habrá una creciente demanda de GNL a nivel mundial en los próximos años. Por ello, existe un marco favorable para la instalación de capacidad de licuefacción de gas natural en la Argentina, que posibilitará la llegada de un producto de valor agregado a nuevas regiones, generando actividad económica local, aumentando las exportaciones y generando divisas.

PAE y Golar LNG firmaron en julio un acuerdo por 20 años para la instalación del buque. El barco tiene una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural.

En primera instancia, el buque se abastecerá de gas natural utilizando la capacidad existente del sistema de transporte en los meses del año con menor demanda local. En esta etapa se requerirá la construcción de infraestructura: la interconexión a los gasoductos troncales; una estación compresora para asegurar una presión óptima de gas en el buque; un gasoducto terrestre hasta la costa; un gasoducto submarino que se conecte con el barco; y el sistema de amarre.

El objetivo es que el buque de licuefacción pueda operar todo el año para lo cual se prevé la construcción de instalaciones de transporte, siendo el Golfo San Matías el sitio más cercano desde Vaca Muerta.

Negociaciones

“El proyecto, al ser el primero de este tipo en el país, permitirá avanzar en la curva de aprendizaje de la cadena de valor del GNL, generando la confianza y la experiencia necesaria para desarrollar proyectos de mayor escala”, remarcaron desde la firma.

PAE y Golar LNG, a través de Southern Energy, se encuentran en negociaciones con compañías productoras de gas para que puedan sumarse al joint venture.

, Redaccion EconoJournal

La empresa que comercializa arena para hidrofracturas, NRG Argentina, despidió a 185 trabajadores que se desempeñaban en sus instalaciones de Allen y Añelo. La subsecretaría de Trabajo de Neuquén convocó a la empresa, operadoras y gremios a una conciliación, aunque desde el Sindicato de Camioneros de Río Negro anunciaron que si el martes no se reincorporan los despedidos, impedirán el acceso a yacimientos de Vaca Muerta.

La compañía, con sede en la localidad rionegrina de Allen, envió este jueves y viernes los telegramas de despido a 185 de sus empleados, de los cuales 100 son choferes de camiones y 85 se encontraban encuadrados como petroleros.

La tormenta perfecta

Desde la firma aseguraron que se encuentran en medio de “una tormenta perfecta” provocada por la caída de contratos por la menor cantidad de fracturas en Vaca Muerta, la decisión de varias operadoras de desistir de comprar arena de cercanía para adquirirla en Entre Ríos, donde los precios serían más competitivos, dificultades para importar y para acceder a financiamiento.

Fuentes de la compañía aseguraron a EconoJournal que “la demanda real del mercado actualmente no se condice con las expectativas que se esperaban para este año. No estamos contentos con la decisión de despedir gente, pero para que la operación continúe -en una Vaca Muerta como está hoy- no hay margen para otra cosa”.

Según sostienen, la caída en la cantidad de fracturas impactó de lleno en las operaciones de la compañía que pasó de vender un promedio de 125 mil toneladas por mes a menos de 75 mil toneladas. Desde agosto, Vaca Muerta registró dos meses consecutivos con una baja en la cantidad de etapa de fracturas: en julio fueron 1658, en agosto 1465 y en septiembre 1403, según el informe elaborado por la consultora NCS Multistage.

Desde NRG aseguran, además, que las inversiones esperadas en la industria no llegaron, lo que también afectó las ventas de arena: “En los últimos meses la caída fue abrupta”, afirmaron.

Frente a este panorama, desde la empresa decidieron avanzar en el despido de trabajadores alegando que es la única forma de sostener el resto de las 600 fuentes de trabajo que se reparten entre la plantas que posee la compañía en Allen, las bases de acopio en San Patricio de El Chañar y Añelo y las canteras de Entre Ríos.

A la caída en la cantidad de operaciones se sumó que varias operadoras volvieron a las arenas de lejanía que se produce en Entre Ríos, donde los precios serían más competitivos. En este sentido, explicaron que la diferencia radica en que los empleados de Neuquén o Río Negro están registrados bajo convenios de Camioneros o Petroleros, lo cual encarece el pago de la mano de obra. En cambio, las canteras entrerrianas tendrían a sus trabajadores como monotributistas o bajo convenios de minería.

“El encuadramiento sindical para un mismo producto, en la misma industria, marca una diferencia abismal. Sale más barato comprarlo en Entre Ríos, incluso a pesar de la distancia que hay con la Cuenca Neuquina”, detalló otra fuente.

Cuarto intermedio

Tras conocerse los despidos, la subsecretaría de Trabajo de Neuquén convocó a la empresa NRG Argentina a una conciliación con el Sindicato de Camioneros de Neuquén y el de Río Negro. El encuentro se concretó este jueves y contó también con la participación de representantes de Tecpetrol y Pluspetrol.

“La postura del gremio es defender la mano de obra de la región. No podemos permitir que tantas familias se queden sin trabajo en esta fecha tan cercana a la Navidad”, sostuvo Gustavo Sol, secretario general de Camioneros Río Negro luego de la audiencia.

El sindicalista comentó que se solicitó a la empresa que retrotraiga la decisión o, en caso contrario, paralizarán la actividad en Vaca Muerta y afirmó que “estamos peleando por los puestos de trabajo y que se garantice la mano de obra regional”.

En este sentido, se refirió a las diferencias en los encuadramientos de los trabajadores y coincidió en que “las empresas locales así no pueden competir. Vienen empleados informales desde Entre Ríos y Santa Fe, que se les paga por día, lo que hace inviable sortear el costo de pagar las cargas sociales. Las operadoras saben esto desde hace un año y medio, pero miran para el costado”.

Sol aseguró que habrá un cuarto intermedio hasta el martes cuando se reunirán nuevamente con la empresa para intentar una negociación donde esperan obtener una respuesta favorable a la reincorporación de los trabajadores.

Al finalizar la audiencia, el representante de Camioneros afirmó que los telegramas quedaban en suspenso, algo que negaron desde NRG.

, Laura Hevia

Schlumberger (SLB), una de las mayores compañías de servicios petroleros del planeta, se asoció con Capex, la sexta productora de crudo del país, para desarrollar en forma conjunta el área Agua del Cajón en la formación Vaca Muerta, donde también participa Trafigura, uno de los mayores traders de combustibles del mundo.

En los hechos, Schlumberger firmó con Capex un Asset Technical Collaboration Agreement (acuerdo de colaboración técnica) y también participará del proyecto con el 19%. De este modo, además de SLB, Capex se quedará con el 51% y la operación, mientras que Trafigura permanecerá con el 30% restante.

“El día de la fecha entraron en vigencia otros contratos, entre ellos un Asset Management Agreement entre Capex, Trafigura y Schlumberger y contratos de Unión Transitoria de Empresas. En virtud de dichos contratos, Schlumberger asumirá ciertos montos relacionados con el acceso a aquellos pozos en los que participe, un royalty por la producción, y costos de operación”, aclara una nota enviada este jueves por la productora argentina a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

Además, la nota destaca que “en virtud del acuerdo, Schlumberger asumió el compromiso de participar en el desarrollo de cuatro pozos junto con Capex y Trafigura y tendrá el derecho, durante 30 meses, a participar en hasta ocho pozos adicionales, para lo cual participará con el 19% de los gastos de capital requeridos para la perforación de los pozos en los que participe mediante la prestación de servicios y -en consecuencia- tendrá el derecho al 19% de la producción resultante de los mismos durante 12 años”.

Agua del Cajón

Capex tiene casi 50 años y está controlada por la empresa de capitales nacionales Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima (Capsa) de la familia Götz, desarrolla proyectos en la cuenca del Golfo San Jorge y en los últimos años incorporó a su portafolio áreas en Vaca Muerta, como Parva Negra Oeste.

El área Agua del Cajón, que ahora comparten las tres compañías, queda a 28 kilómetros de la ciudad de Neuquén. La concesión por exploración y explotación es hasta 2052. Este año Capex, completó los cuatro pozos con una rama lateral de 2.700 metros.

El acuerdo (Farm Out) firmado en julio de 2023 entre Capex y Trafigura permite ampliar el desarrollo con la perforación de 12 pozos más por 12 años, mientras que el rubricado con Schlumberger es por ocho pozos por 12 años.

Capex desarrolla áreas en las provincias de Chubut, Neuquén y Río Negro. En el Golfo San Jorge opera el yacimiento Diadema, un campo maduro con más de 100 años de historia, a partir de la técnica de recuperación terciaria (mediante el método de polímeros).

, Roberto Bellato

Donald Trump quiere restablecer el liderazgo energético de los Estados Unidos a través de la redinamización de la exportación de hidrocarburos. El presidente electo anunció que pondrá al frente de esa misión al republicano Doug Burgum, actual gobernador de Dakota del Norte, quien asumirá como secretario del Departamento de Interior. Desde esa plataforma, Burgum presidirá el Consejo Nacional de Energía, una nueva estructura pensada por Trump para alinear y subordinar a todos los departamentos y las agencias federales vinculados a la industria energética detrás de la política sectorial establecida por el presidente. En un rol secundario pero relevante estará Chris Wright, un referente de la industria del shale oil apuntado por Trump para tomar las riendas de la Secretaría de Energía.

Los hombres nominados por Trump para asumir en Interior y Energía empujarán desde el Consejo Nacional de Energía lo que el presidente electo denominó como «el camino hacia el dominio energético de EE.UU.«. Trump adelantó que este consejo “estará formado por todos los departamentos y agencias involucrados en la concesión de permisos, producción, generación, distribución, regulación y transporte de todas las formas de energía estadounidense”.

Nombres propios

La designación de Burgum para controlar Interior y presidir el nuevo consejo no es azarosa. El Departamento de Interior supervisa alrededor de 700 millones de acres de tierras federales y 1700 millones de acres de de la plataforma continental marítima. La producción de petróleo en las tierras y aguas federales representa poco más del 20% de la producción nacional de petróleo de EE.UU.

El Departamento de Interior durante la administración de Joe Biden dispuso una pausa temporal en las subastas de arrendamiento para explorar y producir petróleo y gas en esas tierras. También impulsó a través de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA por sus siglas en inglés) un aumento en las regalías que las petroleras pagan al gobierno federal y los estados por explotar esas áreas.

El gobernador de Dakota del Norte conoce bien el tema. Burgum fue uno de los tantos gobernadores que presentaron demandas en las cortes federales contra la pausa temporal impuesta por el gobierno de Biden. Dakota del Norte es el tercer estado productor de petróleo de EE.UU., luego de Texas y Nuevo México, con una producción actual de 1,2 millones de bpd.

Desde esa posición de poder, se espera que Burgum, a través del Consejo Nacional de Energía, tenga una capacidad de influencia decisiva sobre la Agencia de Protección Ambiental (EPA por sus siglas en inglés) y otras agencias federales para flexibilizar o eliminar las regulaciones que limitan la producción y exportación de hidrocarburos.

Dominancia energética

La conformación del gabinete y del consejo energético dan a entender que la dominancia energética planteada por Trump estará basada principalmente en liberar la producción y exportación de hidrocarburos como un contrapeso al liderazgo e influencia de China en materia de tecnologías y cadenas de suministros para la transición energética.

«Estados Unidos esta arrancando el siglo XXI detrás de China en materia energética y con este consejo nacional de energía busca tratar de establecer un nuevo liderazgo fuertemente en basado en hidrocarburos«, explicó Guillermo Koutoudjian, consultor experto en Relaciones Internacionales y profesor del CEARE UBA y de la Escuela Superior de Guerra Conjunta, consultado por EconoJournal.

Estados Unidos esta produciendo niveles récord de gas natural y de petróleo. La producción petrolera supera la barrera de los 13 millones de barriles diarios. Por el lado del gas alcanzó un hito al transformarse en el principal exportador mundial de gas natural licuado (GNL) en 2023.

GNL y vínculo transatlántico

Las exportaciones de GNL son particularmente relevantes en lo que hace a las relaciones diplomáticas con Europa. El viejo continente ha comprado más de dos tercios de los buques de GNL exportados desde EE.UU. desde que Rusia invadió Ucrania en 2022. «Hoy EE.UU. se ha colocado en un triunfo geopolítico sobre Rusia, ha sacado en parte la preponderancia rusa en el mercado energético europeo y ha acercado todavía más a Europa a los intereses de EE.UU.», dijo Koutoudjian.

Trump prometió levantar la suspensión temporal sobre el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de GNL que la administración Biden dispuso a comienzos de año. Los proyectos de gas natural licuado necesitan permisos del Departamento de Energía para poder vender el producto a países que no tienen tratados de libre comercio (TLC) con EE.UU. Ningún país miembro de la Unión Europea tiene un TLC firmado con EE.UU.

La presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, sugirió que una forma de disuadir al presidente electo de los Estados Unidos de imponer nuevos aranceles es que la Unión Europea compre más GNL estadounidense para reducir su dependencia del GNL ruso. “¿Por qué no sustituirlo por GNL estadounidense, que es más barato para nosotros y reduce nuestros precios energéticos? Es algo que podemos debatir, también en lo que respecta a nuestro déficit comercial”, dijo von der Leyen.

En cualquier caso, la pregunta a dilucidar es qué relevancia le asigna Trump al vínculo transatlántico. «Creo que Trump hará un pivot más hacia el Asia, para confrontar con China. En este sentido, ese consejo nacional de energía tendrá mucho que ver en ese balanceo, en como balancear a China en el resto del mundo, porque China esta muy presente con sus inversiones energéticas y mineras en América Latina, en África y otras regiones», agregó Koutoudjian.

Nuevo secretario de Energía

La otra figura destacada para impulsar la agenda energética de Trump será Chris Wright, un ejecutivo petrolero nominado para ser el próximo secretario de Energía. Wright es el CEO de Liberty Energy, una de las principales compañías de servicios de campo para petróleo y gas en EE.UU., aunque también tiene participaciones en otras empresas. Una de estas empresas vincula al próximo secretario de Energía con un proyecto minero en la Argentina.

Wright es considerado un referente en la industria del shale. «(Wright) ha sido un destacado tecnólogo y empresario en el ámbito energético. Ha trabajado en energía nuclear, solar, geotérmica y en petróleo y gas”, dijo Trump. “Lo más importante es que Chris fue uno de los pioneros que ayudaron a lanzar la revolución estadounidense del gas no convencional que impulsó la independencia energética estadounidense y transformó los mercados energéticos y la geopolítica mundiales”, añadió el presidente electo.

Un tema que preocupa a las productoras de gas y petróleo medianas y pequeñas en los Estados Unidos son las restricciones al financiamiento para sus inversiones a raíz de los criterios de ambiente, sociedad y gobernanza (ESG por siglas en inglés) adoptados por instituciones bancarias y fondos de inversión. Wright es una de las voces en la industria petrolera que más activamente se manifestó en contra de la discriminación en el financiamiento.

Además de los hidrocarburos, Wright es inversor en Oklo, una compañía de ingeniería nuclear que esta desarrollando un reactor modular pequeño. El próximo secretario de Energía también integra el directorio de EMX Royalty Corp., una empresa global de regalías mineras. EMX posee una regalía del 1% NSR en el proyecto Diablillos, un pórfido de plata-oro y cobre-oro, ubicado en Salta y propiedad de la canadiense AbraSilver Resource Corp.

, Nicolás Deza

Funcionarios de las provincias lítiferas y del Ministerio de Economía de la Nación debatieron en Argentina & LATAM Lithium Summit sobre la hoja de ruta que debe transitar la Argentina para convertirse en uno de los actores clave del mercado de litio a nivel global. El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones  (RIGI) fue destacado como una de las principales herramientas para dinamizar los proyectos.

José Gabriel Gómez, secretario de Minería e hidrocarburos de Jujuy, aseguró que desde la provincia se encuentran trabajando en el cambio de la matriz productiva y que el litio, junto con el desarrollo de los parques solares, fue el gran impulsor para afrontar ese desafío. “Venimos trabajando en varios ejes estratégicos para impulsar un crecimiento sostenido en el tiempo. El litio vino a generar un impacto en la provincia y nos demostró que la minería se puede hacer de manera sustentable, que genera puestos de trabajo genuinos, registrados. Por eso, estuvimos trabajando con Salta y Catamarca para equilibrar las reglamentaciones y fortalecer el desarrollo de la región”, comentó en el evento organizado por The Net Zero Circle en colaboración con CIMC WETRANS.

Gómez destacó el rol de los proveedores locales para impulsar el desarrollo del sector e informó que en la actualidad cuentan con más de 60 proveedores que se desarrollaron por el litio y que también cuentan con alianzas estratégicas con las universidades de la provincia para apalancar la actividad y retener nuevos talentos para la industria.

“Ahora las empresas están evaluando la extracción directa de litio para mejorar la sostenibilidad. Ya está en funcionamiento una planta piloto en el Salar de Jama. Queremos seguir desarrollando proyectos. Tenemos más del 70% de mano de obra local en los proyectos de litio. Queremos sostener eso y mejorarlo día a día. Lo estamos logrando gracias a que trabajamos en conjunto con las empresas. Sistematizamos mucha información para darle seguridad jurídica a los inversores. Tenemos un gran potencial y lo estamos acompañando”, expresó el secretario de Minería e hidrocarburos de Jujuy.

El impacto del RIGI

Marcelo Murúa, ministro de Minería de Catamarca, destacó el rol del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones  (RIGI) para dinamizar los proyectos de litio. “Es una medida que va a aportar. El primer paso es adherir al Régimen y nuestra provincia ya lo hizo considerando los beneficios respecto a los tributos. El RIGI es importante para la actividad minera y va a ser importante que la minería se transforme en una política de Estado. Nosotros venimos trabajando desde hace tiempo desde la Mesa del Litio con Jujuy y Salta para llevar a cabo un trabajo coordinado y poder unificar criterios que hacen a la operatividad de los proyectos”, expresó.

El funcionario catamarqueño destacó que tener un clima de colaboración entre las provincias permitió que muchos proyectos avancen dado que facilitó que se flexibilicen normativas.

Murúa aseveró que “en todo lo que atañe al alcance de las políticas de promoción provincial, creo que Catamarca está a disposición. Las provincias que estamos en la actividad minera buscamos agilizar estos procesos y que lleguen las inversiones que necesitamos».

La infraestructura como cuello de botella

Jorge Matías González, director nacional de Promoción y Economía minera del Ministerio de Economía, planteó que “los inversores ven a la Argentina como un buen lugar para hacer negocios. En los últimos años hubo cambios en las reglas de juego. Ahora el RIGI es una señal para el mercado. Al gobierno le interesa que se desarrolle el sector y el Régimen viene a arreglar algunas cosas de la Ley de Inversiones mineras”.

El funcionario marcó que uno de los cuellos de botella del sector es la infraestructura. “Necesitamos de la infraestructura para mover la producción. Estamos avanzando en eso. También, en la promoción internacional de la cartera de proyectos con los que cuenta la Argentina. Debemos buscar socios estratégicos para que los proyectos comiencen, logren un impacto en la balanza comercial energética y podamos exportar como los demás países de la región”, exhibió González.

Fernando José Ciacera, director nacional de la cadena de valor e infraestructura minera del Ministerio de Economía, coincidió con la visión de González puesto que consideró que la infraestructura es clave para poder desarrollar los proyectos mineros. Aún así, planteó que también es necesaria la parte logística y la cadena de valor.

“Los proveedores y la mano de obra calificada son dos cosas que va a necesitar el sector. Estamos sondeando las necesidades de infraestructura, buscando soluciones tecnológicas. Allí es donde entra el RIGI para que la parte privada se incorpore. Intentamos propiciar el sector privado para que haya una cadena de valor competitiva y resiliente”; concluyó Ciacera.

, Loana Tejero

El ministro de Economía de la provincia de Buenos Aires, Pablo López, presentó la semana pasada la Ley Impositiva, en forma conjunta con el Presupuesto oficial de la Provincia para el año que viene, ante la Legislatura. En la propuesta, la gobernación de Axel Kicillof fijó un incremento del 120% en el impuesto adicional sobre Ingresos Brutos que grava las operaciones de los puertos en la Provincia. Fuentes cercanas al gobernador aclararon que el proyecto enviado «no incrementa la carga tributaria en los sectores productivos. Las alícuotas del Impuesto de Ingresos Brutos no se modifican. Lo que establece es una actualización del cargo fijo del adicional por tonelada en terminales portuarias en línea con la evolución de precios registrada en 2024«.

La medida generó especial controversia entre las empresas que operan en el puerto de Bahía Blanca – empresas exportadoras de crudo, petroquímicas, compañías dedicadas a la carga y descarga de cereales y armadores de barcos, entre otras-, ya que fuentes privadas aseguraron a este medio que la decisión afectará la competitividad de los puertos bonaerenses, complicando la llegada de nuevas inversiones. A su vez, agregaron, que tendrá un impacto en las cadenas estratégicas de las economías regionales y nacionales por la alta carga impositiva.

Un directivo de una empresa energética lo puso en estos términos: “De ser aprobado este incremento del 120% en el impuesto adicional, el impacto que deberemos afrontar los usuarios del sistema de transporte de hidrocarburos será del orden de 8.000 millones de pesos por año”.

El impuesto

Este impuesto sobre los ingresos brutos aplicados a la actividad portuaria de la provincia se creó en 2020. En el artículo N°100 de la Ley Impositiva presentada ese año, en plena pandemia, se estableció con carácter extraordinario un incremento en el impuesto sobre Ingresos Brutos en lo vinculado a la explotación de terminales portuarias ubicadas en puertos de la provincia de Buenos Aires. En ese momento, con el objetivo de obtener una mayor recaudación frente al escenario que se había desatado por la crisis sanitaria, la provincia había establecido diferentes montos adicionales que debían abonar de forma mensual las empresas que operan en el puerto.

Las compañías debían pagar $47 por cada tonelada o fracción superior a 500 kilos de mercadería cargada en buques durante el mes, $139 por la mercadería descargada de buques y $23 por la mercadería removida durante el mes. Si bien, como se marcaba en la normativa, al inicio se trataba de un tributo con carácter extraordinario, ahora la administración provincial decidió fijar ese impuesto y aumentar sus montos base en un 120 por ciento.

En el proyecto de la Ley Impositiva 2025, el gobierno provincial determinó que, por cada tonelada o fracción superior a 500 kilos de mercadería cargada en buques durante el mes, las empresas deberán pagar un adicional de $1.135. Por cada tonelada o fracción superior a los 500 kilos de mercadería descargada $3.405 y por mercadería removida durante el mes $545.

Desde la gobernación provincial explicaron que «la suma fija del adicional por por tonelada en las terminales portuarias se debe actualizar porque si no se desvaloriza su función. Lo que se hizo desde la Provincia es plantear un aumento que está en línea con la inflación de 2024«.

Impacto

Frente a esta decisión, los actores privados del puerto de Bahía Blanca, exportadores e importadores, marcaron el impacto que tendría esta decisión y argumentaron a este medio que “el monto adicional de las operaciones portuarias, que se cobra para aumentar los recursos de la provincia, carecería de legalidad debido a que, al adherirse a la Constitución Nacional, la provincia de Buenos Aires le cedió al gobierno federal la regulación de los derechos de importaciones y exportación”. De hecho, existen unas 10 causas judiciales a resolución de la Corte Suprema de Justicia de la provincia que discuten la aplicación del tributo.

En esa misma línea, las fuentes consultadas explicaron que la aplicación de un impuesto adicional sobre los ingresos brutos afecta directamente los costos logísticos de las empresas que dependen de los puertos de la provincia, lo que se traduce en un encarecimiento de las operaciones y una consecuente disminución de su atractivo frente a otros puertos de la Argentina frenando el crecimiento de las empresas que ya se encuentran radicadas en los puertos de la provincia.

Desde una empresa naviera indicaron que “las políticas fiscales restrictivas desalientan la llegada de nuevas empresas al territorio bonaerense. Esto genera un escenario adverso para la inversión en infraestructura clave, como el desarrollo de cadenas logísticas eficientes. Las decisiones fiscales recientes refuerzan la percepción de incertidumbre en el ámbito empresarial, lo que complica la planificación de inversiones a mediano y largo plazo”.

También, fuentes del sector precisaron que el aumento de costos en los puertos bonaerenses encarecerá aún más las exportaciones y al mismo tiempo disminuirá la competitividad de los productos argentinos en los mercados internacionales.

La respuesta de la Provincia

Frente a este escenario, las fuentes del Gobierno provincial remarcaron que «como el adicional no es un porcentaje, sino una suma fija, si no se aumenta pierde su función. Por eso se decidió este aumento. Además, el adicional tiene un tope».

Esto es así porque, según precisaron desde el Ejecutivo provincial, «el importe a abonar en ningún caso puede superar el 5% de la base imponible de las actividades alcanzadas, quedando determinada de esa manera por la variación de la base imponible para el impuesto sobre los Ingresos Brutos».

, Redaccion EconoJournal

YPF, la petrolera de mayoría accionaria estatal, acelerará en los próximos días la construcción del segundo tramo del oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra clave para exportar la producción de crudo desde Neuquén hasta el océano Atlántico. La obra comenzará a fines de diciembre o principios de enero, según estimaron fuentes de YPF.

La compañía ya adjudicó la provisión de los caños que requerirá el proyecto a Tenaris, subsidiaria del Grupo Techint y uno de los principales proveedores de tubos para la industria de Oill&Gas a nivel global, mediante la firma de un contrato por un total US$ 180 millones. En tanto que el martes que viene se conocerán las constructoras ganadoras que se encargarán de la ejecución de la obra, que prevé el tendido de un tramo de 440 kilómetros desde localidad de Allen en Río Negro hasta el puerto de Punta Colorada en Río Negro. El costo de la obra total asciende a US$ 2.552 millones, según precisaron allegados a la compañía. El primer tramo, que contempla la instalación de un oleoducto de 130 Km desde Loma Campana, el área insignia de shale oil de YPF en Vaca Muerta, hasta Allen, estará finalizado en enero de 2025.

Una vez que el segundo tramo esté finalizando, en el segundo semestre de 2026, permitirá transportar 570.000 barriles diarios de petróleo (bdp), que se destinarán al mercado de exportación. Se estima, sin embargo, que la capacidad de transporte trepe en el futuro hasta los 770.000 (bdp), lo que permitiría traccionar exportaciones por US$ 21.000 millones por año. Fuentes de la compañía indicaron que «el oleoducto implicará mucho más que duplicar la producción de la Argentina».

Las mismas fuentes señalaron que el ducto podría comenzar a operar entre julio y septiembre de 2026. Inicialmente está estimado que transporte 390.000 bdp para 2027. La terminal contará con dos boyas que operarán para no correr riesgos de perder volumen de exportación.

El puerto de aguas profundas ubicado en Punta Colorada, en Río Negro, permitirá exportar crudo en buques VLCC (de gran porte), que representa una ventaja en costos de flete de 2 a 3 dólares por barril en comparación con la tarifa del flete desde Puerto Rosales, en el puerto de Bahía Blanca.

Nueva empresa

YPF creará una sociedad privada que operará el nuevo ducto. Se llamará VMOS y tendrá la participación de otras operadoras. VMOS, que será una Sociedad Anónima, tendrá la difícil tarea de buscar financiamiento local e internacional por el 70% del costo total de la obra, es decir, por unos US$ 1.800 millones. Para eso, YPF y sus socios deberán conseguir unc rédito internacional bajo el esquema de Project Finance.

La petrolera bajo control estatal inscribió el viernes pasado a VMOS bajo la órbita del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversores (RIGI). Es el primer proyecto de la industria de Oil&Gas que califica dentro del nuevo esquema de promoción de inversiones creado por el gobierno de Javier Milei.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló que “el proyecto VMOS ya se presentó al RIGI. Este es uno de los proyectos de infraestructura privado más importantes de la Argentina de los últimos 20 años”. Y añadió que “la magnitud de este proyecto lo convierte en trascendental para la cuenca Neuquina. Este ducto permitirá más que duplicar la posibilidad de evacuación de petróleo de Vaca Muerta”.

El resto del financiamiento —unos US$ 700 millones— por cada socio que se sume a la nueva sociedad en base a la participación accionaria que asuman. Fuentes de YPF indicaron que Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Chevron, Shell y Pluspetrol tienen interés en sumarse como socios fundadores al proyecto.

“El ancla de financiamiento interno son los contratos de transporte”, remarcaron en YPF. En la compañía estiman que en abril estarán finalizados los contratos con otras operadoras. La tarifa será igual para todos los socios de VMOS, incluso para YPF.

, Roberto Bellato

La nueva secretaria de Energía de la nación, María Tettamanti enfatizó que el gobierno busca finalizar la revisión tarifaria integral lo antes posible para acelerar las inversiones en el segmento regulador de gas natural y electricidad. Las declaraciones de Tettamanti, las primeras en público desde que sucedió a Eduardo Rodríguez Chirillo en la cartera energética, ocurren en la misma jornada en la que el gobierno oficializó la postergación por seis meses de la entrada en vigencia de la revisión tarifaria integral, que debía concluir antes de fin de año.

La flamante titular de la Secretaría de Energía participó del evento por el 20 aniversario del Mercado Electrónico de Gas S.A. (MEGSA). Consultada sobre el tema tarifario, Tettamanti declaró que los entes reguladores del sector, el ENARGAS y el ENRE, están avanzando en la revisión para finalizarla «en los plazos previstos, cuanto antes mejor».

El gobierno oficializó este miércoles por decreto la extensión de la emergencia energética hasta el 9 de julio de 2025. El artículo 3 prorroga la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios que deberán surgir de la revisión integral y el artículo 5 prorroga la intervención de los entes reguladores hasta que se constituya el nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad previsto en la Ley Bases.

La funcionaria subrayó que «la tarifa es un precio y los precios son las señales que tienen las empresas para invertir y los usuarios para consumir, sin esa señal los mercados no funcionan«. «Lo ideal sería llegar a una revisión tarifaria para que se concrete y darle una señal a las empresas reguladas por los próximos cinco años para que se animen a invertir», añadió.

Continuidad

La secretaria de Energía además expresó una mirada de continuidad con la agenda energética llevada adelante por Rodríguez Chirillo. «Vengo a continuar una política energética que inició Eduardo, a quien quiero reconocer públicamente por todo lo que avanzó en estos 10 meses, y que esta marcada en una política nacional que por supuesto comparto», explicó Tettamanti.

El déficit fiscal crónico es la raíz de los problemas generales de la economía argentina según la flamante funcionaria. «Creo que el gran error de todos los gobiernos ha sido querer resolver los problemas de la macroeconomía atacando los mercado micro. El caso de la energía es muy claro, es decir, como hay exceso de gasto, los impuestos no alcanzan, hay que recurrir al endeudamiento del impuesto inflacionario, y como recurrimos al impuesto inflacionario y queremos controlar esa inflación que no sabemos cómo, entonces empezamos a congelar tarifas, congelar precios, ahí nos metemos a destruir mercados«, se explayó.

Inversiones

Tettamanti también deslizó que podrían realizar prontamente llamados a licitación para incrementar las capacidades en transmisión y generación eléctricos para resolver los problemas con el suministro en los meses de verano.

«Lo que estamos trabajando y próximamente ya vamos a poder anunciar algunas medidas, es tratar de que esos problemas que se resuelven en el mediano y largo plazo, que es mayor transporte de energía en alta tensión o mayor generación eléctrica, puedan empezar a haber inversioens en esos sectores», adelantó.

, Nicolás Deza

El gobierno extendió por decreto la emergencia energética hasta el 9 de julio de 2025. De este modo, quedó habilitado para postergar por seis meses la entrada en vigencia de la revisión tarifaria integral que debía concluir antes de fin de año. La medida ratifica la decisión de ralentizar los aumentos de la luz y el gas con el objetivo de priorizar la baja de la inflación.

El ministro de Economía Luis Caputo ya había anticipado esta posición cuando suspendió la audiencia pública que se iba a realizar el pasado 5 de noviembre para establecer las nuevas tarifas para las empresas de transporte eléctrico y desactivó la convocatoria a punto de realizarse para la audiencia destinada a actualizar el margen de las distribuidoras que operan bajo jurisdicción federal.

Desde ese momento, quedó claro que no se iban a implementar las nuevas tarifas de luz y gas antes del 31 de diciembre tal como estaba previsto en el DNU 55 que declaró la emergencia energética a fines del año pasado, pero aún restaba confirmar esa prórroga, que es lo que se hizo este miércoles a través del DNU 1023 publicado en el Boletín Oficial.  

Qué dice el decreto

El DNU 1023 extiende formalmente en el artículo 1 la emergencia energética en los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de transporte y distribución de gas natural hasta el 9 de julio de 2025.

El artículo 3 prorroga la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios que deberán surgir de la revisión integral y el artículo 5 prorroga la intervención de los entes reguladores hasta que se constituya el nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad previsto en la Ley Bases.

En los considerandos de la norma, vuelve a poner el foco en la “herencia institucional, económica y social gravísima” que dejó el gobierno anterior como forma de justificar las prórrogas.

Sostiene que la herencia recibida en el sector energético se verificó en la vulnerabilidad y el estado crítico de tres aspectos clave: en el sistema económico recaudatorio; en la funcionalidad de las instalaciones para asegurar el suministro actual y futuro; y en la falta de señales de mercado para la oferta y la demanda.

El gobierno repasa todas las medidas que fue tomando a lo largo del año para superar esta situación y en el listado incluye la actualización de los precios mayoristas de la energía, las adecuaciones transitorias de tarifas en electricidad y gas y la reestructuración del régimen de subsidios.

Sobre el tema puntual de los subsidios, se afirma que el decreto 465/24 fijo un esquema de gradual para ir trasladando a los usuarios los costos reales de la energía. Ese decreto estableció un período de transición hacia subsidios energéticos focalizados que va del 1 de junio al 30 de noviembre, con la posibilidad de prorrogar ese plazo por otros seis meses.

“A pesar de las medidas adoptadas por la Secretaría de Energía, persisten aún las circunstancias que motivaron el dictado del Decreto N° 55/23 relacionadas con la situación de emergencia que atraviesa el sector energético, por lo que resulta indispensable y urgente extender la declaración de emergencia hasta el 9 de julio de 2025, con el fin de permitir que los órganos competentes continúen adoptando las medidas necesarias para asegurar la continuidad en la prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y de gas natural”, dice el decreto en los considerandos.

, Fernando Krakowiak