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La compañía minera Eramine, del grupo francés Eramet, está a punto de anotar varios hitos con su proyecto en el salar Centenario-Ratones en Salta. Se trata del primer proyecto de litio que entrará en producción en la provincia y el cuarto a nivel país. También será el primero de litio de una empresa europea en la Argentina, además de ser el primero en el país en utilizar un método de extracción directa de litio (DLE) a escala industrial. Mientras tanto, la empresa sigue con detenimiento las discusiones en el Congreso en torno al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) en el proyecto de Ley de Bases y Puntos de Partida. En diálogo con EconoJournal, el Delegado General de Eramet en la Argentina, Miguel Gimenez Zapiola, celebró la iniciativa del gobierno en cuanto al RIGI, pero marcó su preocupación por el déficit en infraestructura.

Centenario Ratones

El comienzo de la producción en el salar de Centenario-Ratones esta pautado para el tres de julio. El proyecto alcanzará su capacidad de producción máxima anual de 24.000 toneladas de carbonato de litio grado batería en 2025. Además de transformarse en el cuarto proyecto en producción en el país, transformará a Salta en la tercera provincia en producir litio luego de Jujuy y Catamarca.

Eramine utilizará allí un método de extracción directa de litio desarrollado por el grupo Eramet en Francia. A diferencia del método convencional y más difundido de obtención de litio por evaporación del agua en superficie, la tecnología de DLE desarrollada por Eramet implica la extracción de la salmuera del salar para su procesamiento químico en una planta. Es un proceso que permite reciclar hasta el 60% del agua insumida, por lo que requiere menos agua que con los métodos convencionales por evaporación. «Es una tecnología más amigable con el ambiente y eficiente», explicó Gimenez Zapiola.

La planta de Eramine en Centenario-Ratones.

La inversión total en el proyecto ascenderá a más de US$ 800 millones. De esa cifra, US$ 318 millones fueron absorbidos por proveedores en el país. Las instalaciones se ubican a 316 kilómetros de la capital de Salta, en el departamento de Los Andes, a 4000 metros de altura sobre el nivel del mar. El proyecto tendrá una vida útil productiva mayor a 40 años.

Respaldo al RIGI

La orientación que el presidente Javier Milei le está imprimiendo a la economía argentina despierta expectativas en el extranjero. Gimenez Zapiola celebró que el país este discutiendo un régimen para fomentar las inversiones. “Eso es inédito en la Argentina política de los últimos años, aplaudo que el Congreso debata esto”, afirmó.

Para el delegado de Eramet en el país la falta de volumen político del oficialismo en el Congreso y las gobernaciones es un dato que se tiene en cuenta en la medida que embarra la discusión del RIGI. “La oposición se está midiendo con el oficialismo y el oficialismo con sus propios aliados. Es difícil hacer un análisis específico y enfocado en el RIGI sin ver todo esto, pero aplaudo que esta discusión esta sucediendo”, analizó.

Déficit en infraestructura

Las empresas siguen analizando y discutiendo la letra chica del RIGI tras la obtención del dictamen para la Ley de Bases en el Senado. Gimenez Zapiola no duda que la aprobación del régimen hará que haya más proyectos mineros de litio y cobre, pero advierte que no esta habiendo suficiente discusión sobre cómo construir la infraestructura que será necesaria para ejecutar nuevos proyectos.

El freno a la obra pública explica en buena medida esa preocupación. “Creo que hay un potencial cuello de botella que la Argentina necesita resolver, que además es una gran incógnita hoy, porque el gobierno tiene una posición tomada respecto a la infraestructura, que quede en manos de los privados”, dijo.

“Necesitamos sentarnos Nación, provincias y empresas de las distintas industrias en una mesa para ver cómo resolvemos esto y poder aprovechar a pleno las oportunidades. La industria minera no puede desarrollarse sin infraestructura”, concluyó.

, Nicolás Deza

Para Carlos Pascual el mundo está viviendo un tiempo difícil, un período desafiante como ninguno otro que haya visto antes. El vicepresidente senior de Energía Global y Asuntos Internacionales de S&P Global Commodity Insights enumera frente a una audiencia en el Hotel Hilton de Puerto Madero las cinco claves geopolíticas que están definiendo el escenario global: la polarización política en Estados Unidos, el conflicto entre el gigante norteamericano y China, las necesidades de los países en vías de desarrollo desoídas por las potencias, la guerra entre Rusia y Ucrania y el futuro de Gaza en la guerra entre Israel y Hamas. Son conflictos que ponen en duda la capacidad del mundo de continuar con la transición energética y garantizar la seguridad energética a la vez.

Pascual lleva mucho tiempo observando y trabajando sobre el escenario mundial. Primero desde la diplomacia estadounidense: fue embajador en México y Ucrania. Posteriormente, la entonces secretaria de Estado, Hillary Clinton, le encomendó crear y dirigir una subsecretaria en Recursos Energéticos dentro del Departamento de Estado para posicionar a EE.UU. en la discusión global en torno a la transición energética. Tras dejar la diplomacia se incorporó a IHS Markit, la empresa de servicios informativos que se fusionó con S&P Global en 2022.

Carlos Pascual, vicepresidente senior de Energía Global y Asuntos Internacionales de S&P Global Commodity Insights.

Tras finalizar su exposición en el Foro de Energía de Argentina organizado por S&P Global, Pascual recibió a EconoJournal para ahondar en los principales temas de la agenda política y energética global y el valor de la Argentina en el escenario mundial.

–Comenzaste la presentación diciendo que estamos viviendo un tiempo difícil, en el sentido de los conflictos geopolíticos y cómo están afectando a la transformación histórica en términos energéticos y económicos que esta aconteciendo a nivel global. ¿Cuál es el conflicto principal?

Más que un conflicto principal, lo que hemos visto es un deterioro del orden internacional que le dio al mundo un medio para avanzar en materia de seguridad, política y economía por 70 u 80 años. Ese orden internacional ha explotado en algún sentido, no hay la confianza en los sistemas políticos, de seguridad y económicos que teníamos anteriormente, y al mismo tiempo estamos tratando de hacer una transformación que es histórica en su nivel y extensión. En un periodo de ahora al 2050 estamos tratando de hacer un cambio total en los sistemas energéticos del mundo. Hacerlo en un ambiente en donde el sistema de orden que tenemos para guiarnos se ha deteriorado, en donde tenemos conflictos significativos que están entonces creando más polarización globalmente, hace todavía más difícil atraer el tipo de unidad política y de inversión económica que es necesaria para ser exitoso. Por eso es que es tan desafiante, porque por un lado sabemos que lo tenemos que hacer, pero por otro, las condiciones políticas y económicos globalmente no necesariamente nos están ayudando.

-La relación entre China y Estados Unidos se ha tornado conflictiva. ¿Hay algún acuerdo entre estas naciones para evitar una escalada mayor?

El acuerdo es más sobre la necesidad de mantener contacto entre los dos países. Lo que estábamos viendo es que los contactos de alto nivel, entre los presidentes pero también entre los secretarios y ministros de los dos países, no estaban conversando. Por ejemplo, al nivel de los ministros de Relaciones Exteriores y de Defensa de los dos países. Esa falta de tener una comunicación regular aumenta todavía el peligro de que si algo negativo pueda acontecer, se pueda hacer todavía algo más grande y salir afuera de control. Creo que llegar a un acuerdo entre los dos presidentes, que teníamos que cambiar ese ambiente, era absolutamente esencial. Una de las áreas en donde se han enfocado, en donde piensan que puede haber posibilidad para poder avanzar es en la parte energética. Yo fui a China en diciembre del año pasado, inmediatamente después del COP 28 (Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático). Uno de los mensajes que se había transmitido particularmente del lado chino era que nos apareció que las compañías chinas recibieron más libertad para poder tener contacto con compañías de Estados Unidos. En el COP28 lo vimos en un evento en particular con el exsecretario de Estado de Estados Unidos y negociador de cambio climático, John Kerry con Xie Zhenhua, la persona que era el negociador de cambio climático para China. Tuvieron un evento para hablar de la importancia de la cooperación entre Estados Unidos y China sobre temas como metano, lo tomaron como un ejemplo específico. El mensaje era que esto es algo que sí podemos lograr, poder eliminar las emisiones de metano. Que tenemos que mantener la transparencia en las emisiones en nuestros dos países, pero globalmente también para poder lograrlo. Lo que oí en China cuando yo estuve ahí es un interés enorme en temas que están al centro de la agenda de transición energética en EE.UU, como Hidrógeno y captura de carbono. Temas que para China son importantes y lo que estaban tratando de entender es cuál es el mercado, si lo pueden lograr a dónde lo venden, y cómo crearlo en una manera que pueda ser comercialmente viable. Que es exactamente la misma pregunta que muchas compañías están haciendo en EE.UU. Y ahí abrimos la posibilidad de seguir avanzando entre, por ejemplo, nuestra compañía S&P y Chinese National Petroleum Corporation (CNPC) para ver si podíamos cooperar e intercambiar ideas. En el Cera Week, la conferencia que nosotros tenemos cada año en marzo, tuvimos un intercambio con ellos para comparar dónde estamos. En diciembre hay una conferencia grande en China que tiene CNPC en la que participaré. Vamos a tener unos side meetings ahí, particularmente sobre los temas de metano, para comparar cuáles son las acciones que se están aprendiendo. Creo que hay posibilidades y se tienen que utilizar. Creo que el mensaje en general de mantener contactos es importante, porque el ambiente político en EE.UU. se ha puesto más difícil con las elecciones. Porque no es popular dentro de Estados Unidos en el proceso de las elecciones tener una conversación con China. Es un riesgo que está tomando Biden. Pero es un ejemplo donde está poniendo por encima la importancia de seguridad nacional sobre el beneficio inmediato de estar contra China en el proceso de elecciones. Que no quiere decir que no vaya a tomar acciones, porque lo esta haciendo, en los aranceles recientes, por ejemplo.

-¿Cómo el resultado electoral en Estados Unidos puede afectar la dinámica de la relación con China?

Que vaya a seguir tensión entre Estados Unidos y China, mismo que sea el próximo presidente Joe Biden o Donald Trump, eso no me queda duda. La tensión va a seguir. Y los temas sobre semiconductores que mencioné anteriormente, comercio en Taiwán y el mar sur de China, van a seguir. Creo que la diferencia va a ser si, dependiendo del presidente, si ven la importancia de poder seguir un diálogo constructivo para reducir el nivel de riesgo. Y creo que en la parte de energía y cambio climático probablemente sería la diferencia más grande entre Biden y Trump. Biden por sus razones filosóficas y la manera que ve el mundo, va a seguir subrayando la importancia de cooperar sobre energía y particularmente ver qué se puede hacer sobre cambio climático, porque si los dos emisores principales no pueden cooperar, el mensaje para el resto del mundo es por qué trato. Ven la importancia, no solamente simbólica, pero en sustancia de poder mantener una cierta actividad y cooperación en la parte de Estados Unidos y China en cambio climático. La administración de Trump no le da importancia a ese tema.

-Putin viajó a China hace poco para afianzar la relación estratégica. ¿Cómo esa alianza puede incidir en los mercados energéticos globales?

Es una relación interesante, particularmente pensando en su evolución a lo largo de los años. Cuando empezó, era una relación entre iguales y en un sentido casi Rusia se sentía como el país con más poder y más influencia en la relación. Hoy es totalmente lo opuesto. China realmente es el país que tiene la capacidad para decidir la dinámica de la relación, y Rusia es el país que depende de China para el apoyo comercial, científico, económico y de seguridad. En la parte energética, se puede notar particularmente en la insistencia de Rusia que China se comprometa a una expansión del ducto de gas entre Rusia y China. China no ha tomado esa decisión. Para Rusia eso es importantísimo, porque cuando Rusia cortó la exportación de gas natural producto a Europa, fue su mercado principal. Cortaron alrededor de 120, 125 bcm por año en las exportaciones y no tenían para dónde mandarlo y no tenían la capacidad de aumentar la exportación de GNL porque la tecnología principal estaba con Shell y Total y ellos habían retirado las inversiones. Para Rusia esto se ha hecho un tema fundamental. Para China, poder importar petróleo de Rusia a un precio reducido, importar gas cuando quieran importar el gas, es realmente un beneficio económico y lo han utilizado y explotado cuando ha sido conveniente para China. Pero lo interesante para China es la lección que han aprendido, no quieren aumentar la dependencia ni de un país ni de una ruta para abastecer los mercados de energía. Por eso es que ha invertido tanto en energía renovable. Hoy China invierte cuatro o cinco veces más que Estados Unidos y más que Europa en energía renovable. Siempre oímos de China y el uso de carbón, han aumentado el nivel de inversión en carbón, pero lo tienen en un mercado de capacidad. Lo hicieron cuando vieron el aumento del precio de gas natural en el 2022, cuando Rusia cortó las exportaciones a Europa y esta entró en una competencia con China y el resto de Asia para todo el gas natural que podían obtener. La reacción de China fue vamos a crear más capacidad para utilizar carbón para generar electricidad, porque no se puede arriesgar que le corten el gas. La prioridad de la seguridad energética. No querían ser completamente dependientes de otro país como Rusia. Entonces están balanceando la cantidad que están importando a través de Arabia Saudita. No importa tanto el gas natural de ahí, pero el petróleo sí. Pero lo que también han hecho es avanzado las inversiones de Arabia Saudita en China para la producción de petroquímica, para que Arabia Saudita tenga un interés en China. Que no esté Arabia Saudita en una situación en donde tenga el incentivo de cortar su relación comercial con China porque ellos también tienen un interés ya invertido allí.

-Mencionaste el carbón en China. Algunos países en Asia no quisieron firmar un compromiso en las últimas COP para la eliminación del carbón. Al mismo tiempo, se habla del gas como la opción para reemplazar el carbón y así reducir las emisiones. ¿Cuáles son las restricciones institucionales y económicas que hacen difícil la transición del carbón al gas natural en Asia?

Para entenderlo uno tiene que empezar con China e India. Un tercio de la población del mundo está ahí entre los dos. Ya platicamos de la importancia de la nversión en energía renovable en China, invierten más en eso que cualquier otra cosa. Pero para mantener y seguir con inversiones en carbón, tuvieron que crear un mercado de capacidad, en el sentido que le están pagando a los que han construido esas plantas para mantenerlas en caso que sean necesarias. Lo hicieron porque cuando China demando que esas plantas fuesen construidas, la reacción inmediata del mercado fue que no querían porque se iban a utilizar muy poco, y tuvieron que crear un mercado de capacidad para poder hacerlo. Te dice algo de la reacción de China, que quiere asegurar tener un plan B, una alternativa, si en el futuro hay medidas políticas y económicas que se tomen en su contra, que ellos se puedan aislar del tipo de impacto que las sanciones tuvieron en Rusia al principio de la implementación de las mismas en el 2022. La situación en India es un poco diferente. Su preocupación es que, pese a todo lo que están aumentando el uso de energía renovable, particularmente solar, no lo pueden aumentar lo suficientemente rápido para poder decir que pueden eliminar el uso de carbón y por eso han tomado una meta de cero de emisiones para el 2070. En países como Indonesia es interesante. Tienen un programa que se llama Just Energy Transition Program, avanzado por el G20 y con financiamiento de 20 mil millones de dólares para la transición del uso de carbón a energía renovable. Pero para poder avanzar necesitan inversiones en las redes, en transmisión, en distribución. No tienen financiamiento para esa parte, tienen financiamiento para la generación. Entonces, lo que están tratando de hacer es utilizar el gas natural en su proceso de transición, empezar el proceso de reducir las emisiones, reconociendo que tienen que seguir con las otras inversiones en la red y en transmisión y distribución. El otro problema es que es un país de 17 mil islas. Cómo utilizar energía renovable en una manera efectiva en tantos lugares al mismo tiempo ha sido otro reto. Entonces, lo que estamos viendo es que cada país tiene una situación distinta y dependiendo del país, cuando uno mira una comparación en el uso de gas natural para la transición de carbón a otra cosa y lo comparas con, vamos a decir, energía solar y baterías, dependiendo del costo del capital, del costo del gas, la infraestructura que tiene, en algunos la solución inmediata, o en cinco años, debería ser solar y baterías. En otras, la solución será gas natural. La otra parte que importa es qué estás tratando de proteger. El ejemplo de Brasil ahora en Río Grande del Sur. Un desastre que han tenido, en donde el derrumbe es por cambio climático y el impacto que ha tenido en las inundaciones. ¿Cuánto tiempo durará el desastre? ¿Meses? ¿Año y pico? Entonces, si tu solución ahí era solamente energía renovable y baterías, tienes un problema. Si puedes utilizar gas natural, que es algo que pueda abastecer el mercado por algo que sea más que ocho horas, que es lo máximo que puedes tener con una batería al día de hoy, entonces tienes otro tipo de solución. Lo que estamos viendo ahora es que cada país tiene que hacer una evaluación, no solamente de cuál es la energía más barata, pero cuál es la solución sistemática para el sistema energético que pueda ser más barato y sostenible, y que pueda mantener la seguridad y la competitividad también. Cuando lo pones en ese contexto, las soluciones se hacen más complicadas, porque no es solamente lo más barato. Tengo que tener seguridad porque tiene que ser accesible. Tiene que ser sostenible para el futuro. Tiene que ser asequible, que la gente pueda afrontar el pago de esa energía. Finalmente que lo que estás haciendo pueda ser competitivo para la nación y para las empresas, que puedan crear trabajos y vender el producto.

-En este contexto global, ¿cuál es el valor de Argentina en particular?

En este proceso de transición energética, Argentina es uno de los países que pueda ser proveedor de todos los recursos que son necesarios para su país, para la región y en mercados globales. En gas natural y petróleo hemos visto que el desarrollo de Vaca Muerta esta entre los más competitivos a nivel mundial. La naturaleza de la producción del shale ofrece algo que se pueda aumentar y bajar la producción dependiendo de las condiciones del mercado, que es una ventaja en el mercado que tenemos el día de hoy. He platicado anteriormente sobre la importancia de la energía eólica dentro de este país que puede ser un beneficio enorme. El litio que existe aquí se está empezando a explotar. El procesamiento creo que puede ser otra área. Cuando pensamos sobre la refinación, que el día de hoy refinación quiere decir gasolina y diésel y jet, pero para el futuro la refinación quiere decir otras cosas como el procesamiento del litio, que va a ser fundamental para las cadenas de valor de transición energética. Esto implica potencial económico para este país, potencial para abastecer mercados con los vecinos, particularmente Brasil y Chile, para el futuro y para poder abastecer mercados. La región en donde se encuentra más litio en todo el mundo después de Australia es en esta área. Creo que el potencial para la Argentina es importantísimo y refuerza la importancia de poder seguir con las reformas que se están avanzando ahora para llegar a ese punto en donde la Argentina tenga la estabilidad necesaria para poder seguir atrayendo inversión doméstica e internacional.

-En materia de nearshoring en el continente americano, ¿hay alguna iniciativa regional para traer esas cadenas de valor a todo el continente o todavía es algo que están aprovechando algunos países puntuales como México?

La dinámica política está cambiando particularmente influida por la tensión entre Estados Unidos y China. Como habíamos platicado, no creo que eso va a cambiar dependiendo del resultado de las elecciones en Estados Unidos. Esa dinámica está impulsando una reconsideración de las cadenas de valor globalmente. El beneficio principal, el primero, ha sido en el sureste de Asia porque ha sido lo más fácil para relocalizar esas cadenas, pero la intención es acercarlas más cerca a casa. Aquí sí creo que hay un potencial enorme para América Latina y aquí los recursos hacen una diferencia también. Donde se encuentra litio y cobre es aquí en Sudamérica. El potencial para el procesamiento en esta región creo que es grande también. Lo que falta es el nivel de actividad, particularmente en la parte de Estados Unidos, en recursos y el impulso para la inversión que tiene que venir. Aquí, cuando uno empieza a comparar la iniciativa que se llama Belt and Road Initiative de China y las herramientas que tiene Estados Unidos entre Development Finance Corporation y el Ex-Im Bank, no hay mucha comparación. Realmente China está invirtiendo más dinero que Estados Unidos. Si Estados Unidos quiere encontrar que su retórica resulte en acciones que puedan ser competitivas frente a los impulsos de China entonces va a tener que cambiar la tendencia de inversión, que todavía a este punto no ha hecho.

-Un dato interesante de las últimas dos COP en Emiratos Árabes Unidos y Egipto es que son dos países que están construyendo centrales nucleares de distintos proveedores. La energía nuclear esta entrando en países en vías de desarrollo nuevamente. ¿Qué estás viendo ahí?

Son dos países con características muy distintas. No voy a comentar sobre Egipto porque honestamente no sé el estatus que tiene el desarrollo del programa nuclear ahí. En los Emiratos, uno de los compromisos fundamentales que asumieron es que todo el uranio que usen luego va a ser reprocesado en otro lugar. En Francia particularmente ahora, y si Estados Unidos eventualmente va a llegar ahí es otra cosa. Y se han comprometido a no mandarlos a Rusia. Lo que estamos viendo es que la energía nuclear puede ser una herramienta de cero carbono que puede contar por alrededor del 20% de la generación de energía eléctrica globalmente. Si quitamos la posibilidad del uso de energía nuclear del marco de transición energética pues no solamente se hace más difícil pero es casi imposible ver cómo llegamos a las metas que tenemos. La innovación en energía nuclear particularmente con lo que llaman los Small Modular Reactors se ha hecho importantísimo por dos razones. Uno es que es un sistema cerrado que le da más seguridad y segundo porque tienes la capacidad de potencialmente utilizarlo en lugares que son difíciles de llegar, en donde a lo mejor pueden tener un costo que sea más alto que la red. Pero si esos lugares son áreas tan extremas que la alternativa es no tener energía, el costo alto de energía puede ser más barato que no tener energía. Entonces aquí se empiezan a abrir alternativas que son interesantes, por eso estamos viendo el nivel de interés y de inversión en la innovación de energía nuclear, particularmente en los Small Modular Reactors. Para entender cómo se pueden utilizar no necesariamente para la red, pero utilizarlo en distintas áreas que sean remotas, y también utilizarlo como un backup cuando sea necesario.

, Nicolás Deza

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, fue recibido por el presidente de Toyota Argentina, Gustavo Salinas, en la planta de la automotriz en la localidad de Zárate. Este primer encuentro les permitió a las autoridades de YPF conocer la implementación del Toyota Production System (TPS), el método productivo de mejora continua que le permite a Toyota ser una empresa modelo de productividad y sustentabilidad a nivel mundial. Esta visita forma parte de las metas que fijo Marín para la compañía quien, en el Vaca Muerta Insights -evento energético organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal- adelantó que uno de los objetivos era aplicar la industria automotriz en la industria petrolera y hacer que la construcción del pozo sea igual a la construcción de un automóvil.

Modelo de trabajo

El TPS es una filosofía de trabajo desarrollada a lo largo de la historia de Toyota que se ha estudiado en todo el mundo. Es una manera de hacer que tiene como pilares el justo -a-tiempo y el “Jidoka” que puede traducirse como “automatización con un toque humano”. Se basa en la premisa de facilitar el trabajo a las personas eliminando la “muda”, es decir, los procesos inútiles, lo que no contribuye al objetivo final, siempre buscando la mejora continua o “Kaizen”, según precisaron.

El TPS se aplica en todas las áreas de Toyota, desde la producción hasta el servicio al cliente. Y es adaptable a cualquier proceso productivo o administrativo. Toyota Argentina colabora con otras empresas y organizaciones para aplicar el TPS en sus propias actividades. YPF Luz es una de ellas, que lo incorporó en 2021 y ha obtenido importantes mejoras en sus procesos de compras, comercio exterior y entrega de materiales.

“En el marco del Plan estratégico que anunciamos en YPF buscamos hacer foco en la definición de estándares de clase mundial para ser eficientes, reducir los costos y aumentar la productividad. Para lograr ese objetivo vinimos a Toyota, con quienes nos une un vínculo estratégico, con la finalidad de conocer y aprender de ellos a partir de la metodología de TPS”, afirmó Horacio Marín, el presidente y CEO de la compañía.

La visita

Según indicaron desde las compañías, esta visita reafirma el compromiso y la alianza que une a ambas compañías, que tienen una larga historia como socios estratégicos, trabajando juntos y acompañando la evolución tecnológica. “Desde 2018, venimos desarrollando junto a YPF diferentes ejes estratégicos que abarcan desde la provisión de energía eléctrica renovable hasta el suministro de combustibles y la participación conjunta en actividades de motorsports. La implementación del Toyota Production System (TPS), con el que venimos trabajando junto a otras empresas e instituciones, nos permitirá afianzar esta alianza y seguir explorando nuevas oportunidades de colaboración entre ambas compañías”, afirmó Gustavo Salinas, presidente de Toyota Argentina.

YPF es el proveedor del combustible y lubricantes para el primer llenado de todos los vehículos Toyota y para la flota propia a través de YPF Ruta. También, Toyota recomienda la utilización de INFINIA en sus vehículos porque tiene certificación TOP TIER, supera los máximos niveles de calidad y permite el mejor desempeño de los motores más exigentes.

Este vínculo con Toyota se extiende también a los equipos de competición. YPF LUZ es su proveedor de energía eléctrica, acuerdo que le permitió a Toyota ser la primera empresa en fabricar sus autos con electricidad 100% renovable.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno elevará el precio estacional de la energía a $57.214 por megawatt por hora (MWh) para todos los usuarios residenciales de electricidad, pero a los hogares de ingresos bajos (Nivel 2) y medios (Nivel 3) les aplicará sobre ese valor una bonificación del 71,9% y 55,9%, respectivamente. Una vez hecho el descuento, el valor de la energía mayorista para un hogar N2 trepará un 439% (de $2981 a $16.074 por MWh) y el impacto en la factura será de al menos el 65%, mientras que para un hogar N2 la suba del componente mayorista será de 571% (de $3756 a $25.219) y el impacto final llegará como mínimo al 85%.

Debido al congelamiento que arrastra el componente mayorista de la electricidad desde el año pasado, su incidencia actual en la tarifa de los N2 y N3 se ubica actualmente en torno al 15%. Es por eso que la factura final subirá como mínimo entre 65% y 85%, respectivamente. El problema es que ese porcentaje se aplicará sobre una base sustancialmente más alta a la que los hogares más pobres venían pagando en febrero porque ya debieron afrontar una suba de 500% en los márgenes de distribución y transporte que provocaron un ajuste en la tarifa final que estuvo en torno al 300%.

Ministro de Economía, Luis Caputo.

Topes al consumo

Economía tomó además la decisión de topear el consumo subsidiado de los usuarios de bajos ingresos, para los cuales hasta ahora no existía ningún límite. Por lo tanto, los N2 pagarán ese precio mayorista bonificado solo por los primeros 350 kWh mensuales. El resto del consumo se calculará a $57.214, un 1819% más de lo que venían pagando hasta ahora por el componente mayorista.

Los hogares de ingresos medios sí tenían un tope que era de 400 kWh mensuales y que ahora se reducirá a 250 kWh. Por lo tanto, la suba del 85% terminará siendo sustancialmente mayor para los que consuman electricidad por encima de ese tope.

En esta ocasión, los menos perjudicados por el aumento son los usuarios de altos ingresos (Nivel 1), el 35 por ciento de los hogares, porque ya venían pagando la energía mayorista a un precio sustancialmente mayor que el resto. Para ellos el precio de ese componente trepará 28,8% (de $44.401 a $57.214), lo que implica un impacto de cerca de 10% en la factura final.    

Cambio de modalidad

El anuncio implica un cambio en el modo en que se visualizan los subsidios. Hasta ahora, la energía mayorista tenía un precio diferencial de acuerdo a la segmentación. Sin embargo, en el Anexo 1 de la resolución que se publicará en las próximas horas se fija un único precio de la energía mayorista y se aclara con un asterisco que “para los usuarios residenciales categorizados como N2 y N3, al valor consignado, se le aplicará la bonificación fijada por la Secretaría de Energía”.

Esa bonificación figura en la resolución 90/2024 firmada por el secretario de Energía Eduardo Rodríguez Chirillo. En el inciso b del artículo 4 dice que “los consumos base de los usuarios del Nivel 2 tendrán una bonificación del setenta y uno coma noventa y dos por ciento (71,92%) sobre el precio definido para el Segmento N1. El consumo excedente de los usuarios del Nivel 2 será valorizado al precio definido anteriormente para N1”.

A su vez, en el inciso c del mismo artículo dice que “los consumos base de los usuarios del Nivel 3 tendrán una bonificación del cincuenta y cinco coma noventa y cuatro por ciento (55,94 %) sobre el precio definido para el segmento N1. El consumo excedente de los usuarios del Nivel 3 será valorizado al precio definido anteriormente para N1”.

Esta nueva modalidad ya había sido anticipada en el artículo 5 del decreto 465/2024 publicado el martes pasado con el que el ministro de Economía Luis Caputo dejó sin efecto el tope anual de aumentos para los usuarios de ingresos medios y bajos. Allí se facultaba a la Secretaría de Energía a “aplicar a los usuarios de las categorías denominadas Nivel 2 y Nivel 3 del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) descuentos sobre el componente Energía que se traslada a las tarifas finales correspondientes a la categoría residencial. A tal efecto, la Autoridad de Aplicación podrá fijar el nivel de los descuentos o bonificaciones que recibirán los beneficiarios durante el Período de Transición”. El período de transición fue figado por 6 meses con la posibilidad de ser extendido por otros 6 meses más.

Reducción de subsidios

Tal como anticipó Econojournal el sábado, el gobierno tomó la decisión de recortarle los subsidios a los usuarios Nivel 2 y Nivel 3 luego de analizar un informe interno donde se advierte que el costo fiscal por seguir manteniendo congelado el precio mayorista de la energía para el 65% de los hogares iba a trepar a US$ 650 millones mensuales durante junio, julio y agosto.

Esos US$ 1950 millones no contemplan la licitación de urgencia que realizó Cammesa la semana pasada para comprar 12 barcos con combustible líquido en medio de la crisis que provocó la falta de gas, ni el buque de Petrobras que se contrató sin licitación y que casi termina sin descargar por un problema con la carta de crédito. Por lo tanto, está claro que ese monto es una proyección conservadora porque la cuenta terminará siendo mayor.

, Fernando Krakowiak

Con 1584 etapas de fractura, el mes de mayo volvió a arrojar cifras positivas en la actividad de Vaca Muerta. Si bien el número es menor a las 1600 registradas en abril, la producción arrojó un aspecto positivo en vistas al futuro de la industria.

Se trata de YPF, que logró el récord de etapas de fracturas por set: fueron 283 a través de Halliburton, las cuales se acercan a las 290 que busca alcanzar desde hace tiempo la compañía con control estatal.

Los datos se desprenden del informe que presenta mes a mes Luciano Fucello, country manager de la empresa NCS Multistage, quien precisó que este hito “no debe tomarse como un número teórico”, dado que no todos atraviesan estas condiciones. Sin embargo, sí permite prever que los límites técnicos pueden estirarse.

“Multiplicando esa cifra por los 10 sets de fracturas que hay en Vaca Muerta son 2830 etapas de fractura. Es un caso extremo, repito, hoy no están todos en esas condiciones”, explicó Fucello a EconoJournal.

“El promedio de etapas por set de fractura es alrededor de 180. Eso es la eficiencia promedio, 180 etapas por mes. El límite que YPF había visto hace ya un par de años lo está logrando”, agregó.

Baja en la actividad

Respecto a la leve merma registrada durante mayo, la movilización de un set de fractura de Halliburton ocasionó esa pequeña baja en la actividad: se trata de un set -que habitualmente opera para Shell, Chevron y otras compañías- que fue derivado para realizar el Pozo Maypa X-1 del proyecto Palermo Aike en Santa Cruz.

“Eso se hizo sentir a la hora ver las etapas totales en Vaca Muerta. Un set de fractura hace más de 200 etapas al mes, y a este se lo movilizó para hacer tres etapas en el Maypa X-1. También muestra lo al límite que está el equipamiento, porque si se quiere hacer un pozo exploratorio en algún otro lugar, se cae considerablemente la actividad”, indicó Fucello.

Luego precisó: “Fueron 200 etapas que no se hicieron en Vaca Muerta (podría haberse registrado un récord) y un set que se movilizó para hacer un pozo exploratorio. Si bien hubo grandes avances a la hora de perforar los pozos de Vaca Muerta (se perforan más rápido, más largos, más finitos), hoy en día el cuello de botella está en la cantidad de equipos que hay disponibles”.

“En la cuenca hay 34 equipos de perforación en total. De los cuales este año se van a traer dos nuevos de afuera. Y dos equipos que estaban para convencional se los va a acondicionar para poner en Vaca Muerta, entonces se espera que hayan 38. Previendo este aumento de actividad, si no se traen equipos de perforación los set de fractura se van a quedar sin pozos para poder fracturar”, completó Fucello.

Ranking de fracturas

En mayo, precisamente en el detalle de las compañías operadoras, YPF se posicionó en el primer lugar con 750 fracturas, seguido por Vista, con 185 punciones, Tecpetrol con 175 y Pluspetrol con 142.

El resto del listado lo completan Tecpetrol con 175 etapas, Pluspetrol con 142, Phoenix con 120, Shell con 113 y Pan American Energy con 99.

Halliburton, por su parte, fue la compañía de servicio con más etapas registradas (615), seguida por SLB (433), Tenaris (295), Weatherford (142) y Calfrac (99).

, Mauricio Luna

Por décimo año consecutivo, se llevó a cabo la Expo San Juan Minera, uno de los encuentros más importantes del sector. En esta edición hubo más de 22.000 personas de todo el país, autoridades nacionales y provinciales, y comitivas internacionales provenientes de España, Perú, Chile, Brasil, Polonia, Canadá, Estados Unidos y Alemania.

La minería es uno de los pilares estratégicos para el crecimiento sostenible de nuestro país. Existen innumerables proyectos en diferentes etapas, puntualmente en San Juan hay varios de cobre muy avanzados como Josemaría, Filo del sol, Los Azules, Pachón, entre otros.  Veladero de oro y plata. En litio, hay tres proyectos en producción y una veintena con diferentes grados de avance. Este contexto favorece a la cadena de valor metalmecánica, de la que Bertotto Boglione forma parte.

María Rosa Miguel, vicepresidenta de la empresa cordobesa, resaltó la importancia de ser parte, con foco en la conexión con potenciales clientes, sus necesidades y la proyección de sus inversiones. “Ellos tienen la visión de la realidad del día a día de los proyectos y nosotros podemos colaborar en instancias que nos permitan desarrollar más y mejores soluciones”, afirmó la directiva.

Por otro lado, María Rosa Miguel resaltó el innegable valor del combustible en las diferentes etapas de un proyecto minero: “Proveemos diferentes soluciones para el almacenamiento y despacho de diésel, estas operaciones se realizan en su mayoría a más de 4.000 metros de altura, al pie de la cordillera, y con temperaturas varios grados bajo cero, con lo cual deben respetar estrictas regulaciones”.

El rol de los insumos en el sector

Además de combustible, dependiendo del proyecto, se requiere también almacenamiento de otro tipo de productos químicos necesarios para el proceso. “Éstos se desarrollan con el cliente, donde nuestro equipo de ingeniería es muy relevante para entender cuál es la solución adecuada para el tipo de producto, manipulación y las condiciones ambientales donde se utilizará”, sostuvo la vicepresidenta de Bertotto Boglione.

A ello agregó: “Nuestros productos en este sector, en su gran mayoría, no son estándar, como se explicaba anteriormente, se desarrollan para brindar una solución específica y que varía de acuerdo al producto que se almacenará, al uso y las condiciones ambientales. Se trata de elementos únicos desarrollados y fabricados para satisfacer una necesidad”.

Bertotto Boglione: objetivo comercial en Expo San Juan

Eventos como el que se desarrolló en San Juan tienen por objetivo la presencia comercial y técnica permanente en la zona, lo que permite relevar las necesidades de los productores y, así, ofrecer la solución adecuada.

“El diferencial de Bertotto Boglione es justamente ese: entender la necesidad de almacenamiento fija o móvil y ofrecer la solución adecuada en cada caso, teniendo como fortaleza el equipo de ingeniería especializado para hacerlo. En estas soluciones el cuidado ambiental siempre debe estar presente en el diseño y fabricación”, sentenció María Rosa Miguel.

La directiva agregó que “el gran potencial del sector requiere de inversiones para despegar exponencialmente, estas inversiones requieren políticas claras y sostenibles en el tiempo, seguridad jurídica e impositiva, adecuación laboral y previsibilidad cambiaria”.

Finalmente, la vicepresidenta de la compañía cordobesa resaltó la proyección empresarial: “Es muy importante aprobar leyes que garanticen este contexto, para atraer esas inversiones y que derramen en el entramado productivo y social. En esto, es importante considerar que ese entramado está conformado por Pymes, motores de empleo genuino en todo el país, a las que también hay que incentivar con políticas que favorezcan la competitividad, generando un círculo virtuoso, ya que por la naturaleza de las Pymes reinvierten sus ganancias en el propio negocio generando más y mejor empleo”.

, Redaccion EconoJournal

Scania, la firma proveedora de soluciones de transporte se hizo presente en la Expo San Juan Minera, que tuvo lugar en esa provincia en el predio Cepas Sanjuaninas. Allí la compañía de origen sueco exhibió su camión XT Heavy Tipper 10×4, el modelo destinado y diseñado para la actividad minera. En el país, la firma es miembro firmante del Pacto Global de Naciones Unidas, adhiriendo a sus 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y a la Agenda 2030 por la lucha contra el cambio climático. Es por esto que Lucas Woinilowicz, gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios; y Julián Rosso, jefe de Ingeniería de ventas de Scania, en diálogo con EconoJournal, detallaron cuáles son los objetivos de la compañía para los próximos años, dieron cuenta de cuáles son sus proyectos destinados a la descarbonización y de la sinergia que existe con la actividad minera.

Woinilowicz aseveró: “Nos encontramos trabajando con soluciones diésel y queremos que los vehículos que lo utilizan consuman menos. En 2018 comenzamos a operar con vehículos a gas natural. Queremos generar esta masa crítica de vehículos a gas que tenemos hoy aprovechando la infraestructura, la matriz energética existente. Pero también comenzamos a plantear las soluciones con biometano, gas que se obtiene de la descomposición de la materia orgánica”.

El GNC como primer paso

El gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios explicó que el GNC, para el transporte, tiene grandes oportunidades porque permite aprovechar la infraestructura existente. En esa línea se refirió a la electrificación y consideró: “Hay que plantear todo el tema de infraestructura, reciclado, segunda vida, infraestructura de carga. Hay un montón de cosas que hay que solucionar. Y todo esto lleva inversiones extraordinarias, tiempo, marco legislativo que no existe. Todo esto lleva tiempo, años, discusiones y con el gas ya lo tenemos resuelto. La estrategia es comenzar con gas natural. Estamos parados arriba de Vaca Muerta, una fuente genuina de dólares, de inversiones”.

Biometano

Respecto a la posibilidad de alimentar la flota de Scania a través de biometano, Woinilowicz precisó que la mayoría de los municipios en todo el país posee su propia planta de líquidos cloacales y que eso representa un potencial de gas enorme que en su mayoría se ventea, se quema o libera sin quemar.

“La idea sería captar ese metano con un proceso de upgrading, para llevarlo a la calidad que necesita un vehículo para funcionar y a partir de ahí utilizar ese gas para mover un camión. La recolección de residuos o el transporte urbano de las ciudades se podría propulsar con los mismos residuos que genera la comunidad y esto permitiría un proceso de economía circular, un combustible carbono neutral, y con la ventaja de que podemos aprovechar la infraestructura existente”, planteó el ejecutivo de Scania.

También, informó que hoy hay mil camiones circulando por la Argentina -contando los de Scania y el resto de las compañías del segmento de transporte- que se encuentran funcionando a gas natural y que, por lo tanto, podrían funcionar con biometano en los próximos años. “Tenemos diésel que es el punto de partida. La transición va a ser con gas natural y el biometano es el combustible que nos va a permitir descarbonizar el transporte en la Argentina”, expuso Woinilowicz.

La sinergia con la actividad minera

Respecto a la minería y al uso de biometano y gas natural en los camiones, el gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios señaló que “habrá que evaluar cuales son las opciones porque a 4.000 metros de altura no hay estaciones de gas, ni gasoductos. Hay limitaciones técnicas para los vehículos entonces ahí quizás sí será conveniente buscar la mejor solución diésel, buscar el camión que menos consuma, con el conductor o conductora más capacitado y adaptar cada tipo de operación a la mejor opción posible”.

Asimismo, sumó: “Seguramente dentro de algunos años tendremos camiones 100% eléctricos alimentados por paneles solares alimentados por la misma mina que permitirán abastecer de energía a los camiones”.

Por su parte, Rosso brindó detalles del camión XT Heavy Tipper 10×4, que forma parte de la línea “Scania Heavy Tipper”, específica de la compañía para la minería. En ese sentido, el ejecutivo explicó que “los vehículos tienen componentes diseñados para el tipo de tarea del sector, en el que hay operaciones mucho más duras, y la disponibilidad es un factor crucial porque la productividad de la mina depende de la disponibilidad de los camiones”.

A su vez, exhibió que se trata del camión de mayor capacidad, con 71 toneladas brutas. “Es un camión de línea amarilla tradicional, con la ventaja de estar apañado con todo lo que es el sistema modular de Scania, la producción, la disponibilidad de repuestos, la posibilidad de atenderlo en cualquier sucursal de la marca sin ningún tipo de requisito especial”, afirmó Rosso.

Sobre el vehículo remarcó que la idea de la compañía fue tener un producto que sea competitivo no solamente a nivel de carga neta, sino que también tenga rapidez para circular dentro de la mina.

“Es un producto competitivo a nivel de carga por día. Es sencillo de mantener. Tiene compatibilidad con los camiones de ruta. La accesibilidad de repuesto, la facilidad de reparación es altísima. Hemos diseñado algo para la minería, pero haciendo uso de componentes de alta disponibilidad para darle respuesta a nuestros clientes”, aseguró el jefe de Ingeniería de ventas de Scania.

Por último, señaló que desde la compañía vienen poniendo foco en la minería y en el petróleo. “Hay un montón de vehículos de aplicaciones de suministro. Tenemos un amplio porfolio de productos para la industria. Tenemos muchísima presencia, trabajos con niveles de carga altísima donde la disponibilidad es clave”, finalizó. 

, Loana Tejero

SAN JUAN (enviada especial)-. Hace ya 10 años, Emergencias, la empresa dedicada a la atención médica extra-hospitalaria, ofrece atención en Vaca Muerta y hace cinco apostó por la minería, la industria de los metales y el litio. La apertura hacia otros sectores comenzó en San Juan, cuando la firma ganó el primer contrato, para ofrecer servicio en el proyecto Josemaría, y luego siguió con Salta, Jujuy y Catamarca. En diálogo con EconoJournal, Ignacio García Torres, director ejecutivo de la compañía; y Lucio Pisacane, jefe comercial de Operaciones Complejas de la compañía, detallaron cuáles son los desafíos y proyectos en materia de salud para acompañar el desarrollo del sector minero en el país.

García Torres advirtió que “el sistema de salud en la Argentina está atravesando un momento crítico. Se están replanteando las formas de cómo se financia el sistema y esto impacta en la capacitación, en los recursos médicos y de enfermería. Por eso debemos analizar cómo podemos aprovechar y potenciar la tecnología para poder implementarla en los campamentos mineros”.

Proyecciones

El director ejecutivo de la compañía indicó que la proyección es que en los próximos cinco años los médicos y enfermeros puedan atender a los trabajadores desde la ciudad, sin necesidad de trasladarse hacia la mina y así reducir el número de profesionales de la salud que se encuentran en los campamentos. “Se podría responder a la primera atención con telemedicina. Sería algo más eficiente y económico. Se puede llegar a aplicar. Hay que ver nuestro servicio a través de la tecnología que ya existe, de la Inteligencia Artificial (IA) para poder lograr una sinergia”, precisó el ejecutivo.

En esa misma línea, Pisacane planteó que “el gran desafío de la minería es ser rentable en el proceso de exploración y de prefactibilidad. Nosotros como compañía de salud tenemos que ser flexibles con eso y la tecnología nos da esa oportunidad. El poder cubrir las necesidades básicas de un colaborador de un campamento de forma remota. Eso va a dar un beneficio económico enorme”.

Desafíos

La compañía está presente en el proyecto Josemaría, un yacimiento de cobre, oro y plata, localizado en el extremo noroeste de la provincia de San Juan, en el departamento Iglesia. Para los próximos años se prevé que la iniciativa cuente con 7.000 personas trabajando en el proyecto. En base a esto, el director ejecutivo aseveró: “Nosotros debemos darle a toda esa gente la cobertura médica y eso va a requerir capital humano. También, infraestructura de medicina laboral que no hay. El centro de medicina laboral está dentro de nuestros proyectos. Montarlo para acompañar el crecimiento. Estamos viendo de ampliar todo lo que tiene que ver con la logística. Transportar 7.000 personas va a ser un desafío”, aseguró.

Iniciativas

Pisacane adelantó que se encuentran trabajando con la Fundación Emergencias, la parte académica de la compañía, en la capacitación del personal de salud en las comunidades.

“Capacitamos a los médicos y enfermeros de los hospitales del Departamento de Iglesia y eso es algo que va a continuar. Estamos en contacto con las autoridades de Calingasta para reforzar esto y planificar lo que va a ser la explosión de los campamentos en el corto plazo”, comentó el jefe comercial de Operaciones Complejas de la firma.

Nueva sucursal

La compañía inauguró el 23 de mayo una nueva sucursal en la ciudad de San Juan, ubicada en Brasil 37 Este. “Tenemos casa nueva en San Juan. Esto significa seguir invirtiendo en la provincia. Es compartir nuestra casa con nuestros clientes y proveedores y mostrarles también hacia dónde va nuestra compañía en los próximos cinco años en la provincia. Estamos esperando que salga el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Todas las empresas coinciden con esto”, expresó García Torres.

En esa línea, Pisacane afirmó: “La transición energética nos posiciona en un lugar estratégico para el mundo y también para nosotros como país. Lo hemos identificado y lo estamos acompañando. En el norte con el litio, en San Juan con la minería de metales. Se están dando las oportunidades que hemos estado buscando hace muchos años en esta industria”.

Por último, el director ejecutivo de Emergencias concluyó que “a nivel país la minería va a ser un motor grande de crecimiento esté el partido político que esté. Entendemos que los ingresos, las divisas, las grandes inversiones, van a estar en esta industria y la queremos acompañar”. 

, Loana Tejero

El pasado martes 7 de mayo se celebró una Asamblea General Ordinaria donde fueron elegidas las nuevas autoridades la Cámara de Comercio Argentino -Holandesa. Verónica Staniscia, gerente de Relaciones Corporativas de Shell Argentina, fue nombrada como la nueva presidenta de la Cámara.

Nueva Comisión Directiva

La nueva comisión directiva quedó integrada por Jorge Figueroa, como vicepresidente; Guido López, como secretario; Nicolás Boot, como tesorero; Sven Plederlet, como prosecretario Salentein; y Patricia Eindhoven, como protesorera Bago.

, Redaccion EconoJournal

ExxonMobil tomó el año pasado la decisión de vender sus yacimientos en el país para concentrarse en otros activos estratégicos a nivel global, como los que posee en Permiam y Guyana. EconoJournal informó en marzo que hay siete petroleras interesadas quedarse con las áreas emplazadas en Neuquén. La operación involucra a Qatar Petroleum, compañía estatal de ese país, que controla el 30% del paquete accionario de esos activos. Debido a ello, el ex tenista Gastón “El Gato” Gaudio, amigo personal del emir de Qatar, comenzó en las últimas semanas a contactarse de forma privada con referentes de las petroleras interesadas para ofrecerles agilizar la operación a cambio de una comisión por las tareas de intermediación.

Dos fuentes sin contacto entre sí confirmaron a EconoJournal que el último argentino en ganar el torneo de Roland Garros efectivamente comenzó a ofrecer sus servicios haciendo valer el estrecho vínculo con el emir Tamim bin Hamad Al Thani, el mismo que le puso la capa a Lionel Messi cuando Argentina ganó la Copa del Mundo en diciembre de 2022.

Al Thani le pone la capa a Lionel Messi en Qatar.

Cuando se contacta con las petroleras, Gaudio afirma que tiene un poder a nombre del Emir para destrabar el proceso de venta en favor de la empresa que le dé un porcentaje al extenista y a Qatar Gas. Quienes están detrás de los activos de Exxon son Pluspetrol, Tecpetrol, YPF, Pampa, Pan American Energy (PAE), Shell y Vista, que presentó una oferta conjunta con Geopark. «A nosotros nos consultó, pero Gaudio no tiene nada que hacer en este proceso de venta», señaló a EconoJournal el ejecutivo de una de las compañías interesadas. Consultados por este medio desde Exxon evitaron hacer comentarios.

Si bien la compañía estatal de Qatar no posee en rigor un derecho de preferencia para comprar el 70% que está vendiendo la petrolera norteamericana, las fuentes consultadas señalaron que su aval podría incidir favorablemente para concluir el proceso en favor de alguno de los interesados.  

ExxonMobil tenía la expectativa de recibir unos US$ 1000 millones por sus activos en Vaca Muerta, de los que se destaca Bajo del Choique, un campo con importantes reservas probadas de shale oil, pero no se destacarta que la cifra a la que se concrete la venta pueda llegar incluso a ser más elevada. Por lo tanto, cualquier porcentaje de intermediación supone una cifra millonaria.

Amigo y socio del emir

Gaudio es socio del emir en Baguales Mountain Reserve, un complejo exclusivo de ski ubicado a 60 kilómetros de Bariloche, donde en 2020 Agustín Crupi, amigo del extenista, murió sepultado por una avalancha. Además, Gaudio viene haciendo lobby para Qatar desde hace varios años.

En noviembre de 2016, el gobierno de Mauricio Macri firmó un memorando con Qatar para crear un fondo argentino-catarí por 1000 millones de dólares estadounidenses para obras de infraestructura en Argentina que incluía fondos de la Administración Nacional de la Seguridad Social (Anses). El encargado de llevar adelante las negociaciones fue Horacio Reyser, hasta entonces asesor con rango de subsecretario de Macri en inversiones extranjeras. A medida que avanzaba la negociación, Reyser fue compartiendo información privilegiada con Gaudio, quien a su vez se la reenvió a su socio y amigo Nicolás Rosendi.

Gastón Gaudio junto al emir de Qatar Tamim bin Hamad Al Thani

Con esa información, Rosendi comenzó a reunirse con empresarios argentinos para ofrecerles participar de las inversiones de Qatar Investment Authority y poner a disposición sus servicios, adelantándose a los acuerdos entre ambos Estados gracias a la información privilegiada que fue recibiendo de Gaudio. “Yo trabajo con gente de Qatar, pero nada oficial”, le dijo a Perfil el 22 de septiembre de 2016 Gaudio cuando se abrió una causa por los delitos de estafas y defraudaciones, administración fraudulenta, y negociaciones incompatibles con el ejercicio de funciones públicas.

En 2022 Gaudio también hizo lobby en favor de la billetera virtual Total Coin y de la aseguradora San Germán, compañías controladas Rosendi, para que las distribuidoras gasíferas pudieran incluir en las facturas de gas la venta de seguros ‘de continuidad’ para que, en caso de fallecimiento del titular del servicio, la aseguradora se haga cargo del pago de la boleta de gas durante seis meses. Es decir, para evitar que le corten el servicio por falta de pago.

, Redaccion EconoJournal

Marina Dal Poggetto, directora ejecutiva de la consultora EcoGo, y Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, analizaron que el gobierno prioriza la recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) y del margen del transporte que cobran las compañías del segmento regulado y, de esa manera, aún no resolvió cuánto aumentarán las tarifas para los hogares N2 (bajos ingresos) y N3 (ingresos medios), con lo cual, los subsidios podrían acrecentarse este invierno con relación al mismo período de 2023. Ambos analizaron la actualidad de la política energética y la macroeconomía en una charla organizada este lunes por EconoJournal, que tuvo como disparador la pregunta: “¿Es consistente la política energética del gobierno de Javier Milei en términos macroeconómicos?”.

Faltante

Sobre las últimas restricciones en el suministro de gas natural que registró el país, sobre todo en estaciones de GNC y en industrias y grandes comercios con contratos interrumpible y –también- en firme, Nicolás Arceo subrayó que “el gobierno tenía planificado comprar tres cargamentos de GNL en mayo y el primero iba a entrar a fines de ese mes, con lo cual, para mayo sólo había planificado dos cargamentos. Para comparar, en mayo del año pasado se compraron 12 cargamentos de GNL. Con lo cual, la Argentina este 2024 tenía previsto importar 16 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de GNL en mayo de 2024”.

“Sin un mayo tan frío, no se hubiera verificado las restricciones que hubo en el sistema. Por eso, lo que ocurrió (con las restricciones en el suministro de gas natural en el país) es que hubo una compra por parte del gobierno muy justa, al fleje, para intentar bajar el gasto fiscal y un mes frío”, añadió. Respecto a los problemas para concretar el pago que tuvo la Argentina para que el buque de Petrobras descargue GNL, Arceo señaló: “claramente hubo un problema con la carta de crédito. Quizá con un mecanismo más aceitado a nivel gubernamental hubiera sido distinto”.

Más subsidios en gas que 2023

Arceo remarcó que “en los primeros cinco meses de 2024, el subsidio en gas natural estuvo en 2,9 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU) y en el mismo período de 2023 había sido de 2 US$/MMBTU. Esto significa que por privilegiar el aumento del VAD, el gobierno tuvo un aumento concreto de los subsidios”.

Y agregó que “en cambio, en energía eléctrica bajaron los subsidios de 42 $ a 33 dólares por megawatt por hora (MW/h), pero la baja no fue por la recomposición del PEST (Precio Estacional de la Energía Eléctrica), si no que fue por una caída en el costo de generación, que pasó de los 80 a los 66 US$ por MW/h. Por el costo monómico de generación, hay un 22% menos de subsidios en electricidad que en 2023”.

El titular de Economía y Energía destacó también que “el bono compulsivo AE38, que es para pagar las transacciones de diciembre y enero (a las generadoras), que suman US$ 1.220 millones, harán que bajen los niveles de subsidio un 22% en el año, respecto a 2023. Esto le dio aire al gobierno para tener una política tarifaria más laxa en términos de ejercicio fiscal, porque devengados los US$ 1.220 millones no van a contar en 2024”.

“En términos de mediano y largo plazo, el bono tiene un costo para el Estado porque las generadoras cuando tengan que ampliar el parque de generación van a trasladar lo que pasó con los contratos y las transacciones de diciembre 2023 y 2024 mediante un bono. El precio de la generación de energía eléctrica en la Argentina va a ser más elevado porque las compañías de generación van a trasladar al precio el riesgo que implicó el bono”, añadió Arceo.

Inflación y macro

Por su parte, Marina Dal Poggetto remarcó que “la hoja de ruta que plantea el gobierno es una tasa de interés en 2,5%, cuando hoy está en 3%, un crawlling peg (devaluación del tipo de cambio oficial) al 2% a rajatabla y quiere llevar la inflación al 2%. Para esto, el gobierno hizo un shock inflacionario y hoy los bienes son muy caros. Es decir, la economía no sólo era muy cara sino que también el gobierno la cerró todavía más con el Impuesto PAIS y pagos en cuotas de las importaciones y, del otro lado, la agenda tarifaria”.

La economista sostuvo además que “después del primer período que tuvo que hacer audiencias públicas, el gobierno va y viene en materia tarifaria. Primero anunció que corregía tarifas y después indexaba. Después anunció que no indexaba. Después que le subía la tarifa a N1 (altos ingresos) y N2 (bajos ingresos) y después eso no pasó. También anunció que iba a ir a una tarifa con subsidio por el lado de la demanda. Es casi imposible de seguir al gobierno”.

“La inflación de mayo nos da 4,8%. Pero entre enero y abril hubo entre 3 y 4 puntos (porcentuales) de incidencia de precios regulados y en mayo tenés 0,6% de incidencia. Claramente el gobierno frenó los aumentos para ubicar la inflación donde quería. Y a partir de ahora aparecen todos los nuevos aumentos que tienen implicancias inflacionarias. Es probable que la inflación vuelva a subir del 4,8% al 6,5%. Por eso, la pregunta ahí es: ¿cómo queda balanceado todo el programa económico?”.

Sábana corta

La economista de EcoGo advirtió también que “en los 90´s las tarifas de electricidad, gas, transporte y agua representaban el 15% del consumo y en noviembre del año pasado estaba en 4% del consumo. El precio en dólares de los bienes en la Argentina es muy alto como contracara de una economía que es muy cerrada. Si vamos a una economía cerrada, con precios muy caros, querés que las tarifas cubran los costos, pero en un país con una tasa de descuento muy alta con niveles de ineficiencia altos también y con una capa de contratos que generan un costo alto, lo que genera todo esto es un desplome enorme en la capacidad de compra de los ingresos”.

En este sentido, Arceo afirmó que “los hogares N2 están pagando la energía eléctrica alrededor de 4 US$ por MW/h cuando el costo es de 83 US$ por MW/h y en gas, que tuvo un precio promedio de 4,8 US$/MMBTU, los N2 pagan 0,8 US$/MMBTU. En N2 y N3 el nivel de subsidios es muy importante y si el gobierno quiere bajar los niveles de subsidios va a tener que incrementar el precio de la energía eléctrica y del gas natural”.

Dal Poggetto agregó que “esto es lo que estás testeando en términos de gobernabilidad, porque –por ahora- hay un nivel de paciencia enorme porque hay una demanda de la sociedad de que, por favor, algo funcione y Milei de alguna forma tiene credibilidad. Ahora, una cosa es el relato y otra cuando empiecen las historias de la clase media que no pueden pagar la tarifa. Si las tarifas las congelas hay un problema fiscal y si las subís mucho mejoras lo fiscal pero vas a tener un problema con la inflación. Por eso me llama la atención la doble vara de lo fiscal y de llevar la inflación muy rápido a un nivel que es inviable”.

“Si el gobierno va a tener una estructura de consumo con bienes caros y tarifas caras, creo que va a tener un problema en cómo ordenar la sociedad. O va a tener una fuerte demanda de otros bienes públicos y la pregunta ahí es que hace el gobierno. Esto es una sábana corta”, finalizó la economista de EcoGo.

, Roberto Bellato

Atlas Renewable Energy, empresa estadounidense especializada en el desarrollo de proyectos renovables, posee actualmente una cartera de 5 gigawatts (Gw) en Latinoamérica, con proyectos repartidos entre Colombia, México, Brasil, Uruguay y Chile. En este último país, la firma controla tres emprendimientos ya en marcha: Javiera, de 69,5 megawatts (Mw); Quilapilun, de 127 Mw; y Sol de Desierto, de 230 Mw. Además, tiene en construcción el parque eólico Alpaca de 417 Mw. En total, la compañía sumará unos 843,5 Mw renovables en Chile.

En diálogo con EconoJournal, Alfredo Solar, regional manager de Chile y Cono Sur en Atlas Renewable Energy, asegura que el potencial del mercado renovable chileno despierta un gran optimismo. Desde su óptica, el país ha mostrado “un compromiso sólido” con la transición energética, lo cual se refleja en el planteamiento de la Política Energética Chile 2050 y en la responsabilidad para alcanzar el objetivo de la neutralidad de carbono en el mediano plazo. “Las energías renovables tienen mucho que aportar, tanto para limpiar la matriz energética como para apoyar la descarbonización de otras industrias clave”, afirma.

En este sentido, señala que las políticas públicas y los marcos regulatorios por parte del Gobierno han “fomentado un ambiente de inversión atractivo” para el sector renovable y del almacenamiento. Cabe recordar que, según el último informe estadístico de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), la participación de las energías renovables no convencionales (ERNC) acumulada del año 2024 corresponde al 40% de la matriz eléctrica local.

ATLAS RENEWABLE ENERGY SIGNS LARGEST PRIVATE SOLAR PPA IN LATAM

Sin embargo, a pesar de que Chile se encuentra en un momento de aceleración dentro de la transición energética, Solar advierte que el sector también se está enfrentando a los desafíos que implica este mismo proceso de cambio. Al analizar a fondo esta idea, comenta que el primer aspecto a trabajar será la relevancia de mantener una certidumbre regulatoria por parte del Gobierno nacional, algo que hasta ahora ha impulsado al sector renovable en el país.

Otro punto que destaca el regional manager de Chile y Cono Sur en Atlas Renewable Energy es continuar con el despliegue de los sistemas de almacenamiento energético. “Desde Atlas Renewable Energy tenemos clara esa perspectiva y estamos trabajando de forma comprometida en el desarrollo de estos sistemas”, indica.

Solar subraya la importancia de integrar estas tecnologías. “Son necesarias para gestionar la variabilidad de las energías renovables y asegurar un suministro constante. Además, la regulación y las políticas deben seguir evolucionando para fomentar inversiones sostenibles y facilitar la adopción de nuevas tecnologías”, enfatiza.

No es para nada despreciable, en su opinión, el rol a desempeñar por parte del “storage”. “Será clave para el futuro del sector de energías renovables en Chile. La capacidad de almacenamiento permite equilibrar la oferta y la demanda de energía, gestionando la intermitencia inherente a fuentes como la solar y la eólica. Con sistemas de almacenamiento eficientes, la energía generada durante períodos de alta producción puede ser guardada y utilizada cuando la producción baja, asegurando un suministro constante y fiable”, argumenta.

Acuerdos de suministro

Recientemente, Atlas Renewable Energy firmó dos importantes acuerdos de suministro concretados con Codelco, el mayor productor de cobre del mundo, y con Copec. Ambos contratos fueron respaldados principalmente por sistemas de almacenamiento BESS, con los que proyectan el desplazamiento de 7,2 terawatts/hora (Twh) de energía en la red durante su período operativo de 15 años.

Solar comenta que el desarrollo del almacenamiento energético tendrá un fuerte impacto en este punto, permitiendo distribuir la energía de una manera más uniforme y evitando los vertidos renovables. Por otra parte, el ejecutivo hace hincapié en la necesidad que expresa el sector renovable chileno de mejorar la infraestructura destinada a transportar toda la energía generada.

En esa dirección, sostiene que la congestión en las redes de transmisión es uno de los principales desafíos a sortear en la industria energética chilena. “A medida que aumenta la generación de energía solar y eólica, la capacidad para transportar esta energía desde las zonas de alta producción a los centros de consumo se ha visto limitada, causando cuellos de botella”, asevera.

Independientemente de la cuestión del almacenamiento, el especialista recalca la necesidad de invertir en la expansión y modernización de la infraestructura de transmisión eléctrica por parte de la administración nacional. “De esa manera será posible reducir los cuellos de botella y mejorar la capacidad de la red para manejar la energía generada”, concluye.

, Julián García

Luego del éxito que tuvieron los primeros cuatro programas de incentivos para apoyar la cadena de valor del hidrógeno verde en España, el Gobierno del país ibérico decidió lanzar a fines de 2023 una quinta convocatoria que recientemente recibió su propuesta de resolución definitiva.

Estas ayudas forman parte de una nueva edición del ‘Programa de incentivos 4: retos de investigación básica-fundamental, pilotos innovadores y la formación en tecnologías habilitadoras clave’.

El Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), ente encargado de la organización y ejecución de estas subvenciones, publicó el documento donde se presentan los proyectos que han sido seleccionados para recibir su ayuda. Únicamente resta una instancia final donde los beneficiarios acepten las cuantías ofrecidas.

En total, el organismo público recibió 30 presentaciones de proyectos de hidrógeno verde. De ese total, 29 emprendimientos fueron propuestos para recibir las subvenciones, mientras que una única instalación resultó descartada.

El presupuesto con el que contaba esta convocatoria era de 66,6 millones de euros. De ese monto, Є 53.990.080,95 fueron otorgados entre los proyectos admitidos, dejando unos Є12.609.919,05 vacantes.

El plazo máximo para la ejecución de estas actuaciones será de 36 meses, contados a partir de la fecha de notificación de la resolución definitiva favorable de concesión de ayuda de la convocatoria, según establece la 16° disposición del programa.

Sener

Entre los expedientes más destacados de este listado aparece el presentado por la empresa española Sener. Ubicada dentro del País Vasco, esta iniciativa recibirá la mayor subvención: Є 4.443.130,4. Su propuesta se basa en la investigación de dos novedosas líneas de producción de hidrógeno renovable: a través de microondas en reacciones REDOX de materiales iónicos sólidos, por un lado, y mediante tecnología autotérmica de alta presión a partir de amoníaco, por otro.

Con una financiación de Є 3.523.896,71 figura el proyecto Sideral, presentado por la Fundacio Institut de Recerca en Energia de Catalunya. Situado en la región de Navarra, este emprendimiento constará de un sistema de electrólisis de alta temperatura reversible y sumamente eficiente.

Finalmente, cerrando el podio de mayores ayudas se posiciona el plan ideado por Kemtecnia Tecnologia Quimica y Renovables. Localizada en la comunidad autónoma de Andalucía, esta iniciativa que captará Є 3.001.981,80 se basa en la fabricación completa de un electrolizador AEM de 500 kilowatts (Kw), incluyendo su diseño, caracterización, montaje y validación, además del desarrollo de nuevos materiales y catalizadores anódicos y catódicos.

Otras empresas destacadas dentro de este listado son Enagás, que recibirá Є 2.089.014,41 para la optimización de sistemas de purificación destinados al almacenamiento de hidrógeno verde en Cataluña; el Grupo Cobra, que obtendrá Є 1.758.604,77; y Nordex, que se beneficiará con Є 1.472.954,29.

, Julián García

La Organización de Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) acordó extender los recortes en la producción de petróleo crudo hasta diciembre de 2025. En paralelo, ocho de los países que están dentro del esquema OPEP+, que venían ejecutando recortes voluntarios adicionales por 2,2 millones de barriles diarios, también decidieron prolongarlos hasta el final del tercer trimestre de este año. De no haber cambios en la postura, esto último implica que comenzarían a ofertar más barriles en el mercado a partir de octubre.

La 37.ª Reunión Ministerial de la OPEP y países no OPEP finalizó este fin de semana en formato de videoconferencia, aunque los ocho países que vienen aplicando los recortes voluntarios se dieron cita en Riad, Arabia Saudita.

Los representantes de Arabia Saudita, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajstán, Argelia y Omán acordaron extender los recortes voluntarios de 1.650.000 barriles por día (que anunciaron en abril de 2023) hasta finales de diciembre de 2025.

Más importante aún, estos países también prolongarán sus recortes voluntarios adicionales de 2,2 millones de bpd (anunciados en noviembre de 2023 y que vencían ahora en junio) hasta finales de septiembre de este año, para luego ir restableciendo esa producción de manera gradual, mes a mes, hasta finales de septiembre de 2025.

«Mantendremos nuestro enfoque cauteloso y preventivo», dijo el ministro de Energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, después de la reunión. Explicó que esto incluye la posibilidad de pausar o incluso revertir la eliminación gradual de los recortes.

Cuotas y recortes voluntarios

La OPEP y sus aliados acordaron el reparto de las cuotas de producción por país para el 2025. La producción total de la OPEP+ será de 39.725.000 de bdp durante el 2025.

Este objetivo de producción es ligeramente inferior a los 40.463.000 de bpd para 2024 que se definieron en las 35.ª y 36.ª reuniones ministeriales del año pasado. No obstante, los recortes voluntarios que vienen implementando los ocho países de la OPEP+ están por fuera de las cuotas de producción formales del grupo.

El ministerio de Energía de Arabia Saudita informó cómo variará la producción mensual por país a medida que vayan desarmando los recortes voluntarios adicionales de 2,2 millones de barriles. La trayectoria indica que la producción de estos ocho miembros en diciembre superaría en 500.000 barriles diarios a su nivel actual y habría alrededor de 1,8 millones de barriles diarios más para mediados de 2025.

La próxima reunión ministerial de la OPEP+ tendrá lugar el primero de diciembre de 2024.

, Nicolás Deza

En el marco del plan global de sustentabilidad del Grupo Spirax “Oni Planet” y su iniciativa Net Zero, Spirax Sarco Argentina firmó su primer acuerdo de adquisición de energías renovables por 10 años con la empresa argentina 360Energy.

360Energy cuenta con más de 200 megawatts (MW) de potencia instalada en sus parques solares situados en Cuyo y Noroeste argentino, las zonas de mayor radiación solar del país. Es así que obtiene valores altamente eficientes de generación de energía renovable, gracias a los cuales abastecerá a Spirax Sarco durante los próximos 10 años, evitando la emisión de más de 5.000 toneladas de CO2e a la atmósfera.

Firma del PPA

Con la firma de este PPA con 360Energy, Spirax Sarco Argentina logrará que más del 85% de la energía eléctrica que utiliza para la operación diaria de su Planta Don Torcuato provenga de energías renovables hasta el 2034.

Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360 Energy, indicó que: «Este tipo de alianzas estratégicas permiten acelerar la transición energética y al mismo tiempo ofrecer una solución de abastecimiento altamente competitiva y sustentable. Estamos orgullosos de este acuerdo y seguiremos trabajando en el crecimiento de las energías renovables en la matriz energética de distintos sectores industriales.”

Por su parte, Ariel Eduardo Bordo, gerente general – Sector Productivo de Spirax Sarco Argentina, afirmó: “En Spirax Sarco entendemos que los desafíos del mundo son globales y complejos. Trabajamos para diseñar un mundo más eficiente, seguro y sustentable. Estamos profundamente integrados en las comunidades donde operamos y nuestras tecnologías desempeñan un papel crucial en los procesos industriales críticos de nuestros clientes”.

También precisó que “esto conlleva la responsabilidad de preservar y proteger los recursos naturales y apoyar a las personas y al planeta, operando nosotros mismos de manera responsable. Incorporar criterios de sostenibilidad en la gestión nuestras plantas industriales, es parte de nuestra estrategia de One Planet. Esta alianza que alcanzamos con 360 Energy nos permite aproximarnos a nuestro objetivo de lograr cero emisiones netas de Gases de Efecto Invernadero en nuestras operaciones para 2030 (Scope 1 y 2). Estoy inmensamente orgulloso de este avance en tan importante desafío.”

, Redaccion EconoJournal