El gobierno sistematizó los ejes centrales de la reforma del mercado eléctrico que pretende instrumentar durante los próximos meses. Después de que el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, se reuniera con los principales referentes privados del sector a mediados de este mes, tal como publicó este medio, el Ejecutivo mantuvo conversaciones adicionales para definir el contorno y el alcance de los cambios que apunta a introducir en la operatoria del mercado de energía eléctrica.

EconoJournal accedió a la nómina de seis pilares en los que se apoyará la reforma, que pese a quedar reducida a una versión light con relación a la que aspiraba a implementar Rodríguez Chirillo a principios de año aún genera una buena cantidad de dudas entre las empresas. En esa lista figuran:

⁠1. Se permitirá la libre contratación en el mercado a término, aunque las hidroeléctricas estatales tendrán restricciones

Así como en los últimos años se edificó un mercado a término para las energías renovables (MATER), el gobierno quiere que la energía generada en centrales termoeléctricas progresivamente sea contratada por grandes usuarios industriales. La gran duda que existe sobre este punto es cuán profunda es la demanda remanente en el segmento industrial, dado que algunas generadoras sostienen que las grandes industrias que contratan su energía por fuera de las distribuidoras ya están prácticamente abastecidas. La energía proveniente de represas hidroeléctricas que hayan revertido al Estado —como las del Comahue— tendrán restricciones y jugarán un rol diferencial por disponer de una estructura de costos más baja que las plantas termoeléctricas. Vinculado al punto anterior, se aspira a que las distribuidoras de electricidad —después de un período de transición cuya extensión deberá ser consensuado con los privados— contraten con generadores privados al menos un 75% de la demanda presente y futura de energía eléctrica.

2. Los generadores tendrán la obligación de proveerse el combustible

Uno de los cambios más complejos de implementar que pretende incluir el gobierno de Javier Milei es que los generadores —Pampa Energía, Central Puerto, AES, YPF Luz, Albanesi y MSU Energy, entre otros— vuelvan a comprar el combustible —gas natural, gasoil, fuel oil y carbón— que utilizan en sus centrales como sucedía hasta mediados del 2000. No es sencillo porque la transferencia de la responsabilidad de adquirir el combustible para el parque de generación en cabeza de los privados implicaría ajustar los contratos surgidos del Plan Gas a través de los que Cammesa, la empresa encargada del despacho, se abastece de gas natural. Esos contratos poseen cláusulas de take or pay que los privados no están dispuestos a asumir.

3. Se establecerá un mercado para transaccionar desbalances o diferencias de generadores no contratados (‘potencia vieja’)

Si el objetivo es que las generadoras retomen la compra de combustibles, el gobierno deberá robustecer primero primero sus ingresos, en especial a las que entregan energía proveniente de centrales térmicas e hidroeléctricas sin contratos PPA’s con Cammesa. A ese universo de máquinas se las conoce en la jerga como ‘centrales viejas’ y son remuneradas bajo un esquema de ‘costo plus’ que se actualiza de forma discrecional por el Estado. La Secretaría de Energía apunta a que la remuneración de las empresas que operen esas centrales sean ajustadas con costos medios de tecnología bajo una fórmula específica que deberá definir el regulador.

4. Buscan garantizar que las distribuidoras no se financien con recursos de las generadoras

Una de las críticas que suelen formular los generadoras cuando analizan el funcionamiento del mercado eléctrico en los últimos 10 o 15 años es que algunas distribuidoras se financian con fondos que en realidad les pertenecen. En rigor, lo que dicen es que muchas veces, cuando enfrentan problemas de caja derivados del atraso tarifario o de mala administración de sus empresas, las distribuidoras difieren o directamente no pagan la factura de venta de energía mayorista que cobra Cammesa para luego remunerar a las generadoras. Lo que sucede en esos casos es que las distribuidoras se terminan apropiando de un componente de la factura que deberían cobrar los generadoras, que está dado por la cantidad de energía que consume cada usuario medido al precio estacional del mercado mayorista (MEM). Para evitar que eso suceda, colaboradores de Rodríguez Chirillo están evaluando la posibilidad de crear un fideicomiso u otro instrumento similar por fuera del alcance de las distribuidoras que recaude la plata que les pertenece a las generadoras. De ese modo, se pretende garantizar el principio de passthrough entre los segmentos del negocio eléctrico, es decir, que los distribuidoras no ganen ni pierdan plata por la venta de la energía en sí misma, sino que perciban únicamente los fondos correspondientes al Valor Agregado de Distribución (VAD) definido por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).

5. El esquema de inversión será predominantemente privado, salvo en el caso del plan de transporte

Un aspecto en el que queda de manifiesto el pragmatismo que le inyectó la incorporación al gobierno del viceministro de Energía y Minería, Daniel González, el alfil que eligió el titular de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, para ordenar la gestión del área energética, está dado por la decisión de que, si bien el Ejecutivo quiere que las nuevas inversiones en el sector estén en cabeza de los privados, se hará una excepción en el segmento de transporte eléctrico, la cual seguirá en cabeza del sector público. En los últimos 10 años, los avatares de la economía doméstica y la falta de claridad regulatoria en el sector impidió que los privados estén dispuestos a financiar ampliaciones en la red de alta tensión de 500 y 132 kilovolt (kV). De ahí que el sistema esté prácticamente saturado. González entendió esa dificultad. Por eso, promovió internamente que las obras de extensión de algunas líneas de 500 kV que son prioritarias se solventen con fondos aportados por la demanda, tanto la industrial como la residencial. En esa clave, el gobierno está diseñando esquemas regulatorios que permitan rollear —distribuir— entre todos los usuarios del sistema los costos de ampliación de la red de transporte eléctrico.

6. Se desarrollarán esquemas para la gestión de la demanda y se buscará implementar un esquema de almacenamiento

La Secretaría de Energía quiere crear un mercado para almacenamiento, potencia y gestión de la demanda eléctrica similar a los que existen en países desarrollados de Occidente y en algunos países de la región como Chile. Es una propuesta tan ambiciosa como compleja de instrumentar, porque requiere primero que se alinean varias condiciones precedentes que aún son inciertas en la Argentina.

Bonus track: mientras dure la transición de un mercado administrado como el actual al mercado libre que impulsa el gobierno, Cammesa mantendrá la competencia para exportar e importar energía, al menos hasta mediados de 2025.

, Nicolas Gandini

Un equipo de la Secretaría de Energía, a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo, está trabajando en la reglamentación de la unificación del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), una medida que corresponde a la política de simplificación del Estado que se impulsó bajo el paraguas de la Ley Bases. El nuevo organismo se llamará Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad. Fuentes oficiales señalaron a EconoJournal que la cartera energética ya tiene redactado el decreto reglamentario y que se publicará en septiembre en el Boletín Oficial.

De todos modos, en la Secretaría de Energía estiman que el proceso de unificación, que contará con equipos técnicos de ambos entes reguladores, demandará al menos un año. En los hechos, la unificación podría estar efectiva recién para fines de 2025.

Las mismas fuentes indicaron que “la unificación no es de un día para el otro, es un proceso que se hace de manera pausada y ordenadamente. Creemos que nos va a llegar todo el próximo año”.

En el artículo 161 del Capítulo IV de la Ley Bases se crea el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad que “una vez constituido, reemplazará y asumirá las funciones del Enre y Enargas”.

Ni bien asumió en diciembre, el gobierno declaró la emergencia energética y definió intervenir los entes reguladores. En el que regula el gas natural asumió Carlos Casares y en el de electricidad el interventor es Darío Arrué.

Regulaciones y tarifas

El Enre regula el sector de generación, transporte y las distribuidoras Edesur y Edenor con jurisdicción en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Mientras que el Enargas regula los segmentos del servicio público de transporte y distribución de gas de todo el país.

Este año la Secretaría de Energía implementó los aumentos en las facturas de gas y electricidad mediante tarifas de transición. Según el cronograma de ambos entes, el gobierno debería llevar adelante en el segundo trimestre la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT).

Sin embargo, hasta el momento no hay definiciones de la Secretaría de Energía ni del Ministerio de Economía que vayan en ese sentido. Incluso, en la actualidad el Palacio de Hacienda a cargo de Luis Caputo y la cartera de Rodríguez Chirillo tienen diferencias para aplicar la actualización de las tarifas de gas y electricidad de manera mensual atada por inflación.

, Roberto Bellato

La compañía metalúrgica y de servicios petroleros Tenaris, perteneciente al Grupo Techint, puso en marcha un nuevo horno Consteel®️ en la Acería del Centro Industrial de Campana, ubicado en la provincia de Buenos Aires, donde la compañía produce tubos de acero sin costura para la industria energética. Esta nueva incorporación que demandó una inversión de U$S 100 millones tiene como objetivo aumentar la producción de acero.

Desde Tenaris precisaron que el horno “permite mejorar la productividad y la eficiencia energética, incrementa la seguridad operativa y disminuir las emisiones de CO2. Este nuevo horno es el primero a nivel mundial del Grupo Techint”.

La tecnología

La sustentabilidad Consteel®️ es un proceso mediante el que se recuperan los gases generados en la fundición del acero, utilizándose para precalentar la chatarra (insumo clave para el proceso productivo). De esta manera, se logra reducir de manera significativa la emisión de CO2 y el consumo de energía eléctrica, según precisaron desde la firma a través de un comunicado.

El presidente de Tenaris para el Cono Sur, Javier Martínez Álvarez, indicó que este miércoles se logró la primera colada del nuevo horno. En esa línea, aseguró: “Arranca una nueva era para Tenaris y la Acería del Centro Industrial de Campana. Este proyecto se ha convertido en un emblema de la ingeniería, innovación, coordinación y trabajo en equipo, características que definen a Tenaris y que demuestran, una vez más, la enorme capacidad que tiene nuestra compañía para impulsar proyectos transformadores”.

En esta nueva adquisición estuvieron involucrados Tenaris, Tenova y Techint Ingeniería y Construcción, compañías del Grupo que lidera Paolo Rocca. En base a esto, Martínez Álvarez aseveró: “Sin dudas este es un éxito industrial que une la sustentabilidad y la excelencia operacional, y marca un antes y un después para la compañía y todo el Grupo Techint en el mundo”.

A su vez, la firma comunicó que, en línea con el objetivo de reducir su intensidad de emisiones de CO2 por tonelada de acero en un 30 % para 2030 y lograr un menor impacto en el medio ambiente, ya se encuentra en funcionamiento el parque eólico Buena Ventura que ahora suministra 103,2 MW de energía renovable a la planta de tubos sin costura Siderca en Campana con energía renovable.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno nacional reglamentó el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) a través del decreto 749/2024 publicado este viernes en el Boletín Oficial. La norma precisa cuáles serán los sectores beneficiados, montos de inversión por actividad y qué entiende por Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo. “Se proyecta que permitirá triplicar el nivel de las exportaciones en una década a través de una serie de beneficios impositivos, aduaneros, y cambiarios, de forma de poder competir con los regímenes que existen en la región y en el mundo”, aseguró Economía a través de un comunicado. El sector energético es uno de los que se busca promover con este nuevo instrumento.

Sectores beneficiados

El artículo 167 de la Ley de Bases 27.742 afirma que el RIGI resulta aplicable en proyectos de forestoindustria, turismo, infraestructura, minería, tecnología, siderurgia, energía, petróleo y gas, pero faltaba precisar qué tipo de proyectos. El artículo 3 de la reglamentación establece que en el caso de petróleo y gas se incentivarán las siguientes actividades:

Construcción de plantas de tratamiento, plantas de separación de líquidos de gas natural, oleoductos, gasoductos y poliductos e instalaciones de almacenamiento;

Transporte y almacenamiento de hidrocarburos líquidos y gaseosos;

Petroquímica, incluyendo la producción de fertilizantes, y refinación;

Producción, captación, tratamiento, procesamiento, fraccionamiento, licuefacción de gas natural y transporte de gas natural destinado a la exportación de gas natural licuado, así como las obras de infraestructura necesarias para el desarrollo de la referida industria; y

Exploración y explotación de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa afuera.

La industria había presionado para que se contemplara la explotación y producción de petróleo no solo offshore, pero tal como adelantó EconoJournal, el gobierno descartó esa posibilidad y solo se podrá ingresar al RIGI para proyectos de explotación y producción de gas.

Montos de inversión

El artículo 173 de la Ley de Bases había establecido un monto mínimo de inversión de US$ 200 millones para calificar en el RIGI, pero la norma aclaraba que el Poder Ejecutivo iba a poder establecer diferentes montos mínimos mayores por sector o subsector, o por etapa productiva, siempre que no superaran los US$ 900 millones. En el artículo 29 de la reglamentación incluida en el anexo 1 del decreto 749/24 se mantiene ese monto mínimo de US$ 200 millones para todos los sectores salvo para “petróleo y gas”. En ese caso, hay tres subsectores a los que se les exige montos de inversión mayores:

1) Explotación y exploración offshore: US$ 600 millones.

2) Explotación y producción de gas destinado a la exportación: US$ 600 millones

3) Transporte y almacenamiento: US$ 300 millones

La reglamentación aclara que “la acreditación del cumplimiento del monto mínimo de inversión en activos computables deberá efectuarse en base a los importes efectivamente erogados por el Vehículo de Proyecto Único (VPU). El VPU es la figura exigida para canalizar las inversiones porque lo que busca el gobierno es que las inversiones estén destinadas efectivamente a un proyecto nuevo y las empresas no hagan pasar por este régimen montos que ya vienen desembolsando en sus respectivas actividades.  ´

Otra exigencia es que los componentes del proyecto estén ubicados dentro de un radio máximo de 200 kilómetros con excepción de: a) la infraestructura conexa de transporte, b) los casos en que, excepcionalmente, por no existir la infraestructura adecuada, la autoridad de aplicación disponga ampliar el radio espacial referido y c) los Proyectos de Exportación Estratégica a Largo Plazo, los cuales podrán estar a cargo de más de un VPU.

Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo

La reglamentación establece en su artículo 40 que para que un proyecto pueda calificar como de exportación estratégica de largo plazo debe cumplir los siguientes requisitos:

Posicionamiento internacional. Acreditar que el proyecto podrá posicionar a Argentina como nuevo proveedor de largo plazo en un mercado en el que el país no cuente con participación relevante. Esto último se acreditará cuando al momento de entrada en vigencia de la ley: a) no existiera constancia de exportación de los productos en cuestión desde Argentina, b) pese a existir exportación de aquellos productos, el proyecto permitiría exportarlos a nuevos destinos; o, c) Argentina posea una participación inferior al 10% del mercado global de dichos productos.

Etapas. Detallar la extensión temporal de cada etapa del proyecto y el monto mínimo de inversión comprometido para cada una de ellas, el que no podrá ser inferior a US$ 1000 millones y deberá cumplirse antes de la finalización de cada etapa. En este punto se aclara que si se cumpliera con la inversión del monto US$ 1000 millones para cada una de las dos primeras Etapas, “no será necesario acreditar inversiones mínimas en las etapas sucesivas”.

Porcentaje del monto mínimo a completar en los dos primeros años. Prever para el primer y segundo año, contado desde la fecha de adhesión, el cumplimiento de una inversión mínima en activos computables igual o superior al 20% de los US$ 2000 millones, siendo éste el monto mínimo de inversión aplicable a los Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo.

Múltiples VPU. Acompañar (i) los datos societarios de cada uno de los VPU a cargo del Proyecto de Exportación Estratégica a Largo Plazo y (ii) un compromiso de asunción de responsabilidad solidaria por todas las obligaciones que, conforme al RIGI, resultan aplicables y exigibles a cada VPU adherido al régimen participante en el Proyecto Único con múltiples VPU.

El RIGI otorga beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios e incluye un compromiso para contratar a proveedores locales para la provisión de bienes y obras en un porcentaje equivalente, como mínimo, al 20% de la totalidad del monto de inversión destinado al pago de proveedores de bienes y obras durante las etapas de construcción y operación. No obstante, se aclara que la empresa beneficiaria deberá cumplir con ese punto “siempre y cuando, la oferta de proveedores locales se encuentre disponible y en condiciones de mercado en cuanto al precio y calidad”. Las empresas tienen un plazo de dos años para adherirse al régimen.

, Redaccion EconoJournal

Dos semanas después del viaje relámpago de Javier Milei a Santiago para participar de un evento organizado por GasAndes, el gobierno comenzó a liberalizar el comercio exterior de gas natural hacia Chile. En rigor, la Secretaría de Energía oficializó este jueves dos medidas clave que van en esa dirección.

La primera: autorizó la firma de contratos plurianuales —hasta cuatro años— de venta de gas hacia país vecino; uno de los pedidos de las empresas compradoras chilenas (generadoras, distribuidoras y mineras) que reclamaban la firma de contratos con un horizonte de mediano plazo para recuperar la confianza en la Argentina como proveedor de gas después que en 2006 la administración de Néstor Kirchner decidiera incumplir los acuerdos existentes y cortara la exportación hacia Chile.

La segunda: redujo el cupo de exportación medido en volúmenes que se le asignó este año a cada petrolera argentina según las normativas vinculadas al Plan Gas, el esquema regulatorio que asegura hasta 2028 —a través de contratos con el Estado— el suministro de gas para el mercado interno. Algunos productores sostenían, tal como publicó este medio, que la adjudicación de esos cupos individuales para cada empresa limitaba la competencia real entre los productores atentando contra un funcionamiento de libre mercado.

En ese sentido, la cartera que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo indicó —a través de notas enviadas ayer a cada empresa, que no son de acceso público porque no se publican en el Boletín Oficial— que, a partir de enero de 2026, las petroleras que operan bajo el paraguas del Plan Gas sufrirán un recorte del 50% del cupo asignado a cada empresa a través de Nota Nº 387 de la Secretaría de Energía publicada a fines de julio. Eso abrirá espacio, desde la óptica del Ejecutivo, para que exista una mayor competencia entre las petroleras. Además, se habilitó a que petroleras que quedaron fuera de los cupos preferenciales de exportación que otorga el Plan Gas puedan empezar a vender gas hacia Chile.

“A partir de 2025 se reducirá un 50% el cupo que poseen hoy los productores que inyectan más volumen bajo la órbita del Plan Gas. Es decir, si en el verano de 2025 esas petroleras (fundamentalmente Tecpetrol, YPF, PAE y Pampa Energía, entre otras) están autorizadas a vender hasta 9 millones de metros cúbicos diarios hacia clientes chilenos, desde enero de 2026 sólo estarán habilitadas a exportar, a través del sistema de cupos, 4,5 MMm3/día”, explicaron desde una productora. “A su vez, se autorizará a que se pueda exportar por fuera del Plan Gas un volumen de entre 1 y 1,5 MMm3/día, aunque aún no sabemos qué criterio se utilizará para poder acceder a ese mercado”, agregó.

El gobierno estableció que no se puede exportar gas a un precio inferior que el que definió el Plan Gas para los usuarios argentinos.

Lo llamativo es que, de las dos notas enviadas por la Secretaría de Energía, se desprende —a no ser que exista alguna regulación adicional que se conozca en estos días— que el mercado de exportación de gas hacia Chile en verano, que en 2025 despacha hasta 9 MMm3/día de gas desde Neuquén y 3 MMm3/día desde la cuenca Austral—, tiene autorización de la Secretaría de Energía para movilizar unos 5,5 MMm3/día; es decir, menos que ahora. Seguramente, con el transcurrir de los días, el alcance de los cambios que instrumentó el gobierno estarán más claros.

“La decisión se encuadra en los principios de la Ley Bases en términos de que se pretende maximizar la renta del país, garantizar la seguridad del suministro, potenciar el perfil exportador del país y mejorar la balanza de pagos de la República Argentina”, aseguró el Ministerio de Economía a través de un comunicado.

Precios mínimos

Donde no hubo —y aparentemente no habrá— modificaciones es en el sistema de precios mínimos para el gas exportado hacia Chile que está vigente desde el Plan Gas.Ar de 2021. Básicamente, lo que se estableció es que no se pueda exportar gas a un precio inferior que el que definió el Plan Gas para los usuarios argentinos, que ronda los 3,50 dólares por millón de BTU. La decisión, tomada desde una óptica política para busca evitar que se pueda criticar la reapertura de la exportación argumentando que el precio de venta hacia Chile es más barato que el que se abona en el mercado local, complica las chances del gas argentino para disputarle mercado al carbón que se utiliza para generar energía y a la hidroelectricidad, los principales competidores del gas de Vaca Muerta del otro lado de la Cordillera.

La Nota Nº 387 establece, además, que el precio mínimo del gas de exportación no puede ser inferior al equivalente al 5,5% del valor del Brent, una de las cotizaciones del petróleo internacional. Con la cotización actual del barril, el precio mínimo del gas exportado se ubica en torno a los 4 US$/MMBTU. Una fuente de una empresa de generación chilena criticó la decisión del gobierno argentino de utilizar al Brent como referencia del precio de exportación del gas argentino. “El Brent se utilizó en los primeros contratos del GNL (Gas Natural Licuado) para las terminales regasificadoras de Quintero y Mejillones, pero luego demostró no ser una buena referencia porque el precio del crudo está desacoplado de lo que sucede con el mercado global de GNL. La Argentina debería buscar otras referencias de precios si quiere que su gas pueda ingresar al mercado chileno”, agregó.

, Nicolas Gandini

Después de dos horas y media YPF contuvo un incendio en su refinería de la localidad de Ensenada. El fuego había comenzado a las 16:30 de este jueves en una línea de transporte que une el complejo de refinación con la playa de tanques de los productos ya refinados que están por salir al mercado, confirmaron fuentes de la compañía a EconoJournal. No se registraron heridos ni evacuados. La refinería de YPF de Ensenada es la más grande de Sudamérica.

Desde la compañía subrayaron que no hay riesgos de propagación y que se cortaron todas las líneas de abastecimiento. Los equipos de emergencia trabajaron sobre la línea de transporte que se prendió fuego. El siniestro no llegó alcanzó a ningún tanque de almacenamiento.

Las mismas fuentes remarcaron que el incendio no afectó la operación de ninguna de las unidades de la refinería, que continuó produciendo combustibles. Además, como el viento lleva la columna de humo negro en sentido al Río de la Plata, desde YPF aclararon que “no hay riesgo hacia la población”.

Por el incendio se instaló en la zona un móvil de análisis de calidad de aire del Ministerio de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires “sin que se hayan detectado riesgos en la zona”, indicó la compañía en un comunicado.

En el lugar trabajaron brigadas de bomberos y personal de seguridad propios de la compañía, de los municipios de Ensenada y Berisso y de la Prefectura Naval Argentina. Actúan bajo el Plan de Respuesta ante Emergencias con Impacto en la Comunidad (PREIC), un convenio de seguridad y comunicación que impulsó YPF con los municipios y distintos organismos.

Por último, YPF informó que “conformó un Comité de Crisis en la misma refinería para atender la emergencia y se encuentra en comunicación permanente con las autoridades de seguridad de los municipios y de la provincia de Buenos Aires”.

, Roberto Bellato

En un contexto de creciente avance tecnológico y desarrollo sostenible e industrial, la celebración del 74º Aniversario de la Industria Petroquímica en el país representa la contribución significativa que la cadena de valor del sector ha tenido en la mejora de la calidad de vida de las personas. Desde el 26 de agosto de 1950 se celebra el “Día de la Petroquímica” en la Argentina, fecha en que se inauguró la primera planta petroquímica de América Latina, en la localidad de Campana (Provincia de Buenos Aires) para la producción de tolueno sintético.

Dado esto, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) que fue fundada en 1949y que en la actualidad representa a 180 empresas asociadas, tiene como objeto representar a las pequeñas, medianas y grandes empresas del sector químico y petroquímico. Desde su origen, hace más de siete décadas, este sector ha sido fundamental en la transformación de los recursos naturales en productos esenciales para la vida cotidiana, abarcando desde plásticos hasta fertilizantes.

La industria en el país

En la Argentina, la industria representa hoy el 4,2% del PBI nacional y sus exportaciones anuales son aproximadamente un 19% de las ventas externas totales de manufacturas de origen industrial. La industria petroquímica argentina representa el 0,9% de la producción global y es la segunda en Sudamérica después de Brasil. Internamente, al aumentar día tras día la producción de gas no-convencional y la capacidad de transporte a diferentes puntos del país, existe un excelente potencial para monetizar el gas natural y desarrollar la industria del litio y cobre, que le darán un salto cuántico importante a la producción local de químicos y petroquímicos.

En el mercado internacional, Vaca Muerta nos ofrece la oportunidad para aumentar las exportaciones de ciertos insumos petroquímicos, agregando valor, aportando así divisas a la economía argentina.

Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), afirmó: “Celebramos no solo un aniversario, sino el impacto duradero que la industria petroquímica ha tenido en nuestra vida diaria. A lo largo de estos 74 años, hemos sido testigos de cómo nuestra cadena de valor no solo ha impulsado el crecimiento económico, sino que también ha mejorado la calidad de vida de los argentinos. A su vez, las expectativas de crecimiento acompañando la monetización de los recursos hidrocarburíferos de Vaca Muerta son un pilar fundamental en el desarrollo de nuestro país. Este aniversario es una oportunidad para reconocer el trabajo de todos quienes han contribuido a este éxito y para reafirmar nuestro compromiso con la innovación y la sostenibilidad”.

Impacto

Los productos químicos y petroquímicos son fundamentales en la actividad productiva y juegan un rol principal en la industria, dado esto, en la actualidad más del 96% de los productos manufacturados tienen contacto directo con nuestra industria (96 de 100). Desde sus inicios, la industria petroquímica ha jugado un papel crucial en la economía nacional, proporcionando productos esenciales que impactan diversos sectores, desde la construcción hasta la medicina y el consumo cotidiano. La evolución de esta industria ha estado acompañada de avances tecnológicos y de sostenibilidad, consolidando a la Argentina como un actor importante en el panorama global petroquímico.

En la economía real, la industria química y petroquímica del país está conformada por más de un 50% de Pymes y en su conjunto emplea a 70 mil empleos directos, y más de 280 mil empleos en forma indirecta. En la Argentina, toda esta cadena de valor se desarrolla principalmente en 8 polos químicos y petroquímicos distribuidos de este a oeste del país, principalmente en la provincia de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, Mendoza y Neuquén. Tiene un fuerte impacto en las economías regionales por su alto valor de multiplicación de empleo de calidad.

Hacia la 5ta ola de la Petroquímica Argentina

La Argentina tiene una rica historia de inversiones petroquímicas. La 1° planta petroquímica fue la de Tolueno Sintético en Campana en la década del 40 y la instalación de plantas para suministrar productos sustituyendo importaciones. La 2° ola es la que es consecuencia de la “Promoción de la Industria Petroquímica” en los 60. La 3° es la que permitió construir los polos de Ensenada y Bahía Blanca (1er cracker a etano tomando ventaja de la producción de gas natural y su transporte a Buenos Aires). La 4° es consecuencia de las privatizaciones en la década del 90 y las expansiones del Polo de Bahía Blanca, Neuquén y desarrollos de midstream para separar los gases ricos.  La 5° será la consecuencia de monetizar los hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, en especial el gas natural y sus componentes ricos (etano y superiores).

“Desde la Cámara de la Industria Química y Petroquímica celebramos no solo lo que representa la industria petroquímica, sino también el compromiso inquebrantable y la visión de todos quienes han contribuido a su crecimiento y transformación. A medida que miramos hacia el futuro, reafirmamos nuestra dedicación a la innovación, la sostenibilidad y el desarrollo continuo, con la firme convicción de seguir construyendo un sector más fuerte y competitivo para el bienestar de la Argentina”, destacaron.

, Redaccion EconoJournal

Salta se encuentra en la antesala de un crecimiento económico sin precedentes, impulsado por su pujante industria minera, y su crecimiento se refleja en los números. Entre enero y mayo de 2024, las exportaciones mineras de la provincia alcanzaron los US$ 100 millones, impulsadas mayormente por la producción de la mina de oro Lindero y, en menor medida, por los boratos, según un reporte de la Secretaría de Minería de Nación. Aunque el sector minero sigue siendo el segundo más importante en términos de exportaciones, detrás de la agricultura, Salta logró posicionarse como la quinta provincia argentina en exportaciones mineras.

Las empresas de tecnología, en este contexto, son de las más demandadas. La capacidad de profesionalizar y de acelerar el trabajo en el área son dos servicios clave para acompañar el crecimiento de la industria. Avancargo, una plataforma logística 4.0 que une a dadores de carga con transportistas para hacer la gestión más eficiente, es una de las que recientemente puso un pie en Salta de la mano de expertos locales y con una oficina propia, para dar respuesta a esta demanda, según precisaron desde la firma.

La industria avanza, pero encuentra algunos desafíos en el camino que las empresas de tecnología pueden resolver. Los retos varían mucho según el tamaño y la etapa en la que se encuentre el proyecto de cada empresa. Para aquellas que ya están en operación o en proceso de construcción, uno de los desafíos principales está en garantizar la seguridad de sus transportes. Cada vez son más los camiones en las rutas de la provincia que circulan por caminos hostiles donde, generalmente, no hay señal telefónica. En segundo lugar, la reducción de costos es fundamental para garantizar la rentabilidad del proyecto en una industria donde cada dólar por tonelada marca la diferencia. 

Por otro lado, aquellas empresas que están en fase de desarrollo encuentran un desafío en la formación de equipos. La escasez de talento especializado no solo dificulta la operación, sino que genera que muchas veces lo más conveniente sea tercerizar por completo la formación de un área de logística o supply chain.

“Hoy hay un desafío en la profesionalización de toda la cadena de valor de la industria minera, que se fue desarrollando de manera más amateur, obviamente con excepciones. Desde Avancargo venimos con una propuesta novedosa, tecnológica, flexible, aliándonos con los distintos eslabones locales que integran la cadena,  para sumar el conocimiento de quienes saben mejor que nadie cuál es la realidad de la zona”, explica Agustín Vido, Strategic Supply Chain Advisor en Avancargo, basado en Salta, con más de 25 años de experiencia en logística y 12 años trabajando en la industria minera del NOA.

La compañía

La startup de logística que ya trabaja con más de 100 clientes en todo el país y que recientemente desembarcó en Chile, ahora pone foco en el norte argentino para dar respuesta a los desafíos del sector. Uno de los primeros desarrollos de la compañía consistió en crear una solución a medida de las particularidades de la puna pensada especialmente para evitar accidentes y proteger a los transportistas.

“Los caminos de cordillera son complejos y en la industria se mueve mucha carga. Nuestro principal cliente minero necesitaba minimizar ese riesgo, pero no había una solución que se amoldara por completo a esta necesidad. En función de eso fuimos desarrollando un nuevo producto en conjunto y pusimos en marcha una Torre de Control, y desarrollamos el módulo de Safety para comenzar a medir la manera de conducción de los choferes”, explica Franco Díaz, COO de Avancargo, empresa que además estará presente en la edición 2024 de Argentina Mining, que se realizará del 28 al 30 de agosto en la ciudad de Salta.

Soluciones

Como resultado, se creó un ratio de “exceso de velocidad” que mide la cantidad de alertas en relación a los kilómetros recorridos. Gracias a este desarrollo, bajó más de un 90 % la cantidad de excesos de velocidad en ruta desde enero hasta la fecha. Este ratio se desglosa por transporte y chofer, pudiendo ejecutar medidas correctivas sobre las entidades que tienen este ratio más elevado. Hasta la fecha trabajaron con 24 proveedores de transporte distintos que representan 270 camiones y más de 700 viajes por mes.

Esta tecnología aplica para distintos tipos de operaciones, desde cal hasta litio, carbonato de sodio, cargas generales y peligrosas o transporte de pasajeros. 

Mientras resolvemos problemáticas de seguridad vial, logramos digitalizar las operaciones logísticas brindando monitoreo de viajes en tiempo real (sin necesidad de un dispositivo ad hoc, se utilizan los dispositivos ya instalados de cualquier empresa de seguimiento satelital) y gestionando conjuntamente el control de los requerimientos documentales de las empresas de transporte, brindando visibilidad 360 de toda la logística en curso y midiendo la huella de carbono de cada viaje de forma automática, comenta Emmanuel Estabre, Head de Control Tower de la compañía.

“Queremos ser un instrumento de impacto social y económico para las comunidades locales, sobre todo para las empresas chicas. La gran oportunidad está en que, la que hoy está en construcción y pase a producir, encuentre un equipo de trabajo con probada experiencia, una plataforma tecnológica robusta pensada para minería y otras industrias y la ventaja de ser una solución local. Avancargo es un intermediario que optimiza todo eso”, concluye Díaz. 

La actividad en Salta

La provincia ya superó con éxito la etapa de exploración y entró de lleno en la construcción de yacimientos, un avance que se espera que posicione a Salta como una provincia minera de peso en los próximos años.  Todo este panorama genera un fuerte interés, no sólo por parte de multinacionales que llegan para trabajar los recursos de la provincia, sino de todo un ecosistema de empresas nacionales dispuestas a dar soporte al desarrollo minero que vendrá en el corto plazo. 

Uno de los pilares del crecimiento minero en Salta es la diversificación de sus proyectos. Además de la mina de oro Lindero, que produce alrededor de 110.000 onzas de oro anuales, con exportaciones valuadas entre US$ 220 y 230 millones, la provincia está desarrollando tres importantes proyectos de litio, según datos de la Cámara de Minería de Salta, uno de ellos, entrando en producción, se trata de la empresa Eramine Estas iniciativas, en pleno proceso de construcción, emplearán a unos 300 trabajadores directos cada una, una vez que estén operativas.

Impacto

Sin embargo, el proyecto más ambicioso de Salta es Taca Taca, una mina de cobre que promete revolucionar la economía provincial. Con una inversión estimada de US$ 3600 millones, su construcción generará entre 5000 y 6000 empleos, y en su fase de producción se espera que emplee a 2700 trabajadores directos. Se proyecta que Taca Taca produzca 1 millón de toneladas anuales de concentrado de cobre, con exportaciones que podrían superar los US$ 2000 millones anuales.

Además, tras el anuncio sobre la adhesión de la provincia al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), el panorama para la inversión minera luce más que prometedor. Se espera que esta adhesión abra la puerta a inversiones que podrían alcanzar los US$ 9000 millones, lo que consolidaría a la provincia como un actor clave en la minería a nivel nacional e internacional.

, Redaccion EconoJournal

El «Foro Hidrógeno Verde: condiciones para su desarrollo», organizado por la provincia de Santa Cruz y la PlataformaH2 Argentina, se llevará a cabo el próximo viernes 30 de agosto en El Calafate. Contará con la participación del gobernador Claudio Vidal, así como ministros y otros funcionarios provinciales y nacionales, incluyendo representantes de ambas cámaras del Congreso Nacional y más de 20 empresas con inversiones en la provincia patagónica.

Además, estarán presentes representantes de la delegación de la Unión Europea en Argentina, la embajada de Alemania y la embajada de Países Bajos y las principales cámaras de energía, entre algunos de los invitados de alto nivel.

La jornada

El evento se desarrollará a través de presentaciones y paneles, cuyos ejes serán: la cooperación internacional para el impulso del hidrógeno verde, el desarrollo de la industria renovable y el despegue del hidrógeno verde en la Argentina, el marco regulatorio, el desarrollo industrial y las oportunidades de inversión y empleo para las provincias.

Hidrógeno verde

 El hidrógeno verde ofrece una oportunidad de exportar la energía renovable que se produce en el país a otras regiones. Al respecto, Juan Carlos Villalonga, representante de la PlataformaH2 Argentina, aseguró que: “La Argentina tiene la oportunidad de ser un proveedor confiable de hidrógeno verde en la transición energética global, pero debe moverse rápido. Necesitamos un marco regulatorio que promueva inversiones y una hoja de ruta clara, porque el mercado del hidrógeno será muy competitivo”.

El encuentro se llevará a cabo desde las 9 hs. en el Hotel Posada Los Álamos – calle Ing. Guatti 1135- de la ciudad de El Calafate. La inscripción previa es a través del siguiente link https://url1.io/BNomm

, Redaccion EconoJournal

La UTE Techint -Sacde culminó esta semana los 100 kilómetros de la reversión del Gasoducto Norte, la obra de infraestructura que permitirá reemplazar el gas de Bolivia y abastecer a las provincias del norte argentino desde Vaca Muerta.

La unión de empresas constructoras informó que la construcción tuvo como principal desafío la ejecución de más de 36 cruces especiales, como rutas provinciales, arroyos y ríos. Allí, las empresas alcanzaron en forma anticipada la condición de Apto para Funcionar (APF), adelantando las fechas previstas en el contrato y sus condiciones vigentes.

Durante el pico de la obra fue necesario el trabajo de más de 1100 personas y el traslado de más de 500 equipos de construcción. Para su desarrollo se transportaron más de 8000 tubos de 12 metros desde Buenos Aires a Córdoba, lo que equivale a más de 2000 viajes de camiones, que recorrieron más de 1.300.000 kilómetros sin incidentes.

La obra

Los renglones 2 y 3 a cargo de la UTE contemplaban 100 kilómetros de gasoducto de 36 pulgadas, desde la localidad de La Carlota hasta las cercanías con Villa María. Previo a esta etapa, un sistema de soldadura automática redujo los tiempos de ejecución y permitió la culminación de los trabajos en tiempo récord, en línea con los plazos contractuales previstos, según destacaron desde las compañías.

La ejecución fue realizada para la estatal Enarsa, bajo la modalidad de contrato EPC (ingeniería, suministros y construcción). Durante la construcción del ducto se alcanzó un promedio de tres kilómetros diarios (4059 soldaduras en 41 días) de avance en la cuadrilla de soldadura ejecutadas en un solo frente.

Estos sistemas (soldadura automática y la planta de doble junta), utilizados en simultáneo por primera vez en el país por la UTE en el Gasoducto Néstor Kirchner, posibilitaron realizar una mayor cantidad de soldaduras por día, minimizar errores y dar previsibilidad al ritmo de producción.

La obra permitirá reemplazar los volúmenes de gas que se importan desde Bolivia, que está en declino productivo, por gas no convencional de Vaca Muerta. Se abastecerá a nuevas industrias y hogares de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy. También se potenciará el desarrollo a escala de nuevas actividades productivas, especialmente la minería de litio.

, Mauricio Luna

La infraestructura y los suministros son clave para que las operadoras puedan dar el salto productivo y exportador en el desarrollo de Vaca Muerta. La industria de oil & gas tiene el desafío de hacer más eficiente la cadena de valor para concretar los grandes proyectos de evacuación de la producción de petróleo y de gas y poder llegar a distintos mercados en el mundo. Así lo afirmaron Guillermo Murphy y Nicolás Scalzo, directores de Supply Chain de Tecpetrol y Pluspetrol, respectivamente, en el Supplier Day, un evento organizado por EconoJournal que se realizó este miércoles en el Club Hípico Alemán de la Ciudad de Buenos Aires.

Si bien el desafío en la cadena de valor en Vaca Muerta es general, ambos directivos coincidieron en poner un foco en la infraestructura en el norte de la provincia de Neuquén porque -afirmaron- todavía es muy precaria para el aumento del desarrollo de las áreas. También subrayaron que faltan compañías locales que incursionen en desarrollar servicios más complejos y en tecnología.

Los directivos debatieron sobre las oportunidades que habilita la expansión de la infraestructura en el desarrollo de Vaca Muerta. Coincidieron en que en los próximos años se van a sumar más equipos de perforación y fractura a la cuenca Neuquina, pero advirtieron que el sector tiene que ser más competitivo y con una cadena de valor más eficiente para alcanzar los mercados más mercados de exportación.

Objetivo 2030

Murphy resaltó que “el objetivo final de llegar en 2030 con exportaciones por US$ 30.000 millones anuales de Vaca Muerta está muy claro. El desafío es cómo unimos en el punto donde estamos hoy con ese objetivo de exportaciones o con el proyecto de GNL y llegar a la producción de 1.500.000 barriles diarios de petróleo”.

Por su parte, Scalzo afirmó: “Como industria veo dos aspectos relevantes: una tiene que ver con los proyectos de evacuación. Es decir, cómo hacemos para evacuar y vender lo que producimos. Y, la otra, es el costo por pozo, que es clave en el desarrollo de Vaca Muerta y todavía tenemos un camino enorme por recorrer”.

En el evento organizado por EconoJournal participaron directivos de compañías de servicios de pozo, proveedores de herramientas y tecnología, representantes de la industria metalmecánica y líderes de empresas productoras de hidrocarburos en Vaca Muerta.

Más equipos y eficiencia

El directivo de Tecpetrol adelantó que “la compañía está trayendo en el próximo mes un equipo nuevo. El año que viene vamos a tener en Vaca Muerta un poco más de 40 equipos operando y 12 set de fractura. El desarrollo del GNL y la evacuación de petróleo por el Atlántico va a demandar en 2028 o 2029 más de 55 equipos trabajando muy eficientemente”.

En tanto, Nicolás Scalzo de Pluspetrol advirtió sobre los riesgos que hay en materia de infraestructura: “Si se dan todos los proyectos de evacuación como el GNL, el oleoducto Vaca Muerta Sur y el proyecto Triplicar de Oldelval, el GNL a Chile y el gas a Brasil, los próximos años van a ser muy estresantes para la cadena de valor de Vaca Muerta”.

Por último, Murphy señaló que “tenemos que llegar competitivos a vender GNL en el mercado asiático y en el europeo. Haciendo la cuenta para atrás, esto exige una eficiencia de la cadena de valor que hoy todavía no hemos alcanzado”.

, Roberto Bellato

Rubén Etcheverry, ministro de Infraestructura de Neuquén, aseguró que “hace falta invertir US$ 1000 millones para tener una infraestructura adecuada para el desarrollo de Vaca Muerta”. El funcionario sostuvo que la cifra equivale al 1% de los US$ 100.000 millones que las petroleras podrían llegar a desembolsar en la formación durante los próximos 10 años. “Son inversiones que se recuperan con el ahorro, con la garantía del suministro y en todos los casos generan un gran impacto ambiental positivo”, sostuvo en apertura del Supplier Day organizado por EconoJournal.

“En una primera etapa de obras previstas para el desarrollo de Vaca Muerta, decidimos focalizarnos en la red vial integral, la provisión de agua industrial y las redes eléctricas. Ya reunimos toda la información para empezar a trabajar en estos tres grandes ejes”, especificó.

Ministro de Infraestructura de Neuquén, Rubén Etcheverry.

Para cerrar el anillo eléctrico, anticipó, se impulsa la instalación de cerca de 400 megawatts de potencia. “El Circuito Petroca está transportando en estos momentos unos 6 millones de toneladas anuales de arena en camiones, mientras que para la Red Azul proyectamos una capacidad estimada de 30 millones de metros cúbicos por año”, cuantificó.

El impacto de la falta de infraestructura en Vaca Muerta, advirtió Etcheverry, es muy significativo en términos de eficiencia. De acuerdo con sus cálculos, ir desde Neuquén hasta Rincón de los Sauces pasando por Añelo hoy implica más de una hora de demora. “El gasto extra del vehículo, entre tiempos del chofer y consumo, para un total de 5.000 unidades, aunque ya se encuentran circulando muchas más, está tasado en 22 millones de dólares por año”, detalló.

Pavimentar 100 kilómetros de asfalto que actualmente son de tierra, prosiguió, daría lugar a un ahorro de US$ 50 millones anuales. “Estos valores no pueden dejarse de lado cuando se piensa, por ejemplo, en la construcción de un gran proyecto de Gas Natural Licuado. Son costos que no pueden cargársele al comprador final”, señaló.

Entre Midstream y Upstream, sostuvo, las inversiones en Vaca Muerta programadas para esta temporada suman US$ 10.000 millones. “Si se contemplan los US$ 500 millones que cuesta el Circuito Petroca, los US$ 250 millones del anillo eléctrico, los US$ 100 millones de la Red Azul y unos US$ 150 millones por costos financieros e imprevistos, puede decirse que el presupuesto de obras es de US$ 1.000 millones. O sea que tener una infraestructura adecuada en estos rubros debemos invertir un 1% de los US$ 100.000 millones que se invertirán en la formación durante los próximos 10 años”, comparó.

Etcheverry detalló la inversión que se necesita en Vaca Muerta.

Articulación público-privado

“¿A quién le toma hacer esta infraestructura?”, se preguntó Etcheverry. En 2008, recordó, se dio inicio a la “aventura” de Vaca Muerta, tratando de suscitar el interés de empresas extranjeras. “Desde entonces aprendimos que no sirve de nada echarnos culpas entre actores públicos y privados, sino que todos somos responsables, tal como quedó claro con las demoras del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK) o la Red Azul, inicialmente planteada en 2012 y aún pendiente de ejecución”, cuestionó.

Hay muchos antecedentes exitosos de articulaciones para pensar y construir infraestructura, afirmó, tales como el Clúster Shale 2012-2013, donde ya se postulaba la necesidad de un Corredor Logístico, la citada Red Azul, la Mesa de Trabajo del Ministerio de Economía durante la gestión presidencial de Mauricio Macri y las distintas comisiones del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), entre otros ejemplos.

Etcheverry remarcó que Neuquén tiene una multiplicidad de obras en marcha, otras en vías de financiación y otras en reactivación, dentro de un esquema donde el Gobierno nacional se ha retirado completamente. “Hay rutas nacionales en nuestra provincia donde se registran 17 muertes por año por falta de inversión. Por eso solicitamos hacernos cargo de su mantenimiento vial a través del cobro de peajes”, criticó.

Etcheverry fue el primer expositor del Supplier Day.

En el Circuito Petroca, subrayó, se dio inicio al proyecto de by-pass de Añelo, que permitirá que todos los camiones pasen por el centro de Vaca Muerta, lo que hoy prácticamente constituye una travesía urbana. “El grado de avance se sitúa entre u 30% y un 40%”, estimó.

Hay una importante iniciativa privada de Vista y otras dos firmas, remarcó, para hacer el resto de la circunvalación de Añelo. “La idea es asfaltar la ruta provincial 8, el denominado ‘Camino de la Tortuga’ y la ruta provincial 17. Estamos analizando la propuesta, tratando de incorporar más empresas”, aseguró.

Con aportes de YPF, ponderó, se encaró la repavimentación completa de la ruta 5, que era casi intransitable. “El emprendimiento estará listo en dos meses”, adelantó.

También comenzaron las obras de los dos puentes de Aguada Colorada y Punta Carranza, destacó, para evitar los cortes cada vez que llovía torrencialmente. “Su concreción se dará en un lapso de entre 12 y 18 meses”, prometió.

En definitiva, resumió, hay una gran interdependencia entre los esfuerzos públicos y los privados. “Las empresas privadas están más focalizadas en la infraestructura del Upstream y del Midstream, mientras que a nosotros nos toca priorizar la agenda vial, ferroviaria, eléctrica a hídrica. Las rendiciones de cuentas también son distintas: las firmas tienen control interno, en tanto que los estados, control externo (y, en última instancia, se define en elecciones)”, diferenció.

Entre las similitudes, acotó, figuran las trabas burocráticas, la cultura de no premiar el cambio o el éxito, la preponderancia de la logística en la definición de costos y los problemas de imagen en relación con la actividad petrolera. “Aunque parezca increíble, Vaca Muerta tiene mala prensa entre los neuquinos. En gran medida eso obedece a la falta de infraestructura que impacta en la circulación vial, la carencia de servicios básicos y la aparición de ‘otros servicios’ (el narcomenudeo, el juego y la prostitución), y el crecimiento de la inflación, entre otros factores. Apuntamos a revertir esta percepción a partir de ecosistemas de integrabilidad, potenciando la eficiencia con más y mejor infraestructura”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

El desarrollo competitivo de la producción de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta es una realidad gracias al trabajo codo a codo entre las petroleras y sus proveedores. El desafío ahora pasa por cómo hará la cadena de valor para acompañar un crecimiento de la producción que será vertiginoso e incluso proyectar la exportación de bienes y servicios para la industria petrolera global. A esa conclusión arrimaron representantes de empresas proveedoras de bienes y servicios y de empresas productoras de hidrocarburos en el Supplier Day organizado por EconoJournal.

Los representantes expusieron sus miradas en dos paneles sobre Optimización y Competitividad. La primera parte se nutrió del aporte de tres miradas desde distintos sectores sobre los desafíos relativos al desarrollo de cadenas de valor competitivas.

El ex presidente de Toyota Argentina y presidente de FUNDECE, Daniel Herrero, repasó el trabajo realizado en la filial de la automotriz japonesa con los proveedores locales para que sus vehículos sean competitivos en los mercados globales. “Entendimos que para poder crecer de manera sustentable y exitosa uno tiene que crecer de manera equilibrada con la comunidad que interactúa. No es solo la ciudad donde estas localizado sino tu cadena de valor, tu sindicato, tu gobierno. Tuvimos que salir a apoyar esa cadena de valor porque sin nuestro objetivo de 50% de contenido local no podíamos salir adelante”, sintetizó Herrero.

En una línea similar se expresó el ministro de Economía y Gestión Pública de Córdoba, Guillermo Acosta, sobre la relevancia de trabajar el vínculo entre el sector público y privado. Acosta lo ejemplificó con los resultados cosechados en el clúster de petróleo y gas en su provincia. “Cuando arrancamos con el clúster de petróleo y gas en Córdoba, la cantidad de empresas era muy poquita, eran todas metalmecánicas. Ese cluster hoy creció, son más de 100 empresas”, dijo. Añadió que el desafío actual es la integración de los proveedores cordobeses en las cadenas internacionales de valor.

A su turno, el director de Supply Chain de Techint Ingeniería y Construcción, José Ferreiro, observó los desafíos que la cadena de valor aún debe afrontar. “Tenemos una fuerte escasez de recursos humanos en todos los niveles. Para el gasoducto Néstor Kirchner hemos usado más de 30.000 horas de capacitación, como operarios de equipos pesados y soldadores, pero no se pueden capacitar ingenieros”, destacó Ferreiro. “La complejidad que se viene es enorme, no nos va alcanzar el sistema industrial, los equipos de construcción y los recursos humanos”, añadió.

Mirando hacia el futuro y el abordaje de esos desafíos, el representante de Techint explicó el trabajo que vienen realizando en la digitalización de procesos productivos. “Estamos empezando a usar inteligencia artificial de tres tipos, tenemos más de 30 bots que liberaron tiempo a la gente de hacer tareas rutinarias, ahora las hacen los bots, y tenemos dos iniciativas de machine learning que ya están funcionando y que también liberan el tiempo de la gente”, explicó.

El diálogo fue continuado en una segunda parte por representantes de empresas proveedoras y de petroleras. El Supply Chain Manager Argentina de Shell, Lenin Briceno explicó cual es el enfoque de trabajo con la cadena de valor para la industria petrolera en el país. “Este año hicimos mucho trabajo a nivel interno y también con constructores de desarrollar un plan para las pymes, que va a más a profundidad en cómo nos enfocamos a largo plazo a desarrollar la industria con nuestra ayuda a nivel mundial en la parte de seguridad, en la parte operacional, en la parte de los costos”, contó Briceno.

Por otro lado, el vicepresidente para Latinoamerica de Proshale, Christian Cerne explicó que la compañía en los últimos dos años logró reemplazar con producción nacional casi el 60% de los insumos que importaba. También destacó el trabajo recientemente realizado con Shell proveyendo herramientas para un pozo especial. “Shell se nos acercó con un desafío, querían completar el pozo de ramal lateral más largo. Ahí nuestras herramientas cumplen un rol bastante importante, son las que ayudan a que el coltubing llegue al fondo en pozos tan desafiantes. Ese pozo terminó completándose en un plan, en una sola carrera, a 7500 metros. Ese pozo se llegó al fondo con herramientas que fueron diseñadas en Neuquén, que fueron fabricadas con partes entre Neuquén y Córdoba”, contó el ejecutivo.

A su turno, el represente de Flargent, Jaime Arias, explicó el trabajo que la empresa esta realizando como parte del grupo Medanito en materia de emisiones directas, indirectas y fugitivas en las operaciones petroleras. “Estamos desarrollando unas unidades de control de emisiones para Pan American Energy, en la cual se toman venteos fríos de deshidratación, de una torre deshidratadora, en los cuales esos venteos fríos tienen vapor de agua y metano. En vez de tirarlos a la atmósfera, los tomamos, los condensamos, los separamos y los quemamos. Eso nos permite reducir de 7.000 toneladas al año de dióxido de carbono equivalente, a más o menos 1.000, con lo cual hay 6.000 toneladas de ahorro», explicó.

Finalmente, el director comercial de Loginter, Pablo Canessa destacó como la empresa logró ayudar a YPF en su integración logística con unos 1500 proveedores tanto locales como internacionales, lo cual implica un trabajo de trazabilidad de más de 30.000 artículos diferentes. “Para gestionar toda esta complejidad, Loginter propuso una iniciativa que es un modelo de integración logístico. Este modelo es una combinación de ciertas iniciativas y mejores prácticas de otras industrias. Trajimos prácticas de la industria automotriz, trajimos prácticas del consumo masivo, pero siempre adaptadas a los requerimientos complejos de la industria energética», explicó.

, Nicolás Deza

De la mano de Vaca Muerta, la Argentina confía en extraer diariamente más de 1 millón de barriles de crudo, además de materializar un mega proyecto exportador de gas natural licuado (GNL), entre otras metas. Frente a previsiones tan ambiciosas, las empresas involucradas se ven obligadas a repensar su articulación operativa. Ése fue el centro del debate en el panel Integración inteligente de los actores en la industria de Oil & Gas del Supplier Day, espacio del que participaron Daniel González, secretario de la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene); Mauricio Cordiviola, director de Operaciones de Camuzzi; Eduardo Borri, presidente de Bertotto Boglione; Sergio Schiavoni, CEO de Geopatagonia; Sebastián Martinovic, director comercial y de Operaciones de Aercom.

Todo el entramado de empresas neuquinas, desde las más pequeñas hasta las de mayor envergadura, se encuentra nucleado en Fecene. A decir de Daniel González, la idea es potenciar el trabajo en conjunto con el Estado provincial a través del Centro PyME-ADENEU para que una buena parte de la renta de Vaca Muerta quede en Neuquén.

Estamos hablando, según el directivo, de recursos no renovables cuya ventana de explotación no supera los 30 años en función del compromiso asumido con las generaciones futuras de promover una reconversión productiva. “Más allá de que también tengamos turismo y actividad vitivinícola, no queremos que nos suceda lo que le pasó a Estados Unidos con la fiebre del oro, cuando los pueblos eran abandonados una vez que se acababa el recurso”, aseguró.

A partir de esa lección de la historia, resaltó, casi todos los empresarios neuquinos vienen reinvirtiendo en turismo, olivos, fruticultura y otros rubros de desarrollo provincial. “Vale aclarar que no estamos cerrados al ingreso de compañías de otras procedencias, todo lo contrario. Fecene tiene unas 600 empresas con 33.000 trabajadores involucrados, pero no podremos dar abasto solos. La actual producción de Vaca Muerta, que es de 400.000 barriles diarios, en dos años probablemente llegará a 1 millón de barriles. Y los actuales 100 millones de metros cúbicos gas no serán suficientes para abastecer a la proyectada planta de gas natural licuado. Los desafíos a sortear son realmente enormes”, calificó.

Distintos referentes de la industria participaron del panel Integración inteligente de los actores en la industria de Oil & Gas.

Provisión propia

A tono con la visión de una amplia demanda insatisfecha a nivel sectorial, Mauricio Cordiviola, director de Operaciones de Camuzzi, se refirió a las acciones encaradas en los últimos años por la empresa para abastecerse de soluciones que no estaban disponibles en el mercado, sobre todo en algunos puntos del sur del país. “En virtud de nuestro ADN, nuestra capacidad técnica y la amplitud geográfica de nuestra cobertura, nos propusimos ser nuestra propia proveedora de servicios. Hoy podemos decir, después de tres años de organizarlo bien, que tenemos entre cuatro y cinco líneas definidas de prestaciones para la industria del Upstream”, ponderó.

En ese sentido, especificó, la empresa se encuentra realizando muchos trabajos de gerenciamiento, ingeniería y -en algunos casos- construcción de cañerías y plantas. “De hecho, estamos ejecutando la ingeniería del gasoducto que abastecerá a la meseta de Añelo, colaborando con las municipalidades de Plaza Huincul y Añelo en la repotenciación de ambas localidades”, detalló.

Otra labor interesante, expuso, pasó por la puesta en servicio de la Línea Sur junto con el Gobierno de Río Negro para llevar gas a casi 4.000 familias. “Asimismo, estamos evaluando la construcción de equipos y cañerías para empresas productoras”, acotó.

Con sede en Cañadón Seco y Comodoro Rivadavia, agregó el ejecutivo, hay una línea de trabajo adicional que nació para mantener activos de calentadores y vaporizadores, y hoy los construye. “Asimismo, brindamos servicios de Hot Tapping a distintas compañías. Estamos orgullosos de nuestro Laboratorio de Medición en Bahía Blanca, focalizado en las necesidades del polo petroquímico. Y seguimos acumulando expertise y creando innovaciones en materia de combustibles distribuidos”, completó.

Mejora continua

Es clave preguntarse continuamente cuáles son las exigencias del mercado y cómo las mismas pueden correctamente ser atendidas. Así lo aseveró Eduardo Borri, presidente de Bertotto Boglione, una firma inicialmente orientada a la fabricación de tanques para estaciones de servicio que con el correr del tiempo incorporó y reforzó la provisión de soluciones de ingeniería, con énfasis en el almacenamiento y transporte de líquidos y sólidos.

No hay dudas, admitió, que acompañar el desarrollo del GNL terminará siendo un gran desafío para la organización. “Aunque no nos atañe cómo ser competitivos en la evacuación del recurso, sí tendremos como reto asociado la toma de ese GNL para su almacenamiento y distribución a diferentes zonas que carecen de acceso a un combustible tan amigable con el medio ambiente. Es por ello que este año estamos completando inversiones de entre 4 y 5 millones de dólares para ampliar nuestra infraestructura de producción. Somos actualmente un grupo de 1.300 personas y vamos a tomar unos 100 profesionales para desempeñarse en equipos de transporte”, anticipó el directivo, quien también resaltó el añadido de skills en torno a la Inteligencia Artificial (IA) y al reconocimiento de imágenes, entre otras alternativas.

Si hay algo que no puede permitirse esta industria, alertó, es conformarse con lo existente. “Además de mantener y fortalecer a los proveedores actuales, hay que traer nuevos jugadores al mercado”, enfatizó.

Apoyo crediticio

Surgida como una proveedora de servicios centrada en las particularidades de la Cuenca del Golfo San Jorge que supo desempeñarse en distintos puntos del país y del exterior, Geopatagonia está desembarcando en Neuquén con la reciente inauguración de una base operativa. “Esto es simple: hoy el que quiere dedicarse a la industria de Oil & Gas tiene que estar en Vaca Muerta”, sentenció Sergio Schiavoni, CEO de la empresa.

Una de las grandes amenazas para el desenvolvimiento del negocio, analizó, tiene que ver con la falta de pequeñas y medianas empresas (PyMEs) prestadoras de labores especiales. “De todos modos, no creo que se trate de un problema sin posibilidad de solución. Por nuestra parte, hay que decir que no somos una firma tan chica. Tenemos ocho equipos de bombeo para segmentación y varios Coil Tubing, aparte de contar con un personal de 250 profesionales que incluye a más de 30 geólogos y más de 15 ingenieros. Y como nuestro caso, por cierto, hay muchos otros”, sostuvo.

Sería deseable, a su entender, mejorar la integración entre operadoras y fabricantes de elementos. “Hay que charlar un poco más, pero estamos preparados para avanzar rápidamente”, remarcó.

No menos relevante, opinó, debería ser la ampliación del acceso crediticio. “Nuestras firmas no acceden a financiamiento externo y padecen la falta de créditos a largo plazo en el plano interno. Pero este pedido no se limita al Gobierno o a los bancos: muchas veces las operadoras podrían respaldarnos para que nos terminemos beneficiando todos”, exigió el empresario, quien también aludió a la necesidad de optimizar las certificaciones locales, el transporte y las importaciones.

Crecimiento sostenido

Con dos décadas de trayectoria en la industria, Aercom ofrece soluciones de energía a través de distintas tecnologías innovadoras y ambientalmente amigables, tal como lo definió su director comercial y de Operaciones, Sebastián Martinovic. “Diseñamos y fabricamos en el país equipos destinados a mejorar las emisiones y la huella de carbono. Estas unidades, que hoy están siendo muy requeridas, toman gases de vapores de tanques o de distintos puntos de emanación de procesos para promover su recuperación en lugar de su envío a una antorcha o unidad de venteo. Se trata de una tecnología existente hace bastante tiempo, pero que adquirió un mayor desarrollo en la actualidad”, especificó.

Esta temporada, reconoció, significó un crecimiento vertiginoso para la compañía. “Pudimos triplicar nuestra capacidad productiva con distintos puntos de fabricación y de ensamble, sorteando dificultades relacionadas con las importaciones de diferentes materiales. Estamos muy contentos con los logros registrados, pero apuntamos a sostener esta expansión en el tiempo. Venimos dialogando permanentemente con las petroleras en las diversas mesas de trabajo, viendo que hay muchos proyectos de gran envergadura en carpeta, cuya concreción tendrá una enorme incidencia en el nivel de actividad”, anticipó.

Dentro de la cadena de valor sectorial, precisó, Aercom se caracteriza por priorizar la planificación para anticiparse a los plazos de obras previstos. “Desde nuestra base en Neuquén, garantizamos el mejor soporte y seguimiento de los equipos. Estamos apostando fuerte por la actualización tecnológica con nuestra plataforma de monitoreo 4.0 e impulsamos la capacitación de recursos humanos para desenvolvernos en un mercado cada vez más exigente y desafiante”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

BLC Power Generation, una de las empresas de BLC Global, amplió su presencia a más de 600 plantas, ha instalado más de 30 gigawatts (GW) de capacidad. Además, su equipo de soporte técnico ha brindado asistencia a plantas por más de 13 GW.  La compañía ha optimizado la gestión y monitorización de más de 1 GW de activos gracias a que posee distintos proyectos en el segmento de energías renovables como el Ecoparque Solar de la Refinería de Ecopetrol, en Colombia. Se trata del primer parque solar construido dentro de una refinería.

Para el desarrollo de este parque, BLC Power Generation trabajó junto a Ecopetrol, ABB, Sonepar, PowerChina y la propia Refinería de Cartagena para hacerlo posible. En su inauguración estuvieron presentes el presidente Gustavo Petro y el ministro de Minas y Energía, Omar Andrés Camacho Morales.

Está equipado con 40.146 paneles solares y cuenta con la capacidad de producir más de 22 GWh de energía renovable al año, equivalente al consumo de 18.200 hogares colombianos. Además de aumentar la capacidad energética del país, esta nueva planta solar se destaca por su impacto positivo en el medio ambiente y la economía local, al reducir notablemente las emisiones de CO2 de la refinería en aproximadamente 21.000 toneladas anuales, según detallaron.

El proyecto

El proyecto se llevó adelante con el objetivo de reemplazar parcialmente el uso de energía térmica por energías renovables. “La planta requiere un control integral, que se logra a través de la suite de soluciones Optimum PG -un sistema de gestión de energía-, junto con otros sistemas, garantizando así un correcto funcionamiento”, indicaron.

«Coordinar y vincular los sistemas de control existentes con las nuevas tecnologías de potencia, datos, comunicación, redes y ciberseguridad en un entorno de refinería ha sido un gran desafío técnico. Trabajamos junto a más de 10 proveedores alineando tareas y compartiendo experiencias”, expresó Andrés MacGuire, gerente de Proyectos.

Además, el ejecutivo indicó: “Ser parte del primer parque solar dentro de una refinería en Latinoamérica, representó un hito muy importante en la transición de la matriz energética en Colombia, de la cual nos enorgullece formar parte».

Proyectos

A su vez, la compañía cuenta con otras iniciativas como el Parque Híbrido de la Central Térmica Manantiales Behr de YPF Luz en la Argentina y la Microgrid Híbrida del Campus Thomas Aquinas College, trabajado en colaboración con Tesla y Capstone Green Energy en Estados Unidos.

“Estos proyectos demuestran la adaptabilidad de la suite de soluciones Optimum PGde la empresa. La misma, permite integrar diversas tecnologías para monitorear, controlar y gestionar activos de generación de energía eléctrica. La confianza de los clientes ha sido fundamental para llevar a cabo los proyectos”, precisaron desde BLC a través de un comunicado.

“BLC Power Generation sigue apostando por un futuro más sustentable en Latinoamérica. La participación en este tipo de proyectos reafirma su compromiso de acompañar una transición energética más eficiente, fortaleciendo su presencia en los mercados clave de la región”, concluyeron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

El próximo jueves 29 de agosto, en el marco del Mes de la Minería en Chile, tendrá lugar el “Encuentro Minero chileno-argentino”, organizado por la Embajada Argentina en Chile y la Cámara de Comercio chileno argentina. “El evento, que cuenta ya con una tradición de 6 ediciones previas, constituye una instancia de encuentro entre todas las Instituciones y sectores que hacen a la minería en el contexto binacional”, destacaron desde la organización.

La jornada reunirá a las más altas autoridades mineras de ambos países, y autoridades provinciales, con Instituciones como la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), la Sociedad Nacional de Minería (SONAMI), los principales proyectos mineros en las zonas fronterizas de la Argentina y Chile, así como destacados empresarios y especialistas del sector.

El evento

En el marco de la transición energética, que demanda minerales críticos para la descarbonización, las energías limpias y la lucha contra el cambio climático, se escucharán las perspectivas de los Gobiernos de la Argentina y Chile; de proveedores -Aprimin y AIC de Chile y Capmin de Argentina-; y una presentación sobre el Tratado de Integración y Complementación Minera.

En el encuentro se podrá conocer acerca de las características, inversiones y estado actual de los principales proyectos mineros en desarrollo en la región fronteriza entre Argentina y Chile a través de un panel que contará con la participación de los máximos ejecutivos de Barrick Gold y los proyectos Josemaría, Filo del Sol y Los Azules, según precisaron.

Integración regional

Todo ello estará enmarcado en la importancia estratégica del Tratado sobre Integración y Complementación Minera entre Argentina y Chile, al igual que el desarrollo conjunto de las oportunidades en materia de bienes y servicios asociados a la minería y sus posibles proveedores. De la misma manera, serán reseñados los principales elementos de la nueva reglamentación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones argentino (RIGI) y su impacto concreto en las inversiones en minería.

En un contexto en que la minería se vuelve más que relevante y desafiante, los Paneles que componen el encuentro aludirán a las últimas novedades de los principales proyectos mineros binacionales, así como los principales factores que hacen a la minería sostenible, tales como energía, logística, agua y tecnología.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno de Javier Milei concretará la semana próxima un nuevo cambio de autoridades en el directorio de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA), la compañía que opera las centrales nucleares. Santiago Caputo, principal asesor y hombre de máxima confianza del Presidente, tomará el control del área nuclear a través de la designación de Alberto Lamagna como nuevo presidente de NA-SA en reemplazo del titular actual, Luis Fasanella, que sin embargo seguirá en la empresa, tal como había adelantado EconoJournal el 24 de julio. La novedad de las últimas horas pasa por el perfil del Directorio de la empresa encargada de operar las centrales atómicas que confeccionó Caputo, con una notoria falta de cuadros técnicos conocedores de la empresa y el sector nuclear en general.

La Secretaría de Energía convocó para el próximo miércoles 28 de agosto a una asamblea de accionistas tanto en Nucleoeléctrica como en Dioxitek, la empresa estatal que provee el dióxido de uranio para el combustible nuclear. Según indicaron a este medio fuentes públicos y privadas, Lamagna será designado como nuevo presidente de NA-SA, mientras que Fasanella, que había llegado al cargode la mano del ex jefe de Gabinete Nicolás Posse, seguirá como vicepresidente en reemplazo de Julián Gadano, un histórico del sector y el principal técnico en el área nuclear que integraba el gobierno de Javier Milei.

Santiago Caputo, el poderoso asesor del Presidente, copará el directorio de NA-SA con personas de su confianza.

Mario Levy, director de Generación Eléctrica de la Secretaría de Energía, que ingresó al Estado durante la gestión de Alberto Fernández y hoy responde al secretario de Energía Eduardo Rodriguez Chirillo, continuará en el Directorio. Pero lo llamativo pasa por la elección de los dos nombres restantes para completar el máximo órgano de control de la empresa nuclear estatal. Uno de ellos sería Emiliano Giana, hermano de Guido Giana, un ex dirigente del PRO en la provincia de Buenos Aires que mutó a las filas libertarias y hoy es una persona de confianza de Diego Chaher, quien está al frente de una Unidad Ejecutora de Empresas e integra el círculo de confianza de Caputo.

Guido Giana, que cobró notoriedad mediática y política en 2020 durante el conflicto por la usurpación y posterior desalojo de un importante predio en Guernica —precisamente por ser dueño, junto con su familia, de esas tierras en el sur de la provincia de Buenos Aires— fue candidato a intendente en Presidente Perón por el PRO en 2015 y luego fue funcionario del PAMI durante los cuatro años del mandato de Mauricio Macri. Luego de la presidencia de Macri recaló como director de Administración y Finanzas del Sanatorio Güemes, propiedad de Mario Lugones, padre de Ramiro, consejero y amigo del asesor presidencial, con quien trabó una relación de amistad.

La quinta silla en el Directorio de NA-SA la ocuparía Jeremías Coppola, un joven licenciado en Finanzas de la Universidad de San Andrés que se enfocó en el negocio de trading de criptomonedas, según se desprende de su perfil en LinkedIn. Ni Giana ni Coppola cuentan con una experiencia previa vinculada al sector nuclear, por lo que cuatro de los cinco directores de Nucleoeléctrica darán sus primeros pasos en la industria atómica a partir de su designación como miembros del organismo de conducción de la mayor compañía nuclear de la Argentina.

Por el lado de Dioxitek, Fabián Moreira sería el nuevo presidente, Ernesto Kirchuk será el vicepresidente y el directorio lo completarán Mariano Flamini, Santiago Caseaux Alsina (actual director tanto en Nucleoeléctrica como en Dioxitek) y Pablo Zapata (actual director en Dioxitek representando a la provincia de Mendoza).

Sorpresa

Fuentes cercanas a Nucleoeléctrica y a la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) manifestaron perplejidad y preocupación por el perfil del directorio confeccionado por el gobierno debido a la ausencia de técnicos conocedores de la empresa operadora de las centrales nucleares. De hecho, la CNEA no tuvo participación alguna en la confección del directorio vigente ni del nuevo, pese a tener la potestad para designar a uno de los directores por ser accionista.

El nuevo directorio representa el perfil que Caputo busca imprimir en los directorios de las empresas estatales con el objetivo de acelerar su privatización. Lamagna llegará al cargo promovido por Chaher, que tiene el mandato de acelerar la privatización o concesión de las empresas que son propiedad del Estado.

En esa clave, Lamagna, un doctor en física con un sinuoso recorrido por la política que incluye al Frente para la Victoria, el PRO y el Frente de Todos, le habría prometido a Chaher avanzar con la privatización de la generadora estatal en el próximo semestre. Si bien en el plano profesional tuvo una extensa carrera en la CNEA, nunca trabajó en NA-SA.

El cambio del Directorio de NA-SA se inscribe en un contexto signado por la necesidad de tomar decisiones sobre el proyecto de extensión de vida de Atucha I. La central nuclear debería parar el 29 de septiembre para comenzar con las obras que llevarán dos años de trabajo para extender su vida operativa por dos décadas más. Pero el gobierno evalúa la factibilidad de postergar el proyecto para tener a la central operativa en el verano.

, Nicolás Deza y Nicolás Gandini

La cadena maicera está cerrando una de las campañas más desafiantes de los últimos años y se apresta a empezar una nueva en un marco donde la información será clave. La chicharrita, sin dudas, significó un antes y un después en el sector y para el nuevo ciclo agrícola y será crucial contar con el conocimiento científico, estrategias y herramientas para potenciar el éxito en la cosecha y poder dejar atrás el temor que significó el ataque de esta plaga que propaga la enfermedad del “achaparramiento del maíz”.

 Los paneles

Toda esa información vital podrá encontrarse en el Congreso Internacional de Maíz (CIM), que se llevará a cabo en el Centro de Convenciones de Córdoba el 28 y 29 de agosto, fecha clave para la toma de decisiones.

Allí, más de 100 oradores y expertos del ámbito local e internacional disertarán en más de 35 paneles para brindarle a los productores y al conjunto de la cadena todas las herramientas necesarias para encarar la próxima siembra y poder sortear la amenaza potencial que significa esta temible plaga.

Las temáticas serán variadas. Por supuesto, la chicharrita y el achaparramiento estará en el centro de la escena, pero también se tratarán cuestiones respecto al rendimiento y densidades de siembra; enfermedades del cultivo; últimas tecnologías disponibles; calibración de maquinarias; clima; biotecnología; agtech; biocombustibles; y huella de carbono entre otros.

En el correr de los dos días que dura el CIM habrá más de 35 paneles centralizados en la chicharrita, la sanidad general del cultivo, el panorama productivo brasileño (teniendo en cuenta que esta plaga tiene una presencia histórica en este país), un análisis regional del impacto de la enfermedad y las herramientas necesarias para la próxima campaña. Pero también habrá charlas sobre la coyuntura política argentina, biocombustibles, la economía del productor, los pronósticos climáticos para la próxima campaña y un análisis de lo que sucedió en 2023, nutrición, genética y densidad de los cultivos, análisis sobre el contexto de negocios y precios, huella de carbono y mucho más.

¿Quiénes serán los disertantes?

Entre los oradores más destacados estarán Alejandro Vera (Obispo Colombres); Augusto Casmuz (Obispo Colombres); Cristina Canale (Epagri/Brasil); Daniel Igarzabal (especialista en plagas); Daniela Vecchio; Darío Oleszczuk; Eduardo Feinmann (periodista); Eduardo Sierra (climatólogo); Ernesto Cruz (Ing. Agr. México record mundial de producción de maíz); Ignacio Erreguerena (INTA Manfredi); Estanislao Bachrach (biólogo molecular); Facundo Ferraguti (INTA); Fátima Montiel; Marcelo Morris; Nahuel Peralta; Norma Formento (INTA); Octavio Caviglia (CONICET); Pablo Leguizamón; Paulo Garollo (Fitolab/Brasil); Plinio Nastari (Datagro/Brasil); Roberto Peralta (Halcón Monitoreos); Rodolfo Bongiovanni (INTA); Sabine Papendieck (Programa Argentino de Carbono Neutro); Salvador Di Stefeno (analista financiero); Silva Dagma Araújo (Embrapa/Brasil); Silvina Fiant (BCCBA); Tereza Cristina (Senadora/Brasil); Wagner Guzmao; Federico Bartorelli y el econocido empresario y periodista Mario Pergolini. También dirán presente Sergio Busso (Ministro de Bioagroindustria/Córdoba); Federico Zerboni (Maizar); Fernando García (especialista en fertilidad y manejo de suelos); Fernando Juliatti (Juliagro/Brasil); Franco Fernández (CIAP/INTA); Franco Mugnaini; Gabriel Espósito (UNRC); Germán Font (Bioagroindustria/Córdoba); Germán Schlie (INTA); Gustavo Maddonni (CONICET); Hugo Alconada Mon (periodista); Humberto Debat (CIAP/INTA); Ignacio Garciarena (Maizar); Ignacio Mántaras (Sec Agricultura y Ganadería/Santa Fe); Joaquín Pinasco (La Pastelera Producciones); José Carlos Basaldúa (Sec Agricultura, Ganadería y Pesca/Entre Ríos); Juan Cruz Molina (INTA); Karina Torrico (INTA); Kristin Eckert (Alemania); Laura Caravaca (CREA); Leo de Benedictis (climatólogo); Leticia Tuninetti (INTI); y Fabián López (Min Infraestructura y Servicios Públicos/ Córdoba); Agustín Biagioni (bioinsumos); Alejandro Girardi; Andrés Caggiano; y Federico Bartorelli.

Además estarán Lucas Romero ( politólogo, Synopsis Consultores); Lucrecia Couretot (INTA); Luis Lafranconi (INTA); Manuel Ron (Bio4/Agencia Córdoba Innovar y Emprender); Marcelo Calle; Marcelo Druetta (INTA); Marcelo Elizondo (analista/Oficina Argentina de la International Chamber of Commerce); Marcos Blanda (Bioagroindustria/Córdoba); Margarita Sillón (Centro de Sanidad); María Fernanda San Juan (Fertilizar); María Otegui (FAUBA/CONICET); Mariano Laurencena; Martín Galli (AAPPCE); Martin Melo (periodista); Marín Schneider; Matías Longoni (periodista); Matías Mensa (BCCBA); Mauricio Bartoli (periodista) y Fernando Bertello (peioridta).

 Por último, disertarán Nahuel Peralta; Nicolás Bertolotti; Nicolás Brandstadter; Ricardo Bindi, German Tinari, y muchos especialistas más.

, Redaccion EconoJournal