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Golar, uno de los principales tecnólogos en materia de licuefacción de Gas Natural Licuado a nivel global, confirmó este martes que invertirá hasta US$ 2.200 millones para construir una planta flotante de licuefacción de gas natural (FLNG, por sus siglas en inglés) que podría operar en la Argentina a partir del último cuatrimestre de 2027, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal. En rigor, Golar anunció ayer que contrató a la firma CIMC Raffles para realizar los trabajos de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC, por sus siglas en inglés) de un buque con capacidad para licuar 3,5 millones de toneladas (MTPA) de GNL por año. La unidad estará operativa a fines de 2027, según precisó la empresa a través de un comunicado publicado ayer bajo la órbita del GasTech, la principal feria de tecnología de gas que se realiza esta semana en Houston.

El proyecto estará equipado con un diseño de tecnología de tipo MK II,  superador del MK I que poseen las unidades Gimi y Hilli, las dos plantas flotantes de GNL que posee Golar. La nueva unidad de licuefacción estará montada sobre el buque carguero de GNL llamado Fuji.

La planta Hilli FLNG, contratada por PAE, que empezará a operar en la Argentina en 2027.

“El presupuesto total para la conversión FLNG del MK II es de US$ 2.200 millones, que incluye el buque de conversión, la supervisión, repuestos, tripulación, capacitación, contingencias, el suministro inicial de combustible y los costos relacionados con la entrega de la FLNG a su sitio operativo, excluidos los costos de financiamiento”, explicó la empresa a través de un comunicado.

Un pie en la Argentina

En julio, Golar oficializó un acuerdo con Pan American Energy (PAE), uno de los grandes jugadores del mercado local del gas natural, para licuar GNL a partir 2027 en la planta flotante Hilli, que hoy está operativa frente a las costas de Camerún, en África. La iniciativa —a la que podrían sumarse otras petroleras como Harbour Energy (ex Wintershall Dea), socio de PAE en el consorcio CMA-1 en el offshore de la cuenca Austral, e YPF— prevé la licuefacción de 2,45 MTPA de GNL por año.

Este medio publicó que el proyecto —que prevé el consumo de unos 11 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural— prácticamente no precisa de obras de infraestructura adicionales para entrar en operación. Sólo contempla el tendido de un gasoducto de conexión de alrededor de 50 Km de extensión con el gasoducto San Martín que se extiende hasta Tierra del Fuego. Las partes no comunicaron aún dónde estará amarrada la Hilli FLNG. En un primer momento, se especuló que podría estar en el puerto de Bahía Blanca, pero aún no hubo confirmación oficial al respecto.

Un modelo de negocios diferente

Si la construcción de una terminal en tierra (onshore) de licuefacción de GNL requiere del hundimiento de inversiones enormes en materia de infraestructura, la contratación de plantas flotantes —floating LNG— trabaja con un modelo de negocios diferente que en lugar de estar basado en el capex (inversiones que se desembolsan por una única vez) se apoya más en los gastos operativos (opex) de esa unidad.

La terminal Hilli FLNG está operativa frente a las costas de Camerún.

Esta última opción es menos riesgosa y más accesible para una economía como la argentina que todavía maneja altísimos costos de acceso al capital internacional. “En el caso del floating LNG, la inversión importante en materia de licuefacción la realiza el tecnólogo (en este caso Golar) y no las empresas productoras de gas, que sólo deben costear inversiones secundarias en el transporte. Para una empresa argentina es mucho más viable pensar en un esquema de este tipo que en cortar un cheque de 5000 o 7000 millones de dólares para construir una terminal onshore de licuefacción”, analizó un alto directivo del sector.

Segunda etapa

Según pudo saber EconoJournal, Golar está en conversaciones aún incipientes con productores de gas de Vaca Muerta que están interesados en que la nueva planta flotante que construirá la compañía opere en la Argentina. Si eso sucede, sumadas a las 2,45 MTPA que la empresa acordó con PAE, dentro de tres o cuatro años Golar podría producir unos 6 MTPA de GNL en el país. «Sería una especie de segunda etapa del proyecto acordado con PAE y en total, las FLNG de Golar podrían procesar entre 20 y 25 MMm3/día de gas natural», explicó una fuente que está al tanto de las tratativas. El proyecto demandaría la construcción de un gasoducto dedicado de 30 pulgadas entre Neuquén y algún puerto de la costa atlántica. Una obra de esa magnitud requeriría una inversión cercana a los US$ 1500 millones.

No será sencillo. Ingresar al mercado de productores de GNL es un proceso por demás ambicioso que demandará de una articulación intra-privados y con el sector público que todavía no se avizora con nitidez. Aún así, los fundamentos juegan a favor de las productoras locales de gas natural, que tienen en claro que deberán encontrar nuevos mercados si aspiran a aprovechar el potencial real de producción de gas de Vaca Muerta. El mercado doméstico y el regional no serán suficientes para monetizar las reservas del hidrocarburo atrapadas en la formación no convencional de Neuquén. En esa clave, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló la semana pasada en un evento organizado por el IAPG en Houston que “el GNL es el único proyecto que permitirá monetizar el gas de Vaca Muerta, porque Brasil nunca firmará un contrato de compra de gas a 20 años”.

, Redaccion EconoJournal

Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), lanzó esta semana una licitación para contratar durante 2025 el servicio de alije —transporte fluvial y marítimo— de combustibles líquidos para las centrales termoeléctricas. EconoJournal accedió al pliego de la licitación, que prevé la contratación de cinco buques para el año pasado, dos bajo la modalidad anual y otros tres de refuerzo para asegurar el suministro de gasoil para el parque de generación térmica durante el pico de invierno.

Lo buques alijadores juegan un rol clave en el abastecimiento de combustibles líquidos porque son los que trasvasan gasoil y fuel oil desde buques tanques o desde terminales portuarias hasta el sitio final de consumo (cada central térmica). Cammesa recibirá las ofertas de la licitación hasta el 1° de octubre. El resultado se conocerá el 17 de octubre.

En los hechos, la licitación deja en evidencia que Cammesa seguirá estando a cargo durante el año que viene de la gestión de combustibles para las centrales térmicas, tal como sucede desde hace dos décadas cuando el gobierno de Néstor Kirchner intervino el funcionamiento del mercado eléctrico. El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, quería que la compra de combustibles vuelva a depender directamente de las empresas privadas, como sucedió durante la década del ’90, pero la opinión generalizada de las compañías generalizadas es que el funcionamiento actual del mercado —todavía altamente dependiente de los subsidios que eroga el Tesoro nacional y por tanto administrado por el Estado nacional— no ofrece las condiciones económicas para dar ese paso. La compulsa que lanzó Cammesa cristaliza esa realidad.

Aún así, fuentes oficiales destacaron a este medio que esta sería la última licitación que realiza Cammesa para asegurar la logística de combustibles. Incluso indicaron que si el gobierno decide acelerar el traspaso de la gestión de combustibles a los privados, Cammesa transferiría los contratos que surjan de este concurso a los generadores bajo el paraguas una transición hacia la desregulación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). .

Licitación

El tender offer que lanzó Cammesa es para asegurar la logística naviera de combustibles para el parque de generación a partir del 1° de diciembre y durante todo 2025. En la línea técnica de la compañía mixta que se encarga del despacho de energía existe preocupación porque interpretan que varias compañías armadoras —que son las que gestionan, de manera integral, la operatoria de los buques alijadores— están evaluando sacar del país algunas de las embarcaciones contratadas por Cammesa y también petroleras privadas (como YPF, Raízen y Axion Energy). De hecho, la firma Antares, por ejemplo, tendría decidido llevarse un buque alijador a Brasil porque las tarifas de transporte son más convenientes.

EconoJournal consultó con distintas fuentes privadas y oficiales que coincidieron en que la licitación la impulsó Claudio Randone, que es el gerente de Combustibles en Cammesa, sin que toda la línea política de la empresa esté al tanto del proceso. Concretamente, la decisión contó con el aval de Jorge Garavaglia, gerente general de Cammesa, que estaba al tanto del proceso, pero no así Mario Cairella, vicepresidente de la empresa, que responde al ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo.

Las empresas navieras que hoy están contratadas por Cammesa son la chilena Antares; Horamar, controlada por el grupo griego Navíos; National Shiping y Maruba, que estuvo ligada al sindicato SOMU (uno de los gremios de operarios marítimos) y en la actualidad está controlada por los empresarios Gustavo Rodríguez Vázquez y Juan Manuel Ondarcuhu, titular del grupo Servicios Portuarios, que administra varios puertos a nivel nacional. Las dos primeras poseen contratos vigentes que expiran el 30 de noviembre. Los contratos de las dos últimas, en cambio, vencen el 30 de septiembre. Por eso, tanto Maruba como National Shipping solicitaron formalmente que se extienda la duración de sus contratos hasta que se conozcan los ganadores de la nueva licitación, porque en caso contrario tendrían menos incentivos en participar de la compulsa.

Visiones encontradas

Rodríguez Chirillo repite desde el inicio de su gestión que quiere desregular el MEM. Por eso, el secretario apunta a que Cammesa vuelva a tener el mismo rol que tuvo en los años ’90, es decir, que sólo funcione como administrador del mercado eléctrico mayorista y no como importador de combustibles para la generación térmica.

Incluso, el 10 de julio la cartera energética dictó la resolución 150 que, en la práctica, prohíbe a Cammesa comprar combustibles líquidos para las centrales térmicas, un cambio radical para el funcionamiento del sector eléctrico. Sin embargo, la licitación que lanzó esta semana la compañía mixta parece hacer oídos sordos a esa normativa.

, Roberto Bellato

YPF, la petrolera bajo control estatal, firmó un acuerdo por la cesión de las áreas que conforman el Clúster Neuquén Sur con la empresa Bentia Energy, la nueva operadora petrolera creada por el ex ministro de Energía Javier Iguacel junto a TB Cargo y a Lucas Logaldo, ex jefe de gabinete del ministerio de Energía durante el gobierno de Mauricio Macri. La empresa tendrá a su cargo los bloques Al Norte de la Dorsal, Octógono Fiscal – el área en la que se encuentra el pozo 1, primer lugar en el que se descubrió petróleo- y Dadin.

La transacción se concretó bajo el paraguas del Proyecto Andes, la iniciativa de desinversión en campos maduros que lleva adelante la empresa que preside Horacio Marín.

Javier Iguacel, CEO de Bentia Energy, aseguró:  «Esta adjudicación es un gran paso para Bentia Energy, fruto del trabajo de nuestro equipo. Estamos emocionados de asumir este nuevo desafío y comprometidos a generar valor a largo plazo para nuestros empleados, comunidad neuquina y para los inversionistas”.

A su vez, el ejecutivo sostuvo que “el Clúster Neuquén Sur representa una oportunidad única para contribuir al desarrollo energético del país y demostrar nuestra capacidad de ejecución”.

Adquisición de campos maduros

Bentia Energy, también en el marco del Proyecto Andes, ya había adquirido el Clúster Neuquén Norte de YPF, que nuclea las áreas Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruíz y Las Manadas.

Fue la primera compañía, junto con la pyme Velitec, en firmar con YPF la compra de campos maduros de los que se está desprendiendo la compañía.

Avances

YPF ya firmó un total de nueve acuerdos en el marco del Proyecto Andes que comprenden 25 áreas convencionales ubicadas en las provincias de Rio Negro, Neuquén, Mendoza y Chubut.

Según informaron, al igual que hizo con los acuerdos anteriores, este se elevará a los gobiernos provinciales quienes deberán validar el proceso de cesión definitivo de las áreas.

, Loana Tejero

El Grupo Albanesi, una de las mayores generadoras del país, anunció la habilitación por parte de CAMMESA de la 1° turbina de gas de la Central de Cogeneración Arroyo Seco, que se construye en el sur de la provincia de Santa Fe. “Esta importante novedad se produce tras haber superado los ensayos y ajustes de puesta en marcha, un riguroso proceso que llegó a su fin con la aprobación del acta de conexión por parte de la Empresa Provincial de Energía de Santa Fe y con el aval de CAMMESA”, destacaron desde la compañía a través de un comunicado.

La construcción de esta central representó una inversión de 165 millones de dólares.  Contará con una potencia instalada de 130 MW que se inyectarán al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Además, generará 180 toneladas por hora de vapor para la industria. El vapor resultante de la operación será destinado al complejo industrial de Louis Dreyfus Company, optimizando así su proceso productivo.

La planta

“El desarrollo de la planta es una obra estratégica para el Grupo Albanesi, ya que permitirá dar un salto cualitativo en la infraestructura eléctrica de la región. Se estima que la segunda turbina de gas quede habilitada en el mes de octubre y de esa manera, la primera etapa de la central esté operativa, mientras que la segunda fase se completará en el primer trimestre de 2025. La obra completa generó más de 550 puestos de trabajo locales, incluyendo puestos directos y contratistas”, precisaron.

La Central de Cogeneración Arroyo Seco es uno de los tres proyectos más importantes del Grupo Albanesi y se destaca por ser una de las más eficientes y sustentables del mercado, indicaron desde la empresa. Cuenta con dos turbinas de gas natural de última tecnología para la generación de energía eléctrica y dos calderas de recuperación, diseñadas para aprovechar el calor de los gases de la turbina.

El vapor resultante será utilizado en una tercera turbina de vapor para generar más energía eléctrica y acondicionarlo para ser entregado al complejo industrial de Louis Dreyfus Company, mejorando su eficiencia energética y contribuyendo al cuidado del medio ambiente.

Desde la firma remarcaron que “este hito, junto con otros proyectos que el Grupo ha concluido, como el cierre de ciclo de la Central Térmica de Ezeiza y el avance en el cierre de ciclo de la Central Térmica Maranzana en Río Cuarto, Córdoba, el Grupo Albanesi concreta inversiones por alrededor de 600 millones de dólares, y reafirma su compromiso con el desarrollo productivo centrado en la eficiencia energética y la sostenibilidad”.

A su vez, concluyeron que “el Grupo continúa posicionándose entre las principales generadoras de energía del país, con una capacidad instalada de 1.600 MW, que completando el año se acercará a los 2000 MW, y hoy suministra energía a más de tres millones de hogares”.

, Redaccion EconoJournal

El informe mensual, llevado adelante por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial mostró que durante julio de 2024 la producción del sector subió un 9% respecto a junio, con valores positivos en finales agroquímicos y básicos orgánicos. Las empresas manifiestan aumento de producción durante este período. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observó que se mantuvo al mismo nivel; mientras que el acumulado del año reflejó valores negativos, afectado por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos y finales agroquímicos en una diferencia muy pequeña.

El reporte elaborado por la Cámara destacó que las ventas locales crecieron un 12 % intermensual, argumentadas por mayores volúmenes de ventas.Por su parte, la variación interanual cayó dado que todos los subsectores fueron afectados a excepción de los productos básicos orgánicos.En cuanto al acumulado del año, también se observan valores negativos, salvo para la misma familia de productos mencionados anteriormente.

Exportaciones

La reseña de la CIQyP® destacó que las exportaciones durante julio crecieron un 9% respecto a junio 2024, favorecidas considerablemente por los productos básicos orgánicos.En cuanto a la variación interanual también se observó un aumento importante del 77%, favorecido por todas las familias de productos.El acumulado del año creció a un 30% ayudado por todos los subsectores a diferencia de los terminales agroquímicos y básicos inorgánicos.

El informe registró que el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), logró incrementar la producción 1% y las ventas locales un 12% con respecto a junio 2024; mientras que las exportaciones descendieron 1%. Con respecto a la variación interanual, tanto la producción como las ventas locales cayeron; pero las exportaciones subieron el 1%. Por su parte, el acumulado del año presentó caídas en las tres variables analizadas.

Capacidad instalada

En este sentido, el reporte mensual de la CIQyP® manifestó que la capacidad instalada del sector durante julio tuvo un uso promedio del 64% para los productos básicos e intermedios y del 90% para los productos petroquímicos.

Durante julio de 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 29% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 15% en las importaciones y positivas del 22% en las exportaciones.

En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante julio del 2024, alcanzaron los 364 millones de dólares, acumulando un total de USD 2.103 millones en los primeros siete meses del año.

“El sector mostró en Julio 2024 un leve repunte en producción y ventas locales con respecto al mes anterior. Por su parte, las exportaciones han sido un motor clave para nuestro sector, con un aumento relevante en las tres variables, lo cual resalta la competitividad de nuestros productos en el mercado global. Estos resultados demuestran la capacidad del sector para adaptarse y crecer en un entorno desafiante”,señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Redaccion EconoJournal

Comunidades mapuches cumplen más de 24 horas de protesta frente al ingreso de las plantas de tratamiento de residuos petroleros.

La Confederación Mapuche de Neuquén realiza desde este lunes un bloqueo que impide el acceso a cinco plantas de tratamiento de residuos peligrosos que se ubican en Añelo y que se encargan de recibir material —fundamentalmente lodos de cutting— que proviene de la perforación y completación de pozos en Vaca Muerta. Desde la gobernación provincial, que encabeza Rolando Figueroa, no están convencidos de la implementación del Comando Antibloqueos que creó hace 10 días la ministra de Seguridad, Patricia Bullrich. Mientras tanto, la Justicia neuquina confirmó a EconoJournal que es inminente el desalojo de la protesta.

El bloqueo impide el ingreso a las plantas Comarsa, Treater, Indarsa, Ecopolo y San, ubicadas en Añelo, el centro neurálgico de Vaca Muerta. Estas instalaciones reciben los desechos derivados de la perforación y fractura hidráulica de pozos petroleros que incluyen los recortes de perforación –cutting– y el agua de producción denominada flowback.

La protesta se da días después de que el Ministerio de Seguridad de Nación diera a conocer -a través de la Resolución 893/24- la creación del Comando Unificado de Seguridad Productiva, un grupo de fuerzas especiales que apunta a evitar cualquier tipo de protesta en Vaca Muerta, en zonas portuarias o mineras y que ya generó mucho ruido en la provincia. Si bien desde el gobierno de Neuquén aún no formalizaron ninguna declaración, fuentes del Ministerio de Seguridad de la provincia afirmaron a este medio que la presencia del comando «atentaría contra la autonomía provincial».

Protesta mapuche

Mientras tanto, esta mañana el fiscal de Delitos Económicos, Juan Manuel Narváez, confirmó a EconoJournal que es inminente el desalojo de la protesta mapuche por parte de la Policía provincial y aseguró que la orden se cumplirá en el transcurso del día mientras aguardan la llegada de efectivos policiales, ambulancias y Bomberos para comenzar con el operativo.

“Ayer se hizo una intimación para que se retiraran y hoy se pedirá el desalojo. Se está coordinando con la Policía porque hay mucha gente en la protesta”, sostuvo en diálogo con este medio.

El bloqueo comenzó en reclamo de una serie de pedidos que incluyen personerías jurídicas, relevamientos de tierras y registro de comunidades. En este sentido, apuntan al gobernador Rolando Figueroa por “incumplir las promesas de campaña”.

La Confederación pide que se reconozca la legalidad de algunas comunidades que habitan zonas cercanas a Vaca Muerta como Newen Kura, en Sauzal Bonito, Futa Xayen, de San Patricio del Chañar o Xem Kimvn, de Cutral Co.

Además, exigen la clausura de las plantas de tratamiento de residuos petroleros, ya que aseguran que “funcionan al margen de las normas ambientales, con el silencio pasivo de la Secretaría de Ambiente”, organismo al que acusan de acumular expedientes con denuncias.

Indarsa es una de las plantas encargadas del tratamiento de recortes de perforación «cutting» o agua utilizada en hidrofracturas «flowback».

Repudio al comando antibloqueos

El pasado 5 de septiembre el Boletín Oficial publicó la Resolución 893/24 que cuenta con la firma de la ministra de Seguridad Patricia Bullrich y que crea el Comando Unificado de Seguridad Productiva.

El documento argumenta que “se han originado graves hechos de violencia, bloqueos e impedimento por medios ilícitos para que se pueda trabajar, comercializar y distribuir libremente la producción, en zonas portuarias de Bahía Blanca, zonas de producción de hidrocarburos como Vaca Muerta, zonas mineras o Parques Industriales”.  En este sentido, afirman que estas protestas significaron “un peligro colectivo a la vida, la libertad y el patrimonio de los habitantes y de las empresas o libre circulación de los trabajadores, como también de su actividad productiva”.

La resolución ordena a la Policía Federal, Gendarmería Nacional, Prefectura Naval y a la Policía de Seguridad Aeroportuaria a conformar este comando y, al mismo tiempo, insta a las provincias a designar miembros de sus fuerzas para formar parte.

Al conocerse la publicación, el primero en expedirse en Neuquén fue el titular del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, quien en una asamblea que se realizó en Rincón de los Sauces manifestó un enérgico repudio y llamó a las operadoras a expresarse en su contra: “Se les ha ocurrido formar un comando antibloqueos y llenar los yacimientos de policía y Gendarmería. Si piensan que con eso nos van a asustar, están equivocados. Les vamos a presentar batalla, que traigan todo lo que quieran”, lanzó

Luego pidió al gobierno de la provincia y a las empresas “rechazar esa idea de llenarnos de milicos para asustarnos. No hace falta que nos quieran domesticar como a un perro. No somos animales para que nos vengan a apalear”.

En diálogo con EconoJournal, fuentes del Ministerio de Seguridad de Neuquén manifestaron que la presencia del comando atentaría contra la autonomía provincial y aseguraron que “una cosa son los territorios nacionales donde Nación tiene injerencia –como las rutas nacionales o el puente carretero- y otra son los provinciales. No corresponde y no es de su competencia”. Consultados sobre la posibilidad de designar miembros para el comando -algo que establece la Resolución- respondieron que no hubo ningún pedido formal desde la cartera que conduce Bullrich.

Por otra parte, los diputados provinciales del Movimiento Popular Neuquino, Comunidad y Unión Por la Patria elevaron un proyecto de repudio donde aseguran que el comando constituye una “velada amenaza a los derechos de los trabajadores y de cientos de empresas que trabajan armónica y pacíficamente en esta región” y rechazan “cualquier intento por parte del gobierno nacional de  apropiarse directa o indirectamente de la seguridad del territorio neuquino”.

, Laura Hevia

Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería, encabezó este martes la inauguración del Parque Eólico Pampa Energía VI en Bahía Blanca y  luego conversó con un grupo de periodistas. Allí confirmó que Atucha I va a parar en las próximas semanas para concretar la obra de extensión de su vida útil, lo que descarta el aporte de esa central nuclear para el próximo verano. Además, reconoció que existe un problema de generación de energía, pero descartó que se vayan a implementar cortes programados como ocurrió a fines de la década del 80. «Quédense tranquilos. Eso no va a ocurrir», remarcó.

 –¿Se va a parar Atucha I para avanzar con la extensión de vida o se va a tratar de que llegue al verano? -le preguntó EconoJournal .

–Atucha I entra en parada en las próximas semanas para avanzar con su extensión de vida.que son 30 meses de proyecto.

 –¿Complica más la situación del verano?

–No, eso siempre estuvo previsto.

 –¿Nunca evaluaron no pararla?

–No, lo que alguna vez se pensó es si era posible pararla antes, que vuelva a parar en el verano y volver a pararla, pero no se va a hacer eso.

 –¿Hay un problema de generación?

–Hay un déficit de generación que se va a solucionar con inversión en dos o tres años.

 –¿Y cómo van a resolver ese problema de generación energética en el verano sin Atucha I?

–Nosotros estamos trabajando en gestionarlo, en mitigar cualquier exposición. Dependemos de un montón de factores. Se depende mucho del clima, Del clima de acá depende de a donde lleguen los picos de consumo y del clima de otros lugares, por ejemplo, en Brasil, va a determinar cuánta agua puede haber disponible para generación hidráulica y por lo tanto la posibilidad de importar energía. Nadie te puede decir si va a haber cortes o no va a haber cortes. El que dice eso miente.

 –El déficit de generación lleva a pensar en la posibilidad de aplicar cortes programados.

–No, nadie está pensando en cortes programados. Quédense tranquilos, eso no va a ocurrir.

, Fernando Krakowiak

Pampa Energía inauguró este martes un parque eólico en Bahía Blanca con una potencia instalada de 140 MW, equivalentes al consumo de 200 mil hogares. Es el quinto parque que la empresa construye en el sudeste de la provincia de Buenos Aires, lo que le permitió alcanzar los 427MW de generación eólica y consolidarse como una de las empresas líderes del sector.

Pampa invirtió US$ 260 millones en PEPE VI.

«Desde 2018 llevamos invertidos cerca de 830 millones de dólares en energía renovable, siendo este el sexto parque que desarrollamos. (NdR: uno se lo vendieron a Total). Es un gran orgullo ver qué en sólo seis años nos hemos posicionado como una de las empresas líderes en este segmento realizando un gran aporte a la transición energética», aseguró el titular de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, quien estuvo acompañado por el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, el intendente de Bahía Blanca, Federico Susbielles; y el CEO de Pampa Energía, Gustavo Mariani.

El acto de inauguración, del que participó EconoJournal, inicialmente estaba previsto al aire libre, pero el fuerte viento, con ráfagas de 65 kilómetros por hora, obligó a trasladar el evento a una carpa que había sido montada como plan B, donde los 150 invitados pudieron ver en una pantalla gigante el video de cuándo llegaron los aerogeneradores por barco y de cuando se fue montando cada una de las torres.
El Parque Eólico Pampa Energía VI (PEPE VI), instalado en un predio de 4000 hectáreas a unos 25 kilómetros del centro de Bahía Blanca, demandó una inversión de US$ 260 millones. Está compuesto por 31 aerogeneradores de la danesa Vestas importados de China y es el primero en el país en estar conectado a una línea de 500 kV. que lleva la energía a la Estación Bahía Blanca. Para su puesta en marcha fue necesario la construcción de una estación transformadora y línea de extra alta tensión de 8km.

«El crecimiento de energía renovable es un claro ejemplo de que cuando hay políticas de estado que se respetan a lo largo de los años, independientemente de los cambios de gobierno, el sector privado responde con inversiones de miles de millones de dólares», sostuvo Mindlin.
«Todos saben que la infraestructura está un poco corta para aguantar todo el crecimiento que creemos desde el gobierno que tenemos por delante y necesitamos muchos parques eólicos y muchos Pampa Energía para poder acoplarnos a la oportunidad de crecimiento que tiene la Argentina», remarcó Daniel González.
“Estos proyectos generan importantes ahorros de divisas para el país. Porque en lugar de importar combustible para generar energía, que son más caros y muy contaminantes, usamos inteligentemente nuestros recursos naturales, en este caso el viento” agregó el presidente de Pampa.
Además, afirmó que: “El gobierno nacional está consolidando, después de muchos años, una política de déficit fiscal cero. Sabemos que los argentinos están haciendo un enorme esfuerzo, especialmente los más vulnerables. Cómo empresarios tenemos el deber de acompañar ese esfuerzo, continuando y acelerando nuestras inversiones en el país, generando más actividad y más empleo”.

El crecimiento de Pampa

Pampa es una de las mayores generadoras de energía eléctrica del país, con una potencia total de 5472 MW, a través de nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos. Además, según datos de CAMMESA, es la empresa privada que más energía genera desde 2018, con un aporte del 15% sobre el total de la Argentina.
Actualmente opera cuatro parques en el sudeste de la provincia de Buenos Aires: PEPE II y PEPE III, ambos de 53 MW, y PEPE IV y PEPE VI de 81 MW y 140 MW respectivamente. Además, posee el Parque Eólico Arauco II de 100MW en la provincia de La Rioja.

, Fernando Krakowiak

NEUQUÉN.- Nueve meses después de asumir como gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa retomó las negociaciones con empresas petroleras para adjudicar nuevas concesiones de explotación no convencional (CENCH) en Vaca Muerta. La novedad es que, tras la sanción de la Ley Bases, la administración patagónica incluyó en esas negociaciones la ejecución de obras de infraestructura para otorgar nuevas concesiones. Entre las negociaciones más avanzadas se encuentra la de Narambuena, un bloque que comparten YPF y Chevron en partes iguales que será operado por la petrolera bajo control estatal. Se estima que la CENCH del área se aprobaría en las próximas semanas.

La Ley Bases estableció que las operadoras de campos convencionales puedan solicitar hasta el 31 de diciembre de 2028 la reconversión de esas áreas en CENCH y extender por 35 años el plazo de concesión. Según indicaron fuentes gubernamentales a EconoJournal, ante la imposibilidad de negociar un nuevo monto de regalías más conveniente –mecanismo que la Ley Bases contempla en el Artículo 125 para nuevas concesiones- la provincia optó por pedirles a las empresas que financien obras de infraestructura estratégicas como redes de gas natural o tramos de algunas rutas provinciales, algo que Figueroa había blanqueado en la Mesa Vaca Muerta que se realizó en Añelo en mayo pasado.

Figueroa visitó Houston la semana pasada para participar del Vaca Muerta’s Day en la ciudad texana.

“Las empresas no están cómodas con cambiar las condiciones (de renegociación) y esto hace que las negociaciones se demoren un poco más”, admitió en reserva una fuente de la industria en relación a la solicitud para que costeen redes domiciliarias de gas o el pavimento de nuevas rutas.

En la gobernación neuquina interpretan que las condiciones de explotación de Vaca Muerta no son las mismas que en 2014, cuando se aprobó en el Congreso nacional la Ley 27.007, que creó la figura de una concesión no convencional y fijó los parámetros de renegociación de las áreas que vencían en 2027. En ese momento, el costo de explotación y las productividades del play no convencional de la cuenca Neuquina eran mucho más altos. Diez años después, con buena parte de Vaca Muerta ya deriskeada, en la provincia argumentan que la renta del negocio ya transitó la curva de aprendizaje, por lo que las empresas tienen mayor espalda para costear proyectos de infraestructura.

Primer ejemplo

Las provincias nucleadas en la Ofephi intentó bloquear la inclusión en la Ley Bases de la cláusula que autoriza a los privados a solicitar la reconversión de campos convencionales en no convencionales hasta 2028, pero ante la decisión del gobierno nacional de incluir ese apartado, optaron por buscar como salida que se financie infraestructura necesaria para garantizar el desarrollo integral de Neuquén.

A modo de ejemplo, la gobernación de Rolando Figueroa logró que YPF aceptara costear el tendido de un gasoducto de 14 kilómetros para llevar gas natural a los barrios de la meseta de Añelo, la localidad que funciona como puerta de acceso a Vaca Muerta, y ahora busca conseguir una obra similar para Rincón de los Sauces, según indicó una fuente al tanto del proceso. Otra novedad es que la provincia aspira a que las petroleras mejoren los aportes en concepto de Responsabilidad Social Empresaria (RSE), estimándola en función de la producción de hidrocarburos que estima de cada operadora.

Narambuena

YPF retomó en los últimos meses el pedido para reconvertir a explotación no convencional el bloque Narambuena, un área de 200 kilómetros cuadrados que se encuentra dentro de la concesión de Chihuido de la Sierra Negra y que fue otorgada en un 50% para YPF y otro 50% a Chevron.

Narambuena está ubicada dentro del área Chihuido de la Sierra Negra.

Los trámites se iniciaron ante la provincia entre mayo y abril con el fin de que las compañías puedan llevar a desarrollo masivo el campo ubicado en el noreste neuquino. Si bien la gestión de estos permisos había comenzado durante el mandato anterior a cargo de Omar Gutiérrez, finalmente no prosperó y ahora YPF aspira a destrabar las negociaciones bajo las nuevas reglas que impone la gobernación de Figueroa. Lo que sucedió, en realidad, es que la victoria del actual gobernador en los comicios de abril de 2023, que marcó la derrota del Movimiento Popular Neuquino (MPN) por primera vez en 60 años, puso en suspenso las aprobación de nuevas CENCH, entre ellas la de Narambuena. Según explicaron fuentes al tanto del proceso,YPF presentó el plan técnico de desarrollo del área y el proyecto ahora está bajo el análisis de la Secretaría de Ambiente y la Dirección de Recursos Hídricos.

“No debería haber problemas para su aprobación, actualmente se está haciendo una evaluación técnica y estimamos que podría salir en este año. Normalmente una CENCH tardaba dos años, pero ya hay una experiencia que permite acelerar estos trámites”, afirmaron.

En 2022 Chevron e YPF habían anunciado que su intención era invertir 3.000 millones de dólares en el desarrollo no convencional del bloque Narambuena que incluían la perforación de 220 pozos en el área, de los cuales 14 horizontales se harían en el marco de la etapa piloto.

, Laura Hevia (desde Neuquén)

La soda ash, conocida también como carbonato de sodio, es un químico alcalino que se presenta en forma de una sal blanca y soluble en agua. Es un componente crucial en la fabricación de vidrio, baterías de litio, detergentes y diversos productos químicos. La Argentina enfrenta desafíos significativos en este mercado, principalmente debido a su limitada capacidad de producción y a la falta de reservas de trona, el mineral del que se obtiene el carbonato de sodio natural. En este contexto, se destacó el anuncio de Álcalis de la Patagonia (ALPAT) de invertir 250 millones de dólares para expandir su capacidad de producción a 550.000 toneladas anuales para 2027.

Desde 2005, Álcalis de la Patagonia (ALPAT) se ha consolidado como el único productor de soda ash en Sudamérica, con una planta ubicada en Punta Delgado, provincia de Río Negro. En un informe difundido por ALPAT y Grupo Indalo se destacó que la empresa utiliza el proceso Solvay para producir 250.000 toneladas anuales de soda ash, abasteciendo principalmente a la industria del vidrio local y ahora apuesta e incrementar su capacidad productiva.

Soda ash en la Argentina

Desde 2018, la Argentina incrementó tanto el monto como el volumen de importación de soda ash, con empresas como ANSAC y Solvay como principales proveedores. En 2023, el país importó 393.000 toneladas, un valor que ascendió a 190 millones de dólares, destinándose principalmente a los sectores productivos del litio y el vidrio​.

La dependencia de las importaciones plantea varios desafíos para la industria argentina. Por un lado, el precio de la tonelada importada de soda ash ha aumentado considerablemente en los últimos años (de 260 dólares en 2018 a 485 dólares en 2023) generando un encarecimiento de la cadena de suministro. 

Este incremento se debe, en parte, a factores externos como el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania, que elevó los costos logísticos y energéticos a nivel internacional. Además, la implementación del régimen de admisión temporal en la Argentina permite que empresas multinacionales importen insumos a precios reducidos, generando una desventaja competitiva para productores locales como ALPAT.

Desafíos

La soda ash es fundamental en la cadena de valor del litio. Durante el proceso convencional de producción de litio, la soda ash se utiliza para extraer calcio de las salmueras ricas en sales de litio y convertir el mineral en carbonato de litio, una forma más soluble y fácilmente procesable. Los reactivos, incluida la soda ash, representan el 41% de los costos de producción del litio.

Dado que la Argentina es uno de los principales productores de litio a nivel mundial, la demanda local de soda ash está en constante aumento. Se estima que solo en Argentina se consumirían un millón de toneladas anuales de soda ash para 2030 si se concretan todos los proyectos de litio en marcha, multiplicando así la necesidad de este insumo en Sudamérica a tres millones de toneladas anuales​. 

A nivel mundial, la producción de soda ash -que se divide entre carbonato de sodio (30%) y sintético (70%)- alcanzó un récord histórico de 58 millones de toneladas en 2022. Estados Unidos es el principal productor de soda ash natural, mientras que China lidera la producción de soda ash sintética.

Sin embargo, la capacidad actual de producción nacional no es suficiente para satisfacer esta creciente demanda, lo que refuerza la necesidad de incrementar la producción local para reducir la dependencia de las importaciones y mejorar la competitividad de la industria.

La demanda global de soda ash se proyecta que crecerá a una tasa del 6% anual hasta 2032, impulsada por su uso en la fabricación de vidrio, baterías de litio y detergentes​.

En este contexto, la expansión de la capacidad productiva de ALPAT y la potencial instalación de nuevas plantas de soda ash en Argentina representan una oportunidad estratégica para reducir la dependencia de las importaciones, fortalecer la cadena de valor local y mejorar la competitividad de las industrias vinculadas al litio y el vidrio.

, Mauricio Luna

SALTA (enviada especial)-. Directivos de YPF Luz, la compañía de generación eléctrica controlada por el Estado; y de Central Puerto, una de las dos mayores empresas generadoras de energía del país; brindaron detalles en el Argentina Mining sobre las soluciones energéticas y las oportunidades que hay para abastecer a proyectos mineros en el noroeste del país.

Martín Juárez, gerente de Desarrollo de Negocios de YPF Luz, aseguró que las soluciones incluyen líneas de transmisión de alta tensión para poder llevar energía renovable al sitio donde vayan a operar las mineras. “Para atender las necesidades de la industria tenemos un portafolio diverso en tecnología y ubicación geográfica para capturar todas las oportunidades que haya. Tenemos prioridad de despacho para todo lo que generemos de energías renovables”, remarcó. El ejecutivo de YPF advirtió que “la mayoría de los proyectos mineros están alejados de la infraestructura de energía existente y queremos solucionar esta situación. Por eso estamos trabajando sobre el Proyecto Puna”.

Soluciones

El Proyecto Puna tiene como objetivo la interconexión eléctrica en alta tensión de proyectos mineros y comunidades del sector cordillerano de Salta y Catamarca. Se trata de una red de 300 kilómetros de extensión que tendrá una capacidad de 300 a 500 megavatios. Su construcción comenzaría a principios de 2025 y estaría operativa en 2027. La iniciativa demandará una inversión de más de US$ 400 millones.

Juárez detalló que “se trata de una línea troncal que está pensada en dos tramos. El primero será de 345 kV y el segundo de 220 kV. Tendrá una tensión de distribución de 132 kV. La pensamos acá para dar solución concreta a la minería de litio. Está ubicada estratégicamente”.

Avances

El gerente de Desarrollo de Negocios de YPF Luz informó que el relevamiento de la traza ya fue completado al igual que la topografía área y la primera etapa de los estudios eléctricos. La ingeniería básica presenta un 70% de avances y los estudios geotécnicos un 60%. La licitación se encuentra en proceso ya que fue lanzada en agosto y las servidumbres también están en la misma etapa. 

Por su parte, Leonardo Katz, director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto, destacó que “la minería en el norte argentino es un sector clave para la economía del país con operaciones que demandan un suministro eléctrico constante y de alta calidad. Está la necesidad de las empresas locales de ser más competitivas y de buscar soluciones de abastecimiento más confiables, que garanticen una mayor eficiencia operativa y reducción de costos energéticos”.

Katz detalló que el proyecto que tiene la firma para abastecer la demanda minera consiste en una línea de alta tensión con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna. 

“Hay una posibilidad de abastecer esa demanda con energía renovable y/o térmica competitiva. Prevemos que habrá una demanda inicial de 150 megawatts (MW), con potencial de crecer a 350 – 400 MW a 10 años vista. Esto pone un desafío ingenieril. Estamos concentrados en trabajar desde la Puna hasta el Salar del Hombre Muerto, para poder acercarnos a las diferentes demandas de la zona”, planteó el director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto.

Desafíos

Katz advirtió que se presentan diversos desafíos para llevar a cabo ese proyecto. Uno de ellos radica en la necesidad de cambiar la normativa actual de “open access”, por al menos el plazo de duración del contrato. 

Otro de las cuestiones que marcó el ejecutivo es que se debe dar el desarrollo de ingeniería que brinde una solución confiable a la demanda, cumplimentando la normativa vigente. También, que será necesario cerrar contratos de venta de energía con la demanda interesada, contemplando plazos y etapas de crecimiento de cada proyecto y lograr aprobaciones nacionales y provinciales en los tiempos requeridos por el proyecto. 

El ejecutivo de Central Puerto remarcó: “Esto nos va a permitir establecer la infraestructura necesaria para darle respuesta a esa demanda. Son proyectos que van a ser parte del RIGI porque necesitan ser financiados para ser competitivos. Hay que modificar aspectos de regulación para proteger a esta infraestructura y a los que deciden invertir. Se debe proteger la manera en la que el proyecto se sostiene económicamente. Son propuestas factibles”. 

Por último, Katz expresó que “es una buena noticia que el RIGI se haya convertido en ley y que en la provincia se ratifique. Es un motivo más por el que Salta se hace atractivo para estos proyectos”.

, Loana Tejero

La reciente intervención del jefe de Gabinete de Ministros, Guillermo Francos, ante la Cámara de Diputados encendió las alarmas en torno a la paralización de la obra de Dioxitek, la nueva planta de producción de dióxido de uranio (UO2) en Formosa. Según su Informe de Gestión, Francos aseguró que el Gobierno Nacional no tomó decisiones para detener el proyecto. Sin embargo, esta declaración no se condice con la realidad en la planta y el impacto financiero que tiene el freno de la obra.

“El Proyecto de la Nueva Planta de Uranio (NPU) en Formosa es crucial para garantizar el suministro de dióxido de uranio, un componente clave para las centrales nucleares de toda la Argentina. Además, representa una importante oportunidad de desarrollo económico y tecnológico para la región. La paralización total del proyecto pone en jaque estos objetivos, lo cual afecta directamente al suministro de combustible nuclear en el país”, expresó Julio Aráoz, expresidente del Directorio de Dioxitek.

Contrario a lo que comunica el Gobierno nacional, en la actualidad, la planta de Dioxitek en Formosa no avanza y opera sólo en un modo mínimo de seguridad. Además, la falta de financiamiento nacional llevó al despido de personal técnico y profesional: 36 trabajadores fueron desvinculados en lo que va del 2024.

La falta de transferencias comprometidas por parte del Gobierno nacional provocó la paralización total del proyecto NPU. Las deudas acumuladas con los contratistas que trabajan en el proyecto también producen un importante perjuicio económico y potenciales conflictos legales para Dioxitek, lo que pone en riesgo su poca estabilidad operativa.

El corte del proyecto también tiene implicancia para la planta de Dioxitek en Córdoba, cuyo futuro está directamente ligado al avance de la obra en Formosa. La renovación del permiso para operar más allá de diciembre de 2024 está en riesgo y perjudica el panorama de la energía nuclear.

Una situación incierta y urgente

Para el Informe de Gestión de Francos, desde la provincia se planteó la necesidad de aclarar por qué el Gobierno nacional incumplió el acuerdo homologado judicialmente para la construcción de la planta en Formosa y cómo se remediarán los más de 150 millones de dólares ya invertidos. También se pidió evaluar las consecuencias legales y económicas de la paralización, que aún no fueron adecuadamente analizadas.

Las respuestas del Gobierno nacional sobre el estado del proyecto dejaron mucho que desear. Guillermo Francos aseguró que no había decisiones para detener la obra, pero los hechos cuentan una historia diferente. Sostienen que a diciembre de 2023 el avance del proyecto era del 69,5%, con una inversión de aproximadamente 149 millones de dólares, frente a una estimación total de 214,5 millones. Según Francos, la interrupción de las partidas del Tesoro desde septiembre de 2023 “demoraron” la construcción.

Esta respuesta demuestra contradicción en cuanto a su grado de avance, en una entrevista radial en el mes de julio el expresidente del Directorio de Dioxitek, Julio Aráoz, expresó: “Es una inconsistencia la paralización y el freno en las obras en una empresa que es clave en la industria y que está en un 80% terminada y próxima a quedar operativa”.

Falta de respuesta del Gobierno sobre la obra de Dioxitek

“Desde el ministerio de Economía se informa que a la fecha no hay ninguna decisión ni comunicación del Gobierno Nacional en donde se informe o solicite a DIOXITEK no culminar o no continuar la Obra NPU en la Provincia de Formosa”, sostuvo el ministro.

“Durante la gestión anterior de Gobierno, en el mes de septiembre del 2023 se dejaron de recibir partidas de parte de Tesoro de la Nación, por lo que el ritmo de la obra se ha disminuido y DIOXITEK se encuentra en una situación deudora con algunos proveedores, pero de ninguna manera se ha detenido la obra”, negó Francos.

“Al momento no hay un perjuicio patrimonial dado que se están haciendo las inversiones y tomando todos los recaudos para que esta ralentización no perjudique la infraestructura y los equipos existentes en la NPU. No se ha efectuado el análisis de eventuales consecuencias penales, no se ha solicitado o instruido a DIOXITEK a no culminar la obra”, respondió el funcionario, sin brindar certezas al respecto.

Francos argumentó que la desaceleración se debe a la falta de partidas del Tesoro y que, a pesar de la situación de deuda con proveedores, no se detuvo la obra. Sin embargo, la falta de transparencia y la ausencia de un análisis adecuado sobre las consecuencias legales y económicas de la paralización generan una gran incertidumbre sobre lo que ocurrirá a futuro con Dioxitek en Formosa.

El futuro de la planta y la seguridad del suministro de combustible nuclear en la Argentina están en una encrucijada crítica. La disparidad entre la información oficial que da el Gobierno Nacional y la situación real pone en evidencia una falta de claridad y una crisis que requiere una pronta resolución, no sólo para el proyecto, sino para todo el sistema de generación de energía, cuya reactivación es crucial para mantener el equilibrio energético del país.

, Redaccion EconoJournal

Transportadora Gas del Sur (TGS), la compañía co-controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, fue distinguida con el máximo galardón de los Premios Fortuna 2024 a las mayores y mejores empresas del país. «El crecimiento y el desarrollo que tgs viene llevando a cabo en los últimos años, le otorga no solo un posicionamiento como una compañía de energía líder en el sector del Oil & Gas, sino que le genera reconocimientos por parte de otros sectores empresariales de nuestro país», destacaron desde la compañía a través de un comunicado.

Luego de recibir el premio en manos de Jorge Fontevecchia, director del Grupo Perfil, el CEO de tgs, Oscar Sardi, manifestó: “En especial, quiero destacar el compromiso de nuestros accionistas controlantes, Pampa Energía y familia Sielecki, de continuar invirtiendo y creciendo en el sector energético de nuestro país, permitiendo a tgs transformar su negocio fundacional de transporte de gas natural por gasoductos hasta consolidarse como líder en la prestación de servicios a lo largo de toda la cadena de valor del gas natural”.

A su vez, el ejecutivo aseguró: “Recibir este importante reconocimiento es motivo de orgullo para quienes formamos parte de tgs y refleja el esfuerzo y compromiso de las 1,100 personas que trabajan día a día para contribuir al desarrollo de nuestro país”.

Desarrollo

En base a este reconocimiento, desde la transportista afirmaron: «Cabe destacar que la compañía lleva invertidos en el orden de 800 millones de dólares en Vaca Muerta desde el año 2018 y tiene proyectos para continuar ampliando su portfolio de servicios midstream a nivel nacional».

El premio que otorga la Revista Fortuna reconoce anualmente a empresas nacionales de sectores como el alimenticio, eléctrico y petrolero, como las industrias automotrices, de telecomunicaciones y los bancos. La elección de las compañías surge de la evaluación que realizó Aurum Valores, el agente de bolsa que acompañó a la revista en el análisis de los premiados.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno va a designar en las próximas horas a Tristán Socas, un especialista en finanzas, como nuevo presidente de la empresa estatal Enarsa. Socas reemplazará en el cargo a Juan Carlos Doncel Jones, quien sin embargo seguirá en la compañía, pero solo como gerente general y ya no como titular del Directorio (hasta ahora ocupaba ambas posiciones). Así lo confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales al tanto del nombramiento.

Socas es un ingeniero industrial recibido en el ITBA que luego se especializó en finanzas en la London Business School. Hasta el 2017 trabajó en el Standard Bank en Londres. En 2018 se incorporó a BAF Capital como director ejecutivo. Y a fines de 2022 se desvinculó de esa compañía y en marzo del año siguiente fundó AAA+ Finance.

Tristán Socas es un experto en Finanzas que se desempeñó durante año en BAF Capital.

El armado de Santiago Caputo

Las fuentes consultadas por este medio indicaron que quien lo eligió para la presidencia de Enarsa —una de las empresas públicas que pretende privatizar el gobierno— es el asesor presidencial Santiago Caputo, quien no ocupa un cargo en el Estado Nacional, lo que le evita tener que rendir cuentas sobre sus acciones, pero viene acumulando cada vez más poder en la gestión de la administración de Javier Milei y en especial dentro del área energética.

Hace algunas semanas impulsó a Alberto Lamagna como nuevo presidente de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) y a Guido Giana y Jeremías Coppola como directores de la empresa que administra las centrales atómicas, quienes asumieron hace dos semanas. A su vez, Caputo fue quien les ofreció la postulación como jueces de la Corte Suprema a Ariel Lijo y Manuel García-Mansilla.

La intención oficial es que la llegada de Socas a la presidencia de Enarsa le abra la puerta al nombramiento de al menos dos directores nuevos en la empresa estatal, según consta en la nota de llamado a asamblea general ordinaria de Enarsa que está firmada por el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo y tiene fecha del 9 de septiembre.

Enarsa administra una disímil agenda de temas como la importación de gas desde Bolivia y de Gas Natural Licuado (GNL), la construcción de plantas compresoras del Gasoducto Néstor Kirchner, que aún están inconclusas; el contrato con la china Gezhouba por la instalación de las dos represas hidroeléctricas en Santa Cruz, que sufrió múltiples alteraciones temporales; y la propiedad de las represas hidroeléctricas del Comahue, cuyos contratos originales de concesión finalizaron el año y el gobierno tiene pendiente cómo reconcesionará o reprivatizará las centrales.

Santiago Caputo, una de las tres personas más importantes del gobierno, gana terreno en el área energética.
, Nicolas Gandini

HOUSTON (enviado especial).- Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, quiere acelerar los plazos de ejecución del Vaca Muerta Sur (VMOS), uno de los proyectos insignia de su gestión al frente de la petrolera bajo control estatal, que prevé la construcción de un oleoducto desde Neuquén hasta Río Negro y la construcción de un puerto de exportación de crudo en Punta Colorada, en la provincia patagónica.

El directivo afirmó que “en dos semanas cerramos la convocatoria (al resto de los productores de Vaca Muerta) a sumarse al VMOS. El que no entró (en esa fecha), no entró y va a tener más caro su acceso a la capacidad de transporte de crudo”. Lo hizo en el evento “Shale en Argentina”, organizado este jueves en esta ciudad por el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), del que fue uno de los oradores centrales.

“Cada día que nos demoramos con este proyecto le hace perder al país 12 millones de dólares. Por eso, queremos llevarlo adelante. Todas (las empresas) vamos a tener una misma tarifa, pero el que no ingresa en la primera etapa, se queda afuera. YPF no es más la YPF boba, es una empresa privada que tiene que generar valor para todos los accionistas”, advirtió el presidente de la mayor petrolera del mercado argentino en lo que pareció ser un mensaje para el resto de las petroleras que operan en Vaca Muerta. Hasta el momento, sólo dos compañías firmaron la carta de intención para sumarse formalmente a la iniciativa, que demandará una inversión de alrededor de US$ 2600 millones. Resta saber qué decisión tomarán otros players como Pluspetrol, Tecpetrol, Shell, Chevron y Pampa Energía, entre otros.  

GNL

Marín se definió como un “soldado del GNL” en referencia a su estrategia de impulsar la construcción de una planta de licuefacción de Gas Natural Licuado de 30 millones de toneladas métricas de gas en Río Negro.

“En India (estuvo la semana pasada en Asia junto con el ministro de la Unión de Petróleo y Gas de ese país) me dijeron que si no llegamos en 2030 con el proyecto de GNL nos olvidemos de ser proveedor de la India. En Alemania nos dijeron lo mismo, que si no llegamos a 2031 estamos fuera. Con YPF estamos abriendo el mercado, pero este tiene que ser el proyecto de GNL de toda la Argentina. YPF va a tener un share (participación) del proyecto, pero no será el único dueño de la compañía”, expresó.

Horacio Marín fue el orador principal del Shale en Argentina organizado en Houston por el IAPG.

El titular de YPF trazó un escenario de lo que, a su entender, son las oportunidades reales con las que cuenta la Argentina para capturar nuevos mercados de gas natural en el futuro para colocar el fluido que se extraerá en Vaca Muerta. “Me dicen que apuntemos a la urea (en referencia a la duplicación de Profertil), pero la urea son 2 millones de m3/día de gas natural. Si sextuplicamos la producción de urea, serían 6 millones. Chile, si te lo comes todo (SIC), podría representar otros 15 millones de m3. Brasil no te va a comprar gas a 20 años. Nadie te va a firmar un contrato a largo plazo, porque tienen el presal (el potencial offshore). Nosotros vinimos a ampliar la torta: sin GNL la Argentina no podrá desarrollar sus recursos gasíferos”, destacó.  “Entonces, es el mercado regional regional y el GNL en conjunto”, concluyó.

, Nicolás Gandini (desde Houston)

HOUSTON (enviado especial). – El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, expuso sobre el potencial que posee la provincia ante referentes de la industria del Oil&Gas, en la nueva edición del Shale in Vaca Muerta organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG) y el IAPG Houston que tuvo lugar este jueves en Estados Unidos. El mandatario neuquino se refirió a la oportunidad que posee la Argentina con Vaca Muerta y consideró: “Si reinvertimos la ganancia del gas y el petróleo, vamos a salir más rápido del cepo cambiario”.

Figueroa advirtió que existe una carrera contra el tiempo que implica ser más eficientes. “Por la sanción de la Ley Bases habrá yacimientos destinados únicamente a la exportación. El mercado doméstico va a estar plenamente abastecido, pero ahora nuestro desafío será ser más eficientes para competir en el mercado de exportación”, aseveró.

Pasos a seguir

El funcionario detalló que desde la provincia“hay un programa en marcha para triplicar la producción de petróleo y gas (incluyendo el GNL) para 2031. Esto requiere de muchas inversiones. En Neuquén, tenemos 47 áreas no convencionales concesionadas. 15 están otorgadas a petroleras de primer nivel y 14 tiene la empresa petrolera provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GYP). Sólo está otorgado el 33% de Vaca Muerta”.

Ante este escenario, Figueroa sostuvo que “se debe monetizar el subsuelo, no podemos fracasar. Esta es la última oportunidad de los neuquinos de trabajar con el subsuelo y de los argentinos de hacer las cosas bien. Con este recurso, podríamos generar exportaciones por US$ 30.000 millones para 2030, sería una nueva pampa húmeda sin riesgo climático”.

RIGI

El gobernador patagónico dio a conocer que enviarán una Ley a la Legislatura de Neuquén. “Vamos a adherir al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones y lo vamos a complementar con esa normativa que va a premiar y atraer distintas productividades. Contemplamos diferimientos tributarios y nuestras empresas tendrán un apoyo económico. También, habrá formación para compañías locales”, planteó.

“Tenemos una oportunidad de convertir a Neuquén en un polo de procesamiento de datos. Esto generará mucha temperatura, pero nosotros en la provincia contamos con un enfriamiento natural. Por eso debemos trabajar en el desarrollo de la infraestructura y las vías de comunicación”, adelantó.

Reinversión

El mandatario de Neuquén informó que las regalías se invertirán para
tener una provincia próspera más allá de Vaca Muerta. “Siempre tiene que ser un win-win para ambas partes, trabajar en forma conjunta, acordando con las operadoras. Trabajamos, y mucho, en la reglamentación de la Ley Bases. Estamos construyendo un horizonte”, aseguró.

A su vez, remarcó: “Nosotros tenemos superávit fiscal en el semestre. Hemos dado vuelta la matriz de la provincia. Debemos estar ordenados. Uno de los puntos centrales es la educación. Las becas que se reciben en la provincia se financian en buena medida del gas y petróleo y debemos trabajar para que cuando no esté más el Oil&Gas tengamos una población educada”.

, Por un enviado especial.-

HOUSTON (enviado especial).- El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, participó de la cuarta edición del «Shale in Argentina», el evento organizado este jueves en esta ciudad por el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), tanto por su casa central en Buenos Aires como por su sede en Houston, que se está desarrollando en el Hotel Hilton DoubleTree en Houston, Estados Unidos. Allí el funcionario realizó un balance sobre la gestión del área energética e informó cuáles son los pasos a seguir para los próximos meses. En esa línea, advirtió: “Estamos trabajando en mejorar los tratados de protección a la inversión, con foco especial en reducir los plazos de arbitraje. No puede ser que el inversor extranjero que ha confiado en nuestro país y tuvo alguna controversia con el Estado nacional tenga que esperar 12 o 15 años para recuperar la inversión”.

El titular del área energética precisó que “lo que buscamos en este tipo de tratados es que todos los mecanismos sean más rápidos” y remarcó que una de las metas de la gestión es maximizar la renta. “Ese es el verdadero cambio de modelo que está fijado como objetivo de la Ley de Hidrocarburos, maximizar los recursos en esta ventana de oportunidad, sin perjuicio de satisfacer las necesidades del país. Por eso, es fundamental entender que se eliminaron las autorizaciones para exportar. La exportación es un derecho”, planteó.

Esto es así porque el artículo N° 6 de la Ley de Hidrocarburos define que las empresas productoras podrán exportar libremente los recursos que extraigan del subsuelo, siempre y cuando no exista una objeción por razones técnicas y económicas por parte de la Secretaría de Energía. Sobre este punto, Rodríguez Chirillo explicó que “esa no objeción no significa que la exportación que se objeta no se vaya a poder hacer, sino que la Secretaría tendrá que dar con motivos técnicos y económicos relacionados a las condiciones de seguridad de suministro. Lo importante es que se ha invertido el orden de la prueba. Las empresas ahora tienen el derecho a exportar y la autoridad de aplicación podrá hacer alguna objeción, pero sólo tiene un plazo de 30 días para hacerlo”.

El funcionario también detalló que se encuentran trabajando en conjunto con el IAPG sobre un estudio de los recursos y reservas de hidrocarburos existentes en la Argentina, a fin de que los inversores tengan una tranquilidad adicional en su inversión.

Cambio de modelo

En su participación en el Shale in Argentina, Rodríguez Chirillo adelantó que la Reversión del Norte estará lista entre fines de septiembre y mediados de octubre. Se trata de una obra clave puesto que permitirá reemplazar los volúmenes de gas que se importan desde Bolivia, que está en declino productivo, por gas no convencional de Vaca Muerta y que abastecerá a nuevas industrias y hogares de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy.

Respecto al precio de los combustibles líquidos, el responsable de Energía resaltó que“el mercado fue fijando un sendero para alinearnos con el precio de exportación. Lo hemos alcanzado, estamos muy cerca y es lo que se va a mantener”.

Cuellos de botella

Chirillo también expuso sobre los cuellos de botella que aquejan al sector y sobre los pasos a seguir para darles una solución y aprovechar el potencial que posee la Argentina. “Teníamos un problema de infraestructura. El gobierno anterior nos debió haber dejado un sistema de transporte con las plantas compresoras”, cuestionó.

No obstante, expuso sobre el trabajo impulsado por la Secretaría para impulsar obras estratégicas y destacó la creación del Régimen de Iniciativa Privada para la Infraestructura. Chirillo puntualizó que a través de este mecanismo “el Estado puede declarar de interés público a un proyecto y llamar a concurso. Naturalmente, lo más probable es que el concurso lo gane la empresa que ganó el proyecto, pero en caso contrario se le reconocen unos honorarios y los costos de desarrollo de la iniciativa”.

Balance

El secretario se refirió a uno de los cambios más sustanciales que introdujo el gobierno para darle fin a la primacía del suministro del mercado interno de petróleo y gas por sobre el de exportación, un cambio que marcó un quiebre respecto a las demás modificaciones introducidas en el marco regulatorio de las últimas dos décadas puesto que siempre se había priorizado el autoabastecimiento.  “Queremos pasar a ser un modelo de exportación neto. En los últimos 20 años, algo que nos hizo mucho daño fue el autoabastecimiento y soberanía energética. Ahora las empresas tienen el derecho reconocido en la Ley Bases para la libre comercialización del exterior por cualquier vía, por ductos a Chile, Brasil. Hay un reto muy importante por ductos”, aseguró el funcionario.

Por último, Chirillo aseveró: “Estamos impulsando verdaderos cambios de fondo. Hubo un intento en 2016 pero no se llegó a alcanzar una reforma como la que estamos haciendo ahora. En 20 años, el Estado subsidió 104.000 millones de dólares. El modelo estaba agotado. Nosotros hemos bajado subsidios en siete meses por 2.736 millones de dólares”.   

, Nicolás Gandini (desde Houston)

La matriz de generación es hoy diferente por la inserción de las energías renovables lo que hace que las recetas de los 90 no sean válidas. Aplicar en estos momentos la sanción de costos margínales como precio spot en lugar del costo medio, como se realiza con la sanción de precios estacionales, conllevaría a un proceso de incrementos y subsidios insostenibles de apropiación de todo el excedente del consumidor.

La evaluación de inteligencia indica que debe implementarse una acción disruptiva, que lleve a la modernización del sistema de garantía de suministro para las inversiones del RIGI (especialmente mineras), complementando la infraestructura critica para tal fin y haciendo crecer al alicaído mercado de las grandes construcciones en función de los futuros flujos de fondos proveniente de la implementación de los proyectos y recaudación impositiva derivada al respecto.

La libertad de contratación es el objetivo final entre la oferta y la demanda a voluntad de las partes. La acción disruptiva pasa por partir el despacho de generación separando el segmento residencial y el resto y alocar las generaciones más baratas al mercado residencial y el resto al mercado para que se transforme en un mercado de contratos con obligación del demandante de contratar toda su curva de carga con un generador.

Haciendo revisión se puede tomar todo el año 2023, tomar los DTE, de allí se puede ver los reconocimientos que se le imputan a cada generador ya sea con contratos a término con CAMMESA de privado de algunas licitaciones efectuadas por la firma, tanto del programa RENOVAR como del programa Térmico resoluciones 21 y 287.

A la generación térmica resulta necesario adicionar los costos de combustibles y de transporte de estos. Por último, se le debe adicionar los costos de transporte imputables a la generación

El cuadro siguiente muestra el resultado de la simulación, basado en datos reales del 2023 en donde en las columnas se consignan todos los valores remunerados a la generación y en la fila la unidad generadora independientemente de su fuente primaria de funcionamiento.

Haciendo lo mismo con toda la generación y tipo, podemos construir una curva típica monótona de carga podemos construir una curva como la siguiente para a cada mes:

La línea roja vertical muestra la intersección donde la demanda residencial es abastecida por la monótona de generación y el precio de corte para el punto de desequilibrio entre la demanda residencial y la generación. El segundo eje la línea amarilla muestra el % de la demanda de energía que se va cumpliendo y su costo de abastecimiento final del último mega watt hora solicitado. El eje de ordenadas es el costo en U$S/MWh de la unidad abatecida.

En una etapa intermedia como la propuesta se podría, mientras se realizan las ecuaciones normativas hacia el equilibrio de costos asociados a la demanda, asignarse distintos escalones N1, N2 y N3. Por ejemplo asignar los costos a estos segmentos en el precio de compra y no sería necesarios subvencionar desde las cuentas del Estado, estableciendo que cada Banco o Distribuidora actúe por cuenta y orden y reenvíen el importe a CAMMESA. Todo el excedente entre el costo de generación y el precio tope de N1, por ejemplo, puede utilizarse para compensar el costo adicional para los usuarios no residenciales. La mayoría de los no residenciales ya cuenta con contratos a términos. Es interesante ahondar en este segmento para que una vez abastecida la demanda de los N y consumos preferenciales al N1 puedan contractualizar el total de su demanda, pagando durante un periodo de transición un sobrecosto participativo que tienda al equilibrio basado en la oferta y la demanda. Capitulo parte merece tratarse los costos de peaje. A medida que se vaya cumpliendo las etapas se debe ir achicando las diferencias entre los N1, N2 y N3.

* Ex funcionario del área energética.

, Vicente Serra Marchese *

La finalización de más de un centenar de contratos laborales en la construcción del proyecto CAREM desató una nueva polémica sobre la continuidad de la obra entre los gremios y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). Los sindicatos denunciaron la paralización del proyecto, pero desde la CNEA respondieron que la obra continúa y que el esfuerzo ahora estará centrado en la solución de los desafíos de ingeniería y montaje electromecánico en el reactor prototipo. Por el momento, no aparece una alternativa de relocalización para los más de doscientos trabajadores desvinculados de la obra en el complejo nuclear Atucha en Zárate, como podría ser el proyecto de extensión de vida de la central nuclear Atucha I, cuyo comienzo hoy es una incógnita.

Esta semana finalizaron 140 contratos laborales en el proyecto CAREM con las empresas contratistas Masoero y Asociados, Conuar y Centro Construcciones. La cifra asciende a más de 200 despidos si se suman otros 89 contratos terminados hace dos meses. Masoero y Asociados es una empresa subcontratada por Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA), la operadora de las centrales nucleares y contratista principal en la obra del reactor.

Una audiencia llevada a cabo el viernes entre autoridades de NA-SA, CNEA, Jefatura de Gabinete de Nación y los gremios UOCRA y UECARA finalizó sin una solución al reclamo gremial de continuidad de los puestos. Frente a la falta de respuestas, la seccional Zárate de la UOCRA y la UECARA declararon la huelga por tiempo indeterminado hasta recuperar el 100% de los puestos de trabajo.

El secretario general de la UOCRA Seccional Zárate, Julio González, atribuyó la finalización de los contratos a una decisión del gobierno nacional de detener el proyecto. “La decisión de la CNEA es paralizar el proyecto”, disparó. El dirigente gremial advirtió que también peligran otros 160 puestos vinculados con las tareas de hormigonado, contratados a través de las empresas Nissan y Carjor.

UOCRA Zárate declaró la huelga por tiempo indeterminado hasta que se reincorpore a los trabajadores.

La respuesta de CNEA

Desde la CNEA comunicaron que las desvinculaciones responden a que el proyecto está en una avanzada etapa de construcción de la obra civil y los contratos asociados a tareas específicas están finalizando. “La obra civil está esencialmente terminada. Faltan detalles que se van a ir completando en los próximos años, a medida que avancen los temas de ingeniería y el montaje electromecánico. Conforme se vayan terminando la ingeniería civil, la obra y lo que estaba planificado, van a ir entrando las otras especialidades”, afirmó el presidente del organismo, Germán Guido Lavalle.

Los temas de ingeniería y de montaje electromecánico se vinculan con la Revisión Crítica de Diseño del reactor CAREM, adelantada por Guido Lavalle a EconoJournal en mayo. El presidente de la CNEA confirmó este martes que ese trabajó culminó. “La revisión de ingeniería que se realizó muestra que, siendo un proyecto innovador, hay elementos para profundizar y probar. Son componentes nuevos y habrá que testearlos en condiciones de operación al momento de ser incorporados al reactor”, afirmó.

La CNEA agregó en el comunicado que se abocará junto al gobierno nacional al trabajo de ingeniería para poder llevar al CAREM a un nuevo estadio y que el proyecto “requerirá de nuevos fondos en el futuro”.

La Central Argentina de Elementos Modulares (CAREM) es un prototipo de reactor modular pequeño (SMR por sus siglas en inglés) de 32 MW eléctricos. Es el primer reactor de potencia (de generación de electricidad) de diseño nacional. El objetivo del prototipo es probar el diseño y las tecnologías que permitirían avanzar a una versión CAREM comercial, de mayor potencia, en módulos de más de 100 MW.

Fuentes conocedoras del proyecto consultadas por este medio señalaron que la revisión de diseño es lógica por la complejidad del proyecto, aunque agregaron que existen trabajos civiles que podrían continuar más allá de la misma, como es el caso de las instalaciones vinculadas al balance de planta. Por ejemplo, la terminación de la sala para la turbina eléctrica Siemens.

No es la primera vez que se siembran dudas en torno a la continuidad de los proyectos nucleares como el CAREM o el reactor multipropósito RA-10. A principios de año, la presidencia anterior de la CNEA reclamó al gobierno nacional una deuda que derivó en el incumplimiento de pagos a los contratistas de los proyectos. Los abruptos recortes en las partidas presupuestarias para la obra pública y para ciencia y educación llevaron a pensar en una parálisis de los proyectos de la CNEA, aunque su construcción prosiguió a diferentes ritmos. En el caso del RA-10, las obras avanzan a buen ritmo, con un presupuesto comprometido para este año equivalente a US$ 40 millones según pudo saber este medio. El reactor tiene una fecha tentativa de puesta en operación para fines de 2025.

Reactor CAREM, agosto 2024. Fuente: CNEA.

Extensión de vida de Atucha I

El reclamo gremial en el CAREM se inscribe en un cuadro laboral complejo en Zárate y en el sector nuclear en general. González explicó que solo en el municipio se perdieron 3000 puestos de trabajo en el sector de la construcción desde comienzo del año. En lo que respecta al área nuclear, existen dudas sobre la ejecución del proyecto de extensión de vida de la central nuclear Atucha I, que debería comenzar a fines de este mes.

El representante de la seccional de la UOCRA duda que los trabajadores despedidos del CAREM puedan ser relocalizados en el proyecto de extensión de vida de la central nuclear. “No es una alternativa para estos compañeros que hoy están siendo despedidos ni para los compañeros que ya venían esperando por una alternativa laboral debido a que Nucleoeléctrica avanza con la extensión de vida pero también manifiesta estar desfinanciado”, dijo González en declaraciones a AM 750.

El nuevo directorio de Nucleoeléctrica, que acaba de llegar a la empresa impulsado por el asesor presidencial Santiago Caputo tal como adelantó EconoJournal, no dio señales públicas aún sobre la ejecución del proyecto de extensión de vida. En el escueto comunicado interno sobre la asunción del directorio, Alberto Lamagna, el nuevo presidente la empresa, destacó como objetivo “la incorporación de capital privado en una empresa como NA-SA, líder en la generación de energía nucleoeléctrica en la región”.

El gobierno sondeó con la Autoridad Regulatoria Nuclear la posibilidad de postergar el proyecto para después del verano para poder contar con Atucha I. Pero el organismo regulador del sector nuclear desaconsejó poner a Atucha I en operación en el verano porque la central ya cumplió su ciclo y debe comenzar la parada de reacondicionamiento para extender su vida útil por 20 años más, una obra que tomará dos años.

, Nicolás Deza