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Pluspetrol, una de las principales petroleras de la Argentina, oficializó la compra de los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta, que pertenecían a la compañía norteamericana y a QatarEnergy, tal como había adelantado EconJournal. La compra – que fue por una cifra que supera los US$ 1700 millones- incluye participaciones mayoritarias en bloques estratégicos ubicados en Vaca Muerta, entre los que se destacan: Bajo del Choique-La Invernada, Los Toldos I Sur, Los Toldos II Oeste y Pampa de las Yeguas.

Además, gracias a la transacción, la compañía – controlada por accionistas locales que no cotiza en bolsa- obtuvo el 21,3% de las acciones en el oleoducto Oldelval, el principal sistema de evacuación del petróleo de la Cuenca Neuquina.

Activos de clase mundial

Bajo del Choique-La Invernada se ubica en la zona más prolífica de shale oil de Vaca Muerta; es un activo de clase mundial con pozos que destacan por su alta productividad. Se proyecta que sólo en la construcción de infraestructura para poder evacuar la producción de este activo requerirá de desembolsos mayores a los US$ 500 millones.

“Esta transacción implica un hito importante en el crecimiento de Pluspetrol, que permitirá a la compañía multiplicar significativamente su producción y reservas consolidándola como uno de los productores de petróleo y gas más importantes de la región”, destacaron desde la firma.

Con esta adquisición, Pluspetrol dejó en el camino a otras compañías que participaron del proceso de venta. Una de ellas era Tecpetrol, que había presentado una oferta en forma conjunta con Vista, y Pan American Energy (PAE), y que además contaba el respaldo de YPF.

Por último, desde la empresa aseveraron: “Pluspetrol reafirma su propósito de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las actuales y futuras generaciones y le da la bienvenida a un equipo de personas que se integrarán a la compañía para continuar con el desarrollo de los activos incorporados”.

, Loana Tejero

“Las empresas tienen que ser privadas, salvo que haya una justificación clara para que sean públicas”. La reflexión, que corresponde a Julián Gadano, abrió el debate sobre la privatización de las firmas energéticas que tiene en carpeta el gobierno de Javier Milei, tal como admitió la secretaria de Energía, María Tettamanti, en la última edición del Energy Day.

En el cuarto episodio de Dínamo, espacio audiovisual que lleva adelante EconoJournal en busca de abrir la discusión sobre temas fundamentales del sector energético, el ex subsecretario de Energía Nuclear de la Nación señaló que “los recursos del Estado no deberían provenir de la realización de negocios, sino del cobro de impuestos. Ahora bien, si hay empresas públicas tampoco corresponde sacárselas de encima”.

En el caso de la Argentina, particularizó Gadano, la capacidad estatal para gestionar una firma pública es dudosa, limitada. “A nuestro Estado le cuesta mucho controlar a sus empresas, monitorear su funcionamiento e imponerles una agenda. Pero eso no significa que haya que liquidar activos que pueden ser muy valiosos en el mercado”, remarcó. 

El proceso de privatización, prosiguió, debería darse bajo determinados niveles de competencia e institucionalidad. “En ese contexto, podría empezarse por las ventas más sencillas de efectuar. Por ejemplo, la de la participación estatal en Transener. A mi entender, sería deseable priorizar el formato de concesión”, opinó. 

Vale aclarar que la discusión sobre la salida accionaria de Citelec, la controlante de Transener, no es nueva, sino que lleva largo años. No menos controvertida es la decisión que el Estado debería tomar sobre Dioxitek, cuyo proyecto de ampliación se encuentra demorado.

Al respecto, agregó Gadano, no tiene ningún sentido que haya empresas de combustibles nucleares en manos públicas. “Eso no ocurre en ningún país del mundo. Y se trata de un negocio rentable, por lo que estaría todo dado para establecer condiciones de privatización muy razonables”, señaló.

Ejemplos puntuales

En la misma dirección, Gustavo Lopetegui sostuvo que “hay que vender todo lo que pueda venderse”. “No casualmente en octubre de 2017 dictamos un decreto con esa finalidad, y nos desprendimos de dos centrales termoeléctricas (Ensenada Barragán y Brigadier López), activos con ocho años de uso, a los que les quedaban siete años de contrato, por los que el Estado cobró US$ 860 millones”, cuantificó el ex vicejefe de gabinete y ex secretario de Energía durante la presidencia de Mauricio Macri.

Con parte de ese dinero, detalló, se cancelaron los US$ 400 millones de deuda que se mantenía con el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES). “En la actualidad, tres empresas se distinguen como las más fáciles de vender en términos económicos, legales y políticos: Transener, el Gasoducto Perito Moreno y Metrogas”, enumeró.

Todavía más fácil, según Juan José Aranguren, sería desprenderse de las centrales térmicas José de San Martín y Manuel Belgrano, de 830 megawatts (Mw) cada una. “Enarsa controla el 63% de una y el 68% de la otra. Se trata de dos ciclos cerrados que pueden significar alrededor de US$ 1.000 millones para la empresa estatal”, proyectó el ex ministro de Energía, quien diferenció el caso de las centrales hidroeléctricas, las cuales demandan ciertas inversiones para su puesta en venta.

Excepción a la regla

En el rubro hidroeléctrico, justamente, reside un claro ejemplo de activos de los que el Estado no tendría que desprenderse, más allá de que el gobierno evalúa su traspaso al sector privado. Al menos así lo manifestó Nicolás Arceo, quien destacó que esas centrales hoy aportan al sistema el 11% de la generación a un valor de US$ 11 por Mw. “Salir a concesionarlas por 20 ó 30 años implicaría suscribir un contrato PPA por entre US$ 20 y US$ 30 por Mw, requiriendo un flujo de fondo para que alguien pague un monto a devolver en ese plazo, con una tasa de descuento tendiendo a infinito, y encima encareciendo el costo de generación”, advirtió el director de la consultora Economía y Energía.

Hay una brecha significativa, tal como expuso el especialista, entre realizar un negocio que financie un flujo futuro con un contrato PPA o algo similar, y licitar los servicios de operación y mantenimiento para que ser pagado por vía tarifaria, con un costo de entre US$ 6 y US$ 9 por Mw. “Privatizar en el segmento hidroeléctrico no tiene demasiado sentido, sobre todo en este momento”, recalcó.

El debate, por supuesto, no se agotó ahí. Los invitamos a conocer cómo prosiguió la charla en a través de este link.

, Redaccion EconoJournal

INVAP tiene en carpeta el desarrollo de un reactor modular compacto de 300 MW de potencia eléctrico de diseño propio y con potencial de exportación al mundo. El diseño del reactor, bautizado como ACR-300, fue patentado recientemente por INVAP, que se encuentra buscando asociatividad para desarrollar la oportunidad de negocio, según pudo reconstruir EconoJournal de distintas fuentes cercanas a la compañía y sin contacto entre sí. La empresa rionegrina fue mencionada por el presidente Javier Milei como un ejemplo en el nuevo mapa para el sector nuclear que el gobierno buscará diagramar a partir de un nuevo Plan Nuclear Argentino a ser anunciado en los próximos días.

La principal empresa de proyectos de alta tecnología del país obtuvo este año una patente sobre un diseño conceptual de reactor de agua presurizada compacto, otorgada por la Oficina de Patentes y Marcas registradas de los Estados Unidos. La patente fue ingresada en julio de 2018 y aprobada en agosto de este año según el documento visto por este medio.

Las fuentes consultadas indicaron que INVAP esta explorando distintas alternativas de negocio energético en el marco de la transición energética, con el foco puesto tanto en distintas fuentes de energía como en eficiencia energética. EconoJournal consultó con INVAP el estado del desarrollo del proyecto, pero la empresa declinó en responder debido a aspectos de sensibilidad comercial.

INVAP es un líder mundial en el segmento de reactores de investigación y multipropósito, con más de tres décadas de exportaciones a todo el mundo. Actualmente se encuentra finalizando la construcción del reactor multipropósito RA-10 en el complejo nuclear de Ezeiza y avanza con un proyecto similar en Países Bajos, el reactor PALLAS.

La compañía concretó este año su transformación de Sociedad del Estado en Sociedad Anónima, con la provincia de Río Negro como accionista mayoritario más una participación del Estado nacional a través de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

ACR-300

La patente de INVAP habla de un reactor de agua presurizada (PWR por sus siglas en inglés) compacto “que permite reducir costos, mejorar la operación y el mantenimiento, y realizar operaciones de recarga no complejas”. Este reactor es denominado en la empresa como ACR-300 por sus 300 MW de potencia eléctrica, según las fuentes consultadas.

Tres cuartas partes de los reactores para generación eléctrica en el mundo son grandes reactores PWR, generalmente de 1000 MWe. Pero el renovado interés por la energía nuclear esta empujando al desarrollo de reactores modulares pequeños (SMR por sus siglas en inglés) con el objetivo de disminuir el costo económico de los proyectos nucleoeléctricos. Varios de los diseños de reactores SMR en el mundo son conceptualmente reactores de agua presurizada.

En el caso del ACR-300, la patente indica al menos dos aspectos del diseño que contribuirían en la reducción de costos deseada. Por un lado, los generadores de vapor irían en posición horizontal en lugar de vertical (típica en los grandes reactores), requiriendo entonces “un edificio de contención del reactor de baja altura”, lo que reduce el costo de construcción de la obra civil. Por otro lado, el sistema de refrigerante primario del reactor no incluiría tubos de gran diámetro, lo que elimina el riesgo de una pérdida de refrigerante en el hipotético caso de una pinchadura. La presencia de tubos obligaría a mayores cuidados, lo que incrementa los costos.

Plan Nuclear Argentino

El anuncio del presidente Milei de un nuevo Plan Nuclear Argentino con el objetivo de brindar energía eléctrica nuclear a centros de entrenamiento de inteligencia artificial y desarrollar nuevos reactores despertó expectativa y cautela en el sector nuclear. Milei afirmó que los detalles serán brindados en conferencia de prensa el 20 de diciembre por el jefe de gabinete del Consejo de Asesores del Presidente, Demian Reidel, un físico egresado del Instituto Balseiro y economista que estará al frente de esta nueva agenda para el sector.

Los detalles del plan se encuentran bajo cuatro llaves, aunque una versión indica que entre los anuncios estaría la conformación de un consejo nuclear para buscar financiamiento para el desarrollo de reactores modulares pequeños.

Por otro lado, Milei también hizo referencia a un proyecto Atucha III. “No solo que tenemos planeado desarrollar Atucha III sino que además estamos planeando trabajar con reactores pequeños modulares y que los vamos a poder exportar”, dijo el presidente en el canal CarajoStream.

El proyecto Atucha III existente es un contrato comercial EPC rubricado entre la generadora estatal Nucleoeléctrica y China National Nuclear Corporation (CNNC) para la provisión de un reactor Hualong de 1100 MWe netos. El 85% del financiamiento sería provisto un consorcio de bancos chinos encabezado por el Banco Industrial y Comercial de China (ICBC). El contrato fue rubricado a principios de 2022 y prorrogado dos veces, la última en octubre del año pasado, por lo que técnicamente esta vigente hasta fines de abril de 2025.

Proyecto CAREM

Actualmente el proyecto CAREM de la CNEA es de los escasos reactores SMR licenciados y en construcción en el mundo. El CAREM es un reactor prototipo de 25 MWe, también tipo PWR. Los contratos por la obra civil del reactor que se construye en el complejo nuclear Atucha finalizan este mes, por lo que la construcción quedará prácticamente paralizada a la espera de definiciones sobre el proyecto.

La CNEA ya concluyó una Revisión Crítica de Diseño relativa a la ingeniería del reactor CAREM, explicada en su momento por el presidente de la institución, Germán Guido Lavalle, en una entrevista con este medio. Guido Lavalle dijo que producto de esta revisión se podría ir a «re-trabajos en ciertos componentes que ya estaban preparando», en declaraciones recientes a la revista Energía Nuclear Hoy.

INVAP y la CNEA firmaron a principios de año un memorando de entendimiento (MoU) para trabajar de forma conjunta en la prospección, exploración, desarrollo y explotación de oportunidades comerciales referidas al CAREM y otras plantas nucleoléctricas, sus componentes, ingeniería, y servicios asociados y/o conexos.

, Nicolás Deza

A último momento el gobierno de Javier Milei decidió rever una decisión central que ya había tomado sobre el esquema de financiamiento para construir una línea de alta tensión clave para que no colapse el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), que hoy opera al límite. El área energética a cargo del Coordinador de Energía, Daniel González, mano derecha del titular de Hacienda, Luis ‘Toto’ Caputo, y la secretaría María Tettamanti habían definido crear un cargo fijo en las facturas para que los usuarios financien la construcción de la línea de alta tensión AMBA I.

Sin embargo, esta semana el poderoso asesor presidencial Santiago Caputo impugnó aspectos técnicos de la iniciativa en base a reportes críticos elevados por directivos de Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La negativa a avanzar por parte del funcionario de máxima confianza de Javier Milei obliga al Ministerio de Economía a re-evaluar cuál es el mejor esquema de financiamiento para concretar la obra, que es clave para liberar los nodos de transporte que están saturados en el Área Metropolitana de Buenos Aires y el sur del Litoral.

Es importante entender que la obra no sólo aportaría valor para el centro del país, sino que generaría una mejora para todo el sistema eléctrico, dado que, por un lado, permitiría transportar más energía renovable desde la Patagonia y, por el otro, elevaría la redundancia de la red de transporte de alta tensión, que los días de calor trabaja de manera exigida a tope de capacidad. La nueva línea de alta tensión demandará una inversión de alrededor de US$ 1.000 millones.

Este medio pudo constatar de al menos tres fuentes oficiales que el gobierno frenó la resolución que iba a publicar la Secretaría de Energía para crear un cargo fijo, tal como había adelantado Tettamanti a principios de diciembre en el Energy Day, evento organizado por EconoJournal. Funcionarios de la Jefatura de Gabinete y del Ministerio de Economía intentarán en los próximos días encontrar un solución posible que convenza al asesor presidencial para poder lanzar la licitación de AMBA I. El esquema de “estampillado” diseñado por la Secretaría de Energía implicaba la creación de un cargo fijo para todos los usuarios del sistema eléctrico a nivel nacional que iba a tener un impacto de entre un 1% y un 3% del monto total de la factura final que pagan los usuarios.

Fuentes cercanas a Cammesa señalaron que una de las razones para diferir la decisión sobre el esquema de financiamiento fue la presión de algunos gobernadores que se quejaron porque entendían que los usuarios de las provincias iban a financiar una obra que iba a beneficiar al Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), aunque -en los hechos- si la obra se concreta permitirá beneficiar al conjunto del SADI. Allegados al área energética del Gobierno negaron estar al tanto de que algún mandatario provincial haya cuestionado la iniciativa en la que venía trabajando la Secretaría de Energía.

Otro factor que influyó en la marcha atrás oficial es que, por la política de ajuste fiscal, el gobierno paralizó la obra pública y está eliminando los fideicomisos de distintas áreas y, en rigor, el esquema de “estampillado” requiere de la creación de un fideicomiso nuevo para recaudar los fondos y luego puedan ser utilizados en la construcción de la línea.

Dos esquemas

La línea de alta Tensión AMBA I (conectará las localidades de Plomer con Vivoratá) es clave para que el sistema opere en mejores condiciones e incorporar generación nueva más económica. Pero también es una obra urgente porque, de no concretarse, el SADI operará cada vez en peores condiciones y con alto riesgo de sufrir colapsos de tensión, cada vez más usuales en la red de 500 y 132 kV. La obra estuvo en los planes del gobierno de Mauricio Macri bajo el esquema Participación Pública y Privada (PPP) y el de Alberto Fernández, con financiamiento de China. En ninguno de los dos modelos se pudo concretar la línea.

El plan que tenía la Secretaría de Energía consistía en crear un cargo fijo específico (estampillado) pagadero por toda la demanda a fin de financiar la construcción de AMBA I en un plazo de alrededor de cuatro años. Este esquema permitiría que el inicio de la construcción de la línea pueda realizarse luego de seis a diez meses del comienzo de la recaudación de los fondos aportados por la demanda.

En la otra vereda, algunos asesores de Santiago Caputo en materia de energía —entre los que figuran el vicepresidente de Cammesa, Mario Cairella— interpretan que la estabilización de la macroeconomía y la baja del riesgo país permitirían conseguir que algún inversor privado pueda llegar a conseguir crédito internacional para construir la línea de alta tensión con un financiamiento a 10 años. Ese esquema, que demostró ser estéril en la última década, contempla que la obra se repague mediante un canon en favor del inversor privado. Por más que la macroeconomía argentina viene recuperando consistencia, fuentes privados del sector eléctrico coinciden en que es improbable que aparezcan dos empresas interesadas en construir la línea AMBA I bajo este esquema —mínimamente el Estado necesita que se presenten dos contendientes para poder adjudicar un proyecto sin correr el riesgo de que luego se la impugne legalmente—. El riesgo de postergar la decisión es que, en la medida que se siga perdiendo tiempo, las condiciones relativas del sistema eléctrico empeoren de forma tal que los costos de la inacción sean mucho más altos en el futuro.

, Roberto Bellato

El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, anunció este viernes en el almuerzo por el Día del Petróleo que, tras siete años de demora, el Estado argentino empezará a cumplir con el Decreto 929, una norma sancionada en 2013 durante la segunda presidencia de Cristina Fernández de Kirchner que buscó incentivar las inversiones en Vaca Muerta.

El Decreto, que fue la plataforma regulatoria para lograr la participación de la norteamericana Chevron junto con YPF en el área Loma Campana, el primer desarrollo de shale oil en Vaca Muerta, estableció hace 11 años una serie de beneficios cambiarios para las empresas que lleven adelante proyectos de inversión de más de US$ 500 millones en la formación no convencional de Neuquén. La norma fue luego incorporada a la Ley 27.007, sancionada en el Congreso de la Nación un año más tarde, en 2014. Pero el problema es que nunca llegó a aplicarse porque los gobiernos subsiguientes —el de Mauricio Macri y el de Alberto Fernández— incumplieron el régimen de incentivo como consecuencia —y frente a la imposibilidad de sortear— del cepo cambiario.

El principal beneficio que fijó el Decreto 929 fue la posibilidad de liquidar, después del quinto año de desarrollo de un proyecto no convencional, un 20% de los dólares obtenidos por la venta —tanto al exterior como en el mercado interno— de la producción de petróleo en Vaca Muerta. La regulación establece además que ese volumen estará exento del pago de retenciones a la exportación, que hoy representan un 8% del precio de venta al exterior.

Divisas en el exterior

Para que el gobierno de Javier Milei autorizará la entrada en vigencia efectiva del Decreto 929 fue clave la gestión de Javier La Rosa, presidente de Chevron Latinoamérica, que llegó a Buenos Aires en abril de este año para hacerse cargo de las operaciones de la petrolera norteamericana en el país, así como también en Brasil, Venezuela, Colombia y Surinam.

El directivo, que previamente lideró la operación de la compañía en el país gobernador por Nicolás Maduro, defendió ante autoridades de primer nivel del gobierno argentino la necesidad de que la administración de La Libertad Avanza (LLA) cumpla con la normativa en cuestión si quiere aumentar el flujo de inversiones extranjeras en Vaca Muerta. En términos cuantitativos, el caso que construyó La Rosa es sólido: Chevron invirtió desde 2013 a la fecha más de US$ 6500 millones en Neuquén. Sólo YPF, controlada por el Estado, desembolsó más dinero en los yacimientos no convencionales.

Además de la empresa estadounidense, que debería haber empezado a acceder a los incentivos contemplados por la regulación en 2018, la otra petrolera que obtuvo los beneficios del Decreto 929 es Petronas, la firma malaya —que en los últimos meses fue noticia por su decisión de postergar el proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que llevaba adelante con YPF— que es socia de la empresa que preside Horacio Marín en La Amarga Chica, otra área de shale oil en Vaca Muerta. El Estado tiene pendiente resolver el pedido de otras petroleras —como la angloholandesa Shell— que solicitaron ser incluir bajo el paraguas del Decreto 929, pero el Ejecutivo aún no dio el visto bueno.

En julio de este año la Secretaría de Energía había aprobado el proyecto de inversión de la petrolera noruega Equinor en el área no convencional Bajo del Toro Norte, brindando los mismos beneficios a esa empresa a través de la Resolución 125 que había firmado Eduardo Rodríguez Chirillo.

A partir de enero de 2025 —cuando entre en vigencia la normativa del Banco Central (BCRA) que oficializa la posibilidad de efectivizar los beneficios otorgados por el Decreto—, Chevron y Petronas podrán recurrir al Mercado Único de Cambios (MULC) para liquidar las divisas equivalente al 20% de su producción en Vaca Muerta. Pero además, al momento de rubricar sus contratos de asociación en partes iguales con YPF para desarrollar bloques de petróleo en Neuquén, en 2013 y 2014 respectivamente, las empresas internacionales negociaron que la petrolera argentina les ceda el beneficio que le correspondía para liquidar un 20% de su producción fuera del país. Por lo que, en definitiva, a partir del próximo mes Chevron y Petronas podrán liquidar fuera de la Argentina un 40% de los dólares generados por la explotación de crudo en Vaca Muerta. La petrolera norteamericana cuenta también con los beneficios del Decreto 929 en un proyecto de desarrollo del campo El Trapial Este, pero esa explotación aún está dando sus primeros pasos, por lo que la empresa recién podrá solicitar los incentivos previstos por la normativa en la segunda mitad de la década.

Argumentación

Durante el 117° aniversario del Día del Petróleo organizado por el Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG), González se refirió a las políticas que incentivarán desde el área con el objetivo de promover nuevas inversiones y obras y dijo que “estamos mucho mejor de lo que estábamos”. Luego anunció que finalmente el Banco Central pondrá en vigencia el Decreto 929, a través de una resolución que sería aprobada hoy. Una vez convalidado, se espera que entre en vigencia a partir del 1° de enero de 2025.

González, lamentó que pese a que se cumplieron más de 10 años de su sanción, su aplicación fue suspendida por los sucesivos gobiernos nacionales. Aseguró que “los beneficiarios no tuvieron la posibilidad de aprovechar los beneficios del Decreto 929. Por esto, el Banco Central anunciará su plena vigencia”.

A su vez, manifestó que “hay que dejar de intervenir. Queremos que el Estado no compita más con el sector privado”.

, Laura Hevia

El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, anunció que «desde el ministerio de Economía, con la secretaría de Empresas Públicas y con Enarsa, se decidió esta semana iniciar el proceso de venta de la participación estatal en Transener». En esa línea, el funcionario adelantó que en el transcurso de estos días, elevarán el proyecto a decreto a la presidencia. Se trata de la principal empresa de transporte de energía eléctrica de alta tensión del país.

«Este anuncio se alinea con la política del Gobierno Nacional de avanzar en un modelo donde el Estado deje de cumplir roles de empresario, promoviendo la participación privada en sectores estratégicos. Hay que dejar de intervenir y que el estado no compita con el sector privado», aseveró González en el almuerzo por el día del petróleo que organizó el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).

La participación del Estado en Transener se da  mediante Citelec SA, que posee el 51% de las acciones clase A de la compañía. La firma opera una red nacional que incluye cerca de 12.400 kilómetros de líneas de transmisión.

Exportación de hidrocarburos y manejo de divisas

González también anunció la plena vigencia del Decreto 929 que aprobado en 2013. «Se aprobó en ese año, pero nunca fue aplicado en su totalidad. Han pasado distintos gobiernos y los beneficiarios no tuvieron la posibilidad de aprovechar esa oportunidad. Ahora será efectivo a partir de 2025. Las empresas del sector podrán exportar el 20% de su producción, no pagar impuestos sobre ese total y mantener en el exterior las divisas generadas por esas exportaciones, siempre y cuando cumplan con haber invertido más de 250 millones de dólares en los tres años siguientes a 2013″, informó el funcionario.

González planteó que uno de los objetivos del gobierno es restaurar la confianza puesto que considero que la Argentina aún no es un país confiable. «Vamos a contribuir a acelerar la construcción de confianza y para eso se deben respetar las regulaciones y cumplir con los contratos existentes», marcó.

«Creemos que la Ley Bases es un cambio de paradigma. El estado se restringe positivamente y elimina la posibilidad de opinar sobre la exportación», concluyó.

El potencial del sector

La apertura del almuerzo estuvo a cargo del presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, quien destacó el potencial de la Argentina de cara a los próximos años y las nuevas condiciones que se generaron en los últimos meses.

«Vaca Muerta puede llegar a admitir una perforación constante de unos 1000 pozos por año, adicionales a la actividad que se desarrolla en otras cuencas y en los campos maduros. Se requerirán inversiones entre los US$ 20.000 y 30.000 millones de dólares al año. No solo habrá que perforar pozos, sino que tendremos que atraer fabricantes y compañías de servicios y realizar importantes obras de infraestructura de tratamiento, transporte y exportación de gas y de petróleo», advirtió el titular del IAPG.

En ese sentido, consideró que para alojar esa actividad, los gobiernos deberán ampliar la infraestructura vial y municipal. También, que la Ley Bases va a facilitar muchas cosas y que «el RIGI es una medida que aporta. Esto un buen comienzo, aunque, hoy, lo dice todo el mundo, en un país normal el RIGI no sería necesario».

Competencia

López Anadón advirtió que se han hecho varios e importantes descubrimientos de gas y petróleo en el mundo con pozos de alta productividad, que pueden llegar a cubrir la demanda a futuro. Y que  todavía hay mucho más por descubrir.

«Competimos entonces con muchas oportunidades de inversión a nivel global. Si no ofrecemos condiciones que compitan con ellas, no tendremos un desarrollo intensivo, sostenido y sustentable en el tiempo.Hace falta aún simplificar, homogeneizar y flexibilizar las normativas para facilitarle la vida al inversor. No hay que dejarse llevar por tentaciones de corto plazo, evitando trasladar a las empresas costos que no les corresponde afrontar», cuestionó.

Por último, el titular del IAPG remarcó que sin renta no habrá competitividad, ni desarrollo, ni crecimiento crecimiento.

, Loana Tejero

YPF, la petrolera bajo control estatal, inauguró este viernes el Real Time Intelligence Center (RTIC), un nuevo centro de monitoreo remoto que permitirá controlar la actividad de los pozos que la compañía tiene en Vaca Muerta, desde la torre ubicada en Puerto Madero.

En coincidencia con el 117 aniversario del descubrimiento del Petróleo en Argentina, YPF puso en marcha la nueva sala que tiene como objetivo aumentar la productividad en Vaca Muerta y evitar fallas mediante el uso de la Inteligencia Artificial y el monitoreo en tiempo real.

“Queremos tener la mejor sala de real time del mundo y ser la mejor compañía en hidrocarburos no convencionales”, expresó el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, durante una recorrida de la que participó EconoJournal.

Marín afirmó que este nuevo modelo “es un cambio absoluto en la forma de trabajar. Las decisiones se van a tomar desde acá y lograremos mejorar los tiempos entre un 20 y 30% en los próximos años y reducir los costos”.

Explicó que esta nueva iniciativa de YPF permitirá mejorar la calidad de vida de los operarios al poder predecir situaciones evitables y destacó que ExxonMobil diseñó un centro de estas características en Estados Unidos con el que logró reducir el costo de los pozos a la mitad en un año, gracias al monitoreo remoto.

“Antes se trataban los problemas una vez que habían ocurrido. Hemos perdido pozos por dos minutos. Ahora, con este centro, vamos a lograr que podamos anticiparnos y que las decisiones se tomen con más conocimiento.Desde acá podemos hablar directo con el boca de pozo para decirle lo que hay que hacer”.

Entre las innovaciones que aplicará YPF, el CEO de la compañía anunció que en dos meses aplicarán un piloto automático de perforación que permitirá ser operado mediante la Inteligencia Artificial: “Vamos a perforar sin que nadie esté ahí tocando. Así podremos maximizar la velocidad de perforación. Queremos bajar los costos significativamente en la perforación y completación”, aseguró Marín.

Cómo funciona

Para llevar adelante estos trabajos, la empresa aplica tecnología y física. Mide más de 100 variables diferentes y en ese proceso se involucra la IA que permite optimizar tiempos y tomar la mejor decisión en tiempo real. “Podemos ver cuánto tiempo se tarda en enroscar dos barras de perforación. Hay 80 tareas distintas y tenemos los estándares de tiempo óptimos que vamos modificando cada tres meses tomando los resultados de los mejores 40 pozos”, explicó el CEO de la petrolera.

A su vez, adelantó que incorporarán esta tecnología a todas las operaciones no sólo a lo que tiene que ver con la operación y completación, como downstream (refinación) o el funcionamiento de estaciones de servicio-.

El centro

El Real Time Intelligence Center tiene distintas “islas” en las que trabaja un equipo conformado por equipos de ingenieros y geólogos quienesson los encargados de monitorear las variables y observar el trabajo que se está realizando en la cuenca Neuquina en tiempo real. Allí hay una doble supervisión porque los trabajadores que ejercen su labor desde Buenos Aires están en contacto permanente con el personal ubicado en cada pozo en Neuquén.

Germán Piccin, gerente de Tecnología Upstream, detalló que el centro está pensado para analizar cómo está evolucionando la performance en perforación y completación. “Permite ver y capturar el desvío para poder solucionarlo. La idea es cometer menos errores, detectar fallas e ineficiencias desde el centro y solucionarlas desde allí. La gente que está acá estuvo en el campo, sabe cuáles deben ser las soluciones y cómo buscar los parámetros óptimos”.

Actualmente, el RTIC monitorea la actividad de 14 equipos en simultáneo que operan en Vaca Muerta: “El incremento de pozos de YPF día a día se mide desde acá”, agregó Piccin.

Por su parte, el vicepresidente ejecutivo Upstream YPF, Matías Farina, comentó: “Nosotros tenemos software para controlar la operación en todo momento, el control de los influjos, y las directivas. Antes era todo post mortem y podíamos llegar a perder un pozo. Ahora tenemos alarmas sonoras y visuales de eficiencia que permiten mejorar los estándares. Esperamos ahora poder mejorar los tiempos”.

Dinámica

Los ingenieros y geólogos que trabajan en el centro reciben datos en tiempo real. En total, son 35 millones de datos por pozo para lo cual trabajan con un software de gestión llamado “Corva” que les permite administrar la información.

La sala tiene 24 personas que trabajan en turnos en 12 horas, en un régimen de 7×7. Del total del personal, 20% son mujeres.

Al momento de la visita, en la isla que controla la perforación se visualizaban tres equipos ubicados en el yacimiento La Amarga Chica y un pozo de Loma Campana. Corva suministraba la información y se lograba apreciar en tiempo real todo lo que ocurría con los equipos.

Desde la empresa adelantaron que se encuentran trabajando en un cuarto pilar: App Predicting Drilling, un modelo diseñado para Vaca Muerta con información obtenida de pozos históricos que, a través de maching learning, permitirá al equipo incorporar los mejores parámetros posibles para maximizar la velocidad de perforación y gestionar de forma más eficiente los tiempos de conexión.

La idea del RTIC es controlar los parámetros operativos, cumplir con los objetivos de calidad y eficiencia y generar pozos más productivos bajo el modelo factoría. Todos los recursos son medidos y así se logra una interacción directa entre la sala y los equipos.

Este conjunto de datos que se obtienen soporta la toma de decisión y permiten que YPF pueda cumplir con los planes y estándares de utilización del recurso centralizando el proceso de decisión sobre las medidas y procesos a implementar en cada pozo en particular, según precisaron.

, Laura Hevia y Loana Tejero

Luego del fuerte aumento que registró la tarifa de gas natural en lo que va del año, un hogar de ingresos altos sin subsidio (N1) de la Provincia de Buenos Aires que consume 25 m3 mensuales abona 9700 pesos incluyendo un 25% de impuestos. Esos 25 m3 equivalen aproximadamente a dos garrafas de 10 kilos, las cuáles cuestan 21.000 pesos en total, un 116% más, según el último precio de referencia que fijó el gobierno a principios de diciembre, aunque muchos distribuidores cobran hasta 17.000 pesos por la garrafa a domicilio, lo que amplía la brecha al 250%.

Si la comparación es con un hogar de ingresos bajos (N2) con gas natural que también consume 25 m3 por mes la diferencia es todavía mayor. Si bien el Enargas no publica el cuadro tarifario de los N2, el valor del cargo variable se puede calcular y, una vez aplicado el descuento, a ese usuario le corresponde abonar 7261,8 pesos con impuestos incluidos. Esto significa que un hogar pobre sin acceso a la red de gas natural paga un 190% más que un hogar pobre que tiene gas natural. Eso si la comparación es con el precio de referencia. Si se compara con los 17.000 pesos por garrafa que cobran muchos distribuidores en el conurbano la diferencia trepa al 368%. La diferencia no llega a ese porcentaje porque los hogares pobres sin gas natural reciben un subsidio por el Plan Hogar, pero el monto permanece congelado desde hace más de un año.   

En el país de Vaca Muerta, el 39% de los hogares no tiene gas por red. Por lo tanto, siguen dependiendo de la garrafa para cocinar, calefaccionarse y calentar el agua. Al comunicar el último aumento del precio de referencia, la secretaría de Energía informó que ese ajuste “tiene como principal objetivo que el precio de la garrafa refleje los costos reales del sistema, asegurando el normal abastecimiento para todos los usuarios”. Luego agregó que “con esta actualización, el precio se alinea en un 90% con el valor de paridad de exportación”.

Esa decisión de alinear el precio de la garrafa con la paridad de exportación coincidió con la licuación del valor de los subsidios destinados a los hogares más vulnerables que no tienen acceso a la red de gas natural. La medida tuvo escasa repercusión porque la vida de estos sectores transcurre por debajo del radar de los grandes medios de comunicación. Si una prepaga aumenta por encima del precio sugerido por el gobierno, la novedad rápidamente llega a los portales de noticias porque los propios periodistas suelen verse afectados por esa medida, pero si el precio de referencia que se fija para la garrafa es meramente testimonial ese termina siendo un problema solo de aquellos que se ven directamente afectados y el costo político para el gobierno por la suba de precios o la licuación de los subsidios termina siendo escaso o nulo.

Licuación de los subsidios

Durante la administración anterior, aquellos hogares más vulnerables, dentro del amplio universo de quienes no tienen gas por red, recibían un subsidio equivalente al 80% del precio máximo de la garrada. Sin embargo, el gobierno de Javier Milei mantuvo congelados esos subsidios durante todo el año y los licuó de manera acelerada en términos reales.

La resolución 568/23 de julio del año pasado fue la que actualizó por última vez el precio de los subsidios. El anexo I de esa norma incluía una tabla con los valores por jurisdicción para los meses de junio, julio, agosto y septiembre. En el caso de la provincia de Buenos Aires el valor para septiembre de la garrafa de 10 kilos era de 1539 pesos, cifra equivalente en ese entonces al 80% del precio máximo permitido, que se elevaba a 1923,75 pesos con la inclusión del IVA y los costos de fraccionamiento y distribución para esa zona.

Luego de la devaluación que aplicó el gobierno de Javier Milei en diciembre del año pasado el precio de la garrafa se disparó y la resolución 216/24 de agosto directamente liberó el mercado. Ya no existen “precios máximos” sino solo “precios de referencia”. La resolución 394/24 de comienzos de este mes fijó el precio de referencia en 10.500 pesos para una garrafa de 10 kilos, pero el Estado le sigue compensando a un usuario bonaerense solo 1539 pesos. Por lo tanto, lo que antes cubría el 80% del precio máximo ahora solo cubre el 14,6% del precio de referencia.

Más allá de la retórica

El cambio de “precio máximo” a “precio de referencia” no es sólo retórico. Si bien durante el gobierno anterior costaba conseguir la garrafa al precio máximo y había un mercado blue donde se cobraba más, por lo general los distribuidores oficiales de YPF respetaban ese precio máximo. Sin embargo, ahora esos mismos distribuidores oficiales no están obligados a respetar el precio de referencia. En el Gran Buenos Aires algunos distribuidores oficiales de YPF, como Akitom S.A., suelen vender la garrafa a 12.500 pesos si se la retira del depósito y unos 15.500 pesos si se la envía a domicilio. En el último caso, la diferencia con la tarifa de gas por red que paga un N1 se eleva a 220% (ver foto).

EconoJournal consultó también a Zapiola Gas, otro distribuidor oficial que opera en Merlo, Moreno, Zarate y Campana, y en ese caso el precio de la carga de 10 kilos llega a 17.000 pesos con envío a domicilio, lo que eleva la brecha al 250% con un N1 (ingresos altos) y al 368% con un N2 (ingresos bajos), sin contar el subsidio del Plan Hogar.

A su vez en otras localidades bonaerenses como Bahía Blanca, el precio de la garrafa con envío a domicilio llega a 17.500 pesos, como contó Mario Brandizzi, titular de Artigas, distribuidor oficial de YPF Gas, a BVC Noticias de Bahía Blanca (ver video).

, Fernando Krakowiak

El Congreso de Descarbonización del Oil& Gas (DECARBON) 2025 recibirá a los principales referentes y especialistas técnicos del sector para presentar la experiencia y las soluciones que están impulsando desde las empresas para reducir las emisiones de carbono. El congreso se celebrará en Berlín, Alemania, del 10 al 11 de febrero.

A medida que se intensifica el enfoque mundial en la reducción de las emisiones de carbono para combatir el cambio climático, las empresas hidrocarburíferas se alinean con los objetivos ambientales, sociales y de gobernanza, exploran tecnologías más limpias y navegan por los marcos regulatorios cambiantes. De esta manera, DECARBON 2025 invita a los profesionales a abordar el desarrollo e implementación de enfoques de descarbonización para las principales compañías del sector energético, refinerías, EPC y operadores de oleoductos.

Reducción de emisiones

Uno de esos casos es la empresa ELINOIL que utiliza combustibles sintéticos renovables (e-fuel) a partir del CO2 capturado. Estos combustibles se pueden mezclar con combustibles existentes, como la gasolina o el combustible de aviación, y pueden ser una forma práctica de reducir las emisiones del transporte.

La empresa también produce combustibles líquidos con bajo contenido de carbono, como biocombustibles a partir de residuos, aceites vegetales hidrotratados (HVO) y combustibles pirolíticos a partir de residuos plásticos y neumáticos.

Simos Efthymiadis, director de operaciones de ELINOIL, se unirá a DECARBON 2025 como orador y compartirá más información sobre combustibles líquidos sostenibles en el panel dedicado a la descarbonización en la producción posterior. El programa empresarial también incluye una presentación de Lorenzo Santini, director de Desarrollo de Negocios Nucleares en Worley.

El orador compartirá la experiencia de la empresa en el uso de unidades de energía nuclear flotantes. En su discurso, Lorenzo Santini abordará diferentes soluciones para la adaptación de los SMR (reactores modulares pequeños) a la descarbonización de los activos petrolíferos en alta mar.

“Al aumentar el enfoque en la reducción de las emisiones de carbono en los sectores de energía, productos químicos y recursos, Worley hace que los activos sean más resistentes al cambio climático”, destacaron.

 El Congreso también brindará la oportunidad de participar en presentaciones de PCK Raffinerie GmbH, Moeve Quimica, Fluor, Repsol, TAL Group, McDermott, TotalEnergies Upstream Denmark A/S y otros. Desde los enfoques de alta tecnología hasta los nuevos proyectos, los delegados obtendrán información valiosa y debatirán cara a cara el futuro de la descarbonización con los tomadores de decisiones de la industria, remarcaron desde la organización. Para obtener más información sobre los oradores, solicite el programa comercial completo de DECARBON 2025 aquí.

, Redaccion EconoJournal

Tecpetrol, el brazo petrolero del grupo Techint, proyecta crear una nueva ciudad para acelerar el desarrollo de Los Toldos II Este, el próximo proyecto en el que se embarcará con miras a aumentar sus exportaciones de petróleo.

La operadora apostará a replicar en Los Toldos II Este el trabajo hecho con Fortín de Piedra, el yacimiento gasífero emblema de la compañía. El área está ubicada al norte de la provincia de Neuquén, en cercanías a Rincón de los Sauces donde invertirá US$ 2.000 millones para alcanzar los 70.000 barriles de petróleo diarios (bbl/d).

Para lograr estos objetivos, la firma del Grupo Techint, montará un campamento en Los Toldos donde se espera que trabajen 3.000 personas. El plan es poder comenzar en abril de 2025 con los estos trabajos para luego acelerar los plazos con el apoyo de las pymes. Tecpetrol ya perforó en Los Toldos II Este ocho pozos horizontales tras una inversión de 150 millones de dólares.

“Nosotros fuimos un partícipe importante en la producción de gas con Fortín de Piedra, que requirió el trabajo de 1000 pymes, las cuales nos van a seguir acompañando en los siguientes proyectos”, sostuvo este jueves el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous en el 23° Seminario ProPymes.

Además, destacó los avances de la productividad lograda en Vaca Muerta de la mano de toda la cadena valor, lo que hoy permite comparar los resultados con los de Estados Unidos: “Hemos logrado estándares parecidos en performance de perforación y terminación. Arrancamos perforando los pozos en 40 días, hoy se hacen en 19 o 16 días. También, hacíamos 4 fracturas por día y ahora llegamos 7 por día”.

Por otro lado, Markous anunció que “estamos inaugurando a principios del año que viene un proyecto en los Bastos en Puesto Parada en Neuquén de 6 o 7 mil barriles expandibles a 20 mil”.

Falta de servicios

El proyecto será todo un desafío ya que la falta de infraestructura se acentúa mucho más en el norte de Vaca Muerta, un área donde el desarrollo de obras quedó postergado ante el avance de Añelo donde se concentra la actividad. Las zonas aledañas a Rincón de los Sauces padecen la falta de rutas pavimentadas y servicios básicos.

El presidente E&P de Tecpetrol, Ricardo Ferreiro, aseguró días atrás en el evento Energy Day de EconoJournal que actualmente un camión que viaja con arena desde Entre Ríos debe ir hacia Neuquén capital para luego ir hacia Rincón de los Sauces, lo cual implica que deba sumar 200 kilómetros más a cada recorrido.

“Hay cosas para hacer en el upgrade y crecimiento de los sistemas de transmisión eléctrica para que en el futuro Vaca Muerta esté interconectada eléctricamente y podamos tener la migración a taladros y sets eléctricos, para una mayor confiabilidad el sistema y mejor utilización del gas asociado, que será un recurso abundante”, afirmó.

La pavimentación de la ruta 7 será clave para avanzar en este desarrollo teniendo en cuenta que el acuerdo en el que el gobierno de Neuquén avanza con YPF implica concretar los 100 kilómetros de Ruta en la zona de Las Cortaderas, al norte de Añelo.

Aprobación

El desarrollo de Los Toldos II Este ya cuenta con la ingeniería avanzada y el visto bueno del directorio de la compañía, aunque aún resta su aprobación definitiva que se esperaba para el mes pasado.

El plan de la compañía es iniciar la perforación en enero de 2025, para lograr en octubre de 2026 una producción de 35.000 barriles diarios. Mientras que entre 6 a 8 meses después buscarán duplicar esa producción para totalizar los 70.000 barriles diarios en esa área.

Para esto, la operadora adquirirá un nuevo equipo de perforación y un set de fractura, que se sumarán al recientemente adquirido F36 de Nabors que se encuentra en Fortín de Piedra de forma tal de contar con 3 o 4 equipos de forma permanente.

En cuanto a la evacuación, la petrolera prevé hacerlo a través de la capacidad contratada en Duplicar y Duplicar X, una iniciativa de Oldelval para sumar 24.000 metros cúbicos diarios.

Con el resto de las áreas que la firma opera en la Cuenca Neuquina, la compañía del Grupo Techint buscará alcanzar la meta de los 100.000 barriles contabilizando 20.000 barriles en Puesto Parada, 10.000 en Fortín de Piedra y 70.000 en Los Toldos II Este.

, Laura Hevia

Si bien la Ley de Hidrocarburos (Ley 17.319), con las reformas introducidas por las Leyes Nº  26.197 y 27.007 y 27.742, establece el marco jurídico federal para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, a partir de la reforma constitucional del año 1994 y particularmente del dictado de la ley N° 26.197, las normas ambientales que actualmente rigen las actividades relacionadas con los hidrocarburos se encuentran dispersas en diferentes cuerpos normativos y particularmente, reciben en algunos casos un tratamiento disímil de jurisdicción en jurisdicción. 

El primer intento de dar una solución a esta dispersión normativa vino de la mano de la incorporación a la Ley N° 27.007, del artículo 23, el cual reza:

“El Estado nacional y los Estados provinciales, de conformidad con lo previsto por el artículo 41 de la Constitución Nacional, propenderán al establecimiento de una legislación ambiental uniforme, la que tendrá como objetivo prioritario aplicar las mejores prácticas de gestión ambiental a las tareas de exploración, explotación y/o transporte de hidrocarburos a fin de lograr el desarrollo de la actividad con un adecuado cuidado del ambiente.”

De la lectura del Debate Parlamentario de esta ley se evidencian las tensiones que la cuestión generaba, ya que ciertos sectores propugnaban por la incorporación en el mismo texto de la ley, de presupuestos mínimos de protección ambiental en la materia.

Incluso se propuso en el marco de dicho debate, un proyecto de ley para establecer los presupuestos mínimos de protección ambiental para la actividad hidrocarburífera con sujeción a los con­tenidos de la ley 25.675, ley general del ambiente, y a sus principios de política ambiental para reservorios o yacimientos convencionales y no convencionales.

Regulación en materia ambiental

Tras el dictado de la Ley N° 27.007, no hubo ningún texto o propuesta de regulación uniforme en materia ambiental que fuera trabajada en conjunto entre el Poder Ejecutivo Nacional y los estados provinciales; como tampoco se dio tratamiento formal a los proyectos de ley de presupuestos mínimos ambientales presentados en el Congreso de la Nación y en ámbitos ejecutivos.

La cuestión ha recobrado hoy protagonismo, con la incorporación a la Ley N° 27.742 (Ley de Bases), del Capítulo VI “Legislación ambiental uniforme conforme la ley 27.007”, cuyo artículo 163 reza:

“Facúltese al Poder Ejecutivo nacional a elaborar, con el acuerdo de las provincias, una legislación ambiental armonizada a los fines del cumplimiento del artículo 23 de la ley 27.007, la que tendrá como objetivo prioritario aplicar las mejores prácticas internacionales de gestión ambiental a las tareas de exploración, explotación y/o transporte de hidrocarburos a fin de lograr el desarrollo de la actividad con un adecuado cuidado del ambiente.”

Aunque sutil, este nuevo texto presenta una diferencia respecto de aquél del artículo 23 de la Ley N° 27.007. Mientras este último hablaba de un texto uniforme acordado entre estados nacional y provinciales, la redacción actual faculta expresamente al Poder Ejecutivo Nacional para elaborar la legislación ambiental armonizada; y aunque hace referencia a que la misma se realice con el acuerdo de las provincias, genera incertidumbre cómo esto se reflejará en la práctica.

Esta incertidumbre no se disipa con la reglamentación de la Ley de Bases dictada por el Decreto N° 1057/24 en su Anexo III, ya que el artículo 1° del citado anexo establece que, a fin de elaborar un proyecto de legislación uniforme y armónica en materia medioambiental, la Secretaría de Energía identificará la normativa aplicable y los aspectos medioambientales a tener en cuenta para asegurar el desarrollo de la actividad hidrocarburífera en el marco de un adecuado cuidado del ambiente y establecerá un procedimiento para coordinar el trabajo conjunto y los sistemas informativos con las provincias y con CABA.

Por su parte, el artículo 2° de este Anexo, establece taxativamente las cuestiones que deben ser reguladas, dejando de lado otros aspectos ambientales que también requieren regulación como, por ejemplo, el uso del agua, tratamiento del flow back, disposición de lodos -entre otros-; como así también los relativos a impactos sociales de la actividad.

Lo cierto es que es sano contar con un marco jurídico ambiental uniforme y apropiado en todas las etapas de la actividad, desde la exploración y explotación hasta el abandono de los pozos e instalaciones; pero indudablemente las provincias hidrocarburíferas deben ser protagonistas de su formulación.

Normativa

Lo aconsejable sería dictar una Ley de Presupuestos Mínimos que sea debatida en el ámbito legislativo con la participación de todos los actores sociales involucrados; y que represente un umbral básico de protección ambiental que las provincias podrán y deberán complementar, en función de las realidades sociales, poblacionales, geológicas, geográficas, hídricas, turísticas, etc; de sus respectivos territorios.

Al margen de la normativo, una Ley de Presupuestos Mínimos reflejaría finalmente una mirada federal sobre la preservación del ambiente y el impacto social de la actividad, dejando de lado la puja de competencias ambientales nacionales y provinciales que se encuentra latente desde el dictado de la ley N° 26.197.

*Abogada, magister en Gestión de la Energía y consultora en Regulación Energética, Transición y Sustentabilidad en Akribos Energy.

, Verónica Tito

Neuquén le otorgará a YPF los permisos de cuatro nuevas concesiones no convencionales en Vaca Muerta por 35 años, mientras avanza con la negociación para que la petrolera desembolse US$ 100 millones para comenzar en marzo la pavimentación de 100 kilómetros de la ruta 7.

Al cumplirse un año de su gestión, el mandatario neuquino Rolando Figueroa finalmente dará lugar al pedido de la petrolera para reconvertir tres bloques a cuatro áreas de explotación no convencional. Se trata de Narambuena -un bloque que YPF comparte con Chevron-, Aguada de la Arena, La Angostura Sur 1 y La Angostura 2.

En septiembre, EconoJournal adelantó que, tras la aprobación de la Ley Bases, la provincia se vio imposibilitada de negociar un nuevo monto en las regalías en el caso de la reconversión de nuevas áreas. Ante esto, la gobernación optó por pedirles a las empresas que financien obras de infraestructura estratégicas como redes de gas natural o tramos de algunas rutas provinciales.

Fuentes gubernamentales confirmaron que la Concesión de Explotación No Convencional (CENCH) de las cuatro áreas solicitadas por YPF “están casi listas. Actualmente están en evaluación de la Fiscalía de Estado para revisar los acuerdos y si está todo bien, se firmarán en los próximos días”. Según estimaron, los nuevos permisos implicarán un desembolso de más de US$ 20 millones en favor de la provincia en concepto de impuestos y bonos de Responsabilidad Social Empresaria (RSE).

En paralelo, ultiman los detalles para cerrar el acuerdo que permitirá concretar el asfalto en un tramo clave de la ruta 7 en el anillo petrolero. Se estima que con esta obra las empresas podrán bajar sus costos al reducir 500 kilómetros de recorrido al transporte de la Cuenca Neuquina. El convenio fue firmado el mes pasado con el presidente de YPF, Horacio Marín.

Nuevos horizontes

Los nuevos permisos le permitirán a YPF asumir nuevos compromisos de inversión que se enfocarían en principio a incrementar la producción de petróleo destinada a exportación. Para esto, la compañía buscará desarrollar un nuevo hub de producción en el norte de la provincia de Neuquén de la mano del bloque Bajo del Toro-Narambuena, que se sumaría al de Loma Campana, el hub core de Vaca Muerta.

Además, YPF también tiene expectativas de poder avanzar con La Angostura Sur 1 y La Angostura 2, un área ubicada sobre Loma de la Lata, que finalmente fue escindida en dos partes y que podría tener un gran potencial.

Por otro lado, Aguada de la Arena podría permitirle dar un salto de escala en la producción de gas. A diferencia de Fortín de Piedra -el yacimiento gasífero emblema de Tecpetrol- esta zona ubicada en cercanías a Rincón del Mangrullo tendría un horizonte producción de corto plazo, aunque le permitiría concretar muchos pozos.

Infraestructura

Fuentes de la administración neuquina indicaron que siguen las gestiones con la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) para terminar de definir un mecanismo para financiar obras de infraestructura.

En el caso de las nuevas concesiones no convencionales que la provincia de Neuquén otorgará a YPF, si bien la Ley 27.007 establece el mecanismo de pago para nuevos permisos, la compañía aportará U$S100 millones para pavimentar un tramo de 100 kilómetros de la Ruta 7 en el sector conocido como las Cortaderas, mientras que el gobierno financiaría 25 kilómetros restantes para culminar la traza.

En este sentido, fuentes al tanto de las negociaciones indicaron a este medio que ya está elaborado el anteproyecto de Vialidad Provincial al que se le incluirán ciertas especificaciones técnicas. Posteriormente, se entregará a YPF para que se haga cargo de contratar la ingeniería, con miras a comenzar con los trabajos de pavimentación en marzo de 2025.

Para la gestión de Figueroa es clave poder avanzar con determinadas obras que permitirían a la industria acelerar el plazo de sus inversiones, al mismo tiempo que reducir costos de transporte que se suman en la actualidad por el déficit de caminos. En este contexto, confirmaron que buscarán darle prioridad a la Ruta 7 y al Bypass de Añelo mediante acuerdos con las mismas empresas, mientras esperan que la CEPH concrete el estudio que tiene a cargo una consultora y que, una vez finalizado, permitirá contar con el mapa de cuáles son las necesidades que la industria considera prioritarias en cuanto a caminos, redes de electricidad y de agua.

, Laura Hevia

La velocidad que tomó el declive de la producción de gas natural en Bolivia dejaría al país vecino sin suficiente gas para cubrir su consumo interno para el 2028. La situación es advertida en un informe reciente elaborado por Gas Energy Latin America, la consultora que lidera el ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Alvaro Ríos. La potencial demanda boliviana solo podría ser atendida con importaciones desde Vaca Muerta, aunque esta oportunidad hoy no figura debidamente en la agenda sectorial, según lo señalado por Ríos ante una consulta de EconoJournal.

La producción de gas en Bolivia se ubica en este momento en unos 29 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), de los cuales 14 millones son para consumo interno y el resto para exportación. Los saldos exportables al Brasil y la Argentina se vienen achicando año tras año desde un pico de producción de 60 MMm3/día hace poco menos de una década atrás.

La consultora Gas Energy remarca que Bolivia esta perdiendo unos 4 MMm3/d de producción por año y que ese declino podría ser mayor. A la actual velocidad de declino, Bolivia dejaría de tener saldos exportables de gas hacia el año 2028. «Diría que el año fatídico es el 2027 si es que la declinación se acelera más, será el año en que Bolivia ya no tendría capacidad exportadora y se tendría que comenzar a mirar cómo importa gas natural», dijo Ríos.

«En este contexto, es tan importante el que la Argentina y Bolivia hagan gestiones no solamente para llevar gas a Brasil, que es un mercado enorme y con muy buenos precios, pero que también se vea cómo se puede abastecer el mercado boliviano de aquí a 2 o 3 años«, añadió.

Exportaciones en firme a Bolivia y Brasil

El declino en Bolivia abre una oportunidad para las productoras en la Argentina para suplir a un potencial mercado que actualmente demanda 14 MMm3 por día. No obstante, el ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia observa una lentitud tanto en el sector público como el privado de ambos países para anticiparse a ese escenario, en la medida que Vaca Muerta es la única fuente inmediata capaz de proveer gas a Bolivia y que son necesarias obras para expandir la capacidad de transporte al punto de conexión con el país vecino.

«No veo todavía la motivación para expandir el sistema de transporte de manera que en 2035 se tengan 10 o 12 millones de metros cúbicos día de gas firme en Bolivia y en 2027 se tengan volúmenes iniciales, creo que es un tema que va a tener que abordar la nueva administración de gobierno en Bolivia a partir de 2025 con mucha seriedad, porque está en futuro el abastecimiento de la principal fuente de energía que tiene Bolivia, que es el gas natural», advirtió Ríos.

Bolivia tiene una capacidad nominal de entrega de 30 MMm3 por día de gas al Brasil a través del gasoducto Gasbol. Productoras en la Argentina como Tecpetrol, Pan American Energy (PAE), Pluspetrol y TotalEnergies ya obtuvieron permisos de la Secretaría de Energía para exportar gas al Brasil en modalidad interrumpible. Los precios del gas en la frontera con Bolivia oscilan entre los 6 y 9 dólares por MMBtu.

En paralelo, el gobierno de Luis Arce a través del decreto 5206 publicado este año expandió las competencias de la petrolera estatal boliviana YPFB para otorgar el servicio de transito internacional con la infraestructura existente y ociosa, con el objetivo de habilitar el transporte del gas argentino al Brasil. TotalEnergies firmó recientemente un acuerdo con YPFB que permitirá llevar molécula argentina al Brasil.

Ríos observa que en el largo plazo las exportaciones tanto a Bolivia como al Brasil deberán ser en modalidad firme si se quiere suministrar a estos mercados. También que los precios del gas argentino en la frontera con Bolivia por el momento son competitivos en comparación con los precios que las industrias pagan en Brasil, aún si se considera la tarifa de transporte de US$ 2 por MMBtu fijada por YPFB.

«Hay que tratar de ser óptimo en las inversiones de transporte para que los precios sean más competitivos y que, por ejemplo, se pueda llegar al mercado de los fertilizantes, de la urea, que con un precio de 6 dólares en la frontera con Bolivia no se hace viable las plantas de urea que hay construidas en Brasil», puntualizó.

, Nicolás Deza

Pecom, la empresa de energía que grupo Perez Companc, cerró la semana pasada un acuerdo con la firma NCY —acrónimo de Nacimos con YPF—, una compañía creada este año por dos empresarios petroleros con presencia en la cuenca del Golfo San Jorge, con el objetivo de optimizar la explotación y mejorar la productividad de las áreas petroleras que vendió YPF en Chubut. Se trata de los bloques Trébol-Escalante, Campamento Central y Cañadón Perdido, que fueron adquiridos por Pecom a cambio de unos US$ 130 millones.

NCY tendrá a su cargo la operación conjunta de los campos ubicados en la provincia que gobierna Ignacio ‘Nacho’ Torres. La de Pecom es una apuesta novedosa: contrató a una empresa regional a fin de consolidar en un solo actor el proceso de búsqueda de eficiencias operativas en los yacimientos que cedió YPF. “Es un contrato integral con varios objetivos variables que deberá cumplir NCY, que tendrá que llevar a cabo acciones para reducir los costos de desarrollo de petróleo en los bloques. El ingreso de NCY dependerá de cuán exitoso sea con ese modelo operativo”, explicó una fuente al tanto del acuerdo.    

NCY surgió por impulso de Pablo Pires, titular de Vientos del Sur y SGA, y de Leonardo Pichintiniz, propietario de COPESA. Son tres empresas con fuerte presencia en el entramado de servicios hidrocarburíferos en la cuenca del Golfo San Jorge en general y de YPF en particular. Llevan, en conjunto, más de tres décadas prestándole distintos servicios a la petrolera bajo control estatal en la explotación de sus áreas en Chubut y en Santa Cruz. Entre las tres empresas emplean a más de 1500 operarios.

“Somos de acá, conocemos la región, convivimos diariamente con los distintos actores que influyen en la cuenca del Golfo. Estamos viendo hace un tiempo que el modelo de negocio en algunos yacimientos se debería adaptar a una realidad distinta y estamos dispuestos a ser parte de este cambio de paradigma”, explicó Pires a través de un comunicado. “Junto a Pecom estamos iniciando un camino nuevo, en el que cada uno con su rol, buscaremos un objetivo común”, agregó.

“Para Pecom hoy es un día histórico, hace 22 años que no operamos yacimientos y hoy estamos arrancando la operación, algo que está en el ADN del grupo Perez Companc. Lo hacemos con seguridad, aplomo y parados en un plataforma de valores que el grupo desarrolló hace 70 años. Estoy convencido de que nuestra compañía puede generar valor apalancándonos en las capacidades que desarrollamos en este año. Nosotros vemos valor, vemos potencial en este tipo de campos, poniendo mucho foco en cada dólar que invirtamos, poniendo mucho foco en el gasto y en la producción”, destacó Gustavo Astíe, CEO de Pecom, a fin de octubre cuando se concretó el traspaso de las áreas en Chubut que operaba YPF.

, Redaccion EconoJournal

La compañía estatal Dioxitek informó este jueves que canceló la deuda que mantenía con la firma kazaja Kazatomprom por la compra de concentrado de uranio. “El lunes 9 de diciembre, Dioxitek S.A. finalizó el pago de la primera fase del contrato con Kazatomprom, abonando el 5% restante del total y asegurando así la entrega de las partidas pendientes de concentrado de uranio”, aseguró la compañía. A su vez, Nucleoeléctrica Argentina, la firma que opera las tres centrales nucleares de potencia, comunicó que adjudicó a través de una licitación la compra de 140 toneladas adicionales a un proveedor alternativo.

“Desde su asunción en septiembre, las autoridades de la empresa trabajaron junto a sus pares kazajos en la resolución de esta situación, que se originó por los cambios en las regulaciones cambiarias y se profundizó por la falta de acción de la gestión anterior”, remarcaron desde Dioxitek.

Con el concentrado de uranio, Dioxitek produce polvo de dióxido de uranio que es utilizado por la empresa Conuar para fabricar pastillas de dióxido de uranio que se les proveen a las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse. Esas pastillas se colocan en el interior de tubos de aleación de zirconio (llamados vainas) que se ensamblan para formar los elementos combustibles. 

Por otro lado, el miércoles 4 de diciembre, Nucleoeléctrica Argentina S.A. adjudicó a través de una licitación la compra de 140 toneladas de concentrado de uranio a un proveedor alternativo que no aparece mencionado en el comunicado.

“También se trabaja para cerrar próximamente otro contrato para adquirir 110 toneladas de dióxido de uranio, que complementarán la producción local y reforzarán el suministro necesario para la fabricación de elementos combustibles”, concluyó Nucleoeléctrica.

, Redaccion EconoJournal

La minera Rio Tinto invertirá US$ 2500 millones para ampliar el proyecto Rincón en Argentina, la primera operación de litio a escala comercial de la compañía. “Las atractivas perspectivas a largo plazo para el litio impulsadas por la transición energética respaldan nuestra inversión en Rincón”, aseguró el director ejecutivo de la firma, Jakob Stausholm.

“Aprovechando las políticas económicas de apoyo, la fuerza laboral calificada y los recursos excepcionales de Argentina, nos estamos posicionando para convertirnos en uno de los principales productores de litio a nivel mundial. Esta inversión, junto con nuestra propuesta de adquisición de Arcadium, garantiza que el litio se convertirá en uno de los pilares clave de nuestra cartera de productos básicos en las próximas décadas”, agregó el ejecutivo.

“Las reformas económicas de Argentina y el nuevo Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) proporcionan un entorno favorable para la inversión, ofreciendo beneficios como tasas impositivas más bajas, depreciación acelerada y estabilidad regulatoria durante 30 años, protegiendo el proyecto de futuros cambios de política, así como así como una mayor protección a los inversores”, destacó la firma en un comunicado.

El proyecto

Ubicado en el corazón del «triángulo del litio» en Argentina, el proyecto Rincón consiste en la extracción de salmuera utilizando un campo de pozos de producción, instalaciones de procesamiento y desechos, así como la infraestructura asociada. El proyecto utiliza tecnología de extracción directa de litio (DLE), un proceso que respalda la conservación del agua, reduce los desechos y produce carbonato de litio de manera más consistente que otros métodos.

La capacidad de Rincón de 60.000 toneladas de carbonato de litio para baterías por año se compone de una planta inicial de 3.000 toneladas y una planta de expansión de 57.000 toneladas. Se espera que la vida útil de la mina de Rincón sea de 40 años, y la construcción de la planta ampliada comenzará a mediados de 2025, sujeta a la obtención de una serie de permisos.

Se espera que comience a producir en 2028, seguida de tres años de aumento de actividades hasta alcanzar la máxima capacidad, lo que, según la empresa, generará una cantidad importante de puestos de trabajos y oportunidades económicas para las empresas locales. Rincón es un activo grande y de larga duración con reservas de mineral un 60% más altas de lo que asumió la empresa en el momento de la adquisición.

“Estamos dedicados a desarrollar este recurso de primer nivel y de clase mundial a escala en el extremo inferior de la curva de costos. Estamos igualmente comprometidos a cumplir con los más altos estándares ESG, aprovechando nuestra tecnología avanzada para reducir a la mitad la cantidad de agua utilizada en el procesamiento, mientras continuamos aumentando nuestras asociaciones mutuamente beneficiosas con las comunidades locales y la provincia de Salta”, señaló Stausholm.

, Redaccion EconoJournal

La compañía dedicada a las soluciones energéticas especializada en energía modular y móvil Aggreko se fijó como meta hace algunos años acompañar el crecimiento de la industria minera y de Oil & Gas en la Argentina a fin de aprovechar todos los recursos con los que cuenta el país. En diálogo con EconoJournal, Pablo Varela, director ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica, realizó un balance sobre cómo fue el 2024 para la compañía y aseguró: “Este no fue un año de gran crecimiento porque mantuvimos volúmenes similares a los de 2023, pero si fue de mejora de procesos, de ordenar. Este año se ordenaron muchas cosas y comenzó a fluir la importación de piezas que el año pasado fue un caos. Eso nos permitió posicionarnos mejor”.

Varela consideró que fue un año con buenos resultados tanto en minería como en petróleo. “Se facilitaron los procesos y para nosotros fue muy bueno. Antes era muy complejo. La Argentina representa entre el 10 y 15% de nuestro negocio en América Latina y representaba el 50% de los problemas. Hoy no. Vemos con más optimismo el año que viene. Creemos que vamos a crecer. Tenemos un pipeline de nuevas oportunidades. Ya estamos viendo movimiento real en el petróleo, en Vaca Muerta. Hay empresas que están acelerando su producción con exploración nueva. En la minería hay más cautela”, advirtió.

El rol del Estado

El ejecutivo de Aggreko también se refirió a las políticas impulsadas por el gobierno para dinamizar al sector energético y al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y planteó que “este gobierno está intentando salir de las restricciones, del control sobre la oferta y demanda. Cuanto más limpia esté la cancha, cuando menos esté involucrado el gobierno, es mejor. Si el gobierno interviene mucho termina siendo negativo. Cuando menos participe, es mejor visto internacionalmente lo cual hace que vengan las inversiones grandes, por ejemplo, las que se necesitan para desarrollar el Gas Natural Licuado (GNL) o el hidrógeno. Se necesita que las empresas sientan que el gobierno no se les va a meter en el medio”.

Varela expresó que se precisan leyes que aseguren la continuidad de los proyectos y que permitan que se respeten las reglas de juego a largo plazo. “Hoy no es lo mismo invertir en la Argentina, Brasil o Colombia que en Estados Unidos. Tenemos que dar credibilidad y seguridad jurídica a largo plazo. Debemos desarrollar el GNL”.

Proyecciones

Varela dio cuenta de cuáles son las proyecciones que tienen desde la compañía para los próximos años y aseveró que uno de los objetivos es ser protagonistas en la transición energética y en la reducción de las emisiones.

“La Argentina tiene un déficit estructural eléctrico bastante grande que va a demorar en arreglarse 10 o cinco años. Nosotros tenemos participación y vamos a apoyar esas soluciones. Ojalá este levantamiento de restricciones tanto de importación, de exportación y de tránsito de divisas se mantenga y que el gobierno no se meta ni para bien ni para mal para que las cosas funcionen y fluyan libremente”, puntualizó.

La apuesta por la minería

Aggreko brinda sus soluciones en la industria minera y sobre todo en el sector del litio. Otorga sus productos de energía modular en iniciativas que se encuentran a más de 4000 metros de altura sobre el nivel del mar a fin de garantizar el suministro. En base a esto, Varela comentó: “Para nosotros, trabajar en proyectos en altura es como que nos inviten a jugar de local. Nos sentimos cómodos. Trabajamos con empresas internacionales de estándares altos. Esto nos ayuda mucho. Los desafíos logísticos, ambientales y de infraestructura es lo que nosotros solucionamos. Hay buena irradiación solar en Los Andes y por eso se pueden desarrollar soluciones híbridas. Tenemos gente de nuestro equipo dedicada a las soluciones en altura”.

El director ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica hizo referencia a la penetración de renovables en la oferta de soluciones energéticas y remarcó que los productos deben ser robustos y que se debe tener en cuenta la sustentabilidad de las soluciones, las emisiones, la confiabilidad y la eficiencia de costos a la hora de incorporar este tipo de energía.

“Trabajamos mucho en esto para llegar a la solución ideal. Nosotros nos especializamos en que conversen las tecnologías, por ejemplo, una solución térmica a gas o a diésel con una batería o una planta solar. Buscamos los mejores proveedores”, marcó.

Varela advirtió que en la actualidad la trazabilidad de los productos se ha convertido en un aspecto fundamental. Sobre esto indicó que “antes la trazabilidad era exclusivamente para lo referido a los accidentes. Hoy el tema de las emisiones es fundamental. Todo se mide. Por eso, hay que entender lo que cada empresa minera quiere. Hay que adaptarse a cada situación y entender las necesidades de cada cliente. Hay mucho trabajo previo. Todo el tema de la transición energética tiene muchas cosas por detrás”.

Hidrógeno

En la última edición del Argentina & LATAM Lithium Summit desde la compañía expusieron que han desarrollado una nueva tecnología que genera hidrógeno in situ, y que a su vez mejora la combustión. La solución consiste en agregar un equipo de menor tamaño al lado de los contenedores que ellos poseen en los proyectos mineros el cual genera hidrógeno por hidrólisis in situ. El hidrógeno generado luego entra en el equipo y hace que la combustión sea más completa.Con esto la compañía hace que baje el uso de los combustibles en un 2% y que los gases mejoren en un 25% en contenido de óxidos de nitrógeno (NOx).

Varela explicó que globalmente han desarrollado varias pruebas con hidrógeno para hacer generadores o celdas de combustible. No obstante, planteó que el hidrógeno todavía sigue siendo un combustible muy caro de transportar, que es 10 veces más caro de transportar que el GNL.

“Somos cuidadosos con eso porque a la gente le encanta hablar y escuchar sobre el hidrógeno, pero transportarlo como combustible único es muy complejo. Lo que estamos haciendo e implementando es el hidrógeno como parte de las soluciones. El hidrógeno ayuda a abaratar la solución y hacerla más sustentable en cuanto a las emisiones. Es una tecnología que hemos desarrollado para generadores de ciclo abierto. No son máquinas 100% de hidrógeno. Sino que son con parte de hidrógeno y con parte de diésel. Pero las condiciones son de crecimiento”, concluyó. 

, Loana Tejero

Antonio Milanese asumirá como subsecretario de Transición y Planeamiento Energético en reemplazo de Mariela Beljansky, que presentó su renuncia la semana pasada por motivos personales. Así lo confirmaron fuentes privadas a EconoJournal. Desde comienzos de año, Milanese se venía desempeñando como Director Nacional del Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS) y a partir de ahora tendrá como misión principal mejorar la eficiencia en la asignación de los subsidios a las facturas de gas natural y electricidad.

De hecho, como nuevo subsecretario de Planeamiento Energético tendrá a su cargo la gestión del Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE), la base de datos que permitió la segmentación en tres niveles del universo de usuarios residenciales de gas y electricidad en función del ingreso económico de cada hogar. La secretaria de Energía, María Tettamanti, adelantó en el Energy Day, un evento organizado por EconoJournal a principios de mes, que el Ejecutivo fijará un período de transición de seis meses para reformular el esquema de asignación de subvenciones. Milanese tendrá un rol central en esa tarea.

El nuevo subsecretario es licenciado en Ciencia Política egresado de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y tiene un master en Ciencias Sociales en la Universidad Torcuato Di Tella. Dicta el seminario “Laboratorio de Políticas Públicas” en la Facultad de Ciencias Sociales de la UBA. También dictó en 2021 y 2022 la materia Ciencia de datos en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE), orientada a la obtención, preparación y uso de datos.

Otros antecedentes en la gestión pública

Fue subsecretario de Innovación en la Municipalidad de Vicente López entre marzo de 2020 y marzo de 2022 donde también puso el foco en el análisis de datos para impulsar la modernización administrativa.

Su paso por la gestión pública también incluyó su participación como gerente de datos en el Ministerio de Modernización de la Ciudad de Buenos Aires entre enero de 2012 y diciembre de 2014, período en el que fue responsable del responsable del desarrollo del portal de datos abiertos http://data.buenosaires.gob.ar/ y de diversas plataformas y apps.

Además, entre marzo de 2018 y marzo de 2020 fue asesor de la Agencia de Acceso a la Información Pública con foco en el diseño de indicadores de cumplimiento de la ley de acceso a la información pública y protección de datos personales.  

, Redaccion EconoJournal