*Eliaschev es abogado y socio de en la firma Tavarone, Rovelli, Salim & Miani. Constanzó es abogado y asociado senior en Tavarone Rovelli, Salim & Miani.

La asunción del Presidente Milei nos da la oportunidad de reexaminar los desafíos que el país tiene en distintas materias. En este artículo ponemos el foco en electricidad, litio e hidrógeno, con una descripción básica de la coyuntura y con algunas propuestas iniciales, desde el punto de vista legal y regulatorio, que aportamos para que sean consideradas en adelante.

Electricidad

Transmisión

La situación de la red de transmisión en extra alta tensión y de distribución troncal es crítica. La capacidad para conectar nueva generación es reducida y prácticamente nula en ciertos nodos y corredores con abundancia de recursos renovables.

En tal contexto, la expansión de la infraestructura es clave para, entre otras cuestiones: (i) garantizar la seguridad del suministro eléctrico, (ii) desarrollar la actividad industrial (incluyendo, pero no limitado a, la minería en el NOA y en Cuyo), y (iii) viabilizar nueva potencia instalada, térmica o renovable.

Según cifras de la Secretaría de Energía, se requieren inversiones en el sector por aproximadamente ~US$ 9.900 millones, en un plan de incrementar la red de transmisión en un 36% de la capacidad de transporte y en un 42% de la capacidad de transformación.

Cuáles son los desafíos que surgen ante tal escenario

En primer lugar, los desafíos macroeconómicos, financieros y fiscales. En la elección de la alternativa para construir y financiar las obras estarán en juego las condiciones macroeconómicas y financieras -que incidirán entre otras cuestiones, en el costo del capital y viabilidad de que una porción sea financiada- y las fiscales -el déficit fiscal, indisponibilidad de recursos del tesoro, y recortes al gasto público proyectados-.

En estas condiciones, debe analizarse cuál será el mecanismo regulatorio que se adecúe mejor al contexto imperante y al tipo de obra. No es lo mismo hablar de obras neurálgicas o troncales para el sistema, que referirse a ciertas obras necesarias para viabilizar nueva generación o demanda de consumo por parte de ciertos usuarios-intensivos finales.

Nicolás Eliaschev

Bajo la regulación vigente, como regla general, las obras de ampliación de transmisión son por cuenta y orden del interesado, y pagadas por éste. De tal modo, no se prevé, en principio, el traslado a los usuarios finales, mediante tarifa, del monto de las inversiones asociadas a tales obras.

Desde otra perspectiva, los mecanismos PPP de la Ley 27.328 pueden dar más flexibilidad en ciertos aspectos. Quizás deba evaluarse si dicho esquema o alguna variación de éste deba ser utilizado, en esta nueva oportunidad, con una aproximación segmentada y modular, que permita tickets más pequeños y una multiplicidad de financistas por medio de una acumulación de financiamientos bilaterales, modelo que tuvo mucho éxito con el Programa RenovAr.

En este sentido, resultó interesante lo afirmado por TRANSENER en el último Energy Day organizado por este medio respecto a “etapabilizar” el plan de obras de transmisión en módulos que puedan ser acometidos en distintas etapas o con distintos proveedores o financistas.

Por otra parte, la Resolución SE 360/2023 aporta mecanismos interesantes para que la generación o ésta juntamente con la demanda, costeen obras de transmisión y reciban a cambio de ello una prioridad sobre el despacho asociado a tal infraestructura. Debe evaluarse la forma de robustecer este mecanismo dando la seguridad y garantías adicionales que puedan evaluarse como necesarias para potenciar esta modalidad.

Ninguno de los mecanismos descriptos genéricamente más arriba será suficiente por separado para atender a todas las necesidades de ampliación. Por ello será necesario diseñar (y combinar) las mecánicas legales y regulatorias de acuerdo con la obra que se trate, el interés que pueda haber del sector privado, y las condiciones de borde impuestas por la macroeconomía.

Para las obras neurálgicas o troncales el apoyo del sector público en las primeras etapas no debe descartarse, en especial bajo la forma de los instrumentos regulatorios y de garantía que éste puede aportar con el fin de movilizar capital privado y dar la seguridad necesaria.

En tal sentido, cuando hablamos de apoyo público, no nos referimos, ciertamente, a erogaciones que vayan directamente a solventar las obras. Nos referimos, antes bien, a instrumentos como garantías o avales soberanos, acuerdos de indemnidad, garantías o contragarantías de terceros (provistas por agencias multilaterales, de crédito a la exportación o de desarrollo, put options, derechos contractuales para acreedores, entre otros, cuyo objeto sea dar confort al sector privado y financiero, para deriskear la inversión desde el punto de vista soberano y obtener un credit enhancementparticularmente útil cuando el crédito soberano no es lo suficientemente robusto para otorgar el nivel de seguridad requerido por inversores y financieros.

El despliegue de las obras troncales y el apoyo necesario a tal fin puede combinarse con las expansiones que, por sus características, puedan ser gestionadas por los generadores y grandes usuarios.

Javier Constazó

Generación

Térmica

La generación térmica ha tenido un dinamismo interesante en los pasados años. Como resultado de las licitaciones convocadas por la Resoluciones SEE 21/2016 y 287/2017, se incorporaron más de 5 GW de ciclos simples y combinados, tecnologías eficientes, de rápida respuesta, y fundamentales como reserva de potencia del sistema.

Recientemente, en la licitación TerConf, se han adjudicado alrededor de 3340 MW, que permitirán adicionar nueva potencia y dar mayor confiabilidad al sistema en el corto y mediano plazo.

Respecto de la generación térmica no contractualizada, se abren ciertos interrogantes en cuanto a los siguientes aspectos:

Régimen remuneratorio: A la fecha, los generadores legacyson remunerados bajo los términos de la Resolución SE 869/2023. Esta resolución es una continuadora de la Resolución SE 95/2013. Este esquema no es eficiente ni da las señales correctas para la remuneración del capital y de la operación y mantenimiento, por lo que deberá evaluarse su cambio, ya sea considerando opciones que impliquen la contractualización de esta generación u otras.

Suministro de combustible: Desde el año 2013, a partir de la Resolución SE 95/2013, los generadores no pueden adquirir por sus propios medios el combustible -gas o líquido- necesario para operar sus activos, salvo por un interín breve, luego del dictado de la Resolución 70/18 y casi inmediatamente derogada. Las circunstancias fácticas bajo las cuales se impidió la gestión de combustible han variado sustancialmente, y no hay razones operativas o de disponibilidad del suministro que no permitan ir hacia un esquema bajo el cual los generadores puedan adquirir su propio combustible.

Mercado a Término: Bajo los términos de la Ley 24.065, los generadores pueden contractualizar potencia o energía bajo un mercado a término, con condiciones a ser determinadas y negociadas entre las partes. Sin embargo, con la Resolución SE 95/2013, este mercado ha quedado suspendido indefinidamente y los generadores convencionales se ven impedidos de actuar bajo este ámbito. Así como se ha permitido a los generadores renovables contractualizar energía bajo el MATER, y se ha dado un enorme dinamismo a la actividad, no se advierten razones de índole operativa o sistémicas que impidan reanudar este mercado, derogando la Resolución SE 95/2013. La reanudación de este mercado puede dinamizar al sector térmico, al mismo tiempo descentralizando el offtakerde los PPA y dar un incentivo interesante para la construcción de nueva generación.

Renovables

Las energías renovables han tenido un desarrollo sumamente relevante en estos últimos años, bajo el marco de las Leyes 26.190 y 27.191 (votadas por casi la unanimidad del arco político), y a través de los sucesivos programas de RenovAr, sus reversiones a baja escala (RenMDI y MiniRen), y por el mercado a término a partir de fuentes renovables (MATER). Se trata de un mercado robusto, dinámico, y que ha sido fuente de inversiones locales y cross-border.

En un contexto de descarbonización global, con regulaciones de origen en términos de cumplimiento de generación a partir de fuentes renovables en la cadena de valor de productos exportables, una matriz más verde y alineada con tales estándares internacionales adquiere mayor relevancia aún.

Este sector posee un enorme potencial de desarrollo aún, y ha adquirido una dinámica propia potenciada a través del MATER, que vemos con mucho potencial para seguir desarrollándose en una era en la que se prioricen los acuerdos entre privados.

El mandato legal de consumo de energía a partir de fuentes renovables del 20% al 2025 aún está en vías de cumplimiento: este número ronda aproximadamente el 13% lo que importa un 7% adicional a construir para finales del 2025. Asimismo, bajo los planes de transición energética al 2030 y 2050, se plantea un objetivo a largo plazo de continuar incorporando renovables en +7,5GW para 2030 y entre +30 y +45 GW para 2050.

A tal fin, es conveniente que, con la antelación suficiente en aras de una mayor previsibilidad y seguridad jurídica, se debata en el Congreso la extensión del plazo de las Leyes 26.190 y 27.191, que han sido catalizadoras para el desarrollo del sector. Debe destacarse que, en las condiciones actuales, las renovables son competitivas por si solas sin necesidad de ningún subsidio o incentivo estatal y el principal desafío del sector es la expansión de la transmisión, según se ha indicado más arriba.

Desde otra perspectiva, la indisponibilidad de la red puede ser un potenciador de otros segmentos como la autogeneración distribuida o la construcción de instalaciones de baterías (BESS) en sectores nodales de la red de extra y media tensión.

Tampoco puede descartarse el rol del Estado en dar las señales correctas a la demanda, y la normalización de los precios relativos, que puedan orientar a los clientes a sumarse al MATER y salir del esquema de compras conjuntas de CAMMESA, más aún, si como se habilita la contractualización de toda la generación, tal como se ha sugerido más arriba.

Hidroeléctricas

Durante el semestre en curso, han comenzado a vencer los contratos de concesión para la explotación de centrales hidroeléctricas firmados a partir del año 1993 por el Estado Nacional en carácter de concedente con las respectivas empresas concesionarias.

Ante la incertidumbre del vencimiento del plazo original de la concesión, la voluntad inicial del Estado Nacional de traspasar dichos activos a ENARSA, luego matizada después de distintas prórrogas, junto con una nueva administración que abiertamente ha declarado estar en favor de una participación privada mayoritaria, el nuevo gobierno deberá definir de qué modo se seguirá con estas concesiones.

En tal sentido, el régimen remuneratorio actual de las más la imposibilidad de vender energía en el contrato a término, atentan contra potenciales mejoras y/o expansiones de la infraestructura existente. Deberá tomarse en consideración este aspecto en la definición general acerca del modelo que seguirá esta actividad.

Distribución

La normalización de los precios y las tarifas de energía eléctrica a efectos de recomponer el valor agregado de distribución de las concesionarias del servicio público de distribución es un desafío, considerando el estado actual de las redes y la calidad del servicio, pero en un contexto social sumamente delicado.

El atraso tarifario sumado al contexto inflacionario y de depreciación del peso, ha llevado a que los usuarios finales paguen una tarifa que no es representativa del costo real de la electricidad y atenta contra un servicio de calidad, seguro, eficiente, e impide la ampliación de la red existente.

Resulta necesario concretar la revisión tarifaria integral (RTI), de acuerdo con los lineamientos de la Ley 24.065 y las reglas de cada contrato de concesión, segmentando usuarios y protegiendo a los sectores sociales más vulnerables. En el ínterin, eventuales ajustes transitorios a cuenta de la RTI que eventualmente se implemente, pueden recomponer temporalmente la situación crítica tarifaria del sector, dando mayores herramientas para un suministro en condiciones seguras. Mismo criterio aplica para las RTI que puedan disponerse con respecto al segmento de transmisión.

Para una normalización de la cuestión tarifaria, entre otros aspectos, resulta sumamente relevante que cese la intervención del ENRE, y se nombre a los miembros de su directorio mediante concurso público y abierto de antecedentes.

Litio

A pesar de los desafíos macroeconómicos, el sector ha tenido un desarrollo relevante y muestra signos saludables de cara a un crecimiento sostenido. La inversión ha sido canalizada principalmente mediante financiaciones offshore a las controlantes de los proyectos o mediante financiaciones de tipo híbrida contra recurso del sponsor y garantías soberanas en algún que otro caso.

Argentina se ha posicionado como el cuarto productor a nivel mundial y posee recursos de clase mundial. El litio constituye un recurso vital para la transición energética, y geopolíticamente sumamente importante.

Para continuar desarrollándose, es clave la cooperación público-privada mediante regulaciones sectoriales con garantías adecuadas para los desarrolladores, explotadores, y financistas, regímenes de incentivos a la producción y exportación, y el desarrollo de la infraestructura asociada (puertos, carreteras, redes de transmisión).

Asimismo, es fundamental asegurar el libre acceso al mercado de cambios, así como la posibilidad de conservar divisas generadas por la exportación sin necesidad de liquidarlas en el mercado local, además de asegurar estabilidad fiscal de manera clara y comprensiva de tributos nacionales y provinciales.

Asimismo, tratados internacionales de integración y libre comercio son fundamentales para dar mayor dinamismo al sector, así como la posibilidad de contratos de inversión específicos por proyecto. En un contexto de integración global, la necesidad de que la Argentina se integre a los mecanismos de la IRA (Inflaction Reduction Act), de modo de que Estados Unidos sea un destino de exportación de minerales, particularmente litio, resulta prioritaria y hasta urgente.

Hidrógeno

El desarrollo del hidrógeno en sus distintas variantes, y el hidrógeno verde concretamente, son un foco de interés y visto como un vector de la transición energética.

Al respecto, existen diversos proyectos de ley ingresados al Congreso de la Nación, que han quedado sin tratamiento, pese a los fructíferos debates intersectoriales que vienen dándose en paralelo al seno parlamentario.

Para facilitar el desarrollo del hidrógeno, como hemos dicho en oportunidades anteriores, un marco regulatorio robusto, consistente y con garantías para inversores y financistas-, es un paso esencial para hacer realidad el enorme potencial de esta actividad en nuestro país, ya que supondría que el sector público provea señales adecuadas en términos de previsibilidad y estabilidad.

Para ello, el marco regulatorio debe prever: (a) un régimen de estabilidad extendido, acorde a los plazos de investigación y desarrollo, y repago del capital y amortización, (b) libres barreras de exportación/importación, (c) acceso irrestricto al mercado único libre de cambios (MULC), con la posibilidad de repatriar dividendos, (d) un balance entre la obligatoriedad del componente nacional y la disponibilidad de éste localmente, y que dicho requerimiento sea de tipo promocional más que compulsivo y penalizable, y (e) una cooperación integral, federal, e intersectorial entre los Estados Nacionales, provinciales, municipales, el sector privado local, y el sector privado y gubernamental internacional.

Notas finales

En estas líneas, hemos resumido algunos de los desafíos más relevantes en materia de electricidad, litio e hidrógeno, aportando algunas ideas de lo legal y regulatorio para colaborar con su desarrollo

Esperamos que el nuevo gobierno pueda señales adecuadas para la promoción de estas industrias.

Entendemos que todo ello redundará en beneficios para nuestro país.

, Nicolás Eliaschev y Javier Constanzó

Biosanfe S.A. fue la empresa más beneficiada con los cupos que otorgó la Secretaría de Energía a fines de noviembre para el abastecimiento de la mezcla obligatoria de etanol con nafta. Se quedó con 135.000 de los 413.100 metros cúbicos (m3) anuales que repartió la dependencia comandada por Flavia Royón entre nuevos cupos y ampliaciones. Lo insólito es que esta misma compañía ya había recibido un cupo de 100.000 metros cúbicos anuales en septiembre de 2012 para instalar una planta elaboradora de bioetanol en base a maíz en la localidad santafesina de Alcorta, pero en junio de 2017 se lo dieron de baja luego de constatar que la obra ni siquiera se había iniciado.

La planta que no fue

“A través del Acta de Inspección Nº 135 labrada con fecha 15 de mayo de 2017, y a los efectos de constatar el grado de avance en el proyecto de BIOSANFE S.A., la Autoridad de Aplicación ha podido cotejar la inexistencia de obra de construcción alguna de la cual pueda inferirse que se haya dado comienzo con la ejecución de un proyecto de elaboración de bioetanol”, dice en sus considerandos la resolución 88E del Ministerio de Energía que le dio de baja el cupo, la cual fue publicada el 12 de junio de 2017 con la firma de Marcos Pourteau, por entonces subsecretario de Hidrocarburos.  

El 29 de mayo de 2017, luego de la inspección y antes de que se tomará la decisión de quitarle el cupo, la empresa realizó un descargo ante el Ministerio de Energía donde aseguró que contaba con los recursos técnicos y financieros para llevar adelante el proyecto, pero había considerado supuestas peticiones de funcionarios de no dar inicio a las obras porque el mercado imposibilitaba en ese momento la absorción de mayor producción. “Por ende, la decisión de la firma ha sido la de supeditar el inicio de sus obras a la confirmación por parte de la Autoridad de Aplicación de la existencia de las condiciones para llevarlas a cabo”, recuerda la resolución. 

La empresa aprovechó ese mismo descargo para proponer una nueva ubicación para la planta en la ciudad de San Nicolás porque en Alcorta habían constatado una supuesta falta de inversión pública en infraestructura. La respuesta del Ministerio, comandado entonces por Juan José Aranguren, fue lapidaria, pues aseguró que la firma no solo había incumplido con el cronograma de obras presentado en el expediente que tuvo como resultado el otorgamiento del cupo de bioetanol sino que “desde el otorgamiento del referido cupo tampoco ha efectuado presentación alguna que acredite siquiera haber dado comienzo con la construcción de las instalaciones”. A su vez, afirmó que “sus presentaciones evidencian improvisación y falta de desarrollo del proyecto en cuestión, al no tener definido siquiera el lugar donde se instalaría la planta”.

Una nueva oportunidad

Un antecedente de esas características podría ser causa suficiente para excluir a la firma de cualquier convocatoria futura destinada al reparto de nuevos cupos. Sin embargo, el gobierno de Alberto Fernández consideró que todos tienen derecho a aprender de sus errores y decidió darle a Biosanfe S.A. una nueva oportunidad al asignarle un cupo de 135.000 m3 a través de la resolución 960/23, sin que medie licitación pública y a solo 15 días de la asunción del nuevo gobierno de Javier Milei.

Cómo señaló EconoJournal el martes, la resolución oficial ya había generado polémica porque en la convocatoria inicial, oficializada en junio a través de la resolución 614/23, estaba previsto asignar 250.000 m3, pero finalmente se terminaron otorgando 413.100 m3, todo lo que solicitaron las empresas, con el argumento de que la demanda proyectada de bioetanol para 2026 es de 413.500 m3.

Además de Biosanfe, las empresas que cumplieron con los requisitos que fijó el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, en la resolución 4/23 y recibieron nuevos cupos fueron Kalpa Group (10.800 m3 anuales) y Grancor S.A. (110.000 m3). También se le otorgaron ampliaciones de cupo a Bioetanol Río Cuarto S.A. (53.300 m3), Bioenergías Agropecuarias S.A. (30.000 m3), Bio San Isidro S.A. (30.000 m3) y Compañía Azucarera Los Balcanes (44.000 m3).

La demanda actual de bioetanol está en torno a los 1,2 millones de m3 anuales. Si se suman 413.100 m3 anuales llegaría a más de 1,6 millones en 2026. Eso supone un crecimiento de poco más de 10% anual durante los próximos 3 años, algo altamente improbable frente al contexto de recesión económica que se avecina. Si esa proyección no se cumple, Biosanfe podría apelar al mismo argumento que utilizó en el pasado para justificar porque no construyó la planta en Alcorta.   

También llamó la atención de la industria que el volumen total solicitado por las empresas que se presentaron en la convocatoria coincidiera de manera casi exacta con esa proyección de crecimiento de la demanda para 2026. “Acordaron un volumen de adjudicación y después dibujaron el número de la demanda proyectada para justificar esa adjudicación”, señaló a EconoJournal una fuente conocedora de la negociación que no cree en las coincidencias. Desde el gobierno de Javier Milei aseguraron a este medio que van a poner la lupa en esas asignaciones.

El negocio de los biocombustibles

En el segmento de biodiesel, dos jugadores recibieron en noviembre 40% de las asignaciones de venta que regula el Estado: Juan Carlos Bojanich (27%) y Federico Pucciarello (13%). Ambos saltaron la barrera de exclusividad del presente esquema reservado para pymes y tienen más de una planta.

En el caso del bioetanol, tres jugadores concentran entre 50% y 55% del volumen que mensualmente asigna la Secretaría de Energía: la cooperativa ACA Bio, Bioetanol Río Cuarto S.A. y Promaiz se quedaron en octubre con el 49,7% de lo asignado, mientras que en noviembre treparon al 54,4%.

El esquema viene recibiendo varios cuestionamientos porque deja a discreción del Estado la decisión de qué empresa puede vender biodiesel o bioetanol y cuánto volumen puede vender cada una. Además, el Estado es el encargado de fijar el precio al que se venden los biocombustibles y el porcentaje de corte con las naftas y el gasoil. En lo que va de 2023 la nafta y el gasoil en surtidor aumentaron entre 104% y 121% -según calidad y variante-, mientras que el Estado definió que el biodiesel aumentara 162%, el bioetanol a base de maíz lo hiciera 179% y el de caña de azúcar, 169,5%.

, Fernando Krakowiak

El Ministerio de Economía, todavía a cargo de Sergio Massa, aprobó la incorporación de dos megaproyectos de litio al Régimen de Fomento de Inversión para las Exportaciones, que flexibiliza las restricciones cambiarias y permite un mayor acceso al Mercado Único Libre de Cambios (MULC) por parte de las compañías que exportan para que puedan repagar sus inversiones en el exterior. Las mineras beneficiadas son Posco y Río Tinto. El Palacio de Hacienda instrumentó la medida mediante las resoluciones 1685 y 1697, publicadas este miércoles en el Boletín Oficial.

Uno de los proyectos de litio que podrá acceder a divisas del MULC es Sal de Oro de la surcoreana Posco, que está invirtiendo US$ 1.600 millones en la primera fase y que planea desembolsar en la Puna alrededor de US$ 4.000 millones para 2030. La minera de Corea del Sur estima producir 25.000 toneladas (tn) por año de hidróxido de litio en la primera fase del proyecto, ubicado en el Salar del Hombre Muerto, que pertenece a Catamarca y Salta. Además, sumará 23.133 tn más, en este caso de carbonato de litio, cuando finalice la segunda fase del desarrollo.

La resolución de este miércoles de la cartera económica establece “como monto para computar el máximo del beneficio establecido la suma de U$S 1.005.000.000”. En los considerandos destaca que, según el informe del Banco Central (BCRA) donde se evaluó al proyecto, Posco tendría “flujos netos sobre el mercado de cambios positivos y cercanos a los U$S 30.826 millones”, hasta 2055.

El otro proyecto que autorizó el Palacio de Hacienda es Rincón, que pertenece al grupo minero angloaustraliano Río Tinto, uno de los más grande del mundo. Está ubicado en el Salar Rincón de Salta y la compañía se lo compró a una firma junior hace dos años por US$ 845 millones. El grupo construirá una planta para producir 3.000 toneladas de carbonato de litio anuales. Río Tinto tiene un acuerdo firmado con la automotriz Ford para proveerle litio para la fabricación de vehículos eléctricos.

Para el proyecto de Río Tinto se estableció como “monto para computar el máximo del beneficio establecido la suma de U$S 1.241.000.000”. El BCRA evaluó que “los flujos netos sobre el mercado de cambios serían positivos y cercanos a los U$S 13.153 millones”, hasta 2044.

Régimen especial

El régimen especial para fomentar las inversiones en proyectos que tienen como objetivo la exportación lo crearon los ex ministros de Economía, Martín Guzmán, y de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas en abril de 2021. Lo hicieron mediante el decreto 234 y beneficia a inversiones de más de US$ 100 millones.

Los beneficiarios de este decreto, que se complementa con las comunicaciones del Banco Central (BCRA) “A” 7123 y 7168 y utiliza como base el decreto 929 de 2013 para el sector hidrocarburífero, acceden libremente en hasta el 20% de los dólares obtenidos en las ventas al extranjero de los proyectos con alícuota cero en los derechos de exportación, para que puedan destinar esas divisas al pago de capital y financiamiento en el exterior.

En junio de 2022, Massa autorizó al proyecto Tres Quebradas de la firma Liex, subsidiaria de la compañía china Zijin Mining, un gigante del sector minero que tiene un proyecto de litio en Catamarca. Fue la primera minera en incorporarse al régimen para acceder a dólares oficiales.

En junio de 2023, el Ministerio de Economía también otorgó este beneficio a la empresa australiana Allkem, que opera el proyecto de litio Olaroz, para que acceda a divisas por el 20% de sus exportaciones.

, Roberto Bellato

Dow, uno de los principales players de la industria petroquímica global, alcanzó un acuerdo de colaboración con Reciclar S.A., una organización con más de 50 años de experiencia en la recuperación de empaques y materias primas industriales, con el propósito de impulsar la economía circular en el país. 

Dow tiene por objetivo liderar la transición hacia una economía circular que busca rediseñar, reutilizar e innovar los empaques para prolongar al máximo su vida útil. El éxito de la economía circular depende de la colaboración de todos los actores en la cadena de valor, desde los productores de materiales hasta consumidores y recicladores, según precisaron.

Es aquí donde entra en juego la colaboración con Reciclar S.A. y otros actores clave en el país; lo que le permitirá a Dow aumentar la capacidad para producir soluciones de menor impacto ambiental, como lo son las resinas posconsumo (que vienen con material plástico reciclado incorporado en su fabricación).

La alianza

Este acuerdo, que durará tres años, tiene como marco de actuación mejorar la capacidad de Reciclar S.A. para procesar residuos a mayor escala y producir más de 6.500 toneladas de materiales plásticos posconsumo de alta calidad bajo la marca REVOLOOPTM.

En base a esto, Dow destacó tres objetivos ambiciosos a nivel global que busca implementar también en Argentina: economía circular (close the loop), la neutralidad de carbono (protect the climate) y transformar los residuos para que tengan mayor valor (transform the waste).

Esta alianza, contempla el involucramiento estratégico de la plataforma global de Dow, Pack Studios, que tiene su sede en Brasil, específicamente en Jundiaí (SP) y cuenta con instalaciones de laboratorio, maquinaria especializada y experiencia para fomentar la innovación y el desarrollo de resinas que incorporen material reciclado, permitiendo a las dos empresas abordar los desafíos principales del mercado argentino de empaques.

Martín Bianchi, gerente Senior de Sustentabilidad de Producto de Dow, destacó: «Estamos trabajando activamente con socios estratégicos para mejorar sus capacidades y empoderarlos en el camino hacia la circularidad. Este es un ejemplo de apoyo al crecimiento de la comunidad y a la industria local, que, al mismo tiempo, nos acerca a nuestros objetivos de sustentabilidad”.

Reciclar S.A., enfocada en el reciclaje en Argentina con tecnologías y líneas de procesamiento de última generación, se ha convertido en un aliado clave para Dow. La compañía es líder en la gestión y recuperación de residuos plásticos en Argentina, con la capacidad de recuperar más de 2.,500 toneladas al mes.

Se espera que, con este acuerdo, la capacidad aumente un 10 % y así alcanzar a 2.750 toneladas mensualmente/mes. Para 2035, Dow busca recolectar 1.5 millones de toneladas métricas de plástico a través de acciones directas o asociaciones.

Nicolás Pell Richards, director de Reciclar S.A., expresó: «La colaboración con Dow marca un paso significativo para nuestra empresa y nuestra relación con recicladores y cooperativas de recogida de residuos. No se trata solo de formar una alianza, sino de empoderar a nuestra comunidad y enorgullecernos de nuestro progreso».

A su vez, el ejecutivo precisó que «a través de colaboraciones como esta, estamos mejorando la calidad de nuestros productos y generando un impacto real en la vida de quienes contribuyen a nuestros esfuerzos de reciclaje. Esto ejemplifica nuestra dedicación a prácticas sostenibles y al impacto positivo que podemos crear juntos.»

Trabajo en conjunto

Dow y Reciclar S.A. trabajarán activamente en el fortalecimiento de capacidades y el empoderamiento de la comunidad local, impulsando así el camino hacia la circularidad. Esta colaboración no solo apoya el crecimiento de la comunidad y la industria, sino que también contribuye a abordar desafíos clave en Argentina y a construir ecosistemas circulares más sólidos, destacaron.

Este acuerdo representa un paso significativo hacia un futuro más sostenible y circular en el país, subrayando el compromiso conjunto con la gestión responsable de residuos y la creación de un entorno circular más robusto y eficiente. 

Santiago Bacigalupo, director de Ventas de Empaques y Plásticos Especiales de Dow, aseveró: “La sustentabilidad es la base de nuestro negocio y así lo reflejamos todos los días. Esta colaboración con Reciclar S.A representa nuestra creencia en el poder de la acción colectiva y refuerza la posición de Dow como socio de innovación sostenible en Argentina. Trabajando de la mano, estamos contribuyendo a desbloquear el valor de los residuos plásticos”.

Este acuerdo representa un hito significativo en el compromiso de ambas entidades con la sustentabilidad y la gestión responsable de los residuos, aseguraron desde las compañías.

, Redaccion EconoJournal

Siemens presentó en la Argentina Siemens Xcelerator, una plataforma que facilita la colaboración y co-creación entre miembros complementarios del ecosistema industrial ayudando a acelerar la transformación digital de las organizaciones. Desde su Marketplace promueve una comunidad entre clientes, partners y desarrolladores, facilitándoles el acceso a los más altos estándares de innovación y calidad, en un ecosistema tecnológico que crea valor para todos los participantes, según precisaron desde la compañía.

Combinando el mundo real con el mundo digital, la firma ofrece un portafolio acertado de software, IOT hardware y servicios en el cual Siemens Xcelerator funciona como un espacio de interacción entre:

• Clientes: un lugar para aprender, explorar y adquirir soluciones verticales específicas que se pueden adaptar a sus necesidades. 

• Socios: donde destacar sus ofertas y soluciones clave.

• Desarrolladores: un espacio para la colaboración y para ampliar recursos técnicos.

El lanzamiento se realizó durante el evento, “TechXperience, la ruta hacia la transformación digital”, con el objetivo de proporcionar un espacio para promover la economía del conocimiento y la colaboración, donde la innovación y la tecnología convergen para acelerar el futuro de la transformación digital en Argentina y la región de una manera sostenible y con un impacto positivo en la sociedad.

En base a esto, Eduardo Gorchs, CEO de Siemens Sudamérica, explicó: “La tecnología nos permea cada vez más, año a año. Comenzó por el comercio y se adaptó de forma intensiva y a gran velocidad. Hoy es el tiempo de la industria. Siemens, como empresa líder en tecnología y con una experiencia de más de 166 años en el país está para acelerar este proceso y llevar a la industria hacia un modelo digitalizado y sostenible con foco en la descarbonización”.

El encuentro

El evento, que tuvo lugar este martes 28 de noviembre, contó con la presencia de Sebastián Mocorrea, presidente de Argencon quien participó como Keynote speaker del panel “Economía del Conocimiento: Impacto Económico de la Digitalización Global” y habló acerca del proceso de transformación digital y la Economía del Conocimiento para el desarrollo de talento.

Mocorrea destacó que “el mercado de la economía del conocimiento a nivel global está creciendo a ritmos acelerados y las posibilidades en Argentina son inmensas».

Asimismo, detalló que durante el primer semestre del 2023 se generaron en el país más de 8.000 millones de dólares en exportaciones de servicios del conocimiento. Y sostuvo que esto se dio «gracias a que Argentina cuenta con un recurso estratégico que es el talento: alrededor de 486.000 profesionales trabajan en el sector”.

Además, en el evento Gorchs dialogó con Judith Wiese, miembro del Directorio global de Siemens AG y directora de People and Sustainability, quienes entablaron una conversación acerca de la importancia de la transformación digital en las industrias e infraestructuras, la transición energética y empleabilidad sostenible.

Wiese exhibió que «el mundo consume recursos naturales 1.7 veces más rápido de lo que nuestro planeta puede generar. En Siemens, creemos en el concepto de sostenibilidad como impulsor del negocio. Durante más de una década, hemos intensificado nuestros esfuerzos de descarbonización para ser neutrales en carbono en nuestras propias operaciones para 2030».

También agregó: «Implementamos políticas de sostenibilidad en las operaciones de nuestros clientes. Hoy en día, más del 90% del negocio de Siemens contribuye positivamente a resultados sostenibles para nuestros clientes».

A su vez, hizo hincapié en el uso de gemelos digitales para poder analizar y revertir procesos antes de que tengan un impacto en el mundo real. «Con estas herramientas, tenemos la capacidad de generar un mayor impacto para las personas y las empresas», enfatizó Judith Wiese.

De igual manera, subrayó: «Debes reinventarte varias veces para mantener tus habilidades relevantes». Y se refirió a la colaboración y la creatividad como dos ejes muy importantes. Además, sostuvo que las habilidades digitales y las competencias relacionadas con la sostenibilidad también son necesarias para una transformación exitosa. «La capacidad para colaborar en redes y cómo logramos que las personas formen asociaciones contribuirá positivamente a la sostenibilidad», enfatizó.

Otros ejes

Además, con el objetivo de mostrar cómo la tecnología impacta en los negocios y cómo clientes de diversas industrias atraviesan sus retos de informatizarlos, se realizó el panel “Acelerando la transformación Digital”, que integraron Cecilia Dos Santos de Allkem Limited, Luis María Balbuena (Empresa Provincial de Energía de Córdoba); Marcelo Marinelli (Louis Dreyfus Company -LCD);Antonella Tassaroli, directora de Recursos Humanos, Sostenibilidad de Tassaroli y la mencionada Judith Wiese. El intercambio estuvo moderado por Dalma Parisi, de Siemens Argentina.

Allí, Tassaroli, comentó: “La transformación digital es la herramienta elegida por Tassaroli para lograr el crecimiento y sostenibilidad de la empresa. Es una herramienta de impacto evolutivo para la transición energética, la sostenibilidad, y darle lugar al talento. Nos demostró que para llevar adelante la transición digital es importante dar capacidades, formarnos y repensar cómo trabajar”.

Balbuena, en tanto, se refirió a la transformación digital en empresas: “Fue una necesidad en la pandemia, no una opción. Desde la alta dirección, estos cambios exigían nuevos roles y funciones para todas las personas de la dirección”.

Por su parte, Marinelli enfatizó en los aprendizajes que tuvieron como compañía: “Haber integrado un departamento de IT / OT (Automation) Convergence nos permitió hacer transformaciones de manera menos traumática. Sin embargo, medir el repago de estas iniciativas no es fácil. La paciencia y expectativas deben dar el tiempo necesario para que la implementación madure y comience a funcionar al 100%”.

Dos Santos, en tanto, destacó el uso de gemelos digitales en el proceso de transformación digital: “Necesitamos contar con un entorno digital para avanzar. Construir gemelos digitales que nos permitan planificar escenarios en el tiempo, tomar decisiones y mejorar procesos y plantear distintas estrategias es un elemento clave en este proceso”. 

La plataforma

El encuentro dio lugar a la presentación de Siemens Xcelerator, la nueva plataforma de negocios digital, ágil, flexible, interoperable, escalable y abierta de la firma, desarrollada para brindar acceso a la cartera de soluciones digitales y de automatización, destinadas a optimizar los diversos procesos de las empresas y su infraestructura.

Con el lanzamiento de Siemens Xcelerator, el portafolio de Siemens se transformó hacia aplicaciones más abiertas, con soluciones basadas en la nube, as-a-service y con hardware habilitado para IoT, que puede actualizarse constantemente y que, al mismo tiempo, habilita el impulso de la colaboración mediante un ecosistema de partners, según comunicaron.

Además, teniendo en cuenta que la ciberseguridad es esencial para la digitalización, con conocimientos y expertos, tecnología de última generación y los partners adecuados, Siemens Xcelerator ofrece la mejor protección posible disponible en el mercado.

, Redaccion EconoJournal

El gasoducto Mercedes-Cardales, una de las obras complementarias del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK), comenzó la fase de transporte de gas. Según informaron desde Energía Argentina (Enarsa), este ducto permitirá un ahorro diario en verano de cuatro millones de dólares por día en sustitución de combustibles importados.

Esto es así porque el objetivo del nuevo ducto consiste en reemplazar combustibles líquidos para la generación de energía eléctrica en las centrales térmicas de Santa Fe y el norte de la Provincia de Buenos Aires.

El ducto

Se trata de un gasoducto de alta presión de 30 pulgadas de diámetro y 80 kilómetros de extensión, para transferir gas de Vaca Muerta desde el sistema troncal del sur al del norte.

Su abastecimiento se logró gracias a los 11 millones de m3/día de gas que aporta el GNK desde Vaca Muerta, a través del tramo Tratayén-Salliqueló y la ampliación del Loop de Ordoqui en el sistema de Transportadora Gas del Sur (TGS).

Según precisaron, una vez que esté finalizada la Planta Compresora de Mercedes, que en la actualidad se encuentra en ejecución, el gasoducto Mercedes-Cardales podrá transferir hasta 15 millones de m3/día desde TGS a TGN, permitiendo así la sustitución de US$ seis millones diarios en promedio de combustibles líquidos para la generación termoeléctrica.

Desde Enarsa comunicaron que “a través de esta obra se brinda mayor flexibilidad a la transferencia entre los sistemas de transporte de alta presión operados por TGS y Transportadora Gas del Norte (TGN) en la zona de GBA, aportando confiabilidad en el suministro a los grandes centros urbanos y reduciendo la necesidad de gas natural importado”.

, Loana Tejero

A menudo la adopción de energía solar se ha visto obstaculizada por la complejidad del proceso de búsqueda o contratación de instaladores y las inversiones iniciales. Sin embargo, Solar Linkers lanzó una plataforma que permite que las personas y empresas puedan instalar fácilmente este tipo de energía.

En base a esto, Emiliano Eftimio, fundador de Solar Linkers, afirmó: “Vimos que había muchísimas personas que tenían deseos de subirse a la ola solar pero que no sabían a quién acudir o necesitaban educarse un poco más en el tema para ganar confianza y dar ese primer paso de contratar un servicio de instalación”.

Asimismo, el ejecutivo sostuvo que desde la compañía el objetivo es achicar la brecha de desconfianza aportando transparencia y facilitando la decisión de contratación.

Mediante esta iniciativa, cualquier empresa o persona, sin necesidades de conocimientos técnicos, puede generar una solicitud de instalación y ser autoguiado en todo el proceso. “Una vez que se genera esta solicitud, dentro de las 48 horas posteriores el usuario recibe alrededor de tres presupuestos de instaladores o empresas cercanos a su ubicación para que pueda comparar cuál le conviene más o le brinda la mejor experiencia y tomar la mejor decisión”, explicó Eftimio.

Qué herramientas ofrece Solar Linkers

La plataforma proporciona un cotizador online con una interfaz intuitiva y amigable que guía a los usuarios a través de un proceso paso a paso para calcular las necesidades de energía de sus hogares, campos o empresas. Con solo ingresar información básica sobre la ubicación, el consumo energético y otros detalles relevantes, se genera una solicitud de instalación que permite a los instaladores realizar un primer presupuesto del trabajo, según precisaron desde la empresa.

Además, cuenta con un directorio de instaladores calificados, clasificados por ubicación y especialidad para que los visitantes puedan saber que profesionales se encuentran cerca de su zona y conocer más sobre sus servicios, equipo y trayectoria.

Acceso gratuito y sin necesidad de conocimientos técnicos

Desde la compañía indicaron que “una de las principales ventajas de Solar Linkers es su accesibilidad. No se requieren conocimientos técnicos previos, ya que la plataforma se ha diseñado pensando en la facilidad de uso para todos los usuarios”.

También, marcaron: “Aquellos que siempre han deseado adoptar energía solar en sus hogares o negocios ahora pueden hacerlo sin dificultades, tomando decisiones informadas y conscientes sobre su inversión en energía limpia”.

Además, es totalmente gratuita y se puede acceder desde cualquier dispositivo con conexión a internet.

Un nuevo horizonte laboral para los instaladores de energía solar

Desde la firma plantearon queSolar Linkers no sólo beneficia a los usuarios interesados en adoptar la energía solar, sino que también presenta una oportunidad para que los instaladores puedan instalar más y mejor, optimizando su tiempo, dinero y esfuerzos. 

Al registrarse en la plataforma, los profesionales pueden conectarse con clientes potenciales que estén buscando servicios solares en su área cercana. “Esto fomentará la creación de empleo y el crecimiento de la industria de la energía solar, al tiempo que proporciona a los clientes acceso a instaladores calificados y confiables”, aseguraron desde la empresa.

Además, Eftimio contó su experiencia y destacó: “Recibíamos muchas quejas por parte de los profesionales respecto de que malgastaban muchísimo tiempo, dinero y esfuerzos en tratar con usuarios “Doña Rosa”, le decimos nosotros. Es decir, usuarios que no tenían claro lo que querían y no les brindaban precisiones sobre sus requerimientos y necesidades a los instaladores. “Ahí encontramos un punto de dolor y fue donde forjamos uno de nuestros principales diferenciales: la gran cantidad y calidad de información precisa que reciben los instaladores sobre cada uno de los trabajos”, precisó.

Cada solicitud cuenta con información básica como consumo mensual, tipo de instalación, etc. hasta datos técnicos precisos como geolocalización, inclinación y orientación de las superficies de trabajo y hasta imágenes de los lugares de trabajo y de las facturas de luz.

Todos los instaladores activos en la plataforma tienen su propio perfil a medida. Esto les permite posicionarse y aumentar su alcance y visibilidad tanto dentro de Solar Linkers como en Google, gracias al SEO optimizado sobre el que se estructura cada parte de la web.

El futuro de la energía solar al alcance de todos

Por último, desde la empresa remarcaron que el lanzamiento de Solar Linkers es un paso significativo hacia un futuro más sostenible y limpio. La posibilidad de acceder a servicios de energía solar sin complicaciones y sin costo alguno permitirá que más personas se beneficien de esta fuente de energía renovable. Asimismo, la plataforma crea oportunidades laborales para los instaladores de energía solar y fomenta el crecimiento de la industria en su conjunto.

También que “a partir de hoy, la energía solar está al alcance de todos, sin importar su experiencia técnica, y el mundo se encamina hacia un futuro más sostenible y ecológico”.

Más información en este link.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía otorgó a fines de noviembre nuevos cupos y ampliaciones de cupos ya existentes para el abastecimiento de la mezcla obligatoria de etanol con naftas. Antes de que se publicara la nueva resolución 960/23, los cupos otorgados sumaban 1.124.400 metros cúbicos (m3) anuales y la demanda está en torno a 1.200.000 m3. Se suponía que con 250.000 m3 se cubría esa diferencia y quedaba una reserva para hacer frente al crecimiento potencial de la demanda, pero la resolución final terminó asignando 413.100 m3.

De esos 413.100 m3, 157.300 m3 son ampliaciones de cupo para proyectos ya existentes y 255.800 m3 son nuevos cupos para tres sociedades anónimas que se supone que van a construir nuevas plantas de bioetanol en base a maíz: Biosanfe, Kalpa Group y Grancor. Fuentes del próximo gobierno de Javier Milei aseguraron a EconoJournal que van a poner la lupa en esas asignaciones.

¿Por qué 413.100 m3?

En los considerandos de la resolución 960/23, firmada por Flavia Royón, se afirma que se presentaron 11 solicitudes de nuevos cupos y/o ampliaciones de cupos existentes de bioetanol, de los cuales 7 de ellas cumplieron con la totalidad de los requisitos establecidos en la disposición 4/23 que fijo la Subsecretaría de Combustibles que conduce Federico Bernal.

Luego se aclara que “la sumatoria de los volúmenes de bioetanol adjudicables a dichos proyectos es inferior al volumen de bioetanol requerido para satisfacer la demanda proyectada de bioetanol de 413.500 m3 anuales estimada para el año 2026”. Por lo tanto, “corresponde asignar la totalidad del volumen solicitado por las empresas”. Es decir, casualmente las empresas ofertaron en conjunto prácticamente la misma cifra que la demanda de bioetanol proyectada para 2026 y entonces se decidió complacerlas a todas.

Lo llamativo es que ni en la convocatoria inicial publicada en julio a través de la resolución 614/23 ni en la disposición 4/23 que reglamentó las pautas y requisitos se hace referencia alguna a esos 413.500 m3 anuales. La cifra aparece recién en los considerandos de la resolución 690/23 que asignó los nuevos cupos y ampliaciones a fines de noviembre.

La coincidencia casi exacta entre los 413.100 m3 solicitados por las empresas, y asignados por el gobierno en su totalidad, y la cifra proyectada de la demanda para 2026, generó sospechas en la industria. Una fuente conocedora de la negociación aseguró a EconoJournal que se trata de un caso de regulación inversa: “Acordaron un volumen de adjudicación y después dibujaron el número de la demanda proyectada para justificar esa adjudicación”.

La demanda actual está en torno a los 1,2 millones de m3 anuales. Si se suman 413.100 m3 anuales llegaría a más de 1,6 millones en 2026. Eso supone un crecimiento de poco más de 10% anual durante los próximos 3 años, algo altamente improbable frente al contexto de recesión económica que se avecina.

De hecho, la Asociación Argentina de Biocombustibles e Hidrógeno estimó que en el mismo período la demanda treparía a 1.410.000 m3 anuales tomando como supuesto un crecimiento acumulativo de 2,5% en 2024, 4% en 2025 y 5% en 2026. Es una suba menor a la que se viene registrando actualmente, pero razonable si se toman en cuenta los ajustes que anunció el gobierno de Milei.

Una posibilidad, no aclarada en la resolución 960/23 de adjudicación, es que la proyección del gobierno de Alberto Fernández haya contemplado además una suba del porcentaje de corte de bioetanol con las naftas. El porcentaje vigente es del 12% y en los últimos meses se había estado especulando con subirlo al 15%, decisión a la que se oponen tanto la Asociación de Fabricantes de Automotores (ADEFA), por cuestiones que tienen que ver con la tecnología de los motores, como los refinadores. En las últimas horas se especulaba incluso con la posibilidad de que el gobierno publicara antes de irse una resolución ampliando el porcentaje de mezcla.

, Fernando Krakowiak

La decisión del gobierno nacional de desacoplar los precios locales del crudo de la cotización internacional del barril supuso para la provincia de Neuquén una pérdida de 155 millones de dólares este año y más de 600 millones si se contabiliza el acumulado del período 2020-2023, según un relevamiento realizado por Econojournal entre petroleras y consultores del sector privado.

Esa pérdida es la consecuencia directa del congelamiento de los combustibles porque cuando se avanza con esa política la variable de ajuste termina siendo el precio del petróleo en el mercado interno y la provincia se ve afectada ya que cobra regalías por el valor de venta del crudo. Esta es una medida a la que han venido recurriendo los distintos gobiernos en años electorales.

Un ejemplo de esta situación fue el congelamiento por 90 días del precio de los combustibles que anunció el ministro de Economía Sergio Massa a mediados de agosto. La letra chica de ese acuerdo supuso una baja del precio local del crudo para evitar la destrucción del margen del complejo de destilación.

Los productores, que hasta entonces venían recibiendo entre 60 y 61 dólares por el crudo Medanito, pasaron a recibir 56 dólares por barril a partir de agosto. El valor del ‘barril criollo’ se ubicó así casi 20 dólares por debajo de la paridad de exportación de entonces con el consiguiente impacto en el cobro de regalías. De hecho, desarmar esa bomba generada por el atraso del precio de los combustibles es uno de los principales desafíos que tiene por delante la gestión de Javier Milei en materia de energía.

El gobernador electo Rolando Figueroa junto al gobernador saliente Omar Gutiérrez

Ese desfasaje también existió en los años previos. De hecho, se estima que en 2021 Neuquén dejó de percibir regalías e ingresos brutos por 122 millones de dólares; en 2022, por 364 millones de dólares; y en 2023, por 155 millones de dólares, lo que eleva la cifra total por encima de los 600 millones.

Fuentes de empresas productoras de hidrocarburos indicaron que esos recursos económicos que dejó de percibir la provincia podrían haber utilizado para construir infraestructura básica como caminos, redes de agua y de gas, hospitales y/o escuelas, que tienen un impacto directo en el crecimiento de Vaca Muerta ya que permite reducir costos, fortalecer la seguridad de los trabajadores y mejorar la calidad de vida de las personas que viven en las comunidades cercanas a los yacimientos, como Añelo o Rincón de los Sauces.

, Redaccion EconoJournal

La Organización de Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) comunicó que Brasil se transformará en otro país aliado dentro del esquema OPEP+. El gobierno de Lula da Silva recibió el jueves pasado la invitación y el líder brasileño confirmó el sábado que se sumará al grupo. A su vez, varios países acordaron mantener e incrementar sus recortes voluntarios de producción de crudo durante los primeros meses del año próximo, totalizando 2,2 millones de barriles por día.

Brasil evalúa sumarse a la OPEP+

La organización informó que Brasil se sumará a la Carta de Cooperación de la OPEP+ a partir de enero. En la reunión ministerial virtual el ministro de Minas y Energía del Brasil, Alexandre Silveira de Oliveira, aclaró que el presidente Lula da Silva recibió la invitación a formar parte de la OPEP+ y que el tema será evaluado por el área técnica del gobierno, aunque mandatario brasileño ya dio por hecho que formarán parte de ese espacio.

“Es un momento histórico para Brasil y la industria energética, abriendo un nuevo capítulo de diálogo y cooperación internacional en el campo energético”, afirmó el ministro. Silveira destacó el papel de la OPEP+ en el mantenimiento de la “estabilidad de los mercados del petróleo y la energía”. Añadió que esta “estabilidad trae beneficios no sólo a los países productores de petróleo, sino también a los consumidores”.

“Sólo un detalle adicional. Todo está bien, de acuerdo. Hay una etapa de análisis detallado por parte de nuestro equipo técnico del documento recién recibido, que forma parte del protocolo brasileño. Y como Brasil presidirá el G20, y especialmente el tema de la energía y también la COP30 en 2025, es importante que la adhesión de Brasil se lleve a cabo, si es posible, en un evento cara a cara en Viena con los demás ministros«, explicó Silveira.

Durante el fin de semana, Lula da Silva afirmó que el objetivo es liderar la transición energética entre los países petroleros. «Brasil no participará en la OPEP, sino en la OPEP+. Destaquemos la importancia de superar la política de combustibles fósiles, para que los países que ganan dinero con esta política puedan invertir en la energía del futuro, la energía verde. Esta superación es un deseo, pero el camino para llegar a ella es un desafío», afirmó el presidente en la red social X.

Implicancias

La adhesión de Brasil al esquema OPEP+ tendrá implicancias estructurales para el mercado petrolero brasileño, apuntó en un análisis detallado el experto en mercados energéticos Anas Alhajji. «Las compañías petroleras nacionales poseen y operan los campos en muchos países de la OPEP. Petrobras posee y opera campos de petróleo y gas en Brasil, pero es una empresa que cotiza en bolsa y cotiza en las bolsas de Estados Unidos y Europa. Si reduce la producción junto con otros miembros de la OPEP, podría enfrentar algunos problemas legales en Estados Unidos y Europa«, apuntó.

Las petroleras en los países que integran la OPEP o aliados suelen incluir en sus contratos con compañías de servicios y otras petroleras una clausula que obliga a recortar la producción si el gobierno lo solicita dentro de la cuota de la OPEP. «Muchas compañías petroleras internacionales operan en Brasil y los contratos NO incluyen dicha cláusula. El gobierno no puede obligarlos a recortar si la OPEP+ se lo pide«, explicó Alhajji.

Para el Brasil el principal beneficio tangible de integrarse al esquema sería la coordinación en la reducción de la producción cuando los precios colapsan. Pero el analista apunta al beneficio político de un movimiento de semejante magnitud. «Probablemente el mayor beneficio de ser miembro de la OPEP+ en el futuro es que los miembros se mantendrán unidos contra ciertas políticas que dañan sus industrias de petróleo y gas. La ironía aquí es que Brasil estuvo a la vanguardia de la lucha contra la OPEP en la década de 1970 al adoptar biocombustibles y combustibles flexibles. Este no es el caso ahora, después de la producción masiva de petróleo en alta mar», analizó.

Recortes voluntarios

La OPEP+ discutió en la 36.ª cumbre ministerial celebrada el jueves pasado la producción de crudo en 2024 en un contexto de pronósticos de potencial sobreoferta en el mercado y del fin del recorte voluntario de un millón de barriles diarios de producción por parte de Arabia Saudita en diciembre.

Finalmente, se acordaron incrementos en algunos recortes voluntarios de producción por país que quitarán del mercado unos 900.000 barriles diarios. Con este incremento el recorte total voluntario (por fuera de las cuotas de producción) ascenderá a 2,2 millones de bpd entre enero y marzo de 2024. Estos recortes voluntarios se calculan a partir del objetivo de producción requerido para todo el 2024 según la 35.ª Reunión Ministerial de la OPEP celebrada en junio, definido en 40.463.000 millones de bpd.

Los recortes voluntarios se distribuyen de la siguiente manera: Arabia Saudita (un millón de bpd), Irak (223.000 bpd), Emiratos Árabes Unidos (163.000 bpd), Kuwait (135.000), Kazajstán (82.000), Argelia (51.000) y Omán (42.000). Esto se complementa con la decisión de Rusia de mantener el recorte de 500.000 hasta marzo, distribuidos en 300.000 barriles menos de producción de crudo y 200.000 barriles menos de exportación de combustibles.

El anuncio no tuvo mayor impacto en los precios internacionales del crudo. El Brent abrió la jornada del viernes levemente a la baja, cotizando a US$ 80 por barril al cierre de esta publicación.

, Nicolás Deza

Francisco Grosse, gerente de Desarrollo de proyectos de hidrógeno y captura de carbono en Tecpetrol; Dolores Brizuela, directora comercial de Hidrocarburos y Energía para América Latina de Dow; Virginia Snyder, especialista Senior en Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID); y Ariel Pérez, gerente de Energías Renovables de Hychico, analizaron cuáles son las oportunidades que posee la Argentina para llevar a cabo una transición justa. En su participación en el Energy Day, el evento energético organizado por EconoJournal, los speakers remarcaron la necesidad de que existan incentivos que potencien el desarrollo y las inversiones que se necesitan a fin de poder aprovechar todos los recursos con los que cuenta el país.

En el panel dedicado a la descarbonización y electrificación, los oradores hicieron foco en el rol que puede ocupar el hidrógeno en la Argentina y en la región de cara a la transición. Esto es así porque el hidrógeno se puede utilizar para diversos procesos tales como la producción de amoníaco, en acerías, refinerías o como combustible.

Los speakers advirtieron que los costos de producir hidrógeno de forma local son elevados y que es preciso aprovechar la ventana de oportunidad que se abre ante la gran producción de gas natural que posee la Argentina y continuar con el desarrollo del litio, dos recursos claves en este proceso de cambio de matriz productiva.

El rol del hidrógeno en la transición

En su intervención, Grosse aseguró que la huella más fuerte del grupo Techint tiene que ver con la producción de acero y, por lo tanto, con Ternium y Tenaris. En base a esto, planteó que ese sector tiene como alternativa el hidrógeno en lugar de gas natural o de captura y almacenamiento de dióxido de carbono. Por lo que desde Tecpetrol se diseñó una unidad de negocios de transición energética que tiene como objetivo ayudar al grupo a encarar el proceso de descarbonización.  

No obstante, indicó que resulta complejo hablar del hidrógeno en el país por el contexto económico, pero que lo ven como una oportunidad en el largo plazo. En esa línea, se refirió a la política llevada a cabo por Estados Unidos en donde explicó que el presidente Joe Biden impulsó varios incentivos para el desarrollo del hidrógeno que permiten el pago del 70% del costo del capex de captura. Por esta razón, remarcó que será clave que existan herramientas que permitan llevar adelante este tipo de desarrollos por el potencial que tiene la Argentina.

Brizuela también marcó la necesidad de que existan incentivos que permitan llevar a cabo el negocio del hidrógeno en el país. En ese sentido, informó que Dow- uno de los principales players de la industria petroquímica global- considera al hidrógeno azul como una de las alternativas para lograr la descarbonización y que anunció un cracker carbono neutral que se va a construir en Canadá el año que viene y va a estar operativo para 2027.

Aún así, la ejecutiva de Dow planteó que “en Argentina es difícil, acá no hay penalidades. Creo que tenemos que pensar en incentivos. Tenemos que ver cómo colaborar con las empresas, cámaras y gobiernos para lograr incentivos que sean acordes para hacer algo eficiente”.

Pérez, referente de Hychico -compañía dedicada a la producción de hidrógeno y oxígeno y a la generación de electricidad con base en energías renovables- sostuvo que el hidrógeno permitirá democratizar la energía y que lo que buscan es lograr una sinergia, que no se trata sólo de generar energía, sino que hay toda una cadena de valor hasta la producción de hidrógeno.

Es por esto que el ejecutivo de Hychico expresó: “Podemos almacenar el hidrógeno, exportarlo, abastecer a industrias. Puede ser materia prima para fertilizantes, para procesos”. Sin embargo, advirtió que la economía del hidrógeno, las tecnologías y los mercados aún están en desarrollo, pero que hay mercados internacionales y que desde la compañía entienden que una opción es prepararse para esos mercados para que Argentina sea un actor importante, que pueda exportar y ganar escala.

Pérez celebró la estrategia nacional de hidrógeno que posee el país desde septiembre y consideró que la clave es planear qué hacer en el plano local. También, que resulta clave la integración regional, mejorar la infraestructura y aliarse en cuanto a las normativas.

A su vez, comentó que desde Hychico a lo largo de los años han seguido los desafíos de las tecnologías como hidrógeno líquido, líquidos orgánicos, amoníaco. Por esto, adelantó que se encuentran evaluando un proyecto de exportación vía amoníaco. Aun así, advirtió que hacen falta consorcios internacionales e intercambiar experiencias.

Descarbonización

Snyder, en representación del BID, argumentó que el rol como banco de desarrollo es empujar a una Argentina exportadora en donde la industria logre la descarbonización. A su vez, consideró que es preciso demostrar que esa producción viene de una generación limpia y que hay que trabajar en la parte política, de regulación e incluir a la participación de las poblaciones aledañas a los proyectos.

La ejecutiva del BID aseveró que el desarrollo territorial es muy importante, así como también el fortalecimiento de las capacidades para poder lograr que los estudios de impacto ambiental estén al nivel que piden los inversores.

También, Snyder reparó en la necesidad de revisar la cuestión tarifaria. “No va a haber una transición si no hay transmisión. Tenemos que revisar el tema de las tarifas. Deberá ser gradual y justo. Las tarifas en la parte de transmisión no incluyen la parte de la expansión y apenas están cubriendo los costos”, cuestionó.

En su participación en el Energy Day, detalló que será fundamental la transmisión para que haya electromovilidad, y para que se pueda lograr la descarbonización de la industria.  

El gas como el combustible de la transición y el papel del litio

Otro de los ejes sobre los que coincidieron los oradores fue sobre el papel que tendrá el gas natural. Grosse consideró que utilizar este recurso es parte de la transición justa porque permitirá reemplazar gasoil importado por gas natural de Vaca Muerta. “Tenemos gas, litio, y el hidrógeno debe acompañarlos. No tenemos que pretender que hoy el hidrógeno genere una balanza positiva, tendrá su camino y si Europa y Corea siguen traccionando la demanda podremos ser un jugador importante. Debemos usar el gas natural ahora que es lo que se está demandando”, sugirió.

A su vez, el ejecutivo de Tecpetrol subrayó que se deberá acomodar la macroeconomía del país porque la Argentina cuenta con recursos y también hacer competitivo el costo de capital para lograr un buen posicionamiento a nivel global.

Sobre el rol que tendrá el país de cara a los próximos años en relación al compromiso de las empresas y países de lograr la descarbonización, Brizuela exhibió que Argentina puede ser un exportador para ayudar a las distintas regiones a cumplir con esos objetivos.

También, coincidió con Grosse en cuanto al reordenamiento de la macroeconomía. “Se debe estabilizar la economía, que el país vuelva a operar de una forma normal, que uno pueda importar sin problemas, repatriar dividendos.Vaca Muerta es considerada política de Estado. La Argentina se está viendo como un lugar de futuro”, sostuvo.

De igual manera, la representante de Dow consideró que se deben llevar a cabo políticas públicas justas, que se pueda generar trabajo, exportaciones nuevas y recaudación de impuestos. 

Por último, Snyder hizo foco en los efectos del cambio climático y en la necesidad de lograr la descarbonización. En ese sentido, advirtió que los sistemas no están en condiciones de resistir los vientos, las altas temperaturas, o los incendios forestales. Por lo que reflexionó que es importante trabajar en la modernización a la hora de planificar nuevas iniciativas, líneas y también formar nuevos profesionales. 

, Loana Tejero

La rutina para cargar combustible de los habitantes de ciudades fronterizas con países limítrofes como Clorinda (Formosa), Iguazú (Misiones) o Salto (Entre Ríos), se alteró por completo en los últimos tiempos. Lo que era una práctica corriente se transformó en la actualidad en una operatoria que requiere una amplia planificación logística. Cada vez son más los habitantes de países limítrofes (Paraguay, Uruguay, Brasil y Chile) que cruzan la frontera para abastecerse de naftas y gasoil en la Argentina. Por eso, hoy es habitual observar filas de hasta varios kilómetros en algunas de estas ciudades para llenar el tanque. ¿Cómo se explica el fenómeno? Fundamentalmente, a partir de diferencia de precios de los subproductos del petróleo que existe entre la Argentina y el resto mercados de la región, que torna mucho más conveniente cargar combustibles en nuestro país.

Esta situación anormal, que se explica únicamente por la incompresible política del gobierno de Alberto Fernández de atrasar en demasía el precio de los combustibles con relación a los valores que se pagan en América Latina, tuvo bastante repercusión periodística en los últimos meses. Sin embargo, aún no estaba claro cuál era el costo real de esa situación genera para la Argentina, dado que aún no se había definido su orden de magnitud económica.

Lo que sucede el que el atraso de los precios en los surtidores locales incentiva artificialmente el consumo de combustibles en el país, provocando una mayor necesidad de importaciones justo en un momento en el que la Argentina adolece la falta de dólares. El absurdo es que, frente a ese escenario, una buena parte de los combustibles termina en el tanque de habitantes de países limítrofes que cruzan la frontera con el único interés de cargan naftas o gasoil. Andrés Cavallari, gerente general de Raízen, una de las tres mayores compañías del sector de refinación, estimó que el 50% de las naftas y diésel que se importaron en lo que va de 2023 fueron consumidas por automovilistas, transportistas y distribuidoras de la región.

Números

De acuerdo a los datos publicados por la Secretaría de Energía, que están actualizados hasta septiembre, durante los primeros nueve meses del año, la Argentina importó 992.453 m3 de gasoil grado 3 (de alta calidad) por un total de US$ 752 millones y 579.279 m3 de nafta premium por otros US$ 420 millones. La importación de combustibles motivó, en conjunto, la salida de US$ 1.172 millones del país.

Cavallari calculó estimativamente que “se importó sólo un 10% de las naftas y el diésel que se consumieron en el mercado interno» y destacó que «por un lado, eso es bueno porque habla de una solidez del parque refinador, que es capaz de cubrir con su producción un 90% de la demanda doméstica de combustibles». «De ese 10% (que se importó), la mitad terminó en países limítrofes en una venta transfronteriza producto de nuestra brecha cambiaria”, cuantificó el directivo durante su participación en Energy Day, el evento anual de EconoJournal. Por lo que, en base a estos números y medido en términos cambiarios, se puede sostener que el Banco Central (BCRA) perdió unos US$ 586 millones durante 2023 para subsidiar la provisión de combustibles para países vecinos.

Triple corrección

Tras ser consultado sobre cómo sería posible corregir esta situación, el ejecutivo de Raízen sostuvo que “esto no ocurre con intencionalidad, sino que son los daños colaterales que tiene el atraso tarifario en una economía que tiene apertura e intercambio con países limítrofes”.

Cavallari planteó que debe resolverse rápidamente la alta distorsión de los precios relativos en la Argentina, que el Índice de Precios al Consumidor (IPC) entre enero y octubre fue del 120%, mientras que el de los combustibles fue del 78%. Por eso, manifestó que si se corrige el tipo de cambio y el precio del crudo esto tendrá un impacto directo en el precio de los carburantes.

En cuanto a este punto, marcó que será esencial que las compañías del sector se reúnan con el gobierno entrante para encontrar una salida, que se refleje el verdadero costo del producto para limar las distorsiones y que esto permita sanear toda la cadena y justificar las inversiones que se están llevando a cabo en el upstream como en el downstream, particularmente en el sector de refinación.

Por último, el referente de Raízen aseveró que “en el crudo, el barril criollo que está muy por debajo en lo que es una paridad de exportación. Esto afecta a la cadena de los biocombustibles, a los márgenes de refinación y de comercialización. Además, el Estado forma parte de quienes están absorbiendo este impacto, lo que se ve reflejado en una menor recaudación de impuestos”.

, Loana Tejero