La primera ola polar del año que se registró el lunes y martes de la semana pasada, y que alcanzó a la mayoría del territorio del país, generó un fuerte aumento de consumo de energía y provocó que el sistema eléctrico opere nuevamente al límite. La demanda eléctrica a principios de la semana estuvo cerca de superar el récord de consumo invernal de 26.679 MW del 10 de julio del año pasado, según los registros de Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Este lunes se prevé un que la demanda supere los 26.400 MW.

Para abastecer el incremento de la demanda la compañía mixta requirió la semana pasada de la importación de hasta 2.250 MW, principalmente de Brasil. El Sistema Argentino de Interconexión (SADI) también se vio exigido en los últimos días por la salida de operación de manera imprevista de usinas de generación, sobre todo en centrales térmicas del Gran Buenos Aires (GBA), que dejaron cristalizada la vulnerabilidad del sistema ante el aumento de la demanda.

Entre lunes y martes de la semana pasada la temperatura mínima en el GBA, donde se concentra el mayor consumo de energía del país, llegó a 0° y la máxima sólo alcanzó los 12°. El consumo de energía el lunes trepó a los 26.495 MW a las 20.37, según datos de Cammesa, muy cerca del récord histórico de invierno. El GBA llegó a demandar hasta 11.080 MW, es decir, casi el 45% del consumo total de energía del país.

Una fuente que conoce de cerca al sector eléctrico señaló a EconoJournal que “estamos en días de máxima demanda, con alguna pérdida imprevista de oferta en GBA, una zona que va a estar más exigida hasta que se recupere la oferta perdida”. “De perderse más oferta grande en GBA podría haber inconvenientes por limitaciones de distribución”, advirtió.

Tal como publicó EconoJournal este miércoles, un dato relevante a tener en cuenta en este contexto es la reciente salida de operación de Atucha II (745 MW) para corregir irregularidades detectadas en el funcionamiento.

Turbinas GBA

Este medio confirmó de distintas fuentes oficiales que entre el domingo y lunes pasados salieron de operación algunas máquinas térmicas de manera imprevista, lo que ocasionó que el sistema opere todavía mucho más exigido. Las máquinas alcanzaron su máxima capacidad nominal y algunas quedaron sobrecargadas, según indicaron fuentes del sector.

El domingo 22 de junio a las 10:32 hubo una falla en la Central Costanera, una de las dos principales usinas encargadas de abastecer la demanda eléctrica del AMBA, que dejó fuera de servicio al primer ciclo combinado de la planta, instalado en 1995 (denominada Central Termoeléctrica Buenos Aires). Otra máquina que salió de servicio de manera imprevista (no programada para el despacho de Cammesa) fue la unidad a gas TG10 de la Central Térmica Dock Sud, que se desenganchó a las 18:26 también el domingo pasado por una rotura en el tubo de distribución de gas.

Además, en Central Puerto la unidad de turbovapor TV06 quedó indisponible el domingo a las 10:30 por pérdida de nitrógeno y la máquina TV05 de la misma planta se desenganchó a las 18:36 y volvió a estar operativa recién el lunes a las 8:07.

Cómo operó el sistema en el pico

El incremento de la demanda de gas natural de los usuarios residenciales para calefacción durante la ola polar generó que se reduzca la oferta disponible del fluido para las centrales de generación. Por este motivo las plantas operaron con más combustibles líquidos como el fuel oil o gasoil. Incluso para cubrir el pico de demanda aumentó la generación a carbón en la Central Térmica San Nicolás. El lunes sólo hubo disponible para las centrales térmicas 36 millones de metros cúbicos de gas natural por día (MMm3/d) y el martes la disponibilidad bajó a 29 MMm3/d.

El pico de demanda de energía de 26.495 del lunes a la noche se cubrió con 13.294 MW de generación térmica, 6.364 MW de represas hidroeléctricas, 3.500 de fuentes renovables y 1.374 MW nucleares. Se suma también 1.715 MW importados de Brasil y 228 MW de Uruguay. Las reservas fueron de 1.908 MW, un 7,2% de la generación disponible que debe administrar Cammesa.

Resto del país

La central térmica Loma de la Lata de Neuquén tiene indisponible hasta el 30 de junio la usina a gas TG04. La planta Lujan de Cuyo de Mendoza continúa fuera de servicio para una revisión de la cámara de combustión y no hay una previsión exacta para la vuelta en operación. Por su parte, el segundo ciclo combinado de Central Costanera en el GBA continúa indisponible por mantenimiento estacional. Se prevé que la unidad a gas TG09 de la planta vuelva a operar a partir de este jueves y la TG08 desde el 30 de junio.

Por último, las turbinas a gas TG01 y TG02 de la Central Térmica Guillermo Brown, ubicada en las afueras de Bahía Blanca, están fuera de servicio por reparación de daños por la histórica tormenta e inundaciones de marzo.

En la generación hidroeléctrica, que aporta energía de base y es clave para la disponibilidad de las reservas, la planta de Yacyretá (Corrientes) tiene dos de sus 20 unidades indisponibles y Río Grande (Córdoba) dos grupos (usinas) fuera de servicio de cuatro que en total tiene el complejo.

Una fuente privada indicó a EconoJournal que “si los pronósticos para el verano son superiores a los 30.000 MW directamente no va a alcanzar la potencia del país”. Y advirtió: “el sistema está muy vulnerable. En uno o dos años no habrá más potencia y no se está haciendo nada”.

, Roberto Bellato

“La maravilla de la política consiste en convertir en obras concretas lo que siempre fueron sueños”, aseguró Cristina Fernández Kirchner el 4 de febrero de 2015 en Beijing cuando firmó la orden de inicio para la construcción de las represas de Santa Cruz. El plan preveía que ambas estuviesen terminadas en cinco años y medio, pero luego de una década se construyó menos del 30% y hace casi dos años que la obra está parada por reclamos cruzados entre los contratistas y el Estado. EconoJournal confirmó con fuentes oficiales y privadas que la intención del gobierno de Milei es reactivar al menos la central Jorge Cepernic (ex La Barrancosa), la obra más chica del complejo y la que tiene el mayor grado de avance, pero la negociación continúa empantanada.

Las diferencias

La Unión Transitoria de Empresas (UTE) que integran la china Gezhouba, Eling (ex Electroingeniería) e Hidrocuyo detuvo la construcción en noviembre de 2023 porque el gobierno de Alberto Fernández había dejado de pagar certificados de obra y porque el Estado acumula una deuda con el consorcio que, según fuentes cercanas a la UTE, llega a los 400 millones de dólares.

El gobierno de Milei retomó esa negociación, pero luego de un año y medio siguen sin ponerse de acuerdo en ninguno de los dos puntos. Con respecto al pago de los certificados de avance de obra, la posición oficial es que no se pagan porque dejaron de llegar fondos del crédito chino. En el informe presentado el jueves pasado en el Senado, el jefe de Gabinete Guillermo Francos sostuvo que “las solicitudes de desembolso deben ser efectuadas por el contratista, y no ha presentado solicitudes de nuevos desembolsos desde el 16 de diciembre del 2022”.

Cerca de la UTE, en cambio, afirman que “los fondos no deben ser pedidos por las empresas porque el cliente del crédito es el Estado nacional”. Fuentes oficiales insisten en que no tienen problema en viabilizar esa solicitud, pero remarcan que el año pasado los privados no quisieron firmar ese pedido. “Lo que sucede es que, para pedir ese desembolso, tanto Enarsa como las contratistas tienen que firmar un documento en el que le dicen al banco que no hay ningún problema contractual y los problemas contractuales existen”, responden cerca de la UTE.

Ahí es donde aparece el segundo punto de conflicto. Los privados dicen que para poder hacer el pedido de los fondos tiene que estar normalizado el contrato, lo que incluye un acuerdo sobre cómo el Estado va a saldar la deuda de US$ 400 millones. Eso es lo que debería incluir la adenda XII del contrato, pero esa adenda no se firma porque no hay acuerdo sobre el monto de la deuda.

Fuentes del gobierno nacional vienen sosteniendo desde el inicio que la cifra que reclama la UTE está inflada y en la administración de Santa Cruz, que encabeza Claudio Vidal, coinciden con que la UTE está floja de papeles en ese punto. EconoJournal consultó a Enarsa para tener más precisiones sobre la negociación, pero no obtuvo respuesta por parte de la compañía conducida por Tristán Socas, un directivo que llevó al cargo por impulso del asesor presidencial Santiago Caputo. Enarsa cumple un rol central de comitente, supervisor técnico y coordinador institucional en la construcción del complejo hidroeléctrico.

Antes de que la obra se frenara, la UTE tenía empleados a 2858 trabajadores, pero a comienzos de 2024 el consorcio despidió prácticamente a todos y en la actualidad solo quedan 120 personas, entre los que se encuentra el personal abocado al cuidado de los activos.

Historia accidentada

La construcción de las represas tuvo problemas prácticamente desde su inicio. En diciembre de 2016, la Corte Suprema de Justicia ordenó suspender las obras hasta que se realizara un estudio de impacto ambiental y una audiencia pública. En medio de ese proceso el gobierno de Mauricio Macri rediseñó el proyecto reduciendo su potencia y la cota de embalse. A fines de 2017 se reactivó el emprendimiento, pero un año después se produjo una grieta de unos veinte metros por un desplazamiento de tierra en uno de los taludes de contención del vertedero de la central más grande, lo que obligó a un rediseño del proyecto, con el consiguiente encarecimiento de la obra. Ese hecho provocó enormes dudas sobre la capacidad técnica con la que se estaban realizando los trabajos. En marzo de 2020 se sumó el freno por la pandemia, lo que encareció todavía más los costos. Finalmente, en noviembre de 2023 la contratista detuvo las obras por falta de presupuesto.

Las represas tuvieron problemas hasta con el nombre. En la primera y en la segunda licitación que se iniciaron en 2007 y 2010, ambas frustradas, se las conocía como Condor Cliff y La Barrancosa, pero en la licitación de 2012, se las renombró como Néstor Kirchner y Jorge Cepernic. Durante la administración de Macri, les volvieron a poner el nombre anterior, pero en junio de 2021 el gobierno de Alberto Fernández las bautizó una vez más como Kirchner y Cepernic. Lo cierto es que con ninguno de esos nombres la construcción logró despegar.

Según el informe que presentó Francos el jueves pasado en el Senado, de los US$ 4750 millones previstos en el convenio de financiamiento firmado en 2014 con un consorcio de bancos chinos hasta el momento se desembolsaron US$ 1850 millones, casi el 40%, pero el grado de avance en la construcción de la represa Néstor Kirchner, la más grande, es de solo 19%, mientras que en el caso de Jorge Cepernic llega al 46%. “Resultaría más efectivo concentrar los recursos y la inversión en avanzar primero con la represa Jorge Cepernic mientras se generan las condiciones técnicas y económicas para el reinicio de la otra represa Néstor Kirchner en una etapa posterior”, reconoció Francos en su informe.

La central Cepernic representa un tercio de la obra total, las tres turbinas Kaplan de 120 MW que requiere ya se construyeron a medida tomando en cuenta el salto hidráulico y el caudal del río Santa Cruz (dos están en Argentina y la tercera en China) y, a diferencia de la represa Néstor Kirchner, no tuvo ningún problema de desplazamiento de suelo. Por eso el gobierno quiere al menos terminar esa construcción, pero las diferencias en torno a la deuda que reclaman los privados sigue trabando todo. La intención es lograr un acuerdo antes de septiembre, que es cuando termina la veda de invierno y podrían retomarse las actividades, aunque no es fácil porque es una negociación en la que todos se desconfían.

Relación tensa entre socios

Fernández de Kirchner le adjudicó la construcción del complejo hidroeléctrico en agosto de 2013 a un consorcio encabezado por la firma china Gezhouba, del que formaba parte Electroingeniería, empresa cordobesa beneficiada con múltiples contratos de obra pública durante el kirchnerismo y que terminó con sus dos principales accionistas, Gerardo Ferreyra y Osvaldo Acosta, procesados por el delito de cohecho en la causa conocida como “Los cuadernos de las coimas”. La empresa luego cambió su nombre por Eling y fuentes cercanas a la firma aseguran que sus dueños también cambiaron. “En 2018 Ferreyra y Acosta pidieron licencia a su cargo de presidente y vicepresidente y tomaron el liderazgo Juan Manuel Pereyra y Carlos Bergoglio hijo, quienes eran directores de Finanzas y de Ingeniería y pasaron a ser presidente y vicepresidente, respectivamente. A su vez, en 2022 se termina de concretar la salida completa de Gerardo Ferreyra y su familia de la compañía. Desde entonces, las acciones quedaron en poder de Juan Manuel Pereyra, Carlos Bergoglio hijo y los hijos de Osvaldo Acosta, en partes iguales”, contaron a EconoJournal.

Sin embargo, tanto en el gobierno nacional como en el gobierno de Santa Cruz que conduce Claudio Vidal creen que el cambio de nombre y de accionistas fue principalmente cosmético. Argumentan que hay vínculos muy estrechos entre los viejos y los nuevos accionistas no solo porque los hijos de Acosta permanecen sino porque Pereyra ingresó en el área de finanzas de Electroingeniería en 1999 y fue escalando hasta convertirse en presidente luego de la detención de Acosta, mientras que Carlos Bergoglio es el hijo del ejecutivo homónimo, fallecido en 2024, que se desempeñó como director de Relaciones Institucionales y vocero de la empresa hasta que se jubiló en 2015. Por su cercanía al kirchnerismo, el gobierno nacional y en la gobernación santacruceña le tienen una profunda desconfianza a ese socio local. Incluso fuentes oficiales dejaron trascender que la relación entre Eling y Gezhouba no es buena por una deuda millonaria que la firma argentina mantiene con su socio asiático. No obstante, cerca de la compañía argentina negaron que Eling tengan una deuda con Gezhouba.

El vínculo del gobierno nacional con China tampoco es de lo más fluido. “Nosotros no hacemos pactos con comunistas”, respondió Milei en agosto de 2023 cuando el periodista Juan Pablo Spinetto de Bloomberg News le preguntó durante la campaña electoral sobre cómo iba a ser la relación con el gigante asiático si ganaba las elecciones. Una vez electo suavizó su postura. En septiembre del año pasado declaró que “China es un socio comercial muy interesante”. “No exigen nada, lo único que piden es que no les molesten”, sostuvo. Además, en noviembre se reunió con Xi Jinping en el G20 para acordar la renovación de swap de monedas. Ese giro del presidente hace prever que no debería haber inconvenientes para negociar la adenda XII, aunque el alineamiento de Milei con Estados Unidos y las presiones del gobierno de Donald Trump para que China no pise fuerte en la región generan dudas sobre la verdadera voluntad de un acuerdo.

“Más allá de que existen conversaciones con el contratista, cabe señalar que no existe un deber de suscribir una enmienda al contrato. Una eventual adenda dependerá de la evaluación sobre el interés público en suscribirla”, se limitó a responder Francos en el informe enviado al Senado.

Todas las fuentes consultadas coincidieron en que las negociaciones continúan y se busca alcanzar un acuerdo, pero al mismo tiempo remarcan que esa negociación ya lleva un año y medio y no puede extenderse indefinidamente. “Si la negociación fracasa, la opción es poner fin a esta parte del acuerdo país-país, dejar sin efecto el contrato, accionar legalmente, volver a licitar la obra y buscar financiamiento para finalizar la construcción”, concluyó una de las fuentes.  

, Fernando Krakowiak

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, mantuvo este viernes una agenda de encuentros con funcionarios del Gabinete nacional para abordar un amplio temario vinculado al financiamiento de las inversiones destinadas a profundizar el modelo de desarrollo que pretende la provincia. El planteo se refleja no sólo en la construcción de rutas vitales para el sector hidrocarburífero, sino también en el fortalecimiento de la educación, la seguridad y la salud, a partir de la administración y el cuidado de los recursos del Estado.

Las reuniones se llevaron adelante durante la jornada en la ciudad de Buenos Aires. Durante la mañana, mantuvo encuentros con el ministro de Economía, Luis Caputo, con el secretario de Hacienda, Carlos Guberman, y con el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, informó la gobernación al final de las reuniones.

“Dialogamos sobre el financiamiento necesario para dar continuidad al programa de infraestructura que estamos llevando adelante en Neuquén, y sobre la posibilidad de ampliar el cupo de acceso a financiamiento internacional”, sostuvo el gobernador sobre la reunión con los funcionarios de Economía.

El mandatario provincial también expresó que su administración está «impulsando un plan de obras sin precedentes, y la pretensión es seguir avanzando para transformar la calidad de vida de todos los neuquinos”.

Financiamiento y coparticipación

Figueroa subrayó, al respecto, que el diálogo constructivo permite “avanzar en gestiones claves para el desarrollo de nuestra provincia”. Las gestiones habilitaron el pedido de ampliación de un crédito del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) de 120 a 135 millones de dólares. Las inversiones son para financiar el Programa de Desarrollo Urbano y Mejora del Hábitat en Neuquén.

Respecto del encuentro con Francos, el gobernador contó que dialogaron “sobre el crecimiento sostenido que vive Neuquén y la necesidad de que ese desarrollo sea acompañado por el Estado nacional”.

“Hoy la coparticipación federal nos perjudica con un coeficiente que no refleja todo lo que la provincia le aporta al país”, sostuvo y agregó que “el ministro fue receptivo a nuestros planteos y somos optimistas respecto al trabajo que podemos encarar en conjunto”, concluyó.

Esta semana, gobernadores de todo el país decidieron avanzar con sus reclamos de fondos al Gobierno nacional, con un planteo que atiende la meta oficial de no alterar la política fiscal, lo que se traducirá en el impulso de un proyecto conjunto en el Congreso.

, Redacción EconoJournal

El Ministerio de Economía, que dirige Luis ‘Toto’ Caputo, quiere retrotraer la ampliación aprobada en 2021 del Régimen de Zona Fría, el esquema que subsidia hasta un 50% del costo del gas natural para usuarios ubicados en áreas consideradas por el Estado de ‘bajas temperaturas’. Se trata de un esquema que cuando se creó, a principios de los ‘2000, subvencionaba la demanda del fluido en la Patagonia, una región indefectiblemente afectada por severas condiciones climatológicas, pero que durante el gobierno de Alberto Fernández se extendió —utilizando dudosos criterios técnicos— a la mitad de los usuarios residenciales de gas natural del país.

El régimen de Zona Fría no distingue el ingreso socioeconómico ni el poder adquisitivo del hogar beneficiado. De ese modo, tras la expansión del esquema en 2021 impulsado por el kirchnerismo, miles de personas de ingresos medio-altos de la zona núcleo con mayores ingresos del país —como por ejemplo el interior de la provincia de Buenos Aires, Córdoba y también Mendoza— reciben un subsidio importante al consumo de gas que se financia con una doble vía: a través de un recargo de casi un 7% en la factura de gas que pagan todo el resto de los usuarios —inclusive aquellos hogares de bajos recursos que terminan transfiriendo, a contramano de toda lógica redistributiva, parte de su renta a personas de mayores ingresos socioeconómicos—. Y por el otro, por medio de aportes directos del Tesoro Nacional, pese a que cuando se aprobó la ampliación del régimen referentes energéticos del kirchnerismo prometieron que no sería necesario que el Estado destine fondos de forma directa para financiar el funcionamiento del sistema. Este año, por caso, la operación del esquema de Zona Fría le costará al Tesoro unos US$ 300 millones durante todo 2025, según indicaron a este medio en un despacho oficial. En 2024 fue todavía más.

Corrección

Frente a ese escenario, distintas fuentes oficiales y privadas confirmaron a EconoJournal que el gobierno de Javier Milei está analizando los aspectos legales para dictar un Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) que retrotraiga el funcionamiento del esquema de Zona Fría a la situación previa a la aprobación de la ley 27.637, aprobada en 2021, que amplió las subvenciones de 850.000 a 4.000.0000 de usuarios de gas natural, la mitad de los hogares del país, incluso llegando a zonas de la Argentina con clima templado.

«No hay una posición unánime en el área de Legales de todas las dependencias del Estado. Los abogados del Ministerio de Economía y de la Secretaría de Energía creen que el régimen se podría modificar a través de un Decreto, pero aún resta que Presidencia dé luz verde», explicaron en una empresa gasífera. En el gobierno evalúan la vía del DNU porque saben que es complejo que la Ley 27.637 pueda revertirse en el Congreso, no tanto porque diputados y senadores no quieran corregir el sistema —buena parte de los legisladores de la Comisión de Energía de casi todo el arco político reconoce en reserva que el régimen de Zona Fría se desvirtuó post-ampliación de 2021—, sino porque los gobernadores no querrán pagar el costo político de votar una Ley que implique en la práctica un aumento de las tarifas de gas natural en sus provincias.

«Creo que los gobernadores preferirían que la Casa Rosada corrija el sistema a través de un Decreto para no tener protagonismo y esquivar el costo político», analizó el director de Asuntos Públicos de otra empresa.

La publicación del DNU, que podría implementarse después de las elecciones legislativas de octubre, modificaría los subsidios al consumo de gas a unos 3,1 millones de usuarios que ingresaron como beneficiarios con la ampliación del régimen de 2021. Se volvería, de esa manera, a un esquema similar al original creado en 2002 mediante la ley 25.565, que incluye a 850.000 hogares de la Patagonia, la Puna y Malargüe. Desde el área energética del gobierno ya comenzaron a implementar medidas para ir eliminando el subsidio por “zonas frías”, como los usuarios titulares de más de un medidor.

Según un estudio realizado por la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo, la ampliación del régimen de Zona Fría generó un efecto no deseado ya que el consumo unitario (por hogares) de gas natural se incrementó un 7% entre 2021 y 2024 en las regiones que se incorporaron al esquema en 2021, a la inversa de lo que sucedió en las provincias que quedaron por fuera del programa, donde la demanda unitaria del fluido cayó hasta un 9% en el mismo período.

DNU

A través de un decreto presidencial podría derogarse la Ley 27.627, que amplió el beneficio a gran parte de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis.

“Si los abogados dicen que el DNU es sólido para derogar la ampliación de 2021, el gobierno lo va a hacer”, indicó una fuente del mercado. “Queremos reducir la ampliación y que solo quede el 50% del subsidio para la zona original patagónica”, remarcaron fuentes gubernamentales a EconoJournal.

Al principio de su gestión, el gobierno de Javier Milei intentó derogar la ley 27.637 mediante el proyecto de Ley Ómnibus. Finalmente retiró el apartado de Zona Fría por pedido de los gobernadores y la Ley Bases (primero conocida como Ley Ómnibus) se aprobó sin modificar el esquema de subsidios al consumo de gas natural.

Subsidios al consumo de gas

El Régimen original de Zona Fría abarcaba a 850.000 hogares y se financiaba a partir de un recargo de 4,46% sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que pagaban el resto de los usuarios del país. Pero en 2021, el gobierno de Alberto Fernández impulsó la ampliación a 4 millones de beneficiarios.

En los hechos, la mitad de los usuarios del servicio de gas natural por red del país pasaron a recibir subsidios estatales. La ampliación implicó descuentos de 30% sobre la factura final de gas, pudiendo llegar al 50% si se trata de jubilados, receptores de AUH, pensiones, asignación por embarazo, seguro de desempleo o electrodependientes. 

Para financiar la fuerte incorporación de usuarios al régimen se aumentó el recargo a 5,4%, pero -incluso así- no fue suficiente para que el esquema de Zona Fría se autofinancie. En abril de este año el gobierno de Javier Milei llevó el recargo a 6% y el 2 de junio lo volvió a aumentar al 6,2%.

La intención de aumentar el recargo es reforzar el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, uno de los pocos que el gobierno nacional no eliminó. Sin embargo, no alcanza para cubrir los costos del régimen de Zona Fría. En el gobierno estiman que el recargo en las facturas debería aumentar a 10% para que el esquema se autofinancie.

, Roberto Bellato

Medio Oriente volvió a situarse en el centro de la agenda mundial. Al convulsionado escenario que marcaba la tensión comercial entre Estados Unidos y China le siguió el enfrentamiento entre Israel e Irán. Desde un punto de vista energético, este conflicto sembró inquietud sobre la evolución del precio internacional del crudo, amenazando con impactar el negocio hidrocarburífero en cada rincón del planeta, incluida la Argentina. Con la participación de Julián Gadano y Juan José Aranguren, el séptimo episodio de la segunda temporada de Dínamo se focalizó, justamente, en evaluar el verdadero alcance sectorial de la escalada bélica.

Enmarcado en diferencias históricas, explicó Gadano, los ataques de Israel y Estados Unidos se basan en la atendible sospecha de que los iraníes -que son firmantes del Tratado de No Proliferación de las Armas Nucleares (TNP)- tienen en marcha y sumamente avanzado un programa militar de enriquecimiento de uranio. “Eso no significa que hoy cuenten con bombas atómicas, pero sí que están cerca de fabricarlas. La torta se encuentra en el horno, todavía no levó y sigue un poco cruda, pero pronto estará lista”, parafraseó el ex subsecretario de Energía Nuclear.

Sospecha lícita

El uranio, puntualizó Gadano, es el elemento más pesado que existe actualmente en la Tierra. “Está distribuido en dos composiciones isotópicas diferentes. El denominado uranio 235 posee una composición isotópica con 235 partículas en el núcleo. El 238, en cambio, no sirve para la fisión nuclear y por eso lo llamamos ‘uranio pobre’. El problema es que sólo hay menos de un 1% de uranio 235 en la naturaleza. Enriquecer el recurso significa, por ende, aumentar esa proporción de manera artificial y a través de sucesivos pasos”, detalló.

Una central nuclear convencional, prosiguió, suele requerir un enriquecimiento del 5%; es decir, un aumento de la proporción del isótopo 235 al 5%. “Para usos médicos, el porcentaje oscila en torno a un 10% y un 14%. Es difícil superar el 20% para otro fin que no sea instrumentar un programa militar”, sostuvo.

El Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), precisó el experto, determinó con mucha certeza que Irán posee 500 kilogramos del recurso al 60% de enriquecimiento. “Inclusive los iraníes admitieron tener esa cantidad, aunque alegaron que la reservaban para fines pacíficos. Es lícito que Israel y el mundo desconfíen de ese argumento. Por eso los israelíes y Estados Unidos atacaron las instalaciones que le permitían a Irán seguir enriqueciendo uranio”, resumió.

Sobreoferta petrolera

El uranio, intervino Aranguren en su carácter de ingeniero químico, es uno de los elementos metálicos más densos del planeta. “Pesa 19.00 kg por metro cúbico (m3). En otras palabras, los 500 kg con los que cuenta Irán entran en un balde de 23 litros”, cuantificó el ex ministro de Energía de la Nación.

Durante el conflicto con Israel, enfatizó, los iraníes siguieron bombeando unos 3,5 millones de barriles de crudo por día, actividad que constituye la base de su economía. “Necesitan exportar petróleo, sobre todo a China. Por lo tanto, su amenaza de interrumpir el Estrecho de Ormuz probablemente era sólo declamatoria”, señaló.

Por otro lado, expuso, hoy se verifica una sobreoferta en el mercado petrolero mundial. “Hay una producción del orden de los 104 millones de barriles diarios, en un escenario en el que Arabia Saudita está produciendo 9,5 millones de barriles, pero podría producir 13,5 millones; en el que el presidente de Estados Unidos basa su gestión en la promesa de precios bajos de la energía; y en el que China viene ralentizando el crecimiento de su Producto Bruto Interno (PBI)”, enumeró.

Este contexto tan particular, razonó, explica por qué el precio del barril muestra cierta independencia de la conflictividad bélica de Medio Oriente, respondiendo más claramente al comportamiento de la oferta y la demanda. “No es casual que en este momento el Brent se cotice a US$ 68,11 dólares, mientras que el WTI cueste US$ 64. En otra época, sus valores se hubieran elevado por encima de los US$ 100”, aseguró.

Uranio en alza

La relativa estabilidad que Aranguren describió en el mercado petrolero, acotó Gadano, no se verifica dentro del negocio uranífero internacional. “El uranio pegó un salto. Su precio, que antes del conflicto estaba en aproximadamente US$ 70 por libra, escaló hasta los US$ 77 y no volvió a bajar. Hay que considerar que por diversas razones se trata de un bien sobredemandado. La oferta actual se sitúa en 48.000 toneladas (Tn) anuales, pero se espera que la demanda destinada a reactores nucleares llegue a las 60.000 Tn para 2030, por lo que posiblemente será necesario quemar reservas. Además, el valor del uranio es muy sensible a la geopolítica, por lo que cualquier alteración de la seguridad mundial lo afecta”, indicó.

En definitiva, sintetizó el especialista, de cara al futuro deben esperarse precios altos. “Y eso va a impactar en el mercado argentino y en la minería local”, pronosticó.

Comportamiento saludable

Más allá de las perspectivas uraníferas, en una coyuntura energética en la que la tasación internacional del barril crece, pero no se dispara ni siquiera por una guerra en Medio Oriente, puede parecer llamativo que algunas compañías refinadoras muevan el valor de los combustibles a nivel local.

En ese sentido, Aranguren remarcó que los costos en los surtidores argentinos están determinados por cuatro grandes factores: la cotización del crudo, el tipo de cambio, los precios de los biocombustibles y los impuestos. “Esa última variable se encuentra desfasada. Todavía falta actualizar todo el año pasado, que fue de alta inflación, y el primer trimestre de 2025. El Ejecutivo está dejando de recaudar US$ 2.500 millones”, dimensionó.

En paralelo, afirmó, el Gobierno viene frenando los precios del mercado interno porque tiene el objetivo de mantener la inflación a la baja hasta las próximas elecciones. “El tipo de cambio es libre, pero también está planchado. Los biocombustibles han aumentado un poco en los últimos tiempos. Y el precio internacional del crudo es volátil, no lo controlamos en la Argentina”, describió.

Frente a este cuadro de situación, analizó, resulta saludable acercarse a la paridad de exportación, en lugar de recurrir a inventos como el barril criollo, que son perniciosos en el largo plazo. “Esto es lo que nos va a permitir tener precios bajos, tanto de crudo como de gas”, sentenció.

, Redaccion EconoJournal

La canadiense Nutrien, uno de los mayores jugadores del negocio de fertilizantes a nivel global, contrató al Bank of America (BofA) para explorar una eventual desinversión de su participación accionaria del 50% en Profertil, el único productor de urea del país y uno de los grandes jugadores del polo petroquímico de Bahía Blanca.

El proceso capturó el interés de empresas tanto del sector energético como también del segmento agropecuario. En la lista de compañías que presentarán ofertas para adquirir el activo figuran Pampa Energía, el holding que lidera Marcelo Mindlin, y el grupo Sielecki (ambos accionistas de TGS y este último dueño de Petroquímica Cuyo, otra de los referentes relevantes de la industria petroquímica); jugadores del mercado de gas natural, y players del negocio agropecuario como Adecoagro, que abril concretó la incorporación como accionista mayoritario de Tether, el gigante cripto detrás de la stablecoin USDT; Bunge y MSU, el grupo que encabeza Manuel Santos Uribelarrea, que además de ser uno de los mayores productores de granos del país, en los últimos años se posicionó como uno de los generadores de energía más activos del mercado. Así se desprende de un relevamiento realizado por EconoJournal entre múltiples fuentes privadas.

“Existe interés de unos 8 o 9 empresas. En 30 días hay que presentar ofertas vinculantes. Lo complicado es conseguir el financiamiento porque es un ticket grande”, afirmó un alto directivo de la industria petrolera. Se estima que la participación del 50% de Nutrien podría costar más de US$ 600 millones. Desde Nutrien evitaron realizar comentarios ante la consulta de este medio.

Expansión

El otro 50% de Profertil está en manos de YPF, la petrolera bajo control estatal, que abastece del gas natural —unos 2,5 millones de m3/día— que se utiliza como materia prima del complejo industrial. Profertil tiene en carpeta, desde hace años, una iniciativa de expansión de su complejo petroquímico en Bahía Blanca. Es uno de los proyectos de infraestructura con mejores fundamentos técnico-económicos que existen del país.

La sinergia con el desarrollo de gas natural en Vaca Muerta es evidente. La Argentina, uno de los grandes productores de granos del mundo, importa un porcentaje significativo de la urea que consume el campo por falta de oferta local.

En esa clave, la ampliación de Profertil permitiría, por un lado, cubrir esa demanda insatisfecha y abastecer también parte del consumo de Brasil y por el otro, ofrecer una nueva demanda de gas para colocar la producción no convencional del hidrocarburo. La iniciativa no logró avanzar en los últimos dos años porque la debilidad de las condiciones económicas del país imposibilitó el acceso al financiamiento de los más de US$ 1500 millones de inversión que demandará el proyecto y porque esa fragilidad macro desalentó a los accionistas —en especial a Nutrien— de ampliar su exposición de capital en la Argentina. El ingreso de un socio local en lugar de la empresa canadiense —que en 2024 informó oficialmente que empezaría a revisar su portafolio de activos en América latina para evaluar desinversiones en plantas no estratégicas— podría contribuir a dinamizar la iniciativa de expansión.

Números

La oferta de urea de Profertil, que se utiliza como fertilizante nitrogenado para la producción de cereales como el trigo, maíz, cebada, entre otros, sólo alcanza para cubrir cerca de un 60% del volumen total consumido en el mercado interno.

Profertil, que empezó a operar a comienzos de 2001, posee su planta productiva y un centro de almacenaje y despacho Bahía Blanca en el puerto de Ingeniero White. Cuenta con una capacidad nominal de producción anual de 1.320.000 toneladas de urea granulada y 790.000 toneladas de amoníaco.

La empresa cuenta con una capacidad de almacenaje de 150.000 toneladas de urea y 20.000 toneladas de amoníaco. También posee un depósito externo para despacho, mezcla y embolsado de fertilizantes. Además tiene cinco puntos de distribución en el país desde los cuales llega a productores de todo el país y el mundo.

Cuenta con dos plantas logísticas en San Martín y San Nicolás con una capacidad de almacenaje de 200.000 toneladas de fertilizantes sólidos y 75.000 toneladas de fertilizantes sólidos y 35.500 toneladas de fertilizantes líquidos, respectivamente, y con dos depósitos ubicados en Necochea y Loma Paraguaya.

, Loana Tejero y Nicolás Gandini

YPF puso en marcha cinco pilotos de autodespacho en estaciones de servicio de la red propia, con un esquema de diferenciación de precio que permitirá a los usuarios acceder a un valor de los combustibles un 5% más bajo que en la modalidad tradicional, en coincidencia con la entrada en operación del Real Time Intelligence Center (RTIC) del segmento de comercialización. Es el inicio de una estrategia de micro pricing que la compañía comenzará a aplicar con al apoyo de la digitalización de todo del segmento de downstream y el análisis de un billón de datos mediante IA.

La disponibilidad de autodespacho ya está implementada en las estaciones YPF ubicadas en las calles Pringles, Av. Dorrego y Av. Alcorta de la Ciudad de Buenos Aires, en Ovidio Lagos de Rosario y en Mariano Boedo en Chacras de Coria, Mendoza. La semana próxima sumará la sexta estación en la Avenida Constituyentes, en CABA, y durante los próximos meses la cobertura con esta modalidad de carga se irá extendiendo al resto de las provincias del país.

Los clientes que utilicen esta modalidad de autodespacho durante las 0 y las 6, en cualquier día, podrán acceder a un precio promocional (-5%) si abonan con la APP de YPF, y durante el resto del día, el precio es el habitual para esa estación. “Se trata de las primeras experiencias en las cuales la empresa aplicará un precio diferencial asociado a la demanda, mediante el monitoreo de los flujos de clientes de cada estación para optimizar la operación tanto para la rentabilidad del punto de venta como para el cliente”, explicaron fuentes de la compañía.

YPF tiene una dispersión geográfica de sus actividades de comercialización a lo largo de la Argentina, que es un factor que la diferencia de otros países con mercados más concentrados. El principal habilitador para gestionar esta complejidad es la tecnología, especialmente la capacidad de YPF para integrar diversas tecnologías en su sala de Real Time de comercialización que permite una transformación en la gestión y refinación de datos.

La estrategia de micro pricing

En ese contexto, la estrategia de micro pricing, aunque existente en otras industrias (como pasajes aéreos, hotelería, movilidad urbana), se podrá aplicar en el sector minorista de combustible y retail apalancada en la digitalización y en un ecosistema de información que se alimenta en tiempo real. Esas fuentes son variables como los stocks disponibles en salida de refinería, camiones y en cada uno de los tanques de las estaciones, la visualización minuto a minuto de la venta de combustibles en cada surtidor y cada manguera, las ventas en tienda, hasta el flujo diario del tránsito en las calles y avenidas donde están las bocas de expendio.

Esa multiplicidad de variables que interactuan permite un billón de combinaciones posibles que mediante herramientas de Inteligencia Artificial se procesan para generar las mejores alternativas de optimización de los recursos, eficiencias y experiencias de usuario. Esa capacidad de análisis también permite gestionar la estrategia de precios mediante lo que ocurre en la red propia como lo que se analiza de la competencia, en este caso las estaciones de servicios de otras banderas.

Las fuentes de la empresa explicaron que con la segmentación del precio, YPF busca actuar en función de la demanda y la interacción de todas las variables, utilizando el modelo de IA para generar un «output» que luego es analizado para la toma de decisiones, a un punto de capilaridad de la herramienta que permite que cada estación puede tener un precio distinto.

Dentro de esa multiplicidad de opciones, se incluye la capacidad de diferenciación de precios por períodos de tiempo y horarios, por días especiales o cambios en la demanda, por geografías con particularidades sea de ambiente urbano, autopistas o festividades, la presencia cercana de eventos que generen movilidad puntual e incremental (recitales, partidos de fútbol), y el comportamiento de la demanda y factores estacionales como fines de semana largos o vacaciones de invierno.

La complejidad de la coyuntura externa

Toda esta disrupción que se está generando en el downstream de YPF se está dando en una coyuntura en la cual los precios de los combustibles están fuertemente sometidos a la presión de la volatilidad del comportamiento del valor del barril internacional de petróleo, en particular del brent que es de referencia para la industria local. El barril alcanzó un pico de 75 dólares el viernes pasado, lo que llevó a las petroleras locales a un incremento en torno al 5% promedio de sus combustibles, en una movida de la que YPF se mantuvo al margen al margen.

Históricamente, YPF mantuvo una brecha de precios del 3% al 5% con la competencia. Sin embargo, en el contexto actual, ese gap se amplió al 11% promedio en la canasta de los cuatro combustibles, como primer efecto del aumento de precios del resto de las cadenas. Sin embargo, la petrolera nacional aún no percibe el corrimiento de la demanda a pesar de registrarse casos en que la nafta súper de la competencia equipara el precio de la Infinia.

Los mismos voceros explicaban que, por la volatilidad del crudo, las decisiones de precios seguirán suendo cautelosas debido a las oscilaciones del brent que viene de bajar casi diez dólares tras los primeros ataques de Israel y de los Estados Unidos a instalaciones militares de Irán, incluyendo tres enclaves de enriquecimiento de uranio. “Tomar acciones de precio en ese contexto podría ser precipitado, incluso la competencia deberia revisar ese último aumento si se consolida la tendencia a la baja de las últimas jornadas”, explicó uno de los directivos de YPF. Este miércoles el precio del barril Brent había bajado a un valor en torno a los 64 dólares.

El ejecutivo precisó que la política de precios de YPF se basa en el concepto de “spreads internacionales”, que son las diferencias de precios entre el petróleo crudo y los combustibles terminados y que adicionan de 28 a 30 dólares por barril para el gasoil, y unos 20 más por barril para las naftas. Estos indicadores son clave para la valoración del combustible en la economía. Pero a la vez, la compañía asume un “amortiguador” de esos indicadores globales como los relacionados con la «driving season» de los Estados Unidos, para adaptarlos a la economía argentina y evitar variaciones bruscas.

En todo este contexto de alta volatilidad externa, en la petrolera se espera “que la brecha de precios se resuelva a través de una convergencia mutua en la que la competencia podría bajar o YPF subir en los próximos días, pero dependerá en gran medida de la evolución del petróleo crudo”.

La nueva sala de Real Time

El proyecto de la sala de operaciones se enmarca dentro del plan 4×4 que impulsa la gestión del presidente y Ceo de YPF, Horacio Marín, y el plan Hermes, considerado el primer repositorio único de la compañía diseñado para centralizar información transversal de todos los negocios y agilizar la toma de decisiones. En esa búsqueda de contar con información más operativa y en tiempo real para la gestión diaria YPF ya había puesto en marcha el Real Time Intelligence Center (RTIC) que permite el monitoreo y control remoto de las operaciones en Vaca Muerta, y un segundo en la Refinería de La Plata.

En el caso del downstream, a la competitividad del segmento minorista en el que YPF lidera con el 56% del market share, se suma el flujo de datos de la amplia gama de negocios. Esto abarca 1.680 estaciones de servicio de bandera, de las cales 155 son propias, las 1.090 tiendas de conveniencia Full; el negocio mayorista (B2B) que atiende grandes clientes de transporte de carga, de pasajeros, minería, industrias, aviación y agro; y el negocio de química que incluye la distribución y venta a clientes mayoristas de la producción de los complejos petroquímicos en La Plata y Plaza Huincul.

Se destaca en la petrolera que la sala es única en Latinoamérica y se entiende que de su magnitud, es la primera en su tipo en el mundo, por la multiplicidad de negocios que abarca y la profundidad de análisis de datos que alcanza en cada segmento. Permite seguir la cadena de valor completa del negocio, desde las refinerías hasta la venta al cliente final, ya sea minorista o mayorista.

La inversión en la sala no fue significativa en términos de costos externos, ya que fue un desarrollo interno de YPF. Tanto el hardware -con apoyo de la Vicepresidencia de Sistemas de Tecnología- como el software, incluyendo las inteligencias artificiales e indicadores, fueron desarrollados por equipos propios. Incluso en los primeros días de pruebas ya se han logrado optimizaciones en los procesos que justifican la inversión realizada.

, Ignacio Ortiz

TGS, la compañía co-controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki y una de las principales transportistas troncales de gas natural del país, presentó su Reporte ASG 2024 (Ambiental, Social y de Gobernanza). El informe da cuenta de los avances alcanzados durante la gestión 2024 y consolida una visión estratégica de largo plazo, estructurada en torno a un Plan Estratégico.

“Este plan orienta las acciones de triple impacto de la compañía mediante compromisos concretos e indicadores clave de desempeño. A su vez, esto reafirma el compromiso con una gestión responsable, transparente y alineada con los más altos estándares internacionales en materia ambiental, social y de gobernanza corporativa”, destacaron desde la empresa.

“Este reporte refleja el camino que venimos recorriendo para integrar la sustentabilidad en el corazón de nuestra estrategia de negocio”, expresó Oscar Sardi, CEO de TGS. El ejecutivo agregó: “Es el resultado de un trabajo colaborativo que nos permite anticipar desafíos, generar valor a largo plazo y contribuir activamente a una transición energética responsable”.

Principales resultados

Entre los resultados que arrojó el reporte se destacan la emisión de un bono internacional por US$ 490 millones y la celebración de los 30 años de cotización en la Bolsa de Nueva York, participando en la ceremonia de apertura del “Opening Bell”.

También aspectos vinculados a la actualización de la matriz de riesgos estratégicos, incorporando una nueva categoría específica para riesgos ASG, los avances en la implementación de las normas ISO 14064-1:2018 e ISO 50001, fortaleciendo la resiliencia climática y la eficiencia energética y la puesta en marcha de un nuevo módulo en la Planta Tratayén (Vaca Muerta), que permite acondicionar 21 MMm³/día, con proyección de alcanzar 28 MMm³/día en el primer trimestre de 2025.

Reporte

El reporte fue elaborado bajo los estándares internacionales GRI (Global Reporting Initiative) y  SASB (Sustainability Accounting Standards Board), e incorpora un enfoque de doble materialidad, alineado con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) priorizados por la compañía. “Este enfoque posiciona a TGS entre las empresas líderes del país en materia de “reporting”, al adoptar prácticas de medición y gestión de impacto cada vez más robustas”, remarcaron desde la firma.

Por sexto año consecutivo, TGS integra el Índice de Sustentabilidad de Bolsas y Mercados Argentinos (ByMA), que distingue a las organizaciones con mejores prácticas en materia ambiental, social y de gobierno corporativo.

“Desde 2007 TGS publica su reporte de sustentabilidad y, por tercer año consecutivo, lo presenta bajo el enfoque ASG, en línea con las tendencias globales de transparencia y rendición de cuentas”, destacaron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

Nucleoeléctrica Argentina sacará de servicio este jueves a la central nuclear Atucha II para corregir algunos inconvenientes registrados. La empresa operadora de las centrales nucleares ya notificó la salida de servicio a CAMMESA, la compañía que se encarga del despacho de energía en todo el país. Atucha II quedaría fuera de operación por al menos ocho días, según indicaron fuentes de la empresa a EconoJournal. Esta parada inesperada, que coincide con el comienzo del invierno y temperaturas muy bajas que incrementan la demanda de gas natural en los hogares y para generación eléctrica, forzará a CAMMESA a despachar energía térmica más cara.

La generadora nuclear detectó dos inconvenientes que serán abordados en una parada corta. Por un lado, se realizará una intervención relacionada con las posiciones de ingreso de elementos combustibles a través de la tapa del recipiente de presión. “Hay una posición del reactor en la que realizaron un cambio de elementos combustibles y pasó que no sella como corresponde”, explicó una fuente de la empresa a este medio. Por otro lado, fueron detectadas vibraciones en el motor de una de las bombas principales, por lo que el motor será retirado y se realizarán pruebas de vacío.

Atucha II aporta 745 MW brutos al sistema interconectado nacional. Desde la empresa encargada del despacho eléctrico nacional confirmaron la salida de la central nuclear pero minimizaron el impacto. “El sistema tiene margen. Impacta principalmente en un mayor costo de reemplazo de esa generación con otra más cara, principalmente líquidos”, indicaron a EconoJournal.

Nucleoelećtrica opera tres centrales nucleares con un total de 1763 MW brutos instalados. La central de Embalse opera al 100%, mientras que Atucha I estará fuera de servicio hasta 2027 por su proyecto de extensión de vida.

La última parada programada en Atucha II

En cuanto a Atucha II, su última parada programada se ejecutó en la segunda mitad de 2024 y duró once semanas y media. Durante esa parada se realizaron tareas de mantenimiento preventivo y correctivo sobre los sistemas de la central, requeridas por la Autoridad Regulatoria Nuclear, como el reemplazo de cuatro tubos guía de sondas de medición de nivel del moderador, y la inspección de soldaduras de fijación de los tres separadores del tanque del moderador, entre otras tareas.

Las soldaduras inspeccionadas son relativas a una importante intervención realizada dentro del reactor en 2023. Nucleoeléctrica había detectado que un separador se había partido y desprendido de su posición. La empresa tuvo que realizar una compleja intervención que consistió en diseñar y construir un brazo mecánico para cortar la pieza suelta en el fondo del reactor y otro brazo para succionar y retirar los trozos del separador. Además se realizaron puntos de soldadura en los tres separadores restantes. Todas las tareas fueron aprobadas por la ARN.

, Nicolás Deza

En un contexto de transformación acelerada en el sector energético en el que la automatización y el monitoreo en tiempo real definen la competitividad de las operaciones, la comunidad de CIOs InnovaciónDigital360 lanza un webinar gratuito para abordar un componente estratégico de la infraestructura digital: el centro de control inteligente. 

El evento está pensado para responsables de tecnología, operaciones, mantenimiento y seguridad industrial. La jornada tendrá lugar el jueves 27 de junio a las 10 h (AR), con inscripción previa en esta landing oficial.

Los videowalls, corazón visual del control operacional

En centros de control como el recientemente inaugurado por YPF en La Plata, que procesa más de 200.000 señales por minuto, el videowall se convierte en la interfaz más crítica. No se trata solo de pantallas: son sistemas integrados capaces de visualizar datos físicos, químicos y económicos en simultáneo, adaptarse a escenarios de emergencia y ofrecer visibilidad centralizada en operaciones que abarcan vastas regiones sin presencia física permanente.

Estos sistemas permiten tomar decisiones remotas con precisión quirúrgica, facilitando la respuesta inmediata ante alertas, la coordinación de equipos técnicos y la optimización de la producción con menos errores, menores traslados y mayor seguridad para el personal.

Un webinar para aprender desde la experiencia en campo

El webinar contará con la participación de Susana Alvarez Vitale, CEO de Newtech Newtech Group, líder en soluciones de AV e integraciones y Christian Rodríguez, referente de la misma empresa, quien expondrá casos reales y buenas prácticas en la selección, implementación y mantenimiento de salas de monitoreo para Oil & Gas, energía eléctrica y otras industrias críticas. Además, se analizará cómo los videowalls de alta duración, los procesadores multiseñal, las estaciones ergonómicas con KVM y la conectividad satelital o híbrida se combinan para crear entornos confiables incluso en zonas remotas y hostiles. También expondrá Gonzalo Silveira, Coordinador de Implementación de C-Control, para remarcar las soluciones de software e integraciones con sistemas de las salas de control.

En el encuentro se responderán preguntas como:

• ¿Qué parámetros técnicos se deben priorizar en un videowall para ambientes de producción, refinación y otros?
• ¿Cómo se integran visualizaciones dinámicas y automatización de alertas?
• ¿Cuál es el ROI de este tipo de infraestructura?
• ¿Qué diferencias existen entre un diseño genérico y uno pensado para centros críticos?

La tecnología como puente para la eficiencia energética

La experiencia de operadores como YPF, que con una inversión de US$ 70 millones ya logró ahorros por más de US$ 300 millones en downstream, marca el rumbo de una transformación inevitable: sin automatización ni control remoto, la escala de Vaca Muerta o de otros proyectos regionales sería inmanejable. Por eso, el diseño de una sala de monitoreo ya no puede improvisarse: debe ser pensado como un ecosistema digital donde cada pieza, desde el videowall hasta la red RTIC, cumple un rol esencial.

Cómo participar

El acceso al webinar es gratuito con inscripción previa. Está dirigido a profesionales de compañías de energía, utilities, Oil & Gas y minería que estén evaluando nuevas inversiones en monitoreo inteligente. Inscripciones abiertas en: https://go.ycon.ar/RTIC

, Redaccion EconoJournal

La Cumbre Global de Captura de Carbono 2025 (#CCGS2025), el evento dedicado a impulsar una alianza estratégica global que contribuya a la implementación de las tecnologías de Captura, Utilización y Almacenamiento de Carbono, tendrá lugar el 2 y 3 de septiembre en Londres.

Basándose en el resultado que obtuvo en 2024, la CCGS2025 convocará a una asamblea diversa de más de 800 líderes destacados de la industria, incluyendo legisladores, desarrolladores de CCUS, inversores, financieros, compradores y personas influyentes clave en tecnología y cadena de suministro.

A medida que se intensifica la carrera global hacia las cero emisiones netas, las tecnologías de Captura, Utilización y Almacenamiento de Carbono emergen como una solución crucial para descarbonizar sectores difíciles de reducir.

La jornada

El camino hacia un futuro sostenible exige una ampliación rápida y sin precedentes de la CCUS, pasando de los 49 millones de toneladas métricas anuales (Mtpa) actuales a más de 100 veces esa cifra para 2050. “Para lograr este ambicioso objetivo, es imperativo un esfuerzo global unificado que trascienda fronteras, industrias y toda la cadena de suministro baja en carbono”, destacaron desde la organización del evento.

Es por esto que los responsables de la toma de decisiones se reunirán en debates de alto nivel centrados en mercados clave, como el Reino Unido, Europa, Norteamérica, Asia-Pacífico y Oriente Medio, a la vez que destacarán los avances tangibles en los proyectos de CCUS en curso.

Quienes deseen participar podrán registrarse a través de este link o adquirir más información a través del siguiente correo: marketing@leader-associates.com

, Redaccion EconoJournal

Milicic continúa fortaleciendo su presencia en Perú en MINPRO 2025, el encuentro de proveedores mineros más destacado del país. La compañía estará presente en el stand número 61, en el que presentará su trayectoria, capacidades técnicas y propuesta de valor para el sector minero peruano.

El evento, que se realizará días 24 y 25 de junio en el Centro de Convenciones de Lima, reunirá a proveedores y operadores de la gran y mediana minería del país. Abordará temáticas clave como logística, mantenimiento y procesos mineros a través de las ruedas de negocio Logistimin, Mantemin y Processmin.

La jornada

Este encuentro representa una nueva oportunidad para consolidar la presencia de Milicic en el país, en el que este año cumplió su cuarto aniversario. Milicic está ejecutando obras en infraestructura y proyecta en breve su ingreso al sector minero, destacaron desde la empresa.

“Participar con stand propio en MINPRO es un paso importante para darnos a conocer como un actor relevante en la actividad de construcciones civiles y para comenzar a vincularnos con los proveedores estratégicos de la construcción. Es la primera feria minera en la que Milicic Perú participa activamente, y representa una gran oportunidad para potenciar nuestra presencia en el país”, expresó Ricardo Pacussich, gerente comercial de Milicic Perú.

Obras en el país andino

Entre sus obras recientes en Perú se destacan las Defensas Ribereñas del Río Zaña, en Lambayeque, en colaboración con el consorcio Rovella-Inmac, y la “Protección frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal” para el consorcio Besalco-Stracon, como parte del Plan Integral de Reconstrucción con Cambios del gobierno peruano. Ambas obras están orientadas a mitigar los efectos del fenómeno de “El Niño Costero” y proteger comunidades e infraestructura crítica.

“La empresa aspira a convertirse en un socio estratégico para los sectores de minería, infraestructura y energía en Perú. La participación en MINPRO forma parte del trabajo que la compañía viene realizando para acercarse al ecosistema minero local, entendiendo sus dinámicas, prioridades y oportunidades de colaboración de largo plazo”, remarcaron desde Milicic.

, Redaccion EconoJournal