TB Cargo presentó su nueva APP que tiene como objetivo lograr un mayor control,  visibilidad y generar ahorros significativos en tiempos de gestión, en línea con su meta de dar pasos en materia de innovación y digitalización para negocios de transporte terrestre de cargas nacionales e internacionales. Se trata de una nueva solución logística que estará a mano de todos los usuarios de tranpsorte terrestre nacional en internacional, disponible en Apple Store y Google Play.

“El camino de innovación recorrido por la empresa, que en la actualidad opera regionalmente en siete países de Latinoamérica y España, fue proyectado organizativamente en búsqueda de la excelencia operacional y la mejor experiencia para todos sus clientes, a través de la implementación de portales Intranet y QHSE, SAP como sistema de gestión y gerenciamiento de inventarios, soluciones de ingeniería para Proyectos y la automatización de procesos y telemetría para las industrias de Petróleo, Gas y Minería”, destacaron desde la firma.

“Desarrollar un software propio nos da la flexibilidad de adaptar y añadir funcionalidades que se ajusten a las necesidades de nuestros clientes y sus proyectos. Nuestro enfoque siempre ha estado en añadir valor con un fuerte énfasis en la innovación”, destacó Lisandro Garmendia, presidente del grupo TB Cargo.

Impacto

Mediante su nueva APP TB Cargo brindará los siguientes beneficios:

• Mayor control y visibilidad garantizando seguimiento en tiempo real de la ruta del transporte.
• Significativos ahorros en tiempos de gestión con la automatización de procesos y reducción de tareas administrativas y llamadas.
• Mejor atención para el cliente al ofrecer actualizaciones constantes que garantizan una mejor experiencia.
• Mayor seguridad de la carga y los choferes proporcionando información exacta y conexión directa a la posición de los vehículos.
• Protección del medioambiente reduciendo el impacto de la huella de carbono.

, Redaccion EconoJournal

Ante el desafío de reducción de costos en Vaca Muerta, Tecpetrol lleva adelante un proceso de mejora y optimización continua de sus operaciones de perforación y fractura, las cuales se impulsan desde el Real Time Operation Center (RTOC) montado a cientos de kilómetros en la torre corporativa de la compañía, en la Ciudad de Buenos Aires.

La necesidad de reducir costos unitarios y lograr un lifting cost competitivo en los proyectos de gas y petróleo no convencional está revelando un “salto tecnológico” que permite avances significativos en eficiencia, pero también un cambio cultural profundo.

La sala de control que pudo recorrer EconoJournal, en el piso 22 de la Torre Techint en Retiro, es el centro neurálgico de esa transformación, desde donde se monitorean en tiempo real la perforación, terminación, workover y pulling de todos los pozos operados por Tecpetrol en América Latina, es decir las distintas locaciones en la Argentina como en Bolivia, Perú, Colombia, Ecuador y México. Esto le permite a la compañía la centralización de las operaciones y la gestión de datos.

Como parte de un grupo industrial, la petrolera aplica una “lógica de fábrica” al desarrollo de pozos con la optimización continua, automatización y estandarización de procesos. Los equipos que se monitorean tienen más de 350 actividades definidas, y entre las operaciones que se siguen se cuentan los procesos de entubación de casing, el coiled tubing, la navegación direccional, la cementación, la fractura, el registro wire line y la seguridad del pozo.

Tecpetrol implementa herramientas de inteligencia artificial para optimizar sus operaciones, entre las cuales las principales aplicaciones son los sistemas de automatización de procesos que, mediante técnicas de machine learning que calculan los parámetros óptimos para una perforación eficiente. En cambio, toda la etapa final de control y monitoreo de producción se lleva a cabo en salas montadas en cada una de las locaciones en las que opera la compañía.

En la sala, por ejemplo, se lleva adelante el proceso basado en software de reciente implementación que optimiza la orientación de la herramienta de perforación en ramas horizontales de más de 3.500 metros y que permite el envío automático de comandos para ajustar parámetros operativos clave, como la presión diferencial y el caudal.

En números, la sala es operada por 6 personas por turno en un régimen de 12 horas por día, demandó US$ 2 millones de inversión en obra, software y hardware, cuenta con soporte de ingeniería 24×7, procesa 3 millones de datos por hora, cuenta con 55 alarmas operativas, con el aporte de 7 softwares de ingeniería, 196 sensores en cada equipo de perforación y 406 variables a monitorear y puede monitorear 10 pozos en simultáneo.

El equipo de trabajo estándar que ocupa la sala en dos turnos de 12 horas está integrado por un Ingeniero de Sala, un Company Representative con experiencia en campo, un Especialista en Geonavegación, un Especialista en Direccional, un Ingeniero de Fractura, y un ingeniero de workover y pulling.

Un nuevo paradigma de producción

Desde la sala de control no solo se monitorea sino que también se aplican tecnologías, se envían comandos y se operan directamente los taladros. Este cambio implicó una transformación cultural significativa en la industria porque históricamente, el «Company Man» era la máxima autoridad. Sin embargo, la centralización del conocimiento en la sala de control y toda la información procesada con inteligencia artificial, modificó el paradigma.

Este «salto tecnológico» se ve reflejado en la incorporación de taladros con software avanzado y aplicaciones que permiten la automatización de procesos. «Ya venimos de mejorar muchísimo la eficiencia de tiempo en la perforación y en la completación de pozos«, afirmó uno de los especialistas, al recordar que de perforar un pozo en 32 días, Tecpetrol logró reducir el tiempo a 18 días, un avance que se vuelve más desafiante a medida que se optimiza la curva de rendimiento, pero que no detiene la búsqueda de nuevas mejoras.

La clave de este progreso radica en la confiabilidad, repetitividad y seguridad que estas nuevas tecnologías aportan, con lo que se logran los objetivos de “ya no solo ganar tiempo en días, sino ganar eficiencia y reducir costos.».

Un ejemplo concreto de esta innovación es la perforación direccional en Vaca Muerta. Tradicionalmente, esta se realizaba con un motor de fondo, donde el taladro se mantenía quieto y el trépano avanzaba por la acción del fluido. Sin embargo, este método presentaba limitaciones en pozos de mayor longitud. La alternativa es el sistema de rotación direccional (RSS, por sus siglas en inglés), que permite perforar rotando la cañería, lo que reduce la fricción y facilita pozos de hasta 3500 metros.

Pero semanas atrás, Tecpetrol logró perforar un pozo de 3500 metros con motor de fondo, utilizando la tecnología Smart Slide. Esta aplicación, impulsada por inteligencia artificial, reduce el tiempo que le tomaría a un operador direccional orientar el trépano de 20 a 25 minutos a solo segundos. Además, la incorporación del sistema Dual AgitatorZP que genera pulsos electromagnéticos evita que la cañería se adhiera al pozo, facilitando el empuje. El resultado: un pozo perforado en medio día más que con RSS, pero con un 30% de reducción en costos.

Continuous Pumping, salto en completación

La innovación no se detiene en la perforación. En la etapa de completación, Tecpetrol ha sido pionera en implementar el Continuous Pumping. Este sistema elimina la «interetapa,» el tiempo de 25 a 30 minutos que se perdía abriendo y cerrando válvulas entre fracturas de pozos.

Al no detener el bombeo y realizar la transición en vivo entre pozos, lograron reducir este tiempo a solo dos minutos. «Siempre es mejor tener la máquina prendida,» se explica en el RTOC al precisar que las paradas y arranques de bombas pueden generar fallas.

Con la automatización del Continuous Pumping, la meta es pasar de 8 a 10 etapas de fractura por día a 11 o 12, un avance notable si se considera que Vaca Muerta comenzó con apenas tres etapas diarias una década atrás.

La clave para el futuro es la reducción de costos, la eficiencia y la disminución de la tasa de fallas, todo de una manera integral, para la cual la colaboración con empresas del ámbito de la inteligencia artificial, refuerza esta visión. El camino a seguir de factory model, se afirma en Tecpetrol, ratifica un proceso industrializado donde la tecnología y la inteligencia artificial son pilares fundamentales para seguir optimizando las operaciones en Vaca Muerta.

, Ignacio Ortiz

Al norte del Gran Buenos Aires, en el Parque Industrial Pilar, Pampa Energía inauguró en 2017 la Central Termoeléctrica Parque Pilar, una de las centrales generadoras más modernas del parque termoeléctrico argentino. Nacida al calor de la Resolución 21/2016 que apuró la construcción de distintos proyectos para atender a una demanda eléctrica urgente, la historia de esta joven central de 100 MW de potencia eléctrica es también un motivo de orgullo para Wärtsilä, ya que Pampa Energía no solo eligió por primera vez un diseño completo de planta del gigante finés, sino que también le confió la operación y el mantenimiento del activo.

Para Wärtsilä, Parque Pilar es un ejemplo de las soluciones de generación firme y flexibles que la compañía puede ofrecer a la red eléctrica nacional para acompañar la creciente penetración de las energías renovables y su generación variable, según lo señalado por representantes de la empresa durante una recorrida de EconoJournal por la planta. También contaron que están ofreciendo su tecnología de baterías para las empresas que competirán en la licitación de almacenamiento AlmaGBA.

«Tenemos la responsabilidad de velar por las instalaciones existentes, que en Argentina son 15, más una central en Uruguay», indicó Javier Ricciarelli, Managing Director para Argentina y Uruguay de Wärtsilä.

Termoeléctrica Parque Pilar

Inaugurada en agosto de 2017, Parque Pilar en unos meses cumplirá ocho años de operación comercial. La central termoeléctrica propiedad de Pampa Energía es fundamentalmente una planta de «peaking«, es decir, que sirve para cubrir los picos de demanda eléctrica cuando la generación de base es insuficiente.

Las plantas de pico necesitan de tecnologías flexibles, capaces de arrancar y parar para complementar las variaciones en la demanda. En ese sentido, Parque Pilar cuenta con seis motores eléctricos Wärtsilä de 16,6 MW de potencia por unidad, totalizando prácticamente 100 MW, configurados para consumir tanto gas natural como fuel oil.

La planta destaca por su muy alto nivel de disponibilidad: durante el año, esta 99,7% del tiempo disponible para despachar energía si así lo demanda CAMMESA, la compañía administradora del despacho eléctrico nacional.

Parque Pilar viene registrando un promedio de 3000 horas de operación por año, lo que arroja un factor de carga de 30%. Lo usual es que genere energía al 100% de la potencia, aunque es capaz también de despachar cada motor de forma individual si CAMMESA pide menos potencia.

Los motores son técnicamente capaces de alcanzar el 100% de su potencia en 15 minutos. De hecho, los representantes de Wärtsilä recordaron que Parque Pilar fue una de las plantas con las que se ejecutó el arranque en negro del sistema interconectado nacional en el recordado apagón total del día del padre de 2019, gracias a su capacidad para comenzar a generar a plena potencia de forma rápida.

Además de otorgarle el diseño de planta y su construcción, Pampa Energía tercerizó a Wärtsilä la gestión de la planta, a través de un contrato de full operación y mantenimiento. “Es la primera vez que se le logra vender a Pampa una planta de la tecnología Wärtsilä y es también la primera vez que Pampa delega en un tercero la operación de un activo”, subrayó Federico Romano, gerente de Contratos de Wärtsilä.

Tecnología muy competitiva

El origen del proyecto Parque Pilar se remonta a la Resolución 21/2016, por la que el gobierno de Mauricio Macri convocó a empresas a ofertar nueva capacidad de generación térmica, en la emergencia eléctrica nacional declarada en ese entonces.

De hecho, Wärtsilä participó en siete centrales de generación térmica que fueron adjudicadas a través de esa convocatoria a distintas generadoras, incluyendo Parque Pilar y una planta gemela en Ingeniero White, ambas para Pampa. «De los siete contratos ninguno se incumplió en el plazo de entrega y con ninguno de los clientes tuvimos problemas», destacó Ignacio Aguirre, gerente de Desarrollo de Negocios de Wärtsilä.

La Resolución 21/2016 fijó precios elevados para la energía despachada por estas plantas debido a las condiciones peculiares de la convocatoria, que demandaba una entrega ultrarápida de los proyectos, pero sin garantizar un despacho continuo. Wärtsilä subraya que Parque Pilar ya estará amortizada cuando el contrato actual venza en 2027 y que, por su tecnología, será muy competitiva frente a las máquinas turbovapor existentes en el sistema argentino.

Un producto flexible para cada cliente

En Wärtsilä entienden que el valor de sus productos reside en la flexibilidad. La compañía explica que el diseño de sus motores eléctricos es inherentemente flexible: puede adaptar sus productos a los requisitos de potencia y las necesidades de cada cliente y entregarlos en los plazos estipulados gracias a su modularidad.

La minería es un rubro en donde esa flexibilidad de diseño es apreciada. Actualmente hay cuatro proyectos mineros que utilizan motores eléctricos de la empresa finesa, con tres de estos ubicados a 4000 metros o más de altitud. Son los mismos motores que en las centrales eléctricas, pero construidos con una menor potencia.

También provee sus motores eléctricos para las grandes industrias. Un ejemplo es la planta malteadora de Boortmalt en Santa Fe, en donde se utiliza cogeneración: al combustible empleado en las calderas que generan el calor para el tostado de los cereales se le da un segundo uso para impulsar un motor de 10 MW.

La empresa también ofrece otro tipo de soluciones de generación, como es el caso de baterías para almacenamiento de energía. Precisamente, la compañía esta cotizando su tecnología de baterías de litio ferro fosfato para las empresas que están interesadas en participar en la licitación de almacenamiento AlmaGBA, la primera subasta de baterías estacionarias para suministrar energía a la red que se realizará en el país.

En un contexto internacional de alta demanda de turbinas a gas natural para centrales generadoras y con plazos de entrega que se han estirado, en Wärtsilä creen tener una cartera de productos alternativos que se adaptan a las necesidades de cada cliente y que pueden ser entregados en plazos menores.

«Wärtsilä logró encontrar un punto de equilibrio en cuanto al diseño de productos que tienen mucha versatilidad en pocos componentes y entonces puede llegar rápidamente a entregar un producto en función de la necesidad. Ya sea un motor más grande o más chico, con más o menos ciclindros, se adapta rápidamente», concluyó Romano.

, Nicolás Deza

MGAS Comercializadora, la empresa comercializadora de gas del holding brasileño J&F, proyecta que se podrían montar en el sur de Brasil 1800 MW nuevos provistos con gas natural argentino si se construyera un gasoducto para conectar Uruguaiana con Porto Alegre. Del lado argentino, la infraestructura esta lista para un mayor suministro a Uruguaiana, puesto que el Gasoducto del Mercosur se encuentra mayormente ocioso. Sin embargo, un directivo subrayó que la importación de GNL dificulta la integración gasífera regional.

El grupo J&F, el conglomerado privado más grande del Brasil, marcó presencia en un seminario sobre integración gasífera en la región que organizó la semana pasada el Ministerio de Minas y Energía del Brasil. El directivo Rodrigo Senne habló en representación de MGAS y de la compañía generadora Ambar Energía, ambas empresas de J&F.

El portafolio de centrales térmicas a gas natural de Ambar Energía en Brasil asciende a 1653 MW de potencia. Esto incluye la Central Termoeléctrica Uruguaiana de 640 MW, comprada a la firma argentina SAESA en 2001.

La central en Uruguaiana opera desde su inauguración con gas transportado a través del Gasoducto del Mercosur, consumiendo 2,8 millones de metros cúbicos diarios cuando se encuentra activa y a plena potencia.

Ambar Energía proyectaba competir con Uruguaiana y otras de sus plantas térmicas en la mega licitación de potencia en reserva (LRCAP 2025) en junio, pero el certamen fue suspendido por el gobierno brasileño.

Potencial para tres termoeléctricas nuevas

Senne explicó que el gasoducto del Mercosur esta diseñado para entregar hasta 15 MMm3 diarios en la frontera con Brasil y que se encuentra subutilizado, por lo que hay margen para exportar más gas para generación eléctrica.

En todo caso, el déficit de infraestructura para aprovechar esa oportunidad se encuentra del lado brasileño. Senne presentó un estudio de MGAS que indica que sería posible viabilizar la construcción de al menos tres termoeléctricas con una potencia total de 1800 MW y que consumirían 9 MMm3 diarios.

El vehículo propuesto para lograrlo sería una licitación específica que remunere potencia y energía en el verano argentino. Pero también haría falta construir el segundo tramo del Gasoducto Uruguaiana Porto Alegre (GASUP) para conectar la localidad de Uruguaiana con la localidad de Triunfo, de forma tal de montar las nuevas centrales termoeléctricas a lo largo de esa traza. El tramo tendría una extensión de 593 km y una capacidad projectada de 15 MMm3 diarios.

«Sería importante si se pudiera con los compañeros argentinos aprovechar la oportunidad de ese sobrante de gas de verano que tiene la Argentina para poder construir ese gasoducto y realizar una licitación para colocar tres termoeléctricas entre Uruguaiana y Porto Alegre. Se podría tener entre 30 y 40 millones de metros cúbicos disponibles que podrían llegar al punto de entrega en Paso de Los Libres, en donde ya llega el gasoducto de TGM (Transportadora de Gas del Mercosur) con una capacidad de 15 millones. Actualmente son utilizados 2,9 millones para la termoeléctrica Uruguaina», analizó el directivo de MGas.

Terminales de GNL «no favorecen la integración regional»

Sobre el final de su exposición, el directivo de MGas subrayó que la agenda de integración gasífera lleva algunas décadas en carpeta pero sin suficientes avances. Consecuencia de esto, Brasil avanzó con la instalación de terminales de regasificación, que se transformaron en un problema para esa integración.

«Pasaron 25 años y no logramos crear el famoso anillo energético que es la conexión entre el sur de Brasil, el norte de Bolivia y Argentina, y aprovechar esos recursos energéticos. Se perdió mucho tiempo poniendo terminales de GNL en la costa de Brasil, que no favorecen a la integración regional, están completamente en contra de esta, porque las divisas que salen van a parar a armadores extranjeros en Europa y Estados Unidos», criticó Senne.

«Estamos haciendo actualmente una reforma del sector eléctrico brasileño y deberíamos estar pensando un poco en la visión de integración, no sólo en la visión del menor costo«, concluyó el directivo.

Los negocios energéticos de J&F

El grupo J&F que comandan los hermanos Wesley y Joesley Batista controla Ambar Energía y MGas. Esta última es una empresa comercializadora de gas en Brasil que ya firmó con Tecpetrol, TotalEnergies y Oilstone contratos o acuerdos de compra de gas para suministrar al mercado brasileño.

Además de los negocios de comercialización de gas y generación en Brasil, el grupo J&F también esta ingresando en el negocio petrolero en Vaca Muerta. J&F compró la petrolera Fluxus a fines de 2023, que contaba con activos en Bolivia.

En paralelo a esa operación, Fluxus había firmado un acuerdo con la petrolera Pluspetrol para adquirir la totalidad de los Bloques 1 y 2 y el Bloque Centro del campo Centenário en Neuquén, además del 33% del campo Ramos en Salta. La provincia de Neuquén no convalidó aún la transferencia de los bloques a Fluxus.

, Nicolás Deza

El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa tendrá elecciones el próximo 22 de julio con la lista Azul y Blanca, del actual secretario general Marcelo Rucci, como única nómina. De esta forma, el titular del gremio petrolero más poderoso del país y con presencia en Vaca Muerta continuará su mandato hasta 2029.

Los integrantes de la lista oficial hicieron ayer la presentación formal de la lista ante la Junta Electoral que funciona en el edificio de la Mutual de Empleados y Obreros de Petroleros Privados (MEOPP) en el centro de Neuquén. El momento coincidió con el aniversario de la muerte de Guillermo Pereyra, quien lideró el gremio petrolero por 38 años.

“Fue un día especial, cargado de sensaciones. La confianza de la gente nos ratifica que hicimos las cosas bien. Que no haya una lista opositora es consecuencia del trabajo en conjunto«, expresó Rucci durante el acto que encabezó en el lugar.

La lista Azul y Blanca llevará nuevamente a Rucci como secretario general y a Ernesto Inal como secretario adjunto, permitiéndoles continuar en el cargo por cuatro años más a partir de diciembre y hasta 2029.

«En estos tres años y medio de gestión tuvimos la fortaleza de entender qué era lo importante: nuestras familias y nuestros trabajadores», agregó el secretario general.

Recordaron a Pereyra

Rucci recordó a Pereyra al cumplirse un año de su fallecimiento y aseguró que «perdimos a nuestro máximo referente, un hombre que siempre estuvo. Con Guillermo Pereyra compartimos charlas que nos marcaron, nos forjó para no abandonar nunca las banderas de la dignidad, de la familia y del orgullo de ser petroleros. Llegué hasta acá gracias a él, pero también gracias a muchos grandes compañeros como Richard Dewey, el Negro Marín y Ricardo Astrada, entre tantos que lucharon siempre del mismo lado”.

Por otro lado, destacó el crecimiento de la organización durante su gestión y la renovación interna de la Comisión Directiva, que suma la participación de mujeres. “Nos llena de orgullo este equipo. Cada uno asumió la responsabilidad de representar a miles de familias. Esta conducción está para estar cerca, acompañar y resolver”, afirmó.

“Vamos a estar donde haya un petrolero. Vamos a seguir defendiendo derechos, sin entregar ninguno. Este gremio no se entrega», dijo Rucci al finalizar el acto.

, Redacción EconoJournal

¿Qué ocurre cuando las redes eléctricas fallan y nadie lo detecta a tiempo? para muchas distribuidoras esa pregunta se traduce en pérdidas millonarias y miles de usuarios sin respuesta. En un entorno en el que cada segundo cuenta, identificar una anomalía después de que ocurra ya no es suficiente. Consciente de este desafío, ESG Utilities, empresa del grupo BLC Global, desarrolló una solución diseñada para anticiparse a los problemas antes de que se vuelvan visibles. Se trata del módulo de detección de anomalías de Optimum SM. “Es una herramienta pensada para anticipar fallas, reducir pérdidas y garantizar la calidad del servicio, este módulo se consolida como un aliado estratégico para quienes gestionan redes eléctricas cada vez más complejas”, indicaron desde la empresa.

El módulo ofrece una forma automatizada y adaptable de identificar fallas con gran precisión. Cuenta con reglas de análisis personalizables y monitoreo de variables eléctricas críticas, lo que le permiten detectar comportamientos inusuales, conexiones irregulares o caídas de suministro antes de que generen pérdidas mayores. 

El módulo

Uno de sus grandes diferenciales es la flexibilidad operativa. El módulo se integra a infraestructuras ya existentes y se comunica con múltiples sistemas, permitiendo adaptar las reglas de detección según el tipo de red, región o perfil de usuario. Así distribuidoras y comercializadoras pueden acceder a un control preciso, escalable y personalizado, sin realizar grandes modificaciones técnicas.  

“Las distribuidoras necesitan soluciones que no solo funcionen hoy, sino que acompañen sus desafíos futuros. El módulo de anomalías fue pensado con esa visión: crecer con la red y anticiparse a sus problemas”, consideró Matías Calvaresi, Gerente de Producción de ESG Utilities. 

Transformación de datos en decisiones estratégicas 

“El módulo de detección de anomalías de Optimum SM tiene un impacto directo en la rentabilidad del negocio. Su implementación permite prevenir pérdidas por energía no facturada, reducir el tiempo de respuesta ante incidentes, mejorar el uso de recursos técnicos y reforzar la continuidad del servicio”, detallaron desde ESG Utilities.

Cuando la anomalía no es identificada, las consecuencias no tardan en aparecer: pérdidas en ingreso, infraestructura deficiente y usuarios insatisfechos. Frente a este escenario, el módulo brinda la posibilidad de anticiparse, actuando antes de que los problemas se hagan visibles. Analiza el comportamiento eléctrico, identifica patrones irregulares y activas alertas precisas que habilitan una intervención rápida, que dan como resultando menos pérdidas, mayor eficiencia operativa y una red más confiable.  

Impacto

Entre sus principales beneficios se destacan la identificación temprana de irregularidades y pérdidas no técnicas en el sistema de medición, la adaptabilidad a múltiples entornos operativos, y la capacidad de reducir costos operativos sin comprometer la calidad del servicio. “Todo esto, permite decisiones más ágiles, ingresos asegurados y un retorno de inversión”, precisaron desde la firma.

“El módulo de detección de anomalías de Optimum SM representa una ventaja competitiva para quienes operan redes complejas: una solución concreta y escalable para convertir datos en decisiones y anticiparse a los problemas antes de que impacten. Porque gestionar con visión también es parte de construir el futuro de la energía”, finalizaron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

El Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) llevarán a cabo este jueves un evento sobre la proyección de la demanda de gas natural en el Mercosur y Chile. El encuentro marcará el cierre de la segunda fase del Proyecto Regional de Integración Gasífera del Mercosur, centrado en las proyecciones de demanda y oferta de gas natural.

La jornada comenzará con las palabras de bienvenida del Gerente Regional Sur de CAF, Jorge Srur; el secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo; el presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, Ernesto López Anadón; y autoridades del Gobierno argentino.

Luego habrá lugar a paneles con la participación de representantes gubernamentales como el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck y el Viceministro de Energía del Paraguay, Mauricio Bejarano. Por el lado de las empresas, estarán presentes Daniel Ridelener, (CEO de TGN), Gabriela Aguilar (Excelerate Energy), Leopoldo Macchia (Tecpetrol), entre otros.

El evento, que se realizará con el apoyo del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), se llevará a cabo el jueves 29 de mayo a las 14:00 hs en el Hotel Casa Lucía, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El ingreso es gratuito y con inscripción previa (link).

Integración gasífera

El objetivo principal de la jornada es generar un espacio de diálogo entre autoridades gubernamentales, representantes del sector privado, y organismos internacionales para debatir sobre el rol del gas natural en la seguridad y las transiciones energéticas, así como explorar oportunidades de colaboración regional y optimización de la infraestructura existente.

Los distintos paneles abordarán temas como los factores económicos y tendencias que influyen en la demanda de gas natural, los desafíos y oportunidades para el sector privado en el contexto de la transición energética y la integración regional en relación al gas natural.

, Nicolás Deza

El desarrollo de la industria del litio enfrenta un contexto desafiante marcado por la guerra comercial entre China y Estados Unidos y los vaivenes del precio a nivel internacional. Sin embargo, el potencial del litio argentino sigue siendo alto. Aun así su pleno desarrollo requiere de una visión estratégica a largo plazo y de inversiones que acompañen su crecimiento. Frente a este escenario, Carlos Zapata, gerente de Operaciones de Planta Carbonato de Litio de EXAR – compañía que tiene a su cargo la operación del salar Cauchari Olaroz, analizó los principales desafíos que atraviesa en la actualidad la industria.

En diálogo con EconoJournal en la feria Arminera que tuvo lugar en Buenos Aires, el ejecutivo de Exar precisó que la clave para que la Argentina pueda convertirse en uno de los principales productores mundiales está en maximizar la eficiencia, producir más, con mejor calidad y al menor costo posible. A esto se suma la necesidad de garantizar estándares de seguridad para los trabajadores y de acompañar el desarrollo con talento joven capacitado para enfrentar una industria que se encuentra en permanente transformación tecnológica.

Zapata destacó además que, aunque existen más de 20 proyectos en marcha en el país los cuales están en distintas etapas, el ritmo de crecimiento se ha ralentizado debido a la incertidumbre del mercado y a la falta de condiciones estables que impulsen nuevas inversiones.

—¿Cuál es la proyección que tiene respecto al desarrollo del sector minero en la Argentina?

— Tenemos más de 20 proyectos que están en una etapa de prospección, construcción, pero el mercado hoy hace que el desarrollo del litio no se encuentre a la máxima capacidad debido a que estamos atravesando un escenario complejo respecto al precio internacional. El nuevo presidente de Estados Unidos cambió las reglas de todo el mundo respecto a los commodities y ahora el mercado se está acomodando a los nuevos precios. Esta situación derivó en  que las empresas que tienen a cargo los proyectos evalúen el escenario para poder continuar con las inversiones. Creo que es importante resaltar que como país tenemos reservas de litio en salares continentales lo que nos da una gran oportunidad de mejora. Hay muchos proyectos que están orientados a potenciar esa materia prima que poseemos, pero las inversiones son gigantes de más de mil millones de dólares. Nosotros tenemos una disponibilidad de proyectos que no la tiene ni Chile ni Bolivia. Se trata de un potencial enorme por desarrollar.

—¿Qué es lo que hace falta para poder desarrollarlo?

–Son fundamentales las políticas de Estado, no solo a nivel nacional, sino también nivel provincial para incentivar la inversión y que se puedan desarrollar estos proyectos que podrían ubicar a la Argentina como el tercer productor mundial de litio. Hoy estamos en el quinto lugar.

—¿Cuáles cree que son los desafíos para los próximos años?

–Hoy la industria del litio tiene el principal desafío de producir lo máximo posible con la mejor calidad y al menor costo. Debemos ser más eficientes en el proceso de producción porque es lo que nos demanda el mercado en este contexto. Hay que maximizar la producción minimizando los costos, obteniendo productos de mejor calidad para ser atractivos para los mercados de producción de baterías en el norte asiático, siempre teniendo como prioridad la seguridad de los trabajadores porque de nada sirve producir mucho y a bajo precio si un operador no puede volver en buenas condiciones a su casa.

—Uno de los desafíos que tiene el sector minero está vinculado al capital humano y a atraer talento joven. ¿Qué medidas están impulsando desde Exar para poder sortearlo?

–En Exar estamos aplicando un programa de jóvenes profesionales impulsado fundamentalmente en las dos universidades cercanas a nuestro proyecto: la Universidad Nacional de Jujuy y la Universidad Nacional de Salta. Tratamos de integrar a los jóvenes próximos a recibirse para que tengan una experiencia real en planta. Ellos participan con nosotros en el campo operativo y gracias a esto pueden ver cómo opera la industria de forma efectiva y ver si se sienten cómodos frente a ese nuevo desafío. Debemos preparar a los jóvenes profesionales para los nuevos desafíos vinculados a la tecnología. En la industria del carbonato de litio las nuevas tecnologías son muy cambiantes y necesitamos que nuestros jóvenes estén a la altura.

 –¿Qué nuevas tecnologías observan desde la compañía?

–En febrero estuve en las plantas de GanfengLithium (empresa dueña del 50% de Exar) en China y allí está siendo un boom el reciclaje de baterías, cosa que todavía no se ve en nuestro mercado con gran impacto. Allá existen plantas nuevas dedicadas a ese reciclaje. Es algo que va a llegar en algún momento a nuestro país y debemos estar preparados para eso porque implica todo un nuevo desarrollo tecnológico. Además, esto va a requerir que nuestra producción local de carbonato de litio tenga una especificación de calidad distinta para hacerle frente a ese nuevo mercado. Se trata de un cambio continuo. A su vez, las especificaciones serán más severas y el producto que se produce hoy en la Argentina tendrá que ser más puro, lo cual nos obligará a ser más creativos para tratar de eliminar las impurezas al menor costo. 

, Loana Tejero

Lindero, el pórfido de oro ubicado en Salta que es operado por Mansfield Minera, se convertirá en la primera mina híbrida de la Puna. Esto es así porque la compañía desde el mes próximo funcionará durante todo el día con energía solar que provendrá de paneles fotovoltaicos. En diálogo con EconoJournal, Facundo Huidobro, gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera, explicó que “solamente nos abasteceremos con combustible durante la noche. Por eso vamos a disminuir su consumo en un 40%. Todo el proyecto se va a energizar con energía solar durante el día. Es un avance realmente importantísimo para todos, algo muy deseado”.

Esto es así porque en 2024 la minera firmó un acuerdo con Secco para incorporar energía renovable en la mina. El proyecto consistió en anexar a la central térmica existente un sistema fotovoltaico y un banco de baterías de ion-litio para optimizar la generación de energía limpia.

El sistema fotovoltaico – un parque solar con una potencia total de 6.55 MWp- brindará energía al proyecto minero durante el día, almacenando los excedentes en las baterías con el fin de generar una reserva que permita utilizarla cuando la demanda del proceso lo requiera.

En base a esto, Huidobro consideró que “hoy todas las empresas están viendo estas alternativas porque la sociedad lo está exigiendo. Piden que exista una baja en la huella hídrica, en la huella de carbono. Por eso creo que la mayoría va a incorporar energía solar y hará un menor uso del agua. Además, todo esto lleva a disminuir los costos de producción”.

Expansión de la industria minera

Al ser consultado sobre el escenario actual respecto al desarrollo de la industria minera, el ejecutivo de Mansfield Minera consideró que “el escenario es muy bueno. Es muy positivo que el RIGI haya salido para el proyecto Rincón de Río Tinto. Es bueno no sólo para nuestro país sino también para nuestra provincia porque puede llegar a ser una voz de aliento para que se den otras inversiones. Esto era algo muy esperado por todos los salteños”.

Huidobro planteó que la comunidad salteña está acompañando el desarrollo de la actividad minera en la provincia porque es generadora de puestos de trabajo. También destacó las políticas impulsadas por la gobernación de Salta y expresó: “El gobierno provincial ha dado muy buenas señales con la baja de las tasas a valores razonables. Esto pone a la provincia en una posición muy competitiva y nos está generando muy buenos beneficios”.

“El hecho de tener a una mina produciendo demanda muchos años y por eso los proyectos necesitan un gobierno provincial que los impulse. Además, en los últimos años la gente ha tomado conciencia y saben cuál es el impacto positivo que tiene para ellos esta actividad. El gobierno está leyendo eso y sabe que genera empleos genuinos y no sólo directos, sino que también indirectos”, aseveró Huidobro.

Trabajo con la comunidad

Respecto al trabajo con las comunidades locales, el gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera dio a conocer que la empresa, junto con la ministra de Educación de Salta, María Cristina del Valle Fiore Viñuales, inauguraron un nuevo Jardín de Infantes en Tolar Grande (localidad que se encuentra a 75 kilómetros del proyecto minero) a fin de impulsar el crecimiento y la formación de las comunidades aledañas al proyecto.

“Siempre apostamos por la oportunidad de abrirles un lugar de capacitación cercano al lugar de vivienda de los chicos. De este objetivo también surgió el Centro Universitario Virtual, gracias a un convenio que hizo la empresa, junto a otras, con la Universidad Católica de Salta con el fin de incentivar el estudio de carreras de grado en forma virtual para que ningún chico se tenga que ir de su pueblo para estudiar e igualmente pueda convertirse en profesional”, concluyó.

, Loana Tejero

Adrián Mercado, la firma dedicada a las subastas industriales, anunció que el próximo viernes 30 de mayo, realizará una subasta de la firma Techint, por renovación de flota. El proceso se llevará a cabo de forma on-line, con presencia de martillero público.

Durante el remate, se podrán adquirir grúas telescópicas tiendetubo, tractores sobre orugas, palas cargadoras frontal; retroexcavadoras, grúas torre, camiones marca Iveco, pick ups Ranger, Amarok y Nissan. También furgones Partner, semirremolques porta tubos; motocompresores, motobombas; martillos hidráulicos, entre otros cientos de lotes.

Subasta

Adrián Mercado, titular y martillero de la firma homónima, resaltó: “Estas subastas son una gran oportunidad para pymes nacionales, porque tienen la posibilidad de adquirir maquinaria de primer nivel a valores convenientes y en un excelente estado de mantenimiento”.

Para conocer el detalle de todos los lotes y realizar la inscripción, se debe ingresar al siguiente link.

, Redaccion EconoJournal

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) realizó el martes de la semana pasada una audiencia pública para analizar los pedidos de extensión por 20 años de las licencias de Metrogas, Camuzzi Gas Pampeana y Litoral Gas que vencen en diciembre de 2027. Representantes de las tres empresas expusieron allí sus principales logros de gestión para justificar las solicitudes. Sin embargo, sobre el final del encuentro Pedro Bussetti, presidente de la asociación de consumidores Deuco, sorprendió al destacar el alto porcentaje de hogares que no tienen acceso a gas natural en el área de concesión de las tres distribuidoras.

Bussetti aseguró que en los once distritos del conurbano bonaerense donde brinda servicio Metrogas, el 40,3% de los hogares no tiene gas natural, mientras que en la Ciudad de Buenos Aires ese porcentaje es del 21,5%. En el área de concesión de Litoral Gas la cifra trepa al 50,6% y en el área de Camuzzi Gas Pampeana se eleva al 31,9%. Los datos surgen del censo nacional de 2022, año en el que las concesiones privadas cumplieron 30 años.

El Observatorio del Conurbano Bonaerense de la Universidad Nacional de General Sarmiento fue un paso más allá y comparó las cifras de hogares sin gas natural del Área Metropolitana de Buenos Aires surgidas del censo 2022 con las de los censos de 2001 y 2010. El resultado muestra que no solo no mejoró el porcentaje de hogares con cobertura de gas natural, sino que incluso empeoró.

En la Ciudad de Buenos Aires, por ejemplo, en 2001 solo el 2,9% de los hogares no tenía acceso a la red de gas natural y en 2022 ese porcentaje se elevó al 21,5%. En los 24 distritos del conurbano, en el mismo período los hogares sin gas natural treparon de 35,8% a 41,0%. En los últimos años no ha habido variaciones significativas.  

Si uno analiza los distritos bonaerenses ve que la situación no es pareja ya que algunos incrementaron su porcentaje de cobertura y otros empeoraron significativamente. Entre los que progresaron sobresale Ezeiza donde en 2001 solo el 34,11% de los hogares tenía acceso a la red de gas natural, mientras que en 2022 esa cifra había llegado al 50%. También se observa una mejora en Florencia Varela, aunque es uno de los tres distritos con peor cobertura junto con Moreno y Merlo. En esa localidad del sur bonaerense en 2001 solo el 31,4% de los hogares tenía acceso al gas natural y en 2022 el porcentaje subió al 42,4%.  

La contracara son La Matanza y Vicente López. En La Matanza en 2001 el 65,1% tenía gas natural y en 2022 la cobertura había caído al 52,3%, mientras que en Vicente López en el mismo lapso el porcentaje cayó del 94,9% al 81,2%.

El impacto del atraso tarifario     

En la audiencia pública, las distribuidoras destacaron que desde el inicio de sus concesiones en 1992 incrementaron la extensión de sus redes y la cantidad de hogares a los que le prestan servicio, pero en ningún momento hablaron de porcentajes de cobertura.

Al citar la estadística de hogares sin cobertura de red de gas natural Pedro Bussetti preguntó cuánto hay de responsabilidad de las distribuidoras y cuánto del Estado en esa situación. Es difícil establecer una ponderación, pero no hay dudas de que el congelamiento tarifario que se aplicó luego de la salida de la convertibilidad y que se extendió prácticamente durante todo el kirchnerismo influyó negativamente en la expansión de la red de gas natural porque, amparadas en el incumplimiento estatal de los contratos y con los ingresos recortados, las distribuidoras se limitaron a tratar de garantizarles el servicio a sus clientes, reduciendo al mínimo o directamente abandonando los planes de expansión de la red.

Metrogas mostró en la audiencia que desde que obtuvo la concesión en 1992 invirtió US$ 36 millones por año en promedio, pero entre 1993 y 2001 el promedio anual de inversión fue de 55,4 millones y entre 2002 y 2016, período en el que el valor de las tarifas se redujo a su mínima expresión por decisión de los gobierno kirchneristas, la inversión retrocedió hasta los US$ 20,8 millones por año en promedio. Entre 2017 y 2019, la inversión anual se recuperó hasta alcanzar los US$ 63 millones anuales por año, de la mano de los aumentos tarifarios que aplicó el macrismo, y entre 2020 y 2024 esa inversión volvió a caer promediando US$ 28,6 millones por año.

Incluso los acuerdos tarifarios que firmó el gobierno de Alberto Fernández con distribuidoras y transportistas en mayo de 2021 decían en el punto 4 de la cláusula segunda que “durante el presente Acuerdo Transitorio de Renegociación no se contempla un plan de inversiones obligatorias a ejecutar por la licenciataria”. De ese modo, al no permitir que las tarifas se actualizaran al ritmo de la inflación, se autorizó formalmente a los privados, como moneda de cambio, a suspender sus programas de inversión.  

Las cifras citadas por Metrogas dejan en claro que la inversión tiene una correlación directa con la evolución de las tarifas. Por lo tanto, si bien el congelamiento tarifario benefició a los hogares que ya tenían servicio de gas natural selló la suerte de aquellos otros que no tenían. La comparación entre la foto que arroja el censo de 2001 y la del censo de 2022 en lo que refiere a la expansión de la red de gas en el AMBA no deja lugar a dudas.

Otras causas de la menor cobertura

El atraso tarifario ha sido determinante para explicar el freno en la expansión de la red de gas natural, pero no es la única causa que influyó. Fuentes de Camuzzi Gas Pampana relativizaron la relevancia de los datos sobre porcentaje de cobertura de la red al afirmar que el gas natural nunca va a tener una penetración similar a la de la electricidad por las características propias de ambos servicios. “Que haya hogares no servidos por la red de gas natural no significa necesariamente que haya una deficiencia en la infraestructura y en el crecimiento de la red. Las nuevas tendencias constructivas, los usos y costumbre de los hogares y las condiciones climatológicas hacen que en la actualidad haya una migración hacia una cobertura eléctrica”, destacaron desde la distribuidora.

Las fuentes consultadas citaron el ejemplo de la Costa Atlántica donde muchos propietarios que no tienen residencia permanente en esos distritos, antes de encarar una obra de infraestructura como la que demanda el gas natural prefieren poner un anafe eléctrico, un aire acondicionado frío-calor y un termotanque eléctrico. A su vez, en la Ciudad de Buenos Aires muchas de las nuevas construcciones son totalmente eléctricas por los menores costos que supone para el desarrollador y porque de ese modo evitan las demoras en las autorizaciones para la instalación de una red de gas natural.  

, Fernando Krakowiak

El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, fue parte de la nueva edición de Arminera, la feria minera que se llevó adelante la semana pasada en La Rural. Allí dio cuenta de la oportunidad que tiene la provincia de diversificar su matriz económica gracias a los recursos mineros. Sin embargo, advirtió que para desarrollar al máximo la actividad se deberá realizar el mantenimiento y puesta en marcha de los caminos y de la infraestructura eléctrica. “El gobierno nacional tiene que comprender que es necesario que trabajemos juntos en esa infraestructura porque los caminos no se van a hacer solo con inversión privada”, advirtió.

El mandatario mendocino remarcó la necesidad de actualizar el marco regulatorio eléctrico y sostuvo: “Tenemos que invertir en la eficiencia de los recursos. Esto sólo se puede hacer en una alianza público-privada”.

Desarrollo de la minería en la provincia

Cornejo también se refirió al desarrollo del sector minero en la provincia y a la licencia social por parte de los mendocinos. “Mendoza tiene una fuerte cultura ambiental derivada de la escasez del agua. Por mucho tiempo se ha confundido a una minoría qué se dice ambientalista pero que en realidad es anti minera. Creo que tenemos una ventana de oportunidad para que se encienda la minería”.

El funcionario instó a prender los otros motores de la economía, además del agro, para generar puestos de trabajo genuinos. “Nosotros estamos pendientes del motor de la Pampa húmeda, pero necesitamos encender otros motores. La transición energética y la electromovilidad van a demandar minerales críticos que posee la Argentina y que nuestro vecino Chile explota hace años, pero nosotros no. Nuestra provincia debe aprovechar esa ventana de oportunidad en cantidad y calidad”.

Cornejo también abogó por el trabajo conjunto con el gobierno nacional y planteó: “Si el gobierno nacional hace bien la tarea con la macroeconomía nosotros tenemos que hacer lo mismo con los permisos. Estamos haciendo pasar cada Declaración de Impacto Ambiental por la Legislatura y la mayoría está siendo aprobada por amplias mayorías”.

Por último, se refirió a la salida de YPF de los campos convencionales en la provincia y aseguró que desde Mendoza existe mucha esperanza en poder reactivar el petróleo con la salida de la petrolera y de tener minería para poder aumentar el promedio salarial de los mendocinos.

“Somos conocidos por nuestros vinos y ahora tenemos que hacer el esfuerzo por ser conocidos también por la exploración de minerales críticos que contribuyan a la electromovilidad”, finalizó.

, Loana Tejero

El consorcio de empresas que está al frente del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) —integrado por YPF, Pluspetrol, Vista, PAE, Shell, Chevron y Pampa— concretó este lunes un paso importante, y a la vez simbólico, con la soldadura automática inaugural de los primeros tubos que conformarán el oleoducto de 437 kilómetros que conectará los yacimientos no convencionales de Neuquén con una terminal marítima de exportación en Punta Colorada, en las costas de Río Negro.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presenció el inicio de esas tareas en la línea del oleoducto VMOS, en cercanías a la localidad de Chelforó, en Río Negro. La petrolera bajo control estatal que encabeza el consorcio de compañías que llevan adelante la iniciativa destacó que «se trata de un hito en el avance de esta obra, que habilitará la exportación a gran escala de petróleo de Vaca Muerta».

“Vaca Muerta Oleoducto Sur es estratégico para el país y es una muestra de que los privados podemos financiar y construir este tipo de infraestructura y generar valor para la Argentina”, afirmó Marín.

Previo a esta visita, las autoridades de YPF y de la UTE Techint–Sacde recorrieron el campamento de la constructora ubicado en la localidad de Chichinales, donde pudieron ver el acopio de caños y la planta soldadora de doble junta.

Infraestructura de exportación

El proyecto contempla la construcción de un ducto de 437 kilómetros más una terminal de exportación de clase mundial que convertirá a Argentina en un exportador global de energía y permitirá ingresos por US$ 15,000 millones de dólares para 2030.

Se estima que el ducto va a estar operativo para fines del 2026, con una capacidad de transporte de 180.000 barriles y se va a llegar al 2027 con 550.000 barriles día.

La construcción de oleoducto fue adjudicada a la UTE Techint-Sacde, la que ya logró realizar 300 kilómetros de apertura de pista y más de 60 de desfiles de tubos.

Además, se incorporó una soldadora de doble junta, que permite acelerar la producción al soldar de forma industrial e itinerante caños de 12 metros para transformarlos en tramos de 24 metros. En este momento de la obra, ya hay 500 trabajadores en plena actividad.

También, se avanza con la construcción de la cabecera de bombeo de Allen y la de Chelforó. En Punta Colorada, en tanto, ya se construye la terminal de almacenamiento, que tendrá inicialmente entre 5 y 6 tanques de 120 metros cúbicos, para lo cual las chapas para su construcción ya comenzaron a llegar al país.

Además, ya se encuentra compradas las dos monoboyas que habilitará la carga de los barcos petroleros Very Large Crude Carrier (VLLC), que por primera vez podrán operar en el país.

VMOS es un consorcio de empresas líderes de la industria energética del país integrado por YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina para la construcción y operación del oleoducto Vaca Muerta Sur.

, Redacción EconoJournal

El sector minero en la Argentina cuenta con un horizonte de crecimiento y desarrollo de nuevos proyectos de minerales estratégicos como el cobre y el litio que podrían posicionar al país como un actor clave en el mercado global de cara al proceso de transición energética. En este contexto, el Banco Comafi se propuso como objetivo ser un socio estratégico para acompañar el avance del sector, ofreciendo soluciones financieras adaptadas a las distintas etapas de los emprendimientos mineros, desde la exploración hasta la producción y exportación.

En diálogo con EconoJournal en la Feria Arminera, Jeremías Maratta, responsable del sector minería del Banco Comafi, explicó en qué consiste el trabajo de la entidad para generar una sinergia con las empresas del rubro. Según detalló, el Banco busca entender las necesidades de cada compañía y diseñar herramientas específicas que fomenten el desarrollo de toda la cadena de valor minera, apuntando a fortalecer la infraestructura, la sustentabilidad y la atracción de inversiones.

A través de su unidad de negocios “The Capital Corporation”, el banco brinda soluciones de financiamiento como fideicomisos, cuentas escrow, avales, fondos cerrados de inversión, y otras estructuras diseñadas para dinamizar la actividad minera.

—¿Cuál es el análisis que realiza del sector y cómo trabajan desde el Banco Comafi para poder generar una sinergia con la minería?

–La minería se encuentra en un buen momento, con un futuro prometedor y con proyectos que se están en vías de desarrollo. La Argentina tiene un gran potencial respecto a los minerales y el mundo ve al país como un gran jugador a futuro en la industria minera global. En los próximos años el sector minero va a crecer muchísimo. Existe un gran compromiso por parte de las empresas, de los gobernadores, y el banco lo entiende. Por ese motivo queremos aportar todas las herramientas para poder fomentar el desarrollo de proyectos y de toda la cadena de valor. Lo que busca el Banco Comafi es conocer y entender el negocio, estar cerca de las compañías.

—¿Cuáles son las herramientas que ofrecen desde el Banco para dinamizar el crecimiento del sector?

–El Banco Comafi tiene como objetivo poder entender las necesidades de cada una de las compañías y desarrollar productos especiales y a medida que respondan a lo que necesita el sector. El banco cuenta con una unidad de negocios denominada “The Capital Corporation”, que es líder en leasing (forma de financiar la adquisición de bienes de capital a través de un contrato de arrendamiento con opción de compra) en la Argentina. Se trata de una herramienta muy útil para el sector. También ofrecemos diversas soluciones vinculadas a las estructuras de garantías, como fideicomisos y cuentas escrow; financiamiento bancario y de mercado de capitales, fondos de inversión cerrados, avales bancarios, obligaciones negociables e instrumentación de aportes de capital. La minería es una industria capital intensiva. Como entidad, entendemos que el sector financiero es estratégico para el crecimiento y desarrollo de la industria y es por eso que trabajamos para poder alcanzar a todas las compañías a fin de ofrecerles nuestros productos y ayudarlas a crecer. Además, hay mucha expectativa respecto al sector y lo comprobamos con la enorme participación que tuvo Arminera de todas las empresas, gobernadores y funcionarios que estuvieron presentes.

—¿Qué análisis realiza del escenario?

–El escenario es muy prometedor. Hay que trabajar porque aún hay mucho por hacer en términos de infraestructura, de responsabilidad, de sustentabilidad. Yo creo que, junto a las empresas y a los gobiernos, estamos creando un país minero que cada vez atraerá mayores inversiones y que tendrá un crecimiento sostenido a futuro. Entendemos que el banco puede cumplir un rol muy importante en este proceso. Creemos que el motor de crecimiento económico del país va a estar dado por tres pilares: al agro, la minería y la industria del Oil & Gas. Observamos un enorme potencial y por eso queremos acompañar a todos estos sectores, especializarnos y responder a las necesidades específicas de cada uno de ellos.

—¿Cuáles son los pasos a seguir por parte del Banco Comafi para lograr estos objetivos?

–Las necesidades de las empresas involucradas en el sector minero son dinámicas por eso constantemente debemos estar trabajando y desarrollando nuevos productos. Hay iniciativas que se encuentran en etapas de exploración y también otros proyectos que están más avanzados, por ende, las necesidades son diferentes. Hoy tenemos clientes que están en etapa de exploración, otros en etapa de construcción, y algunos que ya se encuentran produciendo y exportando los recursos. Tenemos experiencia en todas las diferentes etapas y cada una de ellas demanda diferentes productos que el banco puede otorgarles. Estamos para acompañarlos. 

, Loana Tejero

Oiltanking Ebytem, la compañía que opera la terminal de exportación de crudo de Puerto Rosales en Bahía Blanca, inaugurará la ampliación de su terminal de exportación de crudo el próximo 03 de junio, con el objetivo de acompañar los envíos que transportará Oldelval desde Vaca Muerta a través de los proyectos de expansión Duplicar Plus y Duplicar X.

La iniciativa, que contó con una inversión de aproximadamente 600 millones de dólares, incluye la construcción de seis nuevos tanques de almacenamiento de 50.000 m³ cada uno que incrementarán la capacidad total de 480.000 a 780.000 m³, una nueva estación de bombeo, una subestación eléctrica y un nuevo muelle de 2.000 metros con dos posiciones operativas para buques tipo Aframax y Suezmax.

Los dos primeros tanques ya están operativos y el tercero entrará en funcionamiento en los próximos días. Todo el sistema se encuentra en fase de pruebas, capacitación y puesta en marcha por parte del equipo técnico de la empresa, según indicaron desde la firma.

El nuevo muelle

El nuevo muelle reemplazará una de las actuales monoboyas y permitirá despachar entre 20 y 25 buques por mes.

“Para responder al aumento de caudal estamos construyendo un muelle para recibir dos buques de importante tamaño: un Suezmax y un Aframax, uno de 160.000 toneladas y otro de 120.000, para reemplazar una de las monoboyas que tenemos. A eso se suma una estación de bombeo para poder bombear simultáneamente a los dos buques y toda la infraestructura asociada”, explicó al respecto Guillermo Blanco, vicepresidente de la empresa.

Esta ampliación que llevó adelante la compañía responde al aumento de capacidad del sistema que opera la empresa junto a Oldelval, que recientemente finalizó su propia obra para alcanzar un transporte de 530.000 barriles diarios. “La articulación entre ductos y terminal es clave para sostener la cadena logística de exportación del crudo no convencional”, remarcaron desde Oltanking Ebytem.

, Redaccion EconoJournal

En el marco de las acciones de mejora continua que impulsa el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®), administrado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), se llevó a cabo una reunión técnica con representantes de empresas adheridas y especialistas en gestión de transporte y seguridad química, junto a la Cámara Argentina del Transporte Automotor de Mercancías y Residuos Peligrosos (CATAMP).

Durante el encuentro se plantearon temas clave vinculados a la seguridad en la distribución de productos químicos, con foco en la revisión y actualización del Código 4 del PCRMA® para Industrias, que establece lineamientos para la gestión responsable de la logística de sustancias químicas. Este código se estructura en cinco ejes temáticos: administración de riesgos, revisión de cumplimiento y entrenamiento, condiciones de seguridad de los transportistas, manipulación y funcionamiento, y respuesta en emergencias y preparación del público.

Evaluación continua de riesgos

A través de ejemplos prácticos y recomendaciones, se enfatizó la importancia de la evaluación continua de riesgos, la implementación de planes de mitigación, la capacitación tanto de personal interno como de terceros, la auditoría de procesos logísticos y el fortalecimiento de vínculos con autoridades y comunidades locales. Estos lineamientos buscan minimizar el impacto ambiental y maximizar la seguridad de las operaciones vinculadas al transporte y manipulación de productos químicos.

Uno de los momentos más destacados de la reunión fue la presentación del Rubén E. Ruocco, representante técnico de CATAMP, quien habló sobre dos aspectos clave en la gestión de emergencias en el transporte de cargas peligrosas:

1. La introducción de un nuevo formato de Ficha de Emergencia, que sustituye la antigua ficha de intervención y se adapta a los requerimientos actuales.
2.  Consideraciones prácticas sobre la respuesta ante incidentes en ruta, incluyendo los factores a tener en cuenta para una acción rápida, coordinada y efectiva.

 Durante la presentación, Ruocco de CATAMP subrayó que “el objetivo principal es que, ante una emergencia, todos los involucrados tengan claro qué hacer, cómo comunicarlo y con quién coordinar. La ficha de emergencia no es solo un formulario, es una herramienta dinámica que guía la primera respuesta y puede hacer la diferencia en la contención de un evento”. Además, destacó la importancia de capacitar de manera continua al personal involucrado en la logística de sustancias peligrosas: “Los simulacros, las capacitaciones y la revisión constante de procedimientos no son una formalidad, son parte de nuestro compromiso con la seguridad y el entorno”, agregó.

“La revisión del Código 4 y el intercambio de experiencias entre actores del sector forman parte del compromiso asumido por las empresas y las cámaras con la mejora continua en salud, seguridad y ambiente, valores centrales del PCRMA®, que promueve desde hace más de dos décadas una gestión sustentable en toda la cadena de valor del sector químico”, destacaron.

, Redaccion EconoJournal

Ante la llegada del invierno y el mayor uso de artefactos a gas, Camuzzi advierte sobre los peligros del monóxido de carbono, un gas tóxico e imperceptible que cada año provoca casi 29 mil muertos en todo el mundo, Durante 2024 en la zona de concesión de la compañía, se registraron 51 casos, de los cuales el 69% requirió hospitalización y el 9% tuvo consecuencias fatales.

“El monóxido es una amenaza silenciosa que puede afectar a cualquier hogar/ instalación. La prevención es sencilla, pero clave para salvar vidas. Por eso, insistimos en la importancia de contar con instalaciones seguras, ventilación permanente y revisiones periódicas realizadas por profesionales matriculados”, señaló Juan Spini, Gerente de Seguridad e Higiene de Camuzzi.

De acuerdo con los relevamientos, el 94% de los eventos registrados estuvieron vinculados a fallas en los conductos de evacuación de gases de los artefactos, ya sea por obstrucciones, roturas o instalaciones fuera de norma. A su vez, en 8 de cada 10 casos se identificó una ventilación deficiente o directamente inexistente, lo que potencia aún más el riesgo.

Los artefactos más frecuentemente involucrados fueron:

•             Calefactores (53%)

•             Calentadores de agua (33%)

•             Cocinas (12%)

Color de la llama

Una llama amarilla señala una combustión deficiente por falta de oxígeno. La llama azul indica una combustión adecuada, con la cantidad de oxígeno correcta para garantizar un funcionamiento seguro.

Cinco claves para prevenir intoxicaciones por monóxido de carbono

Camuzzi recuerda que una instalación adecuada y el mantenimiento periódico son fundamentales para evitar accidentes. Estas son las recomendaciones principales:

1.           Verificar los artefactos con un profesional matriculado. Es importante revisar artefactos, conductos y rejillas, especialmente después de largos periodos sin uso.

2.           Ventilar los ambientes con rejillas adecuadas, limpias, sin obstrucciones y ubicadas en los  lugares que indican las normas, lo cual refuerza el punto anterior.

3.           No usar hornallas ni hornos para calefaccionar. No fueron diseñados para ese fin y consumen rápidamente el oxígeno del ambiente. No poner sobre las hornallas elementos o dispositivos que incentiven el uso de la estas para calefacción.

4.           Chequear el color de la llama. Siempre debe ser azul. Una llama amarilla o anaranjada indica combustión defectuosa y muy posible presencia de monóxido.

5.           Instalar artefactos aprobados. En dormitorios y baños, solo se deben colocar equipos de tiro balanceado, instalados de forma fija y con válvulas de seguridad.

¿Cuáles son los síntomas de intoxicación?

El monóxido de carbono no tiene olor, color ni sabor, y sus síntomas se suelen confundir con una gripe o un malestar común: dolor de cabeza, mareos, náuseas, debilidad o somnolencia. En casos más graves puede provocar pérdida de conocimiento, convulsiones y hasta la muerte.

Ante la sospecha de una intoxicación:

•             Ventilar el ambiente de inmediato.

•             Alejar a la persona afectada del lugar.

•             Contactar al sistema de emergencias local.

•             Llamar a los teléfonos de atención de Camuzzi.

Ante cualquier emergencia relacionada con el servicio de gas, los usuarios podrán comunicarse con las líneas de atención disponibles las 24 horas, todos los días del año:

•             Camuzzi Gas Pampeana: 0800-666-0810 / 0810-666-0810

•             Camuzzi Gas del Sur: 0800-999-0810 / 0810-999-0810

, Redaccion EconoJournal

El Gobierno nacional dispuso este lunes, mediante una resolución de la Secretaría de Energía, que 137.975 usuarios considerados vulnerables dentro del Régimen de Zona Fría Ampliada que cobran menos de 4 salarios mínimos y cuentan con más de un medidor o suministro a su nombre, accederán al subsidio del 50% en solo uno de sus suministros. En los restantes, se aplicará la bonificación general del 30%, prevista por ley. De este modo, busca reducir los aportes del Tesoro que recibe el régimen.

Así se desprende de la Resolución 219/2025 publicada este lunes en el Boletín Oficial, la cual forma parte de las medidas previstas en el Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados vigente desde el 1 de junio de 2024 hasta el próximo 31 de mayo.

Este proceso de revisión prevé la reestructuración del régimen de subsidios a la energía y redefinir los mecanismos que permitan una mejor focalización de los subsidios, con señales que estimulen el ahorro energético. Las dependencias intervinientes son la Subsecretaría de Energía Eléctrica, la Subsecretaría de Combustibles Gaseosos y la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético.

A partir de las evaluaciones sobre datos del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), la Secretaría de Energía identificó 137.975 CUIT/CUIL de titulares de beneficios registrados en forma repetida dentro del Régimen de Zona Fría Ampliada, por lo cual con una misma identificación se asignó el beneficio de manera automática para dos o más medidores.

La revisión del beneficio

En consecuencia, se destacó en la resolución que “la repetición de medidores resulta un indicador de que el beneficiario es titular, posee, u ocupa más de un inmueble, lo que contradice la condición de vulnerabilidad que debe verificarse para acceder al cuadro tarifario diferencial del 50% del cuadro tarifario pleno”.

Hasta ahora, los usuarios dentro del régimen de Zona Fría Ampliada identificados en el Registro Único de Beneficiarios que cobraban menos de 4 salarios mínimos y contaban con más de un medidor o suministro a su nombre, podían acceder al beneficio del 50% de descuento en todos ellos.

A través de la Resolución 219/25 se actualizaron esos criterios para acceder a los cuadros tarifarios diferenciales del gas natural por red para “ordenar un régimen deficitario, que incluía usuarios de forma automática y sin control, para así profundizar en la focalización de subsidios únicamente para quienes los necesitan”, explicaron fuentes oficiales.

A partir de ahora, el cambio de criterio alcanzará la situación de los 137.975 usuarios detectados en esa situación, quienes podrán acceder al subsidio del 50% en solo uno de sus suministros y en los restantes, se aplicará la bonificación general del 30%, prevista por ley. Quienes consideren que tienen motivos fundados para acceder al beneficio completo podrán presentar su solicitud de revisión a través de la web de ANSES.

Las mismas fuentes precisaron que ese universo de usuarios identificados con una situación que no se condice con un criterio evidente de necesidad “con la nueva reglamentación, seguirán recibiendo una tarifa diferencial, pero con una distribución más equitativa y razonable del subsidio”.

Beneficios superpuestos

Este régimen tarifario diferencial de la Ley 27.637 no excluye, sino que se superpone, a los beneficios otorgados por otras normas, con lo cual podría darse el caso de que un mismo usuario acumule en su factura el beneficio por Zona Fría, los descuentos correspondientes al Nivel 2 o Nivel 3 del régimen de segmentación y la Tarifa Social Federal de Gas, vigentes.

La ley de Zona Fría Ampliada es una extensión del Régimen de Zona Fría creado en 2002 para asistir a provincias con climas extremos, como las del sur argentino, donde el consumo de gas es vital y elevado. Hasta entonces alcanzaba en 2021 a 79 departamentos distribuidos en 10 provincias y luego de la ampliación terminó abarcando a 230 departamentos de 14 provincias.

Así, la ley 27.637 sumó a gran parte de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis. Algunas de esas zonas se caracterizan por sus climas templados, importantes niveles de actividad económica y una media/alta densidad poblacional.

Para la actual conducción de la Secretaría esa ampliación incorporó “zonas consideradas como cálidas y templadas cálidas según norma IRAM 11603:2012, y el resultado fue “un esquema mal focalizado, regresivo y deficitario, que terminó beneficiando a quienes no lo necesitaban”.

Déficit creciente

Los subsidios a la Zona Fría Ampliada son financiados por las tarifas que pagan todos los usuarios del país, y el 1 de abril el Gobierno nacional elevó ese recargo para reducir el aporte del Tesoro Nacional, aunque fuentes oficiales consideran que aún ese porcentual resulta insuficiente para cubrir el gasto que demanda el régimen.

En 2021, cuando se discutía la propuesta del entonces oficialismo, se aseguró que el subsidio que hasta entonces beneficiaba a 850 mil hogares de la Patagonia, la Puna y Malargüe se financiaba con un recargo de 4,46% y que la ampliación a otros 3,1 millones de hogares se iba a poder solventar elevando ese recargo a 5,4% sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte, lo que en la práctica no alcanzó a cubrir. El régimen quedó así desvirtuado y se necesitan cada vez más aportes del Tesoro.

Hace 10 días el Ministerio de Economía canceló el 30% de lo que adeudaba a las distribuidoras por la compensación del régimen, correspondiente a subsidios de diciembre. Pero todavía se mantenían pendientes los pagos de enero y febrero y a fin de este mes se sumará la deuda de marzo.

, Ignacio Ortiz

La industria minera tuvo su semana más importante. Con récord de visitas, y bajo un eje temático centrado en la transición hacia una minería más eficiente y sustentable, Arminera 2025 reunió como lo hace todos los años a los principales referentes del sector público y privado en un encuentro clave para impulsar inversiones y oportunidades asociadas a los principales proyectos mineros. En la feria de minería estuvo presente CIMC Wetrans, compañía miembro del holding CIMC, líder en construcción modular, depósitos modulares, contenedores y soluciones logísticas para diversas industrias. Desde su stand, la firma invitó a repensar los modelos tradicionales de construcción, así como nuevos servicios y tecnología que impulsan una minería no sólo más competitiva sino también más responsable.

Romina Parquet, Founder y Ceo CIMC Wetrans, se refirió a la participación de la empresa en Arminera y sostuvo “como compañía queremos seguir afianzando nuestro rol en los principales sectores productivos del país, y la minería en ese sentido, es una industria clave para nosotros. Desde contenedores, depósitos modulares hasta módulos habitacionales, campamentos, semirremolques tolva o sistemas de almacenamiento de energía, todo lo que nosotros comercializamos está orientado a potenciar el desarrollo de la industria minera”.

Desafíos

Además, Parquet advirtió sobre los desafíos que debe sortear la industria minera asociados a las distancias, las alturas, el clima, entre otros y explicó cómo se puede capitalizar del holding en los proyectos locales. “Formamos parte de un holding multinacional que por sobre todo tiene la visión y la capacidad para traer a nuestro país la tecnología que aún no tenemos e integrarla a la mano de obra local. La transferencia de esta tecnología nos permite destacarnos en proyectos de construcción modular a partir de módulos de alta gama o edificios modulares y la construcción personalizada permanente o transitoria a partir de módulos habitacionales completamente nuevos y desmontables para proyectos que demanden campamentos”.

Eficiencia

Parquet detalló que en las plantas de la compañía  se produce un contenedor por minuto, los cuales se entregan nacionalizados, bajo certificantes internacionales. Esta capacidad de producción se suma a la rapidez de instalación y su viabilidad económica.

 “Tenemos más de 150 modelos, o como me gusta decir a mi, un contenedor para cada solución.Creo que hoy ya nadie concibe los proyectos de minería de manera disociada de temas de sustentabilidad. La demanda en tecnologías limpias así como en soluciones de almacenamiento de energía es cada vez más prioritaria y con ese foco estratégico el año pasado lanzamos una división denominada CIMC ENERGY STORAGE, desde la cual aportamos soluciones orientadas a alcanzar una matriz energética más sostenible”, remarcó.

Las soluciones de la compañía

El objetivo de la empresa en esta nueva edición de Arminera consistió en dar a conocer la oferta de soluciones que poseen para el sector minero, entre ellas se destacan:

• Contenedores de energía Solar: Equipados con paneles solares de alta calidad, generan energía limpia y renovable, lo que reduce la huella de carbono. Gracias a su portabilidad y su sistema de almacenamiento de baterías, resultan una solución versátil que se puede utilizar en una variedad de aplicaciones, desde suministrar energía a hogares, hospitales, escuelas o empresas, especialmente en áreas remotas.
• Contenedores de almacenamiento de energía: Provistos de un sistema de baterías capaces de almacenar energías limpias, se pueden aplicar a centrales eléctricas, de energía eólica, solar, construcción, así como todo tipo de comunidades.
• Contenedores generadores de energía: Especialmente diseñados a medida de los grupos electrógenos. Ocupan poco espacio, se trasladan e instalan fácilmente, con muy buenas propiedades de anticorrosión, ignífugas, impermeables, a prueba de polvo, a prueba de golpes y otras.
• Contenedores cisterna: Una solución de almacenamiento de combustible de primera calidad diseñada para entornos operativos hostiles con una preparación mínima. Se utilizan en estaciones de servicio, plantas de energía, campos mineros y otras industrias para conservación de alimentos, químicos, GLP, gases licuados, por ejemplo.

Además de las oficinas ubicadas en Buenos Aires, Córdoba y Neuquén, CIMC cuenta con oficinas propias en Salta, orientadas a dar respuesta al sector minero.

Dentro del abanico de soluciones también comercializan en nuestro país de todo tipo de Trailers y Semitrailers, Containers Chasis, LNG Road Tanker, Fuel Road Tanker, Flatbed Trailers, Tipper Trailer, Refrigerated Trailers y tanques para el transporte de alta eficiencia de sustancias tales como combustible, alimentos y también químicos (gas, líquido o en polvo).

, Redaccion EconoJournal

El gobierno de Javier Milei modificará la forma en que el Estado viene determinando en los últimos años los precios mínimos de exportación del gas natural que se envía hacia mercados regionales como Chile y Brasil.

En los hecho, funcionarios argentinos adelantaron la semana pasada en Brasil que a partir del 1º de enero 2026 se dejará de utilizar al valor del Brent —la cotización del petróleo que se extrae en el Mar del Norte— como referencia para calcular el precio mínimo del gas argentino que se exporta a países del Cono Sur. Es un cambio de paradigma y una señal concreta de que el gobierno argentino está dispuesto a reducir el precio de venta del gas local para potenciar la expansión del comercial exterior del hidrocarburo.

El marco regulatorio vigente establece que en los contratos plurianuales de exportación de gas natural con transporte en firme debe establecerse, de forma obligatoria, una cláusula que vincula el precio mínimo de exportación del gas a un porcentaje del precio internacional del petróleo.

Eso cambiará a partir de enero del año que viene, en parte porque el gobierno hizo lugar a un planteo de las las empresas compradoras de gas en Chile y Brasil —generadoras térmicas, distribuidoras y grandes industrias, entre otras—, que advierten que no están dispuestas a firmar contratos de compra de gas argentino a largo plazo si el precio está atado a la evolución del valor del crudo. Eso un riesgo que no están dispuestas a correr. «El Brent dejó de usarse hace tiempo como referencia para fijar el precio del gas. Si el barril volviese a trepar hasta o por encima de los 100 dólares, sería inviable trasladar esa suba al costo del gas», explicó el gerente comercial de una generadora en Chile.

El Ejecutivo recogió el guante de ese planteo. El jueves de la semana pasada el subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Federico Veller, indicó que desde 2026 el precio mínimo del gas de exportación será el valor que figura en los contratos de Plan Gas, el programa que define el precio interno del fluido hasta fines de 2028 y al mismo tiempo fija cupos y precios mínimos de exportación para el hidrocarburo.

Veller participó de un seminario sobre integración gasífera organizado por el Ministerio de Minas y Energía del Brasil en Brasilia la semana pasada.

Eliminación del porcentaje Brent

Para calcular el precio mínimo de exportación hasta ahora se tomaban en cuenta dos variables: el precio medio del gas en cada cuenca productora que figura en los contratos de Plan Gas o un porcentaje del precio del barril de crudo Brent. La variable que arroja el mayor precio es la que finalmente se toma en cuenta a la hora de fijar el precio mínimo de exportación.

Pero debido al crecimiento de la producción de gas en Vaca Muerta y, por consiguiente, a la disponibilidad de mayores volúmenes exportables, Veller anunció que eliminarán la variable del porcentaje de Brent.

«Para 2026 en adelante hemos decidido eliminar la condición de porcentaje de Brent y solamente tomar el precio fijo establecido para el promedio de cuenca«, explicó el funcionario.

El gobierno calcula que con esta modificación habrá una reducción de un 20% en el precio mínimo de exportación para el gas proveniente de la cuenca neuquina en período estival.

«Creemos que estamos dando una señal y que va a ser muy bienvenida por la industria. En términos de volúmenes, pasamos de aprobar autorizaciones de exportación solamente anuales a hablar de exportaciones plurianuales. Ahora yo los animo a que piensen mucho más allá, a no pensar en contratos entre 2026 y 2028, sino a que se animen a establecer contratos de cinco o diez años que van a poder viabilizar el financiamiento para la infraestructura que se requiere«, enfatizó Veller.

Exportaciones por muchas décadas

El abastecimiento doméstico y las exportaciones de gas argentino están garantizadas por los recursos gasíferos en la Argentina, evaluados en 273 TCF’s (trillones de pies cúbicos), según un último documento técnico de la Secretaria de Energía. Veller puntualizó en el potencial del país para suministrar gas a precios competitivos.

«Si somos levamente optimistas sobre el aumento de capacidad en los gasoductos y en floating LNG, tenemos 80 años de recursos por delante. Si somos muy optimistas y maximizamos las posibilidades de exportación vía gasoductos y entendemos que estas floating LNG son solo las primeras, estamos hablando de que la Argentina puede abastecer gas competitivo durante 50 años a las necesidades locales, regionales y globales. Para que sea realidad es necesario todo lo anterior, una cosa sin la otra no llega a buen puerto«, analizó el funcionario.

, Nicolás Deza

TotalEnergies inauguró este viernes una Línea de Alta Tensión de 43 kilómetros que, con una inversión de US$ 33 millones, le permitió conectar su planta de tratamiento en el bloque Aguada Pichana Este a la red eléctrica nacional. La obra se complementa con la construcción del parque solar Amanecer, ya en operación en la provincia de Catamarca, que proveerá la energía renovable para la electrificación del área y avanzar con el objetivo de net zero de la compañía.

Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, realizó el tendido de la Línea de Alta Tensión de 132 kV para unir la estación transformadora del sistema con una greenfield en las inmediaciones de la planta de Aguada Pichana Este, a unos 45 kilómetros de la ciudad de Añelo y unos 155 kilómetros de la capital de Neuquén.

La compañía realizó además una ampliación de la Estación Transformadora de Loma Campana, donde YPF cuenta con una central de generación de YPF Luz y que, por cercanía, sirve de punto de conexión a la red eléctrica nacional.

Las metas de la empresa, a las cuales se acopla el proyecto, son reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en 40% para 2030 en comparación a 2015 y de emisiones de metano en 50% para 2025 y 80% para 2030, en comparación con 2020. Se destacó en ocasión de la inauguración que el objetivo 2025 se alcanzó en 2023 y el 2030 se espera poder alcanzarlo antes también.

El detalle de la inversión refleja que la construcción de la línea de alta tensión demandó unos US$ 22 millones, mientras que otros US$ 11 millones se destinaron a la construcción del parque solar de 14 Mw, adjudicado con prioridad de despacho del MATER a fines de 2021. Este desarrollo forma parte de una estrategia mayor de reducción de emisiones con una inversión total de US$ 100 millones.

«Más energía con menos emisiones»

El bloque no convencional es uno de los mayores productores de gas en la Cuenca Neuquina, donde Total es la operadora junto a sus socios Harbour Energy, YPF y Pan American Energy (PAE). Allí, la obra inaugurada se realizó con la colaboración del Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) y tras poner en servicio los equipos involucrados en el proyecto de electrificación, Total le transfirió la operación de la línea de alta tensión.

Esto permitirá ampliar la capacidad de transporte eléctrico provincial y que a futuro esa infraestructura pueda ser utilizada por otras operadoras.

“La electrificación de Aguada Pichana Este representa un hito fundamental por el trabajo en equipo con la provincia del Neuquén y abre la puerta al abastecimiento con energía renovable de la planta”, dijo Catherine Remy, Country Chair de TotalEnergies en Argentina. «Esto implica más energía con menos emisiones”, dijo también al encabezar esta mañana el acto de inauguración junto al gobernador de la provincia Rolando Figueroa y directivos de las empresas socias.

“Esta es la forma en que tenemos que trabajar con la industria, en equipo», dijo a su turno Figueroa. «Una empresa pública como el EPEN junto a una de las principales productoras del mundo, en una sinergia que nos permite que ganemos todos”, agregó pocas horas después de haber firmado un acuerdo con diez de las principales operadoras de Vaca Muerta para la construcción de una obra vial fundamental para el desarrollo de las operaciones productivas de la región.

Para esa tarea se decidió la conformación de un fideicomiso que permitirá canalizar el financiamiento estimado en unos US$ 51 millones que aportarán las petroleras, y cuyo repago se obtendrá del cobro de peaje.

Las etapas de electrificación

La obra de Aguada Pichana completa esta etapa con la electrificación de la planta de tratamiento, pero a continuación permitirá abastecer de energía limpia a otros equipos de Total Austral. Se anticipa que los cinco equipos compresores que hoy funcionan con fuel gas pasarán a operar con unidades eléctricas de 1 hp, lo que permitirá una mejor ecuación de eficiencia al trabajar con más presión, consumir menos energía y lograr mayor producción.

El primero de esos equipos ya está conectado y en operación, y los cuatro restantes se irán sumando en lo que resta del año y comienzos de 2026, para en una etapa posterior llevar la electrificación al interior del campo con rigs de perforación eléctricos.

Completando el plan de reducción de emisiones de la compañía, para 2027, la planta de Aguada Pichana Este se asegura que estará entre las de menor cantidad de emisiones de la Argentina y su intensidad será de 3,5kg CO2 por barril equivalente, casi 70% menos que antes de su electrificación.

Como parte de esa estrategia, la empresa también desarrolla iniciativas como las campañas de drones periódicas que permiten relevar el nivel de emisión de metano y CO2 en sus instalaciones con un Espectrómetro Ultraligero Aerotransportado para Aplicaciones Ambientales, una solución desarrollada entre TotalEnergies y el Centro Nacional de Investigación Científica de Francia (CNRS) y la Universidad de Reims Champagne-Ardenne. Es un sensor óptico láser miniaturizado Ultraligero montado en los drones que permite captar y cuantificar los gases.

Otra área de trabajo es la reducción del venteo con mayores estándares de seguridad, lo que lleva a revisar el diseño de las antorchas para mejorar la eficiencia del quemado logrando menos emisiones y menos utilización de gas. A la vez, se trabaja en la recuperación del calor de la combustión de ese mismo gas de antorcha para utilizarlo como recurso energético adicional.

La gestión de renovables

A la vez, el parque solar Amanecer es gestionado por la unidad de negocios de Total Eren, dedicada a desarrollar, construir y operar activos de energías renovables, y cuyo portfolio se compone de otro solar en Caldenes del Oeste, San Luis (30 Mw); y los eólicos Mario Cebreiro, en Buenos Aires (100Mw), Vientos Los Hércules, en Santa Cruz (97,2 Mw) y Malaspina, en Chubut (50 Mw).

Como parte del proceso que permitió alcanzar casi cinco años antes la reducción de emisiones del 80% prevista para 2030, y buscar el net zero en 2050, la empresa también tiene en desarrollo otros proyectos.

Entre ellos se destaca el parque eólico en Río Cullen, para abastecer la demanda de las plantas de la compañía en la costa de Tierra del Fuego, y la generación de hidrógeno verde. Ese parque que ya está finalizando el cementado de las bases y espera por la llegada de los molinos podrá estar operativo en el último trimestre del año.

, Ignacio Ortiz

Con la llegada de las bajas temperaturas, Naturgy lanza una nueva campaña anual para la prevención de accidentes por inhalación de monóxido de carbono.

El monóxido de carbono es un gas altamente peligroso, invisible, sin olor ni sabor, que puede causar graves intoxicaciones incluso la muerte si no se toman las precauciones adecuadas. Cada año, este «enemigo invisible” es responsable de más de 200 muertes en Argentina; por lo que la prevención y la concientización son fundamentales para proteger a nuestros usuarios y sus familias.

Bajo el lema «Revisá y prevení”, Naturgy informa y acompaña a la comunidad con consejos prácticos y accesibles sobre el uso seguro del gas y la prevención de accidentes por monóxido de carbono.

La campaña

Natu, personaje principal de la campaña, es la nueva encargada de difundir mensajes informativos y preventivos a través de redes sociales, oficinas comerciales y diversos canales de comunicación con los clientes.

Para evitar accidentes, Natu comparte una serie de consejos fundamentales entre los que se destacan:

● Ventilar los ambientes todos los días, incluso en invierno.

● Verificar siempre que la llama de los artefactos a gas sea azul.

● Realizar controles periódicos de las instalaciones con gasistas matriculados.

● No obstruir las rejillas de ventilación.

● No instalar calefones y estufas en baños o espacios cerrados.

● Revisar y mantener limpios los quemadores para evitar mala combustión.

Ante una emergencia

En caso de sospechar la presencia de monóxido de carbono, la persona afectada debe ser trasladada inmediatamente a un lugar con aire fresco y recibir atención médica urgente.

“Como empresa distribuidora de gas natural, Naturgy destaca que la seguridad es uno de sus2valores fundamentales. Por eso, considera que la prevención empieza por estar bien informados y actuar con responsabilidad”, destacaron desde la empresa.

Más información aquí.

, Redaccion EconoJournal