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Arcadium Lithium, uno de los principales productores de carbonato de litio del planeta, que se creó el año pasado a partir de la fusión entre Allkem y Livent, ratificó este miércoles la continuidad de su programa de inversiones para ampliar su producción de litio en la Argentina pese al adverso escenario internacional provocado por la brusca caída del precio del mineral.

A raíz de eso, Arcadium anunció ayer que decidió aplazar uno de sus proyectos en Canadá. Sin embargo, la compañía confirmó que seguirá adelante con su plan de inversiones en el país. En esa clave, si bien indicó que está reevaluando con cuál de sus dos proyectos de desarrollo en la Argentina —Fénix, donde prevé sumar una producción de 25.000 toneladas de carbonato en el Salar del Hombre Muerto, y Sal de Vida, ambos en Catamarca— avanzará primero, su expansión en la Argentina está fuera de discusión pese a la abrupta caída del precio de carbonato de litio, que hoy cotiza por debajo de los US$ 15.000 cuando hace tres años cotizaba por encima de los 60.000 dólares.

«En lugar de ejecutar simultáneamente la Fase 1B de Fénix y la Etapa 1 de Sal de Vida, como había anunciado previamente, procederá a completar estos proyectos de manera secuencial«, explicó la compañía mediante un comunicado de prensa difundido a nivel global en atención a la presentación de los resultados del segundo trimestre del año.

Más producción

Arcadium afirmó, además, que prevé incrementar un 25% su producción combinada de hidróxido y carbonato de litio durante 2024, para lo cual será clave el rol de la Argentina. Fénix y Olaroz, las dos expansiones en el país que desarrolló la compañía en los últimos años, están en pleno proceso de puesta en marcha. «Ya están produciendo volúmenes de carbonato de litio a escala comercial, lo que se traducirá en un aumento de los volúmenes de ventas durante la segunda mitad del año. Esperamos un crecimiento adicional en el volumen de Olaroz y Fénix en 2025, ya que ambos proyectos avanzan de manera firme hacia el objetivo de alcanzar su capacidad nominal total de 40.000 y 30.000 toneladas métricas (incluyendo cloruro de litio), respectivamente», explicó la compañía.

El Salar del Hombre Muerto está emplazado al noreste de Catamarca, en el límite con Salta. El yacimiento posee una salmuera muy rica en litio, con una producción histórica de alrededor de 740 mg/l. A menos de 10 kilómetros de distancia se encuentra Sal de Vida, que podría contar con recursos por 6,85 millones de toneladas de carbonato de litio equivalente (LCE).

Análisis

Paul Graves, CEO de Arcadium Lithium, trazó el siguiente escenario para explicar las medidas que tomó la empresa para adecuarse el contexto global. “A pesar de los actuales precios del litio, seguimos viendo una sólida trayectoria de crecimiento a largo plazo para la demanda de este mineral y prevemos que, con el tiempo, el mercado volverá a tener fundamentos más saludables”, afirmó el directivo. 

“Sin embargo, el mercado está indicando claramente que no es necesario que el sector aumente la oferta al ritmo previsto anteriormente. Por lo tanto, hemos decidido posponer las inversiones en dos de nuestros cuatro proyectos de expansión actuales. Nos mantenemos plenamente comprometidos con el desarrollo de nuestro atractivo portafolio de oportunidades de expansión, donde se espera que cada uno de estos proyectos esté entre las operaciones de litio de menor costo a nivel mundial una vez finalizados», agregó.

Estimación de Ingresos y EBITDA de Arcadium Lithium en 2024

Fuente: Arcadium Lithium

La principal medida defensiva de Arcadium Lithium fue pausar la inversión en el proyecto Galaxy (anteriormente conocido como “James Bay”) en Canadá, donde apuntaba a sumar 40.000 toneladas métricas (LCE) de producción. «La compañía está explorando la posibilidad de sumar a un socio interesado en aportar capital al proyecto a cambio de una inversión estratégica a largo plazo», indicó la empresa mediante un comunicado. En total, Arcadium prevé recortar en unos US$ 500 millones su gasto de capital (capex) durante los próximos 24 meses.

A su vez, la compañía no tiene planes de alterar el desarrollo de Nemaska ​​Lithium, un proyecto integrado de espodumeno e hidróxido de 32.000 toneladas métricas también ubicado en Canadá.

Resultados

Durante la presentación de resultados del segundo trimestre, Arcadium señaló que el precio promedio obtenido para el hidróxido de litio y el carbonato de litio alcanzó en el período los US$ 17.200 por tonelada métrica, en tanto que el EBITDA ajustado fue de US$ 99,1 millones.

«Seguimos enfocados en aprovechar nuestra operación de bajo costo y alta calidad, así como en nuestra estrategia de conseguir contratos a largo plazo con clientes clave para atravesar cualquier condición del mercado», enfatizó la firma mediante un comunicado. La organización planea alcanzar una reducción de costos en 2024 que oscila entre US$ 60 y 80 millones.

, Loana Tejero

Las compañías Pan American Energy, CGC, Tenaris, Techint Ingeniería & Construcción, Honeywell Argentina, Tecpetrol y Molinos Agro realizan la octava edición de un programa de prácticas profesionales internacionales en el que participan 27 estudiantes de prestigiosas universidades de Estados Unidos. Desde el inicio de la iniciativa en 2015 se recibieron más de 2.000 postulaciones y  100 pasantes internacionales ya participaron del programa.

La iniciativa, de dos meses de duración, tiene como objetivo impulsar el intercambio cultural y profesional recíproco de conocimientos y experiencias, como así también continuar posicionando el potencial industrial y las capacidades de la Argentina a escala global.

La propuesta

Los estudiantes reciben una inducción y luego realizan un proyecto específico, que les aporta experiencia en el campo laboral, con la guía de un tutor designado por cada una de las compañías que son parte del programa.

El programa de prácticas profesionales internacionales está abierto a todas las universidades de Estados Unidos y este año recibió postulaciones de más de 60 casas de altos estudios.

Para la edición 2024, los pasantes que fueron seleccionados pertenecen a las siguientes universidades: Rice University, Columbia University, University of Houston, University of Texas at Austin, Colorado School of Mines, New York University, Yale University, Georgia Institute of Technology, Lehigh University, Texas A&M University, University of California y University of Oklahoma.

En 2023, de las más de 600 postulaciones recibidas, se seleccionaron 27 estudiantes de universidades de Estados Unidos, quienes realizaron sus prácticas profesionales en Pan American Energy, CGC, Techint Ingeniería & Construcción, Honeywell Argentina, Tenaris, Tecpetrol y Molinos Agro en diferentes locaciones del país, como Chubut, Neuquén, Santa Cruz, Santa Fe, Campana y Ciudad de Buenos Aires. 

Del acto de cierre del programa, -realizado en el Palacio San Martín del Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto-, participaron el Secretario de Relaciones Económicas Internacionales, Embajador Marcelo Cima; el secretario de Educación de la Nación, Carlos Torrendell; el Subsecretario de Promoción de las Exportaciones, las Inversiones, la Educación, la Ciencia y la Cultura, Ramiro Velloso; el Embajador de Estados Unidos en Argentina, Marc Stanley.

También estuvieron presentes el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; el Presidente de CGC, Hugo Eurnekián; el Presidente de Tenaris Cono Sur, Javier Martinez Álvarez; el CEO de Techint Ingeniería y Construcción, Oscar Scarpari; el Presidente de Honeywell Argentina, Gustavo Galambos; el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous; el CEO de Molinos Agro, Pablo Noceda, y el Director General de la Organización Techint, Guillermo Hang.

, Loana Tejero

El gobierno autorizó una suba de 1,5% del precio regulado de los biocombustibles que se mezclan con las naftas y el gasoil para el mes de agosto. Los aumentos se publicaron este miércoles en el Boletín Oficial a través de las resoluciones 200 y 201, firmadas por el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo.

De este modo, el precio de adquisición del etanol de caña, producido en los ingenios del Noroeste del país, pasó de 635 a 644,5 pesos por cada litro. Mientras que el precio del etanol maicero, elaborado en las provincias del centro, saltó de 582 a 590,7 pesos.

Lo mismo ocurrió con el precio de adquisición del biodiesel, que se produce en base a aceite de soja y se mezcla con el gasoil, que se incrementó de 951.285 a 965.554 pesos por cada tonelada para el mes de agosto.

La Ley 27.640 establece que el bioetanol, la mezcla que tienen que hacer las refinerías es de 12%, que se divide en 6,5% para el elaborado a base de caña y 6,5% para el producido a base de maíz. Por su parte, el biodiesel producido con aceite de soja se tiene que mezclar en un 7,5% por cada litro de gasoil.

Aumentos desde diciembre

En junio había sido la última actualización de los bios y el aumento del etanol fue de un 2% y el del biodiesel un 1,4%. Según información de la Secretaría de Energía, desde que asumió el gobierno de Javier Milei el aumento del bioetanol de caña fue de 85%, ya que pasó de $ 348,5 en diciembre a $ 644,5 en agosto por litro.

En el caso del etanol de maíz, la suba desde diciembre fue de 63,5% (pasó de $ 361,1 de diciembre a $ 590,7 de agosto).

En tanto, en el caso del biodiesel el precio con el nuevo gobierno nacional aumento un 40,5%. La tonelada del combustible elaborado con aceite de soja pasó de $ 686.986 en diciembre a $ 965.554 de agosto.

, Roberto Bellato

Arcadium Lithium, la compañía dedicada al desarrollo de productos químicos de litio que surgió de la fusión entre Allkem y Livent, adquirió el negocio de litio metálico de la empresa canadiense Li-Metal Corp. Se trata de una firma abocada a la producción de tecnologías, que aún se encuentran pendientes de patente, que permitirán que los ánodos de litio y el metal de litio necesarios para las baterías de próxima generación se produzcan a partir de materias primas ampliamente disponibles, a escala y a una fracción del costo de los procesos convencionales.

La adquisición, que se efectivizó por US$ 11 millones, incluye la propiedad intelectual y los activos físicos relacionados con la producción de litio metálico, incluida una planta piloto de producción en Ontario, Canadá. El personal clave del negocio de Li-Metal se unirá a Arcadium Lithium como parte de la adquisición. En este sentido, Maciej Jastrzebski, cofundador y director de tecnología de Li-Metal, firmó un acuerdo de consultoría con empresa para facilitar la transferencia de tecnología e integrar el equipo.

Paul Graves, presidente y director ejecutivo de Arcadium Lithium, aseguró: “Estamos entusiasmados de dar la bienvenida al equipo a Arcadium Lithium mientras buscamos liderar el desarrollo de tecnología de vanguardia para la producción de litio metálico a partir de carbonato de litio. Esta pequeña pero importante adquisición nos brinda una plataforma para avanzar en nuevas y mejores vías de proceso para la fabricación de litio metálico”.

A su vez, el ejecutivo aseguró que “la capacidad de producir litio metálico a partir de carbonato de litio dará una flexibilidad adicional para utilizar nuestra red integrada verticalmente de activos al tiempo que reduce la necesidad de litio metálico de terceros. Esto mejorará aún más la competitividad de nuestro negocio y nos ayudará a crear la escala necesaria para satisfacer la creciente demanda de materiales para baterías de próxima generación desarrollados a partir de litio metálico”.

Uso del litio métalico

Arcadium Lithium utiliza litio metálico para fabricar productos especializados de litio, incluidos el litio metálico de alta pureza (HPM) y LIOVIX®, una formulación patentada de litio metálico imprimible, para aplicaciones de baterías primarias y baterías de próxima generación.

Además, la compañía también procesa litio metálico en butil litio, utilizado en la fabricación de neumáticos “verdes” ligeros, entre otras aplicaciones, así como productos químicos especiales de litio utilizados en medicina, agricultura, electrónica y otras industrias.

Frente a esto, desde la firma expresaron que “se espera que la adquisición fortalezca la posición de Arcadium Lithium como líder mundial en la producción de litio metálico al proporcionar procesos más seguros, de menor costo y más sostenibles para la producción de litio metálico utilizando diversos grados de carbonato de litio como materia prima, que la compañía produce en la Argentina”.

En esa misma línea, destacaron que estas nuevas capacidades complementarán las tecnologías de proceso existentes de la compañía para producir litio metálico en su sitio de Bessemer City en Carolina del Norte, Estados Unidos, utilizando cloruro de litio concentrado de su instalación ubicada en el Parque Industrial de la localidad salteña de General Güemes, en Argentina.

Activos de litio en la Argentina

Arcadium Lithium está a cargo de varios proyectos de litio en la Argentina. Es responsable del proyecto Salar del Hombre Muerto ubicado en el noreste de la provincia de Catamarca, en el límite con la provincia de Salta y a unos 1.300 kilómetros al noroeste de Buenos Aires. Ese yacimiento posee una salmuera muy rica en litio, con una producción histórica de más de 740 mg/l.

A su vez, posee el 66, 5% del proyecto Olaroz, la iniciativa ubicada en la puna jujeña que se encuentra en producción comercial de carbonato de litio desde 2016, a 3.900 metros sobre el nivel del mar. Se trata de uno de los sitios de estanques de evaporación de litio con mayor producción del mundo.

, Loana Tejero

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, difirió al menos por un año la liberalización del mercado de exportación de gas natural hacia Chile. Algo similar sucedió hace tres semanas en el sector eléctrico cuando el ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, atajó a último momento la publicación de una resolución redactada por colaboradores del titular de la cartera energética que instruía una reforma estructural del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El titular del Palacio de Hacienda pudo evitar que esa normativa, que habría generado un enorme nivel de incertidumbre entre las empresas generadoras de energía por su complejísima implementación, llegara al Boletín Oficial pese a que el borrador de la norma ya estaba cargado en el Sistema de Gestión Documental del Estado (GDE).

En el caso del gas natural, aunque Rodríguez Chirillo fue uno de los escribas de la Ley Bases que promueve la apertura de la economía, finalmente el secretario de Energía pateó para adelante la desregulación del mercado de exportación de gas natural. Lo hizo, fundamentalmente, por dos cuestiones centrales: primero, porque el marco regulatorio vigente establece, a través las resoluciones que dieron forma al Plan Gas, que la posibilidad de vender gas hacia Chile funciona como una especie de premio para las petroleras que invierten primero para aumentar la producción doméstica del hidrocarburo.

Razones

Como el mercado argentino de gas natural posee un importante swing entre invierno y verano —en julio se llegan a consumir 170 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas contra una media de alrededor de 120 millones en enero—, la venta de gas hacia el otro lado de la Cordillera es una manera de atenuar ese desbalance que atenta contra la sanidad del negocio gasífero.

Segundo, porque el consenso mayoritario entre los principales jugadores de la industria —YPF, Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Pampa y CGC— aduce que una apertura irrestricta del mercado de exportación terminaría desembocando en una canibalización entre las empresas productoras que destruiría la señal de precios de venta hacia Chile. Como consecuencia de eso, se terminaría beneficiando y transfiriendo buena parte de la renta del negocio hacia las compañías compradoras del otro lado de la Cordillera (mineras, generadoras y empresas de distribución de gas, entre otras).

Sobre la base de esa realidad, la Secretaría de Energía aprobó el 22 de julio la Nota Nº 387 que definió cuánto gas natural podrá exportar cada petrolera durante el período estival, que va desde el 1º de enero de 2025 hasta el 30 de abril de 2025, y también durante el próximo invierno.

La normativa que lleva la firma de Rodríguez Chirillo asignó un cupo que marcará cuánto podrá vender como máximo cada compañía. En total, se autorizaron exportaciones por hasta 9 MMm3/día de gas natural desde Neuquén y hasta 2 MMm3/día desde la cuenca Austral. A su vez, se estableció un precio mínimo para el gas de exportación, que para la cuenca Neuquina quedó fijado en un 5,5% del precio del Brent, que este miércoles cotizó en 76,64 dólares. En función de ese valor, las petroleras no podrán exportar gas hacia el país trasandino a menos de US$ 4,20 por millón de BTU. Para la cuenca Austral, estableció un importe mínimo de 2,81 dólares.

La utilización de mecanismos como ‘cupos’ y ‘precios mínimos’ no integran el ideario del libre mercado que profesa Rodríguez Chirillo, sino que están más emparentados con mercados administrados por el Estado. De ahí la desilusión de algunas empresas que tenían la expectativa de que el gobierno avance con una mayor liberación del esquema de exportación de gas. La mayoría de los productores consultados por EconoJournal manifestó, sin embargo, su conformidad con la decisión que tomó el Ejecutivo.

El secretaría de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, en una de sus primeras aparaciones públicas a principios de año.

Argumentos

La antesala a la asignación de los permisos para exportar gas hacia Chile durante el verano es siempre una instancia de discusión con el Poder Ejecutivo y también hacia dentro de la industria, dado que las empresas productoras no suelen tener los mismos intereses —más bien lo contrario—,  están establecidas en diferentes cuencas productoras y a su vez, el rol de YPF siempre es conflictivo porque la petrolera bajo control estatal arrastra desde hace más de 20 años un contrato de exportación hacia Methanex en Chile a través de la cuenca Austral que es motivo de discordia con el resto de las productoras de Tierra del Fuego y Santa Cruz porque YPF dejó de invertir hace años en el desarrollo de gas en esas provincias (por lo que no debería recibir los beneficios que otorga el Plan Gas), pero al no poder romper ese entendimiento contractual con la empresa canadiense —uno de los mayores productores de metanol del planeta— porque eso implicaría afrontar una contingencia millonaria por enviar mucho menos gas del que se había comprometido inicialmente, el Estado suele hacer la vista gorda y permitir que YPF siga exportando gas hacia la planta de Methanex en Punta Arenas.

Este año se sumó como elemento adicional la transición desde una regulación a otra. Dado que la resolución 360/2021 de Energía, que marcó los criterios de asignación de los cupos de exportación a cada empresa, expirará este año y empezará a regir la resolución 774/2022 que regulará el mercado durante los próximos cuatro años, no estaba claro qué marco de interpretación utilizaría la Secretaría de Energía para definir cuánto gas podrá exportar cada empresa. El posicionamiento verbal de Rodríguez Chirillo, siempre a favor de levantar cualquier intervención del Estado, no ayudó a despejar la incertidumbre.

Lo que se definió finalmente es no alterar el marco normativo vigente y respetar los términos de la resolución 774, que se extiende hasta diciembre de 2028, fecha en que finalizarán los contratos entre productores y el Estado a través de Enarsa y Cammesa firmados bajo el paraguas del Plan Gas.

En líneas generales, esa norma le otorga prioridad para acceder al cupo de exportación de verano a las petroleras que hayan comprometido en 2022 más producción para cubrir el pico de demanda residencial de gas natural durante el invierno.

El ‘gas de invierno’, que se adjudicó bajo la órbita de la ronda 4.2 del Plan Gas y se transporta por el Gasoducto Néstor Kirchner, no es un producto demasiado atractivo por las petroleras porque la producción de gas que se utiliza para cubrir esa demanda proviene de pozos que sólo tienen consumo asegurado durante los cuatro o cinco meses en el año en que se extiende el frío. Por eso, algunas compañías pidieron precios de hasta 7 u 8 dólares por MMBTU —el doble que el precio promedio del Plan Gas— para garantizar su aprovisionamiento. Otras, en cambio, ofertaron gas a precios más bajos, cercanos a los 4,50 dólares, que fueron los que terminó convalidando la Secretaría de Energía.

Gas de invierno

El incentivo que fija el Plan Gas para beneficiar a las empresas que ofrecen los precios más bajos del ‘gas de invierno’ fue darles prioridad para acceder al mercado de exportación de verano hacia Chile. Los cupos asignados este año respetan esa idea. Por eso, Tecpetrol, YPF, PAE y Pampa, las cuatro empresas que más gas aportaron para cubrir el pico de consumo domiciliario de este invierno, fueron las autorizadas a exportar desde Neuquén un volumen mayor que el que pudieron comercializar el verano pasado.

Cupos de exportación de gas natural hacia Chile desde Neuquén
Por empresa, en verano y en MMm3/día

Fuente: Secretaría de Energía

En la cuenca Austral, la novedad es que sorpresivamente Energía autorizó a cuatro compañías —Alianza Petrolera, Interoil, Capetrol y Petrominera Chubut— prácticamente desconocidas dentro de la industria a enviar pequeños volúmenes de gas hacia el Sur de Chile por gasoductos ubicados en Santa Cruz.

Las empresas en cuestión fueron beneficiadas con la posibilidad de exportar porque se comprometieron, bajo el paraguas de la ronda 5.2 del Plan Gas, a inyectar producción incremental de gas desde yacimiento convencionales ubicados en Santa Cruz y Chubut.

Cupos de exportación de gas natural hacia Chile desde la cuenca Austral
Por empresa, en verano y en MMm3/día

Fuente: Secretaría de Energía

, Nicolas Gandini

Paolo Rocca, presidente de Techint, el mayor grupo industrial-energético de la Argentina, advirtió este martes sobre los riesgos que implica el avance de China en el control de toda la cadena de valor de las energías renovables. La potencia asiática consolidó en los últimos años una fuerte presencia en todos los segmentos de ese negocio: desde el refinado de litio hasta la fabricación de paneles solares, baterías y molinos eólicos.

“China ve la transición energética como una oportunidad extraordinaria para reducir su dependencia de los combustibles fósiles, que necesariamente se importan a través de rutas marítimas expuestas a sanciones o que son vulnerables en caso de conflictos armados”, enfatizó el ejecutivo, que fue uno de los principales expositores del congreso siderúrgico organizado por el Instituto Aco Brasil en San Pablo. “Al mismo tiempo, busca consolidar una posición dominante en la producción y transformación de insumos básicos, con costos y escalas de producción difíciles de replicar en otros países”, agregó.

Paolo Rocca fue uno de los principales oradores del congreso organizado por el Instituto Aco Brasil.

Un informe publicado en abril por la Comisión Europea deja entrever que el posicionamiento de China como el mayor proveedores de tecnologías en el sector de energías renovables se explica, en buena medida, por los múltiples subsidios estatales que reciben las empresas fabricantes de ese país y también por la decisión estratégica del Partido Comunista para promover la venta de insumos a precios de descuento —que ni siquiera cubren sus costos de producción, en una clara práctica de dumping comercial— para incentivar la expansión de las compañías chinas en el mercado global de energía y eliminar a sus competidores occidentales.

Concentración china

En un mundo que avanza, con marchas y contramarchas, hacia una agenda de descarbonización, que necesariamente implicará un crecimiento de las energías renovables, el riesgo es que China monopolice el suministro de insumos y equipamientos marcando el pulso del negocio a nivel internacional en función de sus intereses geopolíticos.

Frente a ese escenario, Rocca llamó a buscar sinergias entre las economías de América Latina para posicionarse frente a la tendencia imperante a nivel mundial. “Nuestros países tienen la energía y los recursos naturales que permitirían un crecimiento muy eficiente en términos de reducción de emisiones, con inversiones mucho menores que las propuestas para Europa, Japón y el T-MEC (que estarán respaldadas por enormes subsidios estatales)”, afirmó, antes de añadir: “La matriz energética del Mercosur, con amplia disponibilidad de energía hidroeléctrica, gas natural y energías renovables de diferentes fuentes (eólica, solar, biomasa), permitiría un crecimiento racional y eficiente con costos marginales y muy bajas emisiones de CO2 respecto de cualquier alternativa». «Pero esta discusión va más allá de los límites de la política industrial de cada bloque y aún no se lleva a cabo con una visión integrada”, advirtió.

Rocca sostuvo que el crecimiento chino no se desarrolló en un contexto de libre mercado comparable al de las democracias occidentales, sino bajo un sistema autoritario que centraliza recursos y capta excedentes productivos.

“Las importaciones chinas controlan la inflación en América Latina pero tienen un impacto negativo en sus sectores industriales, la inversión y el crecimiento. Esta dinámica ha creado una aparente complementariedad entre las economías que exportan materias primas y China, que necesita insumos para su vasta producción manufacturera”, indicó el número 1 del grupo Techint.

El consumo de acero

El directivo de Techint destacó la preocupante situación económica de las naciones del Mercosur, señalando que «el consumo de acero no crece porque nuestras economías crecen muy lentamente, en un modelo que privilegia los productos primarios y los sectores financieros y de servicios».

En su presentación precisó que a lo largo de los últimos 15 años, las economías de esta región han visto una disminución en su participación en el PBI mundial, pasando del 4,1% al 3,0%. En términos de PBI per cápita, el crecimiento ha sido inferior al 10%, en contraste con el crecimiento del 25% en EE.UU. y del 15% en Europa.

Rocca advirtió que esta situación representa «una imagen de un fracaso colectivo» en América Latina que ha afectado gravemente la calidad institucional y la gobernabilidad. Más tarde atribuyó este estancamiento a políticas económicas ineficaces implementadas por gobiernos democráticos, que han «creado distorsiones sectoriales, desalentado las inversiones y promovido el avance de la informalidad en la economía«.

«Estas políticas no han logrado el objetivo fundamental para nuestra sociedad: el crecimiento sustentable y la creación de oportunidades», afirmó. Además, subrayó que el aumento del peso del Estado en la economía ha superado al de los países desarrollados, aunque la calidad de los servicios ofrecidos sigue siendo deficiente.

El ejecutivo también remarcó la difícil situación de las empresas privadas, que enfrentan «una carga impositiva sustancialmente mayor» que sus pares en Estados Unidos, Europa o Japón. «Tienen que competir por recursos financieros con estados que, en la mayoría de los casos, generan grandes pérdidas», manifestó.

, Mauricio Luna

Con el fin de contribuir a la meta de reducción de emisiones de CO2 planteada por la compañía, este es el primer acuerdo de energía renovable que Smurfit Westrock cierra en la Argentina eligiendo a 360Energy como su aliado para ello. Las compañías firmaron un Power Purchase Agreement (PPA, por sus siglas en inglés) de abastecimiento de energía renovable para el suministro de 22 gigawatts por hora (GWh) anuales. La energía provendrá del Complejo Solar 360Energy La Rioja, uno de los parques solares más grandes de la Argentina dirigido al Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER).

A partir de este acuerdo, Smurfit Westrock abastecerá el consumo energético de una de sus plantas del clúster Argentina-Chile en la localidad de Bernal, provincia de Buenos Aires, donde se realiza la fabricación de papel a partir de fibras posconsumo para ser luego utilizado en empaques de cartón corrugado.

Impacto

El suministro de energía renovable evitará la emisión de 10.000 toneladas de CO2e anualmente, reemplazando el consumo de energía fósil y contribuyendo significativamente a su meta de reducción de emisiones, según precisaron desde la firma.

Asimismo, el acuerdo entre 360Energy y Smurfit Westrock incluye la entrega de IRECs. Estos certificados internacionales garantizan que la energía consumida por Smurfit Westrock es de origen renovable, reforzando el compromiso de la empresa con la sustentabilidad.

El contrato fue formalizado en una jornada en las oficinas de Buenos Aires de 360Energy, donde estuvieron presentes su CEO, Federico Sbarbi Osuna, junto al equipo comercial liderado por Ricardo Bernengo, y Rodrigo Longarte, CEO Smurfit Westrock Argentina & Chile en conjunto con Mario Virili, Director de Papel y Fibras de la compañía.

“Este evento no solo marcó el inicio de una colaboración estratégica, sino que también destacó el compromiso de ambas empresas con la transición hacia un futuro más sostenible”, indicaron desde la compañía.

Rodrigo Longarte, CEO de Smurfit Westrock manifestó: “Esta alianza marca un hito en la historia de la compañía en el país. Como líderes en sustentabilidad, basamos nuestras metas de crecimiento sostenible en tres pilares: Personas, Planeta y Negocio de Impacto. Esto significa que continuamente procuramos minimizar nuestro impacto ambiental y practicar un gobierno responsable; tratar con respeto a nuestros stakeholders; y crear un negocio de impacto a través de nuestros productos y su elaboración.”

“Este es el primer acuerdo, pero nuestra visión es la de continuar avanzando progresivamente con la incorporación del resto de las plantas que operan en el país bajo esta modalidad, con el fin de lograr los objetivos establecidos a nivel global”, indicó Mario Virili, director de Papel y Fibras del fabricante.

A su vez, Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy, afirmó: «Nos complace anunciar la firma de este nuevo acuerdo de compra de energía con Smurfit Westrock. Ser elegidos como sus primeros proveedores de energía renovable en Argentina es un orgullo y un paso más en nuestra capacidad de ofrecer soluciones energéticas sostenibles”.

El ejecutivo concluyó: “Estamos comprometidos con ser protagonistas de la transición energética a través de la energía solar y hacer nuestro aporte hacia un mundo más sustentable, y esta alianza es un reflejo de ese compromiso compartido entre Smurfit Westrock y 360Energy.»

, Redaccion EconoJournal

La compañía de capitales argentinos PCR firmó un contrato este lunes con YPF para adquirir el Clúster Mendoza III, que cuenta con las áreas convencionales Llancanelo y Llancanelo R, ubicadas a 30 kilómetros de la localidad de Malargüe, en la provincia de Mendoza. Según pudo relevar EconoJournal, PCR apunta a duplicar la producción de petróleo pesado en las áreas que se desprendió la petrolera bajo control estatal.

La adquisición es parte del Proyecto Andes, el proceso de venta de campos convencionales que YPF está llevando adelante este año para desprenderse de áreas que ya pasaron su pico productivo y poner el foco en los hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta. La compra de las áreas mendocinas de PCR está sujeta a la aprobación de la provincia.

Desde la compañía remarcaron a EconoJournal que apuntan primero a “un plan de inversiones para delimitar las reservas y, en función de eso, imaginar un plateau de producción”.

Áreas convencionales

Las áreas en Llancanelo son de crudo pesado y de alta viscosidad. Ambas fueron cedidas con concesiones de explotación vigentes. Llancanelo (95,9 km2) vence en 2036, mientras que la concesión de Llancanelo R (346 km2) culmina en noviembre de 2027, aunque cuenta con posibilidad de prórroga.

El Banco Santander está a cargo del proceso de venta de los campos maduros. Según la presentación que elaboró la entidad bancaria sobre las 55 áreas de YPF, a la que tuvo acceso de forma exclusiva este medio en abril, la producción neta a febrero de los dos bloques es de 1.818 barriles diarios de petróleo (bbl/d), a través de 39 pozos. PCR tiene el objetivo de duplicar ese volumen para alcanzar los 3.600 bbl/d.

Posición en Mendoza

Además, en febrero de 2023 PCR adquirió al grupo Phoenix Global Resources cinco áreas convencionales en el sur de Mendoza: El Sosneado, Puesto Rojas, Cerro Mollar Oeste, La Brea y La Paloma-Cerro Alquitrán, que forman parte del sector norte de la cuenca Neuquina. La compañía proyecta invertir en total unos US$ 20 millones en los próximos años para incrementar la producción y reservas en las cinco áreas que adquirió en 2023.

Ahora sumó los campos Llancanelo y Llancanelo R. De este modo, PCR se posicionó como uno de los principales referentes de la industria en la provincia y sumó reservas por 7.925.000 barriles de petróleo, según informó en un comunicado.

El CEO de PCR, Martín Brandi, señaló que “estamos muy contentos de asumir este nuevo desafío para seguir fortaleciendo el desarrollo de la compañía en el mercado petrolero de nuestro país. Proyectamos incrementar la producción y reservas de las áreas adquiridas mediante actividades de inversión para aumentar volúmenes de crudo, optimizando y reactivando pozos existentes, así como también evaluando posibles nuevas acumulaciones de hidrocarburos y perforando en nuevas estructuras.”

PCR tiene 100 años y se especializa en los sectores de petróleo, gas y es el principal fabricante de cemento de la Patagonia. También es uno de los líderes en generación de energía renovable del país, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis. También produce hidrocarburos en Ecuador y tiene inversiones en el sector energético en Estados Unidos.

, Roberto Bellato

El gobierno de la provincia del Neuquén anunció la primera edición de Edifica Neuquén 2024. El encuentro se realizará bajo el lema: Tecnología para una infraestructura sostenible. La exposición se llevará a cabo el 28 de agosto y será la inauguración del Centro de Convenciones que se construyó en la Isla 132 del Paseo de la Costa del río Limay, en la ciudad capital.

Organizado por el ministerio de Infraestructura de la provincia, la jornada reunirá a los actores del mundo de la construcción y hará que este espacio ponga primera en su objetivo de promover encuentros que potencien el desarrollo de las actividades productivas y económicas de la provincia.

El encuentro

El evento fue pensado para los profesionales de la construcción que pondrán capacitarse con las presentaciones de nuevos productos y charlas abiertas de marcas líderes en el sector. Además, durante tres días, diferentes disertantes expondrán sobre el uso de nuevas tecnologías, aplicaciones y uso de nuevos métodos para la construcción.

También, habrá un espacio para que las marcas (o empresas) expongan sus productos y servicios. Del mismo modo, se pensó en un área de Networking para que los asistentes puedan compartir ideas y nuevos contactos. Además, habrá un sector al aire libre para empresas que quieran exhibir maquinarias, módulos habitacionales, vehículos tecnológicos para la construcción y demás productos/servicios relacionados.

El evento será de entrada libre y gratuita. El público podrá disfrutar del patio de marcas, del sector de expositores además de acceder a todas las charlas.

Edifica Neuquén 2024 comenzará a las 9 de la mañana y finalizará todos los días a las 18. Contará con estacionamiento, un sector gastronómico y un espacio para la recreación infantil con juegos.

Las empresas que quieran participar como sponsor de la muestra pueden comunicarse con la organización del evento al (299) 4567290  o a través de la web.

Redes: Edifica Neuquén @edificaneuquen

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía, a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo, eximió del pago del Impuesto Para una Argentina Inclusiva y Solidaria (PAIS) a las importaciones de bienes de 16 proyectos de generación de energía renovable. El beneficio fiscal es para plantas que están en la etapa de construcción y alcanza a compañías del sector que pueden contar o no con financiación del exterior para efectuar el pago de la compra de bienes en el exterior. Se trata de 13 proyectos solares, dos parques eólicos y un híbrido, es decir, solar y eólico.

La medida se publicó este martes en el Boletín Oficial a través de la resolución 195, firmada por el secretario energético. “Estas previsiones resultarán de aplicación para las operaciones de compra de billetes y divisas en moneda extranjera que se efectúen a partir del día de la publicación de la presente medida”, destaca la resolución oficial. En junio, la cartera energética ya había otorgado el mismo beneficio a otros 28 proyectos renovables.

En total, son ocho proyectos están bajo el contrato entre privados Mater (Mercado a Término de Energías Renovables). Además, cuatro están bajo la Ronda 1.5 del programa Renovar, el programa impulsado en 2016 para desarrollar las energías de fuentes renovables en el país, y uno pertenece a la Ronda 2. También hay tres proyectos renovables bajo la modalidad del Programa Genren, lanzado en 2009.

El impuesto PAIS lo creó el gobierno de Alberto Fernández en diciembre de 2019, ni bien asumió la presidencia. La medida fue de emergencia para desalentar la compra y los gastos en dólares por la escasez de la moneda extranjera.

En octubre de 2023, mediante la resolución 824 y 714, el anterior gobierno del Frente de Todos eximió del pago del impuesto PAIS a los proyectos de generación de energía de fuente térmica, hidroeléctrica y a más de 200 proyectos renovables. El beneficio fiscal alcanza a la importación de bienes para obras de generación eléctrica en construcción o para mantenimiento.

Proyectos

Uno de los proyectos eximidos del pago del impuesto PAIS es el Parque Solar Los Quemados I y II que está construyendo YPF Luz en Mendoza. Además, la compañía MSU Green Energy estará eximido en los proyectos solares MSU Andalgalá y San Martín I, en Catamarca.

Por su parte, la compañía PCR también fue eximida en las importaciones de bienes para la construcción de los proyectos eólicos La Victoria y Mataco II, en la provincia de Buenos Aires. También en el parque eólico y solar San Luis Norte, que es el primer parque híbrido del país.

La empresa 360 Energy obtuvo el beneficio fiscal para nueve proyectos solares: La Rioja IV, Honda I, Cañada Honda II, Chimbera I, Nonogasta, Fiambalá, Tinogasta, Saujil y Tinogasta II.

, Roberto Bellato

La UTE Techint-SACDE y BTU informaron a Enarsa el mes pasado, a través de una serie de cartas a las que accedió EconoJournal en exclusiva, que la reversión del Gasoducto Norte presentó mayores dificultades que las previstas y responsabilizaron a la compañía estatal por lo ocurrido. Si bien en las notas plantearon la posibilidad de que se produjera una demora en los plazos, fuentes de las empresas aseguraron a este medio que incrementaron los esfuerzos para cumplir con la fecha de entrega de septiembre, aunque coincidieron en afirmar que el costo será mayor al presupuestado en un comienzo.

La obra es clave debido al declino de la producción de la Cuenca del Noroeste Argentino y la caída de las importaciones provenientes de Bolivia. El objetivo es llevar el gas de Vaca Muerta a las provincias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy para generación de energía eléctrica, abastecimiento de hogares, industrias y el desarrollo a escala de nuevas actividades como la minería de litio, además de exportar gas a países de la región.

Enarsa también ratificó ante EconoJournal que trabaja para que se cumpla el plazo de finalización de obra previsto. “Desde el inicio de la gestión actual, Energía Argentina S.A se abocó a relicitar la obra que la administración anterior había dejado sin adjudicar y cuya declaración de ´desierta´ era la única alternativa posible, por errores en el proceso licitatorio. Así las cosas, desde Enarsa se decidió redefinir el proceso y el presupuesto oficial, sabiendo que los plazos y la ejecución de la obra eran muy exigentes. A partir de la adjudicación, se trabaja con el objetivo de cumplir los plazos y los tiempos contractuales establecidos. Por ello, la empresa realiza un seguimiento permanente de la situación y del cumplimiento de los contratistas en los plazos fijados, buscando mitigar las situaciones que normalmente se presentan en este tipo de obras”, remarcaron

Cómo se dividió la obra

La reversión del gasoducto inicialmente se dividió en tres partes:

-El renglón 1 abarcaba la reversión de cuatro plantas compresoras existentes en Córdoba, Santiago del Estero y Salta, el tendido de dos loops paralelos al Gasoducto Norte de 62 kilómetros de extensión y la construcción de los 22 kilómetros finales del gasoducto Tío Pujio-la Carlota.

-El renglón 2 cubría el trayecto que va del kilómetro 0 al 50.

-El renglón 3 cubría el tramo que va del kilómetro 50 al 100, a construir entre Río Pujio y La Carlota en la provincia de Córdoba.

Los renglones 2 y 3 se licitaron y se los adjudicó la UTE Techint-Sacde, mientras que la licitación del renglón 1 se complicó porque las ofertas recibidas habían superado el presupuesto máximo autorizado por el gobierno anterior en el pliego licitatorio. Debido a ello la administración actual rechazó las ofertas y dividió parte de la obra en dos nuevas licitaciones. La licitación 01/2024 contempló un primer renglón con los 22 kilómetros del gasoducto Tío Pujio-La Carlota que faltaba adjudicar y un segundo renglón con los 62 kilómetros de loop al Gasoducto Norte, mientras que la licitación 02/2024 incluyó la reversión de cuatro plantas compresoras. Los dos nuevos renglones de la licitación 01/2024 los ganó BTU y la reversión de las plantas compresoras quedó en manos de Esuco.

Los reclamos de Techint-SACDE

La UTE Techint-SACDE envió el 12 de julio una nota a Enarsa donde afirman que “el corrimiento de la fecha APF (Apto Para Funcionar) es una consecuencia de las sucesivas modificaciones introducidas unilateralmente por Enarsa en el proyecto, puntualmente en la planta compresora La Carlota”.

La carta enviada por la UTE Techint SACDE a Enarsa.

La modificación principal a la que hacen referencia es el corrimiento de la trampa lanzadora. En el texto sostienen que el 16 de febrero fue la primera presentación de la ingeniería con la disposición de la trampa de scraper, sin que haya sido objetada en la calificación del 7 de marzo. Luego afirman que el 18 de marzo se realizó la segunda presentación sin modificar su ubicación, la cual no fue objetada en la calificación del 8 de abril. La tercera presentación se hizo el 18 de abril y mantenía la ubicación original, pero afirman que esa sí fue objetada por Enarsa en la calificación del 14 de mayo. Ese mismo 14 de mayo la UTE solicitó una reunión para analizar el tema, la cual se concretó recién el 6 de junio.

“En síntesis, la demora en la definición de la ubicación de la trampa de scraper, por indefinición del comitente (Enarsa), fue en total de 110 días, de los cuales 88 corresponden al período que va del 16 de febrero, fecha de la primera presentación, y el 14 de mayo, fecha de la observación, y los otros 22 al período del 14 de mayo al 6 de junio, que es el período que demandó realizar la reunión solicitada por la UT con carácter de urgente”, afirma la nota de Techint-SACDE.

La UTE remarca que el problema de los atrasos en la calificación de la ingeniería ha sido algo recurrente desde la firma del contrato y fue advertido en reiteradas ocasiones. “En un proyecto que debe ser completado en un plazo tan ajustado como el presente, es innegable que este accionar repercutió en el desarrollo de la ingeniería con el consecuente impacto en costos y plazos”, afirmaron. Además, remarcan que las modificaciones introducidas por Enarsa se encuentran fuera del alcance contractual porque fueron incorporadas recién “en la reunión de lanzamiento el 1 de febrero, modificando en gran medida la documentación presentada en el pliego de licitación”.  

Como la carta estaba fechada hace casi un mes, EconoJournal consultó a la UTE para saber si van a poder cumplir con los plazos. “La carta remitida es parte de un intercambio con el cliente que hace referencia a los términos del contrato y sus condiciones de cumplimiento, normal en este tipo de proyectos. Con independencia de esto, y de no mediar inconvenientes, nuestra estimación es que la UTE cumplirá con los tiempos establecidos en el contrato para el Apto Funcionamiento (Renglón 2: 05/09; Renglón 3: 15/09). De hecho, se está avanzando con el cierre metálico del ducto y continúan las pruebas hidráulicas, restando las últimas tres pruebas con fecha de finalización para mediados de agosto. El apto para funcionar está planificado para septiembre, cuando se realizará una soldadura de obra para cerrar la prueba hidráulica”, remarcaron.

Los reclamos de BTU

BTU afirma en su nota del 8 de julio que “las cañerías de 30» suministradas por Enarsa presentan un desvío en el largo del cut back, el cual excede las dimensiones aceptadas por la especificación técnica”. La empresa remarca que advirtió a Enarsa sobre este problema el 28 de mayo y propuso utilizar mantas termo contraíbles como revestimiento integral de la cañería para solucionar el problema. “Igual situación se presentó en algunos caños de 36» en el GPNK, la cual fue resuelta sin inconvenientes con la aplicación de mantas dobles”, remarcó.

Una de las cartas enviadas por BTU a Enarsa, a las que accedió EconoJournal en exclusiva.

BTU cuenta que TGN comunicó inicialmente que no aceptaba la utilización de mantas dobles y propuso otro método que la firma comandada por Carlos Mundin se negaba a adoptar porque consideraba que no era la opción más efectiva. Luego de una serie de idas y vueltas, finalmente se resolvió aplicar 323 mantas adicionales a las previstas, pero entre el tiempo que llevó el debate y la solución posterior se perdieron 35 días. “Toda esta situación deriva de la entrega de cañería por parte de Enarsa, la cual presenta un desvío normativo el cual no es responsabilidad de BTU”, subrayó la firma.

Un inconveniente adicional surgió a raíz de la identificación de cuatro cauces de agua futuros que no habían sido detectados durante la visita a la zona ni tampoco con el relevamiento planialtimétrico, dado que los mismos no existían en ese momento. Las obras adicionales demoraron los plazos y a su vez incrementaron los costos dado que no estaban previstos en la licitación inicial.

Por último, BTU también cuestionó a Enarsa en la nota citada por la falta de respuesta a una serie de consultas técnicas y por múltiples desvíos en los plazos de aprobación de la ingeniería de detalle.

Más allá de todos los reclamos formulados en la carta, EconoJournal consultó este lunes a fuentes de la compañía para saber si van a poder cumplir con el plazo original previsto. “Desde que sucedieron todos esos hechos, se tomaron un montón de medidas de mitigación porque tanto el cliente como nosotros sabemos de la necesidad de la obra. Pusimos doble dotación de personal para aplicar los revestimientos y sumamos equipos para garantizar los cruces de los cauces. Tomamos un montón de medidas que no estaban previstas originalmente y que tienen un costo adicional. Debido a ello creemos que vamos a poder cumplir con las fechas originalmente planteadas”, respondieron.

Las plantas compresoras de Esuco

La obra también contempla la reversión de cuatro plantas compresoras, licitación que fue ganada por Esuco. Si bien está previsto que el gasoducto pueda comenzar a funcionar aún sin esas plantas compresoras, Econojournal consultó a la empresa para conocer el grado de avance de esas obras. “Por nuestro lado tenemos la entrega contractualmente fijada para el próximo año en este orden: marzo dos plantas y junio las otras dos. Estamos trabajando contrarreloj e intensamente en la ingeniería con Enarsa, lanzando la compra de todos los materiales posibles y buscando acortar todo plazo de entrega de materiales para llegar antes, si se pudiera”, dijeron fuentes de la compañía.

, Fernando Krakowiak

Bentia Energy, la nueva operadora petrolera creada por el ex ministro de Energía Javier Iguacel junto con Ingeniería SIMA y TB Cargo, adquirió el Clúster Neuquén Norte de YPF, que nuclea las áreas Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruíz y Las Manadas. A su vez, Sean Rooney, ex presidente de Shell junto a la petrolera pyme Velitec, consiguió obtener el Clúster Señal Picada-Punta Barda ubicado en Río Negro y Neuquén, sobre la Cuenca Neuquina, otra de las áreas que YPF puso a la venta.

Ambas transacciones se concretaron bajo el paraguas del Proyecto Andes, la iniciativa de desinversión en campos maduros que lleva adelante la petrolera bajo control estatal. De esta manera, las compañías se transformaron en las primeras petroleras en firmar con YPF la compra de campos maduros de los que se está desprendiendo la compañía que preside Horacio Marín.

Campos maduros

Una de las petroleras que también estaba disputando el Clúster Neuquén Norte era Petróleos Sudamericanos (PETSA), pero la oferta de Bentia Energy fue la más competitiva. Lo mismo sucedió con la propuesta de Velitec por el Clúster Señal Picada-Punta Barda, un área que produce 4.022 bbl/d de petróleo y 86 km3/d de gas. La sociedad había realizado la mejor oferta por ese campo que abarca 402,9 kilómetros de Neuquén y 462,7 kilómetros de Río Negro.

En un comunicado difundido esta tarde, Javier Iguacel, CEO de Bentia Energy, consideró: “Esta adquisición representa un hito fundamental en nuestro camino hacia el desarrollo de una empresa energética de clase mundial. Estamos comprometidos a maximizar el potencial del Clúster Neuquén Norte, generando valor para nuestros accionistas, empleados y para toda la comunidad”.

En esa misma línea, desde YPF expresaron que «la transacción demuestra el compromiso de YPF con la optimización de su portafolio y la búsqueda de nuevos socios estratégicos para el desarrollo de la industria energética argentina”.

Sinergia

Desde la compañía que lidera Iguacel aseveraron que «este acuerdo, que marca el inicio de una nueva etapa para la compañía y consolida a Bentia Energy como un actor clave en el sector energético y minero del país».

A su vez, remarcaron que «esta adquisición se alinea con la visión de la empresa de contribuir al crecimiento económico de la Argentina a través de la explotación responsable de los recursos naturales».

Bentia será el operador de los campos ubicados en Neuquén y SIMA Investment, subsidiaria de Ingeniería SIMA, un grupo liderado por Diego Manfio, aportará su know how en las áreas de mantenimiento e infraestructura. A su vez, TB Cargo brindará sus servicios de logística y previsión de insumos y servicios.

, Redaccion EconoJournal

La balanza comercial energética sería este año superavitaria en más de US$ 5.000 millones como resultado del aumento en las exportaciones de hidrocarburos y una caída en las importaciones. Las ventas al exterior podría trepar hasta los US$ 9.679 millones durante 2024, mientras que las compras totalizaría unos US$ 4.600 millones, según estimaciones de la consultora Economía y Energía, que dirige Nicolás Arceo. Para encontrar un antecedente similar hay que remontarse casi 20 años atrás cuando la balanza energética registró un superávit de US$ 5.605 millones en el año 2005. Desde ese momento, el aumento de las importaciones de gas natural y combustibles fue deteriorando los saldos exportables, tanto que a partir de 2011 siempre se registraron déficit comercial energético (salvo 2020 por la pandemia). Este año marcará un cambio disruptivo en esa tendencia.

El superávit este año se alcanzará por “un claro quiebre con respecto a la trayectoria que exhibió la balanza comercial energética a lo largo de la última década y media. Dicho superávit se alcanzaría gracias a un incremento de las exportaciones superior a los US$ 1.700 millones y a una disminución de las importaciones de casi US$ 3.300 millones con relación a lo verificado en 2023”, destaca el informe de Economía y Energía, que está realizado en base a datos oficiales de la Secretaría de Energía.

El mayor déficit energético desde 2000 a la actualidad fue el del año 2013, que alcanzó los US$ 6.902 millones. Aunque el año que más se destinaron divisas para la importación del rubro energético fue 2022, que se pagaron importaciones por US$ 12.868 millones superando a 2013, que registró US$ 12.464 millones.

Balanza 2025

Además, la consultora proyecta que para 2025 la balanza comercial energética seguirá mejorando y podría alcanzar un superávit de US$ 7.340 millones. Los datos indican que las exportaciones continuarán aumentando, fundamentalmente por las ventas de petróleo.

La principal razón es que el año que viene entrará en operación la ampliación de la infraestructura de evacuación y transporte de crudo de la compañía Oldelval (Oleoductos del Valle), que está llevando adelante el proyecto Duplicar Plus, que permitirá ampliar significativamente el sistema de transporte y evacuación de petróleo desde Vaca Muerta hacia el océano Atlántico.

Exportaciones

Las exportaciones energéticas en 2024 podrían alcanzar los US$ 9.679 millones, es decir, un 22% más que en 2023 (US$ 7.911 millones). El informe proyecta también que para 2025 las exportaciones del rubro energía del país aumentarán respecto a este año un 10% (US$ 943 millones), ya que alcanzarían los US$ 10.622 millones.

El principal rubro de la balanza energética es el petróleo. Las exportaciones de crudo del año pasado fueron de US$ 3.887 millones, pero las de 2024 totalizarían los US$ 5.487 millones. Es decir, las ventas de petróleo podrían crecer en 12 meses unos US$ 1.600 millones. EyE estima que para 2025 las ventas al exterior de barriles de crudo serían de US$ 6.621 millones, marcando una salto de US$ 1.100 millones respecto a 2024.

Importaciones

Las importaciones energéticas caerían en 2024 hasta los US$ 3.298 millones, es decir, un 42% menos en comparación al año pasado. Esto se explica porque las compras de energía al extranjero totalizaron en 2023 unos US$ 7.924 millones, mientras que las proyecciones de EyE para 2024 indican que serán de US$ 4.626 millones.

En 2025 las importaciones energéticas seguirían reduciéndose en un 29% (US$ 1.343 millones) en comparación a 2024.

, Roberto Bellato

Durante el 1° y el 2 de agosto, se desarrolló la cuarta edición de Expo Red YPF, organizada por la Asociación de Operadores de YPF. El evento que congrega a las estaciones de servicio de la red y a sus proveedores, con el objetivo de fomentar la colaboración y el desarrollo en el sector de combustibles, se desarrolló en el predio de Costa Salguero, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Bertotto Boglione, proveedor de tanques para estaciones de servicio, participó del evento y ofreció soluciones de almacenamiento.

“En los dos días de exposición y ante mas de 10.000 asistentes, la empresa de Marcos Juárez tuvo encuentros muy positivos con clientes y amigos, y con la destacada visita de Horacio Marín, presidente de YPF”, destacaron desde la firma.

La exposición

La estrella del stand fue el B-Bot. Se trata del nuevo dispositivo de telemedición y geolocalización que permite conocer niveles de almacenamiento del tanque y, lo más importante, la geolocalización del mismo. Los tanques cuentan con este tipo de tecnología; lo que permite conocer la ubicación del equipo para facilitar la logística y la disposición de los elementos. Hubo consultas de cotizaciones y características.

“Las expectativas luego de un exitoso paso por Expo Red 2024 tienen relación con el fortalecimiento de los vínculos comerciales y la información adquirida para conocer las necesidades y ofrecer soluciones adaptadas, como su estilo de trabajo indica” precisaron desde la compañía.

, Loana Tejero