El gobierno concretó este miércoles el cambio de directorio en Nucleoeléctrica Argentina, la compañía estatal operadora de las centrales nucleares. El jefe de asesores del presidente Javier Milei, Demian Reidel será el nuevo presidente de la empresa, tal como EconoJournal había adelantado a comienzos de mes. También asumirá como director y vicepresidente de la empresa el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Germán Guido Lavalle.

La Secretaría de Energía había convocado para este miércoles a una asamblea de accionistas de Nucleoeléctrica para concretar el recambio de directorio. El físico egresado del Instituto Balseiro y economista acudió por la tarde a la sede central de la empresa para la reunión de directorio en la que se designaron a las nuevas autoridades.

Previamente, en un almuerzo con empresarios en el Hotel Libertador, Reidel había brindado una charla centrada en el nuevo Plan Nuclear Argentino, en la que habló de exportar reactores y combustible nuclear, con los Estados Unidos como un importante cliente.

Nuevo directorio

El nuevo directorio de cinco miembros se completa con el titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, Diego Chaher, el doctor en ingeniería nuclear, Axel Larreteguy, y el ingeniero nuclear Marco Campolonghi. A excepción de Chaher, un abogado sin relación con el sector nuclear, el resto son egresados del Instituto Balseiro.

Fuentes del sector consultadas por este medio coincidieron en que Reidel focalizará los esfuerzos en el nuevo Plan Nuclear y que el día a día de la gestión de la empresa recaerá sobre Marcelo Famá, designado como nuevo Gerente General y director suplente.

Durante la asamblea, Reidel, destacó el rol estratégico de la empresa en el futuro de la energía nuclear del país, al afirmar que será el “brazo ejecutor del plan nuclear argentino que estamos desarrollando para convertir a la Argentina en una potencia energética a nivel mundial”.

Plan Nuclear y exportaciones

Milei en diciembre empoderó a Reidel para diseñar y avanzar en una nueva agenda para el sector nuclear. En un almuerzo con empresarios del Rotary Club Buenos Aires realizado este miércoles en el Hotel Libertador, Reidel reiteró los ejes de un plan que tendrá tres fases. En el horizonte esta la intención de exportar combustibles nucleares y uranio, pensando en los Estados Unidos como «gran cliente».

Como en anteriores ocasiones, Reidel habló de un plan de tres fases. La primera consistirá en el diseño y construcción con financiamiento privado de un reactor modular de 300 MW y una planta con cuatro de estas unidades en el complejo nuclear Atucha en Lima, Buenos Aires. Reidel confirmó que no se avanzará con el proyecto Atucha III financiada por China para liberar los terrenos para la eventual construcción de esos módulos de 300 MW.

La segunda etapa apunta a lo que definió como el «modelo Gillette»: exportar reactores junto con el combustible y/o uranio. «Vamos a vender los reactores y vamos a vender el combustible. Es el modelo Gillette, de vender las máquinitas y los repuestos», afirmó en el almuerzo en el Libertador.

Siguiendo con las exportaciones, el nuevo titular de Nucleoeléctrica argumentó que para la Argentina existe la oportunidad de ser proveedora de uranio y combustible nuclear a los EE.UU. y sugirió que el país podría reemplazar al gigante ruso Rosatom, que aún sigue exportando combustible nuclear. «Rosatom es la única empresa rusa no sancionada, le vende uranio a Estados Unidos», explicó el nuevo titular de Nucleoeléctrica.

En cuanto a la tercera fase, consiste en la atracción de inversiones extranjeras para proyectos tecnológicos con energía provista de reactores nucleares, como podrían ser clusters de inteligencia artificial.

Por otro lado, Reidel confirmó que la CNEA no avanzará con el desarrollo de una versión comercial del CAREM, algo que el propio Guido Lavalle había anticipado en un mensaje de fin de año dentro del organismo nuclear. «El diseño (del CAREM) no es comercialmente viable. No lo vamos a vender, no puede generar plata, pero logró formar a generaciones de ingenieros para construir la próxima generación de reactores», argumentó Reidel este mediodía.

, Nicolás Deza

Loginter presenta SupplySync, una plataforma tecnológica innovadora, desarrollada para conectar a todos los actores clave de la cadena de abastecimiento – proveedores, transportistas, centros de transferencia, plantas, y clientes – en un mismo ecosistema digital.

“SupplySync es una herramienta indispensable para todas las industrias en que la disponibilidad de productos y servicios en tiempo y forma son factores fundamentales para garantizar la eficiencia operativa, la optimización de costos, y la competitividad en el mercado. Con este nuevo desarrollo, estamos facilitando una solución logística tecnológica que brinda visibilidad, coordinación y trazabilidad de punta a punta de toda la cadena de suministro”, señaló Gustavo Castelló, director de Sistemas y Tecnología de Loginter.

En este sentido, SupplySync entrega cinco beneficios clave:

1. Mayor Visibilidad: basada en el análisis de las distintas etapas del proceso de abastecimiento, la plataforma permite obtenerinformación en tiempo real sobre el estado de las entregas, permitiendo anticipar posibles contratiempos y tomar decisiones informadas.
2. Planificación y análisis de desvíos: SupplySync de Loginter dispone de alertas automáticas que permiten optimizar rutas y recursos logrando una mayor eficiencia en toda la cadena.
3. Reducción de Costos: a través de laautomatización de procesos se logra disminuir los costos de transporte y la posibilidad de caer en errores operativos con costos asociados.
4. Trazabilidad y Cumplimiento: mediante el registro detallado de cada etapa del proceso logístico, SupplySync permite garantizar los controles de calidad y el cumplimiento normativo necesarios para cada industria.
5. Eficiencia Operativa: eliminando los silos de información, la plataforma permite la toma de decisiones informada y conjunta entre todos los actores de la cadena.

Implementación simple y a medida

“El modelo de implementación de SupplySync, junto al alto nivel de parametrización de la plataforma, se adapta con rapidez a las necesidades de las distintas industrias para disponer de la solución en el menor tiempo posible”, aseguró Castelló.

En efecto, la plataforma cuenta con la versatilidad de integrarse efectivamente más allá de la complejidad y madurez tecnológica de cada empresa. Para esto, el proceso de implementación se desarrolla en cuatro fases:

• Diagnóstico Inicial: en el que seanaliza el flujo logístico actual, identificando los sistemas y puntos de integración críticos para optimizar.
• Diseño de la Solución: personalizando los módulos que sean necesarios para una integración eficiente con los sistemas ERP, TMS, WMS, Data Warehouse u otros, en la nube.
• Capacitación y Soporte: que aseguran la formación de los usuarios clave al tiempo que se entrega soporte continuo para asegurar el arranque operativo sin contratiempos.
• Monitoreo y Mejora Continua: como parte integral de los servicios de Loginter, lo que permite una gran agilidad para adaptar la solución a la evolución de cada negocio.

A la fecha, la plataforma se encuentra implementada en distintos clientes de la industria energética que, por sus características, requieren de una alta planificación, previsibilidad, y disponibilidad de productos y servicios clave para sus operaciones.

Para más información sobre SupplySync, los interesados pueden contactarse con Loginter desde su chatbot en su sitio web.

“De esta manera, Loginter, refuerza su propósito de ser la compañía que brinda las mejores soluciones logísticas y tecnológicas de la región”, concluyeron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

Distribuidoras eléctricas de la provincia de Buenos Aires presentaron una nota al gobernador Axel Kicillof para solicitarle una recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) para que puedan saldar las deudas que mantienen con Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El pedido de actualización de las tarifas es para que puedan adherirse al esquema de saneamiento de la deuda millonaria de las distribuidoras con Cammesa que lanzó este miércoles el gobierno. La nota la presentó la Federación de Cooperativas de Prestadores Eléctricos de la Provincia de Buenos Aires (APEBA), entidad que brinda servicio a medio millón de usuarios.

El esquema para regularizar la morosidad de las distribuidoras y cooperativas establece hasta 12 meses de gracia y 72 cuotas (6 años) a una tasa equivalente al 50% de la del Banco Nación. Aplica a deudas hasta el 30 de noviembre de 2024.

El gobierno instrumentó la medida este miércoles en el Boletín Oficial a través de la disposición 1 de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, a cargo de Damián Sanfilippo. El Poder Ejecutivo había formalizado el régimen a través del decreto 186 publicado el 13 de marzo. El monto pendiente de pago con Cammesa de todo el sector de distribución del país había trepado a fines del año pasado a cerca de US$ 1100 millones.

Formalmente el esquema se denomina Régimen Especial de Regularización de Obligaciones del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Las empresas tienen 15 días hábiles para adherirse al régimen.

Entre las distribuidoras que operan en el interior de Buenos Aires, EDEA había pagado en enero de 2024 el 1,9% de su factura, en febrero el 1,6% y en marzo el 12,7%. A partir del segundo trimestre, luego de que el gobierno de Axel Kicillof le otorgara un aumento tarifario, comenzó a normalizar parte de su deuda corriente al pagar un 50,3% en abril y un 100% en mayo. El mismo patrón se observó en los casos de Edelap, EDEN y EDES.

Varias de las cooperativas bonaerenses también habían comenzado a normalizar sus deudas. Las cooperativas de Zarate, Luján, Pergamino, Tandil, Necochea, Azul, Chacabuco y Salto son algunas de las que integran esa lista. Sin embargo, las de Villa Gesell, Tres Arroyos, Mariano Moreno, y Las Flores seguían sin pagar a fines del año pasado.

Pedido

Las distribuidoras de Buenos Aires reclaman al gobernador Kicillof una actualización del VAD antes de poder adherirse al esquema de regularización de la deuda del gobierno nacional y afrontar el flujo de pagos mensuales de este año por la energía que le compran a la administradora eléctrica. Advierten que si en Buenos Aires las tarifas eléctricas van a pisarse, no van a poder formar parte del régimen de regularización.

La deuda millonaria con Cammesa, que abarca a todo sector de distribución del país, es por la energía que las compañías distribuyeron a los usuarios pero que no la pagaron por la política de congelamiento de tarifas. La diferencia la afronta el Estado con fondos del Tesoro.

Puntualmente en Buenos Aires hay alrededor de 200 cooperativas y 35 son agentes del mercado eléctrico, es decir, le compran la energía a Cammesa que, a su vez, adquiere de las generadoras. Un tercio de las distribuidoras que son agentes del MEM acumulan deudas millonarias.

“La provincia de Buenos Aires también es responsable de la continuidad de las cooperativas. Tiene que poder acompañarnos”, señaló a EconoJournal una fuente de una cooperativa bonaerense. Y añadió que “nosotros vamos a firmar la adhesión al régimen, pero tenemos que saber que vamos a poder pagar la deuda. Deberíamos tener también un proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) en la provincia”.

Esquema

Además de los beneficios, y como contraprestación, en el plan de regularización de morosidad el gobierno exige a las empresas eléctricas pagar la deuda corriente sin atrasos y la obligación de presentar planes de inversión en infraestructura para mejorar el servicio. “Quienes incumplan perderán el beneficio automáticamente y enfrentarán sanciones”, afirmó el gobierno en un comunicado difundido este miércoles.

El artículo 4 de la disposición de la Subsecretaría de Energía Eléctrica indica “que en todos los casos en que se registre mora de un agente distribuidor en la facturación corriente o en una cuota correspondiente tanto al Régimen aquí establecido como a los regímenes anteriores, Cammesa intimará a la distribuidora, y habiendo transcurrido 30 días desde la notificación cursada; Cammesa automáticamente procederá a dejar sin efecto el plan de pagos”.

La compañía administradora “queda facultada a iniciar acciones legales pertinentes a perseguir las cobranzas contra aquellos agentes distribuidores que hayan incumplido” con el régimen.

Además, el esquema que lanzó el gobierno contempla que las empresas que hayan regularizado sus pagos en 2024 y no tengan deudas anteriores a diciembre de 2023 podrán acceder a créditos en sus facturas “para promover una cultura de cumplimiento”, señaló el gobierno. El plazo para que las distribuidoras puedan adherirse es de 60 días corridos.

, Roberto Bellato

 La Asociación de Distribuidores de Gas de la República Argentina (ADIGAS) renovó, en Asamblea ordinaria, su Consejo de Administración para el período 2025-2027 siendo reelecto como titular de la organización que nuclea a las nueve distribuidoras de gas natural por redes del país, el actual presidente de Camuzzi, Jaime Barba.

Lo acompañarán como vicepresidentes 1° y 2°, respectivamente, el gerente general de Naturgy BAN, Gerardo Gómez; y el director de Gasnea, Carlos Castro.

Nombramientos

El secretario será Dante Dell´Elce (Litoral Gas); el tesorero Sebastián Mazzucchelli (Metrogas); y los vocales Claudio Encinas (Camuzzi); Natalia Rivero (Ecogas); y Ariel Sánchez (Naturgy NOA). A su vez, el síndico titular será Mariano Belinco (Camuzzi).

Trayectoria

Barba es abogado graduado en la Facultad de Ciencias Jurídicas y Sociales de la Universidad Nacional del Litoral – Santa Fe, y cuenta con estudios de posgrado en el IAE y el CEDEF. Posee una vasta trayectoria en el sector energético.

Entre 1996 y 2004 se desempeñó en la Empresa Distribuidora de Electricidad de Entre Ríos Sociedad Anónima (EDEERSA), ocupando distintos cargos de responsabilidad, hasta asumir la Presidencia y Dirección General de la misma.

Posteriormente trabajó en la Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte Sociedad Anónima (EDENOR). Fue Gerente General de EMDERSA y presidente de Empresa Distribuidora Norte S.A. (EDEN), Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta S.A. (EDESA), Empresa Distribuidora de Electricidad de San Luis S.A. (EDESAL), Empresa Distribuidora de Electricidad de La Rioja S.A. (EDELAR), además de director y miembro del Comité Ejecutivo de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA).

Se incorporó a Camuzzi en el año 2017 y es, en la actualidad, el presidente de Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur y gerente general de las compañías. Adicionalmente, también se desempeña como miembro de la Comisión fiscalizadora del Paraná Rowing Club, integrante del Consejo Directivo y presidente de la Subcomisión de Asuntos Legales de la Unión Argentina de Rugby (UAR) y durante 2023, integró el Consejo Directivo de World Rugby.

, Redaccion EconoJournal

Pluspetrol, una de las cuatro mayores productoras de hidrocarburos de la Argentina, comenzó a exportar gas natural desde sus yacimientos en Vaca Muerta hacia Brasil a través de Gas Bridge Comercializadora (GBC), una subsidiaria del grupo establecida en territorio brasileño.

Las exportaciones comenzaron el 18 de abril. Según precisaron desde la compañía, el gas de Vaca Muerta recorre el país a través de la red troncal de gasoductos argentinos desde la cuenca neuquina hasta Salta. El gas es transportado por el gasoducto Madrejones – propiedad de Refinor- hasta Bolivia lugar en el que se utiliza la infraestructura de YPFB, la petrolera estatal boliviana, para llegar a su destino final: el mercado brasileño.

Julián Escuder, gerente general de la compañía, aseguró: “Este hito representa un paso más en nuestra estrategia de crecimiento y desarrollo del mercado regional del gas natural, logrado gracias al esfuerzo y colaboración de todos los actores que participaron del proceso”.

El ejecutivo sostuvo que “esta operación representa el paso inicial para lograr el objetivo de consolidar un abastecimiento significativo desde Vaca Muerta hacia el mercado de Brasil en el largo plazo”.

Crecimiento y expansión

La expansión de la compañía hacia el mercado brasilero va en línea con sus objetivos de crecimiento que se han materializado desde la compra de los seis activos petroleros que operaba ExxonMobil en Vaca Muerta, a lo que se sumó su participación como accionista en el proyecto Vaca Muerta Sur (VMOS).

También, con su meta de posicionarse como una compañía exportadora de gas hacia los mercados regionales puesto que además de concretar los envíos de gas hacia Brasil, la empresa cubrirá toda la demanda de gas natural de Uruguay.

Esto es así porque en marzo la compañía controlada por accionistas locales será la nueva proveedora de la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (Ancap), la empresa pública uruguaya que se encarga de la provisión de gas natural a la totalidad de los usuarios del país vecino. El contrato firmado por la empresa tendrá vigencia hasta diciembre de 2028 y el suministro se garantizará con gas proveniente del yacimiento La Calera, el principal activo que posee la compañía en la formación no convencional. 

A su vez, con las exportaciones hacia Brasil, se sumó a la lista de compañías que están comercializando el gas de Vaca Muerta hacia otros mercados como Tecpetrol y TotalEnegies, que en los últimos días concretaron exportaciones utilizando la infraestructura existente de gasoductos de los tres países.

, Loana Tejero

La Society of Petroleum Engineers (SPE) Argentina recibió en la ciudad de Buenos Aires al Directorio Internacional de la SPE International, en el marco de su reunión global celebrada el domingo 13 de abril en Buenos Aires. El encuentro, realizado en el hotel Hilton, reunió a referentes internacionales del sector energético para debatir sobre los desafíos y oportunidades que enfrenta la industria a nivel mundial.

A lo largo de la jornada se promovieron espacios de diálogo, reflexión técnica y planificación estratégica, con el objetivo de seguir construyendo una comunidad profesional más colaborativa, diversa y preparada para el futuro, según detallaron desde la organización.

Desde SPE Argentina expresaron su agradecimiento por la presencia y el compromiso de los miembros del Directorio Internacional: Olivier Houzé (KAPPA Engineering); Jennifer Miskimins (Colorado School of Mines); Terry Palisch (CARBO Ceramics); y Simon Seaton (CEO y vicepresidente ejecutivo de SPE International).

“El intercambio con referentes globales de la SPE es una oportunidad única para crecer como comunidad y seguir impulsando el desarrollo profesional de nuestros miembros”, destacó María Isabel Pariani, vicepresidente segundo de la SPE Argentina.

La visita del Directorio Internacional reafirma el compromiso de SPE Argentina con la excelencia técnica, la innovación y el desarrollo del conocimiento como pilares para el crecimiento sostenible del sector energético, tanto a nivel local como global, remarcaron desde SPE Argentina.

Trayectoria

SPE Argentina Asociación Civil es una organización sin fines de lucro integrada por miembros individuales. En la actualidad, cuenta con unos 400 socios activos y forma parte de una red internacional que agrupa a más de 140.000 profesionales, ingenieros, científicos y técnicos vinculados a la industria del petróleo y gas, distribuidos en 150 secciones a lo largo de 58 países.

El financiamiento de sus actividades se realiza a través de los aportes de sus asociados y de los ingresos generados por iniciativas como almuerzos técnicos, congresos, cursos y eventos de formación.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, adelantó la semana pasada que convocará a un acuerdo de competitividad que le permita a la industria hidrocarburífera en la Cuenca del Golfo poder sobrellevar un momento de desafíos de sostenibilidad, no sólo por el declino natural de los campos maduros sino también por los costos de operación y mantenimiento de los yacimientos, en promedio.

En un contexto de mayor vulnerabilidad para el petróleo convencional ante el riesgo de un nuevo ciclo internacional de precios bajos del crudo, el mandatario de Chubut realizó un llamado a intendentes, sindicatos y petroleras a un encuentro de productividad que se realizará en Comodoro Rivadavia. Pero más allá del anuncio oficial, no existen aún elementos concretos ni negociaciones en marcha entre actores privados, públicos y sindicales para avanzar con un plan de mejora de competitividad, lo que acrecienta la urgencia de intentar resolver la crisis que atraviesa los actividad convencional en las provincias de Chubut y Santa Cruz. Un relevamiento de los costos del negocio petrolero en el Golfo relevados por EconoJournal evidencian la imposibilidad de perforar nuevos pozos en los campos maduros.

Números críticos

Al analizar un pozo tipo en el Golfo San Jorge, que acumula a lo largo de su vidal útil unos 100.000 barriles de petróleo, se desprende que a los números actuales el costo de desarrollo asciende a los US$ 20 por barril, sin considerar el valor del dinero en el tiempo ni los costos financieros. A eso hay que sumarle, costos de operación y mantenimiento (Opex) que rondan los 35 dólares y regalías provinciales del 15% (unos US$ 9,50 por barril), retenciones a la exportación en la banda del 8%, Ingresos Brutos de 3% (US$ 1,90). El resultado es un costo estimado total por barril producido de más de US$ 71 que no se recupera en el mercado.

De fondo, lo que queda de manifiesto es que si bien el petróleo de tipo pesado que se extrae en Chubut y el norte de Santa Cruz se paga en el mercado local cerca de un 10% por encima del Brent —que este martes rebotó arriba de los US$ 67—, la cifra que reciben los productores del Golfo no es suficiente para asegurar la continuidad de la perforación en la cuenca.

A eso se refirió el gobernador Torres en la acto de la semana pasada cuando dijo que «la semana pasada (cuando el importe del Brent perforó la barrera de los 60 dólares por la guerra de aranceles promovida por el presidente estadounidense Donald Trump) el precio del barril estuvo cerca de ser negativo«. Hacía referencia, en realidad, a que el precio de venta del crudo que se extrae en Chubut no repaga los elevados costos de operación —incrementados en los últimos 12 meses por la apreciación cambiaria— en el Golfo San Jorge.

En rojo

«El Opex promedio de un campo maduro no debería superar los 25/30 dólares en barril, como sucede en EE.UU., cuando hoy algunos yacimientos de Santa Cruz tienen costos de O&M cercanos a los 50 dólares. Hay mucho por hacer», señaló el gerente general de una empresa petrolera.

El presente refleja que varias empresas de servicios especiales cerraron en los últimos cuatro meses sus bases de operaciones en Chubut y Santa Cruz, tal como consignó Econojournal, con el riesgo de que la reconversión forzosa de la cuenca del Golfo San Jorge devenga en una proceso de descomposición del sector que se debería atender en el corto plazo.

“El objetivo es ralentizar el declino de producción de la cuenca y que empecemos a producir más”, justificó Torres en su lanzamiento del encuentro con todos los actores de la provincia para un compromiso de competitividad que forme parte de un acuerdo social más ambicioso, para convalidar una agenda de desarrollo aún en un año electoral.

Las reformas en carpeta

Ante ese escenario que requiere de medidas de corto plazo para revertir la situación, hay consenso importante sobre la necesidad de evaluar una seride medidas entre las que figuran a) una revisión fiscal a nivel provincial, que implique una reducción de regalías en campos maduros, y b) la eliminación de Ingresos Brutos sobre perforación de pozos y sobre los proveedores que hoy generan un efecto de “impuestos en cascada”.

En cuanto a las reformas a nivel nacional, la piedra angular es discutir la eliminación o reducción de las retenciones a la exportación de crudo convencional, un reclamo transversal a otros sectores productivos que argumentan que castigar las exportaciones es un contrasentido en un país que necesita dólares.

Pero el sector también demanda lo que se denomina una reducción del Opex laboral, para lo cual se propone la oportunidad de crear un régimen sindical diferenciado para campos maduros que permita cuadrillas multifunción, con menor dotación y mayor productividad, sin precarizar. Esa discusión debería incluir la modernización de los estándares operativos para que se puedan usar equipos más chicos y eficientes, con menos personal.

Finalmente, toda reforma integral debe contemplar la etapa de financiamiento e incentivos para perforar. Es ahí, donde se requiere facilitar el acceso al crédito en condiciones competitivas también para proyectos convencionales, hoy desplazados por el apetito financiero que despierta Vaca Muerta que en los últimos años viene atrayendo las mayores inversiones por su alta rentabilidad.

«Si no se actúa con decisión, provincias como Chubut, Santa Cruz y Mendoza, que no tienen el “maná” de Vaca Muerta, seguirán viendo cómo sus niveles de actividad se desploman y sus empresas de servicios migran hacia Neuquén», anticipó el presidente de otra petrolera independiente.

, Ignacio Ortiz

Camuzzi lanzó la calculadora de huella de carbono, una herramienta gratuita, simple y accesible que permite a los usuarios estimar el impacto ambiental generado por el consumo de gas natural en los hogares, en el marco del Día Internacional de la Tierra.

“La iniciativa busca concientizar sobre la importancia del uso responsable de la energía y fomentar pequeños cambios en la vida cotidiana que ayuden a reducir las emisiones”, remarcaron desde la firma.

Se puede acceder a esta nueva herramienta desde la página web de la distribuidora, Simulador de Consumo | Camuzzi Gas.

¿Qué es la huella de carbono y por qué importa?

La huella de carbono es un indicador que mide la cantidad de gases de efecto invernadero (como el CO₂ y el metano) que se liberan a la atmósfera como consecuencia de nuestras actividades diarias, como el uso de transporte, el consumo de bienes, la electricidad o la calefacción. Se expresa en kilogramos de CO₂ equivalente (CO₂e).

Aunque el gas natural es la fuente de energía más limpia entre los combustibles fósiles, su consumo también forma parte de la huella de carbono. Por eso, conocerla es el primer paso para reducirla.

La calculadora desarrollada por Camuzzi estima primero el consumo bimestral de gas natural, expresado en m3, a partir de los artefactos que el usuario indica que utiliza a diario en su hogar. Con esos datos ingresados, la plataforma proyecta el impacto ambiental que se genera.

Consejos para reducir el consumo y el impacto

Además de la calculadora, Camuzzi comparte recomendaciones prácticas para promover un uso responsable y eficiente del gas natural (Ahorro de Energía | Camuzzi Gas), que incluyen:

• Apagar los artefactos en “piloto” cuando no se usan. Este consumo pasivo puede representar más de un 10% del consumo del hogar.
• Calefaccionar a una temperatura máxima de 20 ºC.
• Siempre que sea posible, adquirir artefactos de Clase A adaptados a las necesidades del hogar.
• Evitar el uso innecesario del horno, pues su consumo equivale a tres hornallas encendidas.
• Calefaccionar sólo aquellos ambientes donde haya gente.
• No abrir ventanas para bajar la temperatura. Regularla a través de los propios artefactos instalados.
• Regular la temperatura del agua desde el calefón o termotanque para evitar mezclar agua caliente y fría al mismo tiempo.

“El objetivo de esta nueva herramienta es que el usuario pueda dimensionar el resultado de sus hábitos cotidianos, para favorecer la adopción de nuevas medidas que permitan promover una reducción del consumo, y de esta manera generar un impacto positivo en el ambiente”, remarcaron.

Un compromiso que empieza desde adentro

Desde Camuzzi precisaron: “Como principio rector de su gestión ambiental, la compañía ha asumido la responsabilidad de utilizar los recursos de forma racional, y de prevenir y mitigar los impactos ambientales vinculados con sus actividades”.

Este enfoque implica la instrumentación de políticas tendientes a mitigar fugas de gas en las instalaciones e incrementar las eficiencias de los procesos para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, tanto en la fase de diseño de un proyecto y la construcción de las distintas infraestructuras energéticas, como asi también durante la gestión del mantenimiento de los activos y la prevención de roturas. La compañía además cuenta con políticas y procedimientos vinculados al cuidado del recurso hídrico, la gestión de residuos, la reutilización de material de rezago, y la digitalización de los distintos procesos administrativos y comerciales, que han permitido una importante reducción del consumo de papel.

Camuzzi se encuentra además desarrollando, junto a consultores especializados, la estructura de su Inventario Corporativo de Gases de Efecto Invernadero, un paso clave hacia la medición de su propia huella.

, Redaccion EconoJournal

En un contexto global cada vez más enfocado en la sostenibilidad, las empresas enfrentan el desafío de alinear sus operaciones con marcos internacionales que garanticen un desarrollo responsable. Dado esto, dos conceptos clave –el enfoque ESG (Environmental, Social and Governance) y el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®)– se presentan como aliados estratégicos, especialmente para la industria química y petroquímica. Estas iniciativas comparten objetivos fundamentales y pueden complementarse, a pesar de sus diferentes orígenes. Mientras ESG es un estándar aplicable a todas las industrias y muy valorado por inversores y stakeholders globales, el PCRMA® –conocido internacionalmente como Responsible Care®– es un programa voluntario y específico del sector químico y petroquímico, con una fuerte impronta técnica y operativa.

El Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® fue creado en Canadá en 1984 y hoy está presente en más de 70 países. En la Argentina, es administrado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) y cuenta con acreditación bajo la norma IRAM-ISO/IEC 17067:2015, esquema tipo 6, del Organismo Argentino de Acreditación (OAA). “Su aplicación permite a las empresas de la industria química y petroquímica, junto a su cadena de valor, operar bajo principios de mejora continua en áreas clave como salud ocupacional, seguridad de procesos, cuidado ambiental y gestión de riesgos”, desatacaron desde la CIQyP®

Por otro lado, el enfoque ESG evalúa el desempeño empresarial en tres pilares: Ambiental, Social y Gobernanza. Este marco es adoptado por empresas de todos los sectores como una guía para mejorar su reputación, atraer talento, cumplir con las exigencias regulatorias y demostrar solidez a largo plazo ante los inversores.

Impacto

“La implementación del PCRMA® es una herramienta concreta para que las empresas del sector gestionen y mejoren su desempeño ambiental y social, que son precisamente los pilares evaluados por ESG. No son marcos competitivos, sino complementarios: uno ofrece el marco operativo y el otro, el marco de evaluación y comunicación del compromiso empresarial con la sostenibilidad”, señaló el Ing. Rolando García Valverde, Líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la CIQyP®.

Sin embargo, el pilar de Gobernanza del ESG (la «G») va más allá del enfoque específico del PCRMA®, ya que incluye aspectos como la estructura del directorio, la ética corporativa, la transparencia financiera y el cumplimiento normativo en general. Por lo tanto, para desarrollar una estrategia ESG integral, las empresas deben complementar la gestión técnica del Programa con políticas de gobernanza robustas.

“El PCRMA® y ESG actúan como piezas que se complementan en el compromiso de las empresas con la sostenibilidad. Responsible Care® proporciona a la industria química y petroquímica un marco para la mejora continua y la gestión responsable, mientras que ESG facilita la comunicación de ese desempeño de manera clara y coherente ante los diferentes grupos de interés”, aseguraron desde la Cámara de la Industria Química y Petroquímica.

, Redaccion EconoJournal

La Cámara de Comercio Argentina–Texas (ATCC) liderará la Misión Comercial Energética a la OTC 2025, que reunirá a más de 100 empresas argentinas del sector energético para una semana clave de intercambio comercial, cooperación institucional y vinculación tecnológica durante la Offshore Technology Conference (OTC), el evento más importante del mundo en materia de energía offshore.

El objetivo es profundizar los lazos bilaterales entre Argentina y Texas, fomentar la inversión, promover la adopción de tecnologías de vanguardia y fortalecer la cooperación público-privada.

Cumbre bilateral de energía y alianzas estratégicas

La misión comenzará el domingo 4 de mayo con la Cumbre Bilateral de Energía: Oportunidades de Inversión en Argentina, un panel de alto nivel con la participación de Federico Veller (Subsecretario de Combustibles Líquidos de Argentina) y Ruth Hughs (ex secretaria de Estado de Texas), moderado por la asesora energética Barbara D’Amato. También estarán presentes los gobernadores de Alberto Weretilneck (Río Negro); Rolando Figueroa (Neuquén); Alfredo Cornejo (Mendoza); Martín Llaryora (Córdoba).

El día culminará con el tradicional Cóctel Internacional Pre-OTC en el Houston Petroleum Club, un evento social y de networking que reunirá a funcionarios, empresarios y expertos del sector energético global.

La iniciativa cuenta con el respaldo de organizaciones clave como Energy Workforce & Technology Council, Greater Houston Partnership, Cámara de Comercio Brasil–Texas, Cámara de Comercio Italia–Estados Unidos y la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional, según informaron.

Objetivos de la misión

• Promover la colaboración entre los ecosistemas energéticos de Argentina y Estados Unidos
• Identificar nuevas oportunidades de comercio e inversión
• Facilitar la transferencia tecnológica y el acceso a innovación
• Estimular el diálogo entre actores del sector público y privado

Es una oportunidad para que las empresas argentinas se inserten en Texas y para que firmas estadounidenses accedan al mercado energético argentino, destacaron desde la organización.

Las empresas interesadas en sumarse a esta experiencia pueden obtener más información y registrarse a través del sitio oficial de la ATCC: www.argtexas.org o escribiendo a info@argtexas.org. La participación está abierta a empresas de toda la cadena de valor del sector energético.

, Redaccion EconoJournal

El presidente Javier Milei firmará un decreto que autoriza la privatización total de Energía Argentina S.A. (Enarsa), aunque lo hará por partes, mediante la separación de las actividades y activos de cada una de las unidades de negocio de la compañía pública. Según la norma, a cuyos lineamientos centrales accedió EconoJournal en exclusiva, lo que se busca al avanzar de ese modo es garantizar la continuidad de la prestación de los servicios y de la ejecución de las obras en curso que la empresa estatal tiene a su cargo. Lo primero que pondrá a la venta son sus acciones en Citelec, la sociedad controlante de Transener, la empresa que opera la mayor red de alta tensión de energía de la Argentina.

La propia naturaleza de los activos que tiene Enarsa hace difícil avanzar con su privatización en un solo paquete. La empresa creada por ley en 2004, durante el gobierno de Néstor Kirchner, tiene un portfolio diversificado que incluye, además del 50% de Citelec, el Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), las represas de Santa Cruz (que tienen un grado de avance superior al 30%), el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), el 50% de la terminal de GNL de Escobar (el otro 50% es de YPF) y la mayoría accionaria de las centrales térmicas Manuel Belgrano (Campana, Buenos Aires) y José de San Martín (Timbúes, Santa Fe) que se construyeron bajo el programa Foninvemem y sobre las que todavía existe una polémica en torno a cuál es el porcentaje que controla el Estado, lo que impidió que se liquiden esos fideicomisos.

El primer paso

El gobierno decidió comenzar a desenmarañar esa madeja y primero venderá las acciones de Enarsa en Citelec. El decreto autoriza la venta a través de un concurso público nacional e internacional. El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, ya había anticipado en diciembre, durante el Día del Petróleo, la intención oficial de desprenderse de esos papeles.

La consultora internacional Ernst & Young es la que estaría calculando la valuación del activo estatal. La capitalización bursátil de Transener es de 871.560 millones de pesos, lo que arroja un valor total de mercado de unos US$ 800 millones. Esa cifra podría crecer si la macroeconomía se estabiliza y el Estado le asegura un mayor ingreso por tarifas a Transener para los próximos cinco años en la Revisión Quinquenal Tarifaria que debe cerrarse antes del 30 de abril.

Fierros

Transener está integrada por casi 12.400 kilómetros de líneas de transmisión eléctrica, adicionando los 6.228 kilómetros de líneas que componen la red de su controlada, la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires Sociedad Anónima (Transba S.A.)

Enarsa tiene el 50% de Citelec y el otro 50% está en poder de Pampa Energía, entre ambos controlan el 51% de la transportista Transener y además Citelec suma un 1,65% adicional en acciones clase B de la firma. Por lo tanto, Enarsa posee cerca de un cuarto de la compañía, lo que le pone un piso de unos US$ 200 millones a ese activo.

Un punto clave para poder acelerar el proceso de venta es que la gestión de Enarsa, que encabeza su presidente Tristán Socas, un directivo que llegó al cargo a fines de 2024 por su cercanía con el asesor presidencial Santiago Caputo, tenga la firme convicción de vender y esté dispuesto a hacerlo por más que esa decisión luego se judicialice como sucedió durante los últimos años en la mayoría de los procesos en el que el Estado intentó desprenderse de activos en el sector de energía.

Hasta ahora la conducción de Socas en Enarsa se caracterizó por la cautela y un cuidado —tal vez excesivo— en la toma de decisiones. Por caso, aún no lanzó la licitación para ampliar el gasoducto Perito Moreno bajo el paraguas de la iniciativa presentada por TGS, por más que el proceso está abierto desde hace casi seis meses. Cuando se anunció la iniciativa, la obra iba a estar lista en julio de 2026, algo que hoy es prácticamente imposible por la demora en el lanzamiento del concurso.

Normativa

El decreto que habilita la venta remarca en uno de sus artículos que el Ministerio de Economía, a través de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas” adoptará las medidas necesarias para avanzar con la privatización y aclara que la modalidad y el procedimiento referidos no prevén el otorgamiento de las preferencias a las que refiere el artículo 16 de la Ley N° 23.696 y sus modificatorias.

La ley 23.696 es la de Reforma del Estado que el Congreso Nacional le aprobó a Carlos Menem en agosto de 1989, apenas un mes después de haber asumido como presidente de manera anticipada en medio de la crisis hiperinflacionaria y los saqueos. Esa norma autorizaba la privatización de numerosas empresas y el artículo 16 señala que el Poder Ejecutivo podrá otorgar preferencias en la adquisición de las empresas sujetas a privatización a quienes ya sean propietarios de parte del capital social y a quienes sean empleados del ente a privatizar, de cualquier jerarquía, con relación de dependencia, organizados o que se organicen en un Programa de Propiedad Participada. Ambas posibilidades están descartadas.

, Fernando Krakowiak

Las tensiones geopolíticas que se registraron a nivel global en las últimas semanas por la guerra comercial que inició el gobierno de Donald Trump volvieron a mostrar su impacto en el sector energético. Prueba de ello fueron los vaivenes que sufrió el precio del petróleo. En ese contexto, las implicancias para la Argentina, y en particular para el desarrollo de Vaca Muerta, se ubicaron en el centro del análisis. Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de Boston Consulting Group (BCG), analizó el impacto de estas dinámicas globales sobre el sector energético argentino. En diálogo con EconoJournal, el especialista hizo foco en la resiliencia de Vaca Muerta frente a un escenario volatilidad en el precio del petróleo.

También, remarcó la necesidad de mantener la competitividad y la importancia de continuar con las obras de infraestructura para apuntalar el crecimiento sostenido de la formación. En su mirada, si bien el entorno internacional impone desafíos, también podría abrir oportunidades: “Las recientes medidas comerciales en EE.UU. podrían abrir una ventana de oportunidad para la Argentina, pero será clave consolidar ventajas propias”, sostuvo De Lella.

—En las últimas semanas se registró una caída en todas las bolsas del mundo por la aplicación de aranceles por parte del presidente de EE.UU., Donald Trump, lo que también provocó un cimbronazo en el precio del petróleo. ¿Cómo analiza este escenario? ¿Qué cree que va a ocurrir en las próximas semanas?

–Lo que estamos viendo en el mercado es el resultado de un shock doble, tanto del lado de la oferta como de la demanda. Por un lado, OPEC+ sorprendió al triplicar su incremento de producción previsto para mayo, elevándolo a 411.000 barriles por día, lo que equivale a tres meses de subas acumuladas en un solo movimiento. Por el otro, la nueva ronda de aranceles impulsada por la administración Trump generó una escalada en la guerra comercial global, con represalias significativas por parte de China y otros países. Ambas decisiones se produjeron casi en simultáneo, lo que amplificó la reacción del mercado.​ La consecuencia inmediata fue una caída inicial abrupta del precio del Brent, que perforó los US$ 60, con una baja de casi US$ 10 por barril en solo dos días, uno de los descensos más relevantes desde la era de los US$ 100 por barril.​

Esta situación no solo responde a la percepción de un excedente de oferta, sino también a una mayor incertidumbre sobre la demanda global futura, particularmente por el impacto que las nuevas barreras comerciales podrían tener sobre el crecimiento económico y el consumo energético.

En el corto plazo, es probable que persista un entorno de precios bajos y alta volatilidad, al menos hasta que haya señales claras de reversión de políticas (por parte de la Administración Trump o de OPEC+ o una corrección del mercado). La siguiente reunión de OPEC+ a inicios de mayo será un hito clave a seguir.  Ante un escenario de menor generación de caja, algunas compañías del sector ya están ajustando planes, con revisiones a la baja en capex, recortes de costos y foco en disciplina de capital, especialmente en el segmento upstream​. Aquellas inversiones de ciclo corto, como el no convencional, pueden verse particularmente desafiadas.

—El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que Vaca Muerta se puede desarrollar a 45 dólares, ya que aseveró que la formación no convencional es resiliente a un precio del barril bajo. ¿Cómo evalúa esta situación? ¿Cree que será posible un óptimo desarrollo con este nivel de precios?

–La afirmación refleja en buena medida la evolución positiva que ha tenido Vaca Muerta en los últimos años. El desarrollo no convencional en la Argentina ha venido ganando competitividad año tras año, tanto en términos de costo de desarrollo (asociado al capital invertido) como de lifting cost (asociado a los costos operativos). Hoy, estas mejoras de productividad hacen que Vaca Muerta esté a la par de otros plays de shale a nivel global y, en muchos casos,  el desarrollo puede sostenerse con precios incluso en torno a los US$ 45 por barril. Aunque ese nivel teórico de precios esté cerca del punto de equilibrio y no sea viable para todos los bloques o proyectos, los precios actuales no comprometen la viabilidad estructural de Vaca Muerta. Sin embargo, una caída en el precio internacional reduce los márgenes y puede condicionar el ritmo de desarrollo, en especial para compañías con portafolios diversificados que deben reasignar capital entre distintas geografías. En síntesis, Vaca Muerta ha demostrado resiliencia y competitividad. Aun así, si se ingresara en un entorno prolongado de precios sustancialmente más bajos, se podrían ralentizar algunas decisiones de inversión, incluso cuando la mayoría de los proyectos sigan siendo económicamente viables.

—¿Cuál cree que será el impacto que esto tendrá para la Argentina?

–El impacto para la Argentina dependerá principalmente de la duración del actual entorno de precios y del nivel en el que finalmente se estabilicen. Si bien no veo una amenaza estructural al desarrollo de Vaca Muerta, un escenario prolongado de precios más bajos podría ralentizar la asignación de algunas inversiones, especialmente en compañías que enfrenten restricciones de caja en el nuevo escenario o que compitan por capital dentro de portafolios internacionales. No obstante, vale destacar que los fundamentos de Vaca Muerta siguen muy sólidos: la competitividad de sus proyectos ha mejorado, y su potencial sigue siendo estratégico tanto para la seguridad energética del país como para su balanza externa. Por eso, más allá del ruido coyuntural, el desarrollo a escala de la formación no está en duda, aunque exista un riesgo de moderación temporal en el ritmo de perforación y fractura.

Desde una perspectiva estructural, no considero que la Argentina deba modificar su estrategia energética por este contexto. El desarrollo de Vaca Muerta seguirá siendo rentable para la mayoría de los operadores, incluso si las utilidades se ven afectadas. El foco debería mantenerse en garantizar la continuidad de las inversiones y asegurar estabilidad para los proyectos de largo plazo, como los de infraestructura. El marco actual, con herramientas como el RIGI, configura un entorno favorable.

En lo que respecta al gas, no anticipo impactos inmediatos derivados de este contexto. El foco de las empresas debería seguir puesto en capturar oportunidades de monetización vía exportaciones, en particular con GNL. De hecho, una potencial implicancia positiva del contexto actual es la reducción de competitividad del GNL de EE.UU. o demoras potenciales en algunos proyectos. Sin embargo, no se trata de una ventaja estructural para la Argentina y es importante seguir incrementando la competitividad y la viabilidad de los proyectos, en una situación competitiva global muy exigente.

—En los últimos meses hubo récord de producción y en etapas de fractura, ¿cree que con el escenario global esto se ralentizará?

–La mejora sostenida en productividad y eficiencia operativa ha sido clave para alcanzar los niveles récord que vimos recientemente en Vaca Muerta. Esa curva de aprendizaje sigue avanzando, con operadores que incorporan tecnología de punta y acumulan mayor conocimiento sobre la formación. No veo amenazas estructurales a ese proceso: de hecho, en contextos más desafiantes, la presión por ganar competitividad puede acelerar aún más la adopción de mejores prácticas y la búsqueda de la excelencia. Ahora bien, en términos de actividad, si el escenario actual se mantiene, es posible que algunas compañías ajusten su ritmo de inversión en respuesta al nuevo contexto de precios y a restricciones de caja. Incluso si estas decisiones se concretaran, no considero que se trate de un freno estructural, sino de ajustes tácticos frente a un entorno más volátil.

—¿Qué ocurrirá con las obras de infraestructura que aún faltan y deben llevar a cabo las empresas para apuntalar el desarrollo de la formación?

–Los proyectos de infraestructura son fundamentales para sostener el crecimiento de Vaca Muerta y permitir su escalado hacia una plataforma de exportación. En el caso del petróleo, el proyecto Vaca Muerta Sur (VMOS) -que incluye un nuevo oleoducto hacia la costa atlántica y una terminal de exportación- ya está en una etapa avanzada de desarrollo. No percibo riesgos concretos, dado su grado de madurez y su alineamiento con la estrategia de las compañías involucradas. Para el gas, el desarrollo de infraestructura sigue siendo una condición necesaria para ampliar los mercados de destino. Los avances en GNL, como el proyecto liderado por PAE y los anuncios recientes de YPF, son señales positivas, aunque todavía se requiere mejorar la competitividad estructural para atraer decisiones de inversión finales (FID) en un entorno global competitivo.  Las recientes medidas comerciales en EE.UU. podrían abrir una ventana de oportunidad para Argentina, pero será clave consolidar ventajas propias, sin depender de factores que podrían ser transitorios.

A los avances en GNL se suma la reversión del Gasoducto Norte, que habilitó recientemente exportaciones hacia Brasil por primera vez, un hito de gran relevancia. El desafío ahora es sostener una visión de largo plazo, que permita avanzar con proyectos de infraestructura más allá de los ciclos económicos o políticos, y consolidar a Vaca Muerta como un vector de desarrollo sostenido para el país.

, Loana Tejero

Marina Dal Poggetto, directora ejecutiva de la consultora EcoGo; Flavia Royon, ex secretaria de Energía y Minería de la Nación; y Juan José Carbajales, titular de la consultora Paspartú, analizaron en la última emisión de Dínamo el impacto que podría llegar a tener la salida del cepo cambiario en el precio de las tarifas, los combustibles y la continuidad del desarrollo de Vaca Muerta.

Dal Poggetto remarcó que el Gobierno nacional tratará de contener la inflación de cara al período electoral que se viene. “Imagino que usará todos los grados de libertad posibles para mitigar el traslado a precios del salto cambiario”, señaló. No obstante, aclaró que “en rigor, la salida del cepo brinda una flexibilización cambiaria mucho mayor para las personas humanas, manteniendo en gran medida los controles de capitales para las empresas.

En términos de política energética, intervino Carbajales, los márgenes de libertad de las autoridades para gestionar algunos temas puntuales ya no son tan grandes como antes del acuerdo con el FMI. “Me refiero, por ejemplo, a cuestiones como la privatización de las empresas públicas contempladas en la Ley Bases, la normalización del Mercado Mayorista Eléctrico (MEM), la eliminación de los fondos fiduciarios extrapresupuestarios y la supresión de la segmentación tarifaria”, enumeró.

Salir del cepo es, antes que nada, una buena señal para seducir a los inversores, de acuerdo con la mirada de Royon, quien cree que herramientas como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) no alcanzan por sí solas para provocar masivamente el arribo de capitales extranjeros al sector energético local.

La mayor incógnita del actual contexto económico pasa, a su entender, por la verdadera incidencia a nivel sectorial de la caída en la cotización del barril Brent. “Actualizar las proyecciones energéticas con el nuevo valor significa para el país 1.600 millones de dólares menos”, cuantificó.

Dosis de incertidumbre

No menos inquietante, acotó Royon, es saber qué sucederá con grandes proyectos como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) o los anuncios asociados al gas natural licuado (GNL) si la cotización internacional del crudo no se recupera pronto. “La contracara es que con este tipo de cambio y esta tasación del barril no debería observarse una suba significativa en el precio de los combustibles, sino todo lo contrario”, anticipó.

En su opinión, sería deseable que la revisión tarifaria y el traslado de la devaluación se aplicaran con elevados niveles de gradualismo. “Hay que tener en cuenta el factor estacional, sobre todo en las facturas del servicio eléctrico”, aseguró.

Emperador Milei

Entre los primeros efectos de la salida del cepo en la economía argentina, según Carbajales, ya pueden visualizarse dos: la liberación de las barreras del comercio exterior, por un lado, y la consolidación de un nuevo clima político y social, por otro. “El Gobierno ya no tiene la hegemonía en la discusión pública”, manifestó.

A criterio de Dal Poggetto, el esquema político no puede estar supeditado a la próxima elección. “Si en lugar de armar una coalición para gobernar lo que se intenta es armar un partido político para hegemonizar, eso sólo puede funcionar -lo digo provocativamente- con Milei como emperador de la Argentina”, enfatizó.

La solución para los problemas del país, sintetizó Royon, está en el desarrollo de un sólido plan exportador. “Actualmente contamos con sectores productivos con suficiente potencial como para traer los dólares que nos faltan”, recalcó.

Se trata de un mensaje interesante, coincidió Carbajales, para enviarle a la centroizquierda. “El movimiento nacional y popular que en algún momento fue gobierno, hoy es oposición y eventualmente volverá a gobernar no debe limitar su acción a repartir lo que hay: tiene que pensar cómo exportar más”, sostuvo.

Necesidad de crédito

De acuerdo con Dal Poggetto, hoy el mercado de cortísimo plazo ve que hay disponibilidad de dólares y que se despejan los próximos pagos de deuda. “Pero este esquema sólo cerrará con acceso fluido al crédito para refinanciar los vencimientos”, advirtió.

La economía impacta en la política, sentenció, mientras que la política lo hace en lo financiero y lo financiero, en la economía. “En caso de que los flujos aparezcan, el riesgo país bajará a un nivel que permitirá el acceso al crédito. No obstante, eso requerirá dos cosas: que se compren dólares sin priorizar la baja en el tipo de cambio para contener la inflación y que el Gobierno sostenga su caudal político hasta las elecciones”, completó.

, Redaccion EconoJournal

Tecpetrol, el brazo petrolero del grupo Techint, realizó su primera exportación de gas natural de Argentina a Brasil vía Bolivia, mediante un acuerdo con EDGE, empresa brasilera promotora de la transición energética y en particular del mercado libre de gas, y otro con MGAS, compañía gestora e importadora de gas. Para completar el procedimiento y que el recurso de Vaca Muerta llegue al mercado brasilero, se utilizó el sistema de gasoductos existente en los tres países. Los volúmenes aproximados de estas primeras exportaciones fueron del orden de 150 Mm3/d para EDGE y de 100 Mm3/d para MGAS, según precisaron desde la compañía a través de un comunicado.

Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, aseveró: “Nuestro principal objetivo es abrir nuevos mercados regionales, generando y haciendo subir la demanda para la oferta creciente de gas en el país, en particular con el potencial que desata Vaca Muerta”.

A su vez, el ejecutivo destacó que “hay una oportunidad enorme, y se están realizando y planeando ampliaciones de capacidad de transporte, que nos permitirán abastecer en forma competitiva y segura a todos nuestros países vecinos”.

Producción

Tecpetrol tiene una capacidad de producción total propia de 25 millones de m3/d en la Argentina, donde opera dos yacimientos gasíferos convencionales en la Cuenca Noroeste y el principal yacimiento de gas no convencional en la Cuenca Neuquina, es decir, Fortín Piedra que provee más del 16% del gas que se consume en el país. Asimismo, se espera que Vaca Muerta produzca 246 millones de m3/d al 2030, una vez desarrollados los mercados regionales y los proyectos de Gas Natural Licuado (GNL).

A través de esta iniciativa, Tecpetrol se sumó a las compañías que están exportando el recurso de Vaca Muerta hacia los países vecinos para lograr la integración regional. Tal como sucedió con TotalEnergies, que concretó la primera exportación de gas argentino hacia Brasil a través de Bolivia utilizando la infraestructura existente de gasoductos en Bolivia durante los primeros días de abril. Una operación que implicó una articulación previa con YPFB para que el Bolivia sea el nexo fundamental que permita el que recurso de Vaca Muerta llegue hacia el mercado industrial brasileño.

, Redaccion EconoJournal

El precio de los combustibles aumentó un 1,75% el 1º de abril en línea con la inflación y el crawling peg del tipo de cambio del 1% de marzo. Ese día el Brent cotizaba sobre los 74 dólares. Desde entonces, y como resultado de la guerra comercial desatada por la decisión del presidente estadounidense Donald Trump de fijar aranceles recíprocos a decenas de países (que luego fueron pausados por 90 días, con excepción de China), el importe del barril llegó a caer un 20% —el Brent cotizó por debajo de los 60 dólares la primea semana del mes— y este lunes abrió a 66 dólares.

La caída del precio internacional del crudo abre un interrogante acerca de qué pasará con el importe local de los combustibles e 1º de mayo. ¿Puede la baja del barril replicarse en una caída del precio de las naftas y gasoil en surtidor? A priori, si bien YPF esperará a ver qué sucede con el Brent durante los últimos 10 días de abril.

Habrá que esperar no sólo lo que suceda con el petróleo, sino también cómo evoluciona esta semana el tipo de cambio oficial tras el levantamiento del cepo para personas físicas. El dólar cerró el miércoles (antes del feriado extendido de Semana Santa) en 1160 pesos. Si la cotización de la divisa estadounidense se mantuviera por debajo de los $ 1200, habilitaría un descenso del precio de las naftas, pero resta saber qué hará el gobierno con los impuestos.

Con un Brent en la banda de los 65 dólares, el precio de paridad de exportación del crudo se ubicaría en torno a los 60 dólares (después de aplicar retenciones del 8% sobre el precio internacional). El crudo local se vendió a la baja en los últimos dos meses. Algunas refinadoras pagaron en abril por el el Medanito —el crudo que se extrae en Vaca Muerta– hasta 62 dólares, cinco dólares menos que en enero. Según indicaron fuentes privadas a EconoJournal, el Medanito podría pagarse 59/60 dólares siempre en función de lo que suceda con la cotización del Brent durante la última semana de abril.

Recomponer impuestos

Si el dólar oficial sigue cotizando por debajo de los 1200 pesos y el Brent navega sobre los 65 dólares, la intención del gobierno es aprovechar la baja del precio del petróleo —que en sí mismo explica 60% del costo de los combustibles antes de impuestos— para recuperar el cobro del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y del Impuesto al Dióxido de Carbono, que arrastran un atraso desde que la administración anterior congeló el componente impositivo del valor final de los combustibles para mantener pisado el importe de las naftas y gasoil.

Según la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, para recuperar el atraso remanente del ICL, el litro de nafta debería en mayo aumentar 177,40 pesos y el de gasoil $ 102,50 (sin contemplar los biocombustibles). Eso implicaría aumentar los importes finales en surtidor entre un 12% y un 8%, respectivamente. No parece haber margen para validar un aumento de esa envergadura, pero sí para mejorar parcialmente la ecuación impositiva. Si el gobierno recuperara a pleno el valor del ICL, el Estado podría recaudar casi US$ 200 millones sólo en mayo, según estimaciones del último informe de la consultora Economía y Energía. A principios de marzo, en otro escenario internacional, el gobierno decidió alivianar el impacto en los surtidores bajando el ritmo de actualización impositiva.

Impuestos

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente en base al Índice de Precios al Consumidor (IPC) del INDEC. Las refinerías deberían trasladar automáticamente la actualización del gravamen a los surtidores, pero eso no suele suceder, dado que el Gobierno va modulando la suba real del ICL en niveles que no afecten el plan anti-inflacionario del Ministerio de Economía.

A principios de 2024 el gobierno intentó realizar una actualización escalonada para completar los trimestres pendientes del gravamen. Pero, a partir de mayo del año pasado, modificó el esquema y aplicó subas parciales postergando la actualización total del impuesto.

Tal como publicó EconoJournal, la salida del cepo y el nuevo esquema cambiario podría impactar también en las tarifas de electricidad y gas. Milei y el ministro de Economía Luis Caputo deberán decidir cuánto aumentan las tarifas o si, por el contrario, el Estado absorbe el costo de la devaluación con más subsidios energéticos.

, Roberto Bellato

El gobierno de Luiz Inácio Lula da Silva impulsa una reforma del mercado eléctrico en el Brasil. La iniciativa, que tiene como principal objetivo extender la libre contratación de energía a la totalidad de los usuarios eléctricos, también implica una fuerte expansión de los subsidios energéticos. La intención es ofrecer un bloque de consumo de hasta 80 kWh mensuales completamente gratuito que beneficiaría a unos 60 millones de habitantes en el Brasil.

El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, envió el jueves a la Casa Civil el borrador de un proyecto de reforma del sistema eléctrico. Según el ministro, la intención es que la propuesta sea remitida al Congreso en forma de una medida provisional, la cual entra en vigencia de inmediato, aunque Casa Civil será la que definirá la estrategia legislativa.

La reforma sectorial busca la apertura total del mercado libre eléctrico. En Brasil el mercado eléctrico se divide en dos grandes segmentos, el regulado y el mercado libre. Mientras que en el primero las generadoras venden la energía a las compañías distribuidoras a través de licitaciones organizadas por estas empresas y el Estado, en el segmento libre se permite la negociación y contratación de energía entre generadores, comercializadoras y consumidores.

En el mercado libre participan principalmente los grandes consumidores industriales de energía, que contratan potencias superiores a los 500 kV. La intención ahora es abrir el mercado a industrias y empresas que contratan poca potencia a partir del 1 de marzo de 2027, y finalmente a los consumidores residenciales a partir del 1 de marzo de 2028.

Mayores subsidios a hogares de bajos ingresos

La propuesta del poder ejecutivo brasileño también implica cambios relevantes en la política de subsidios a la electricidad. El gobierno definió una mejora significativa en los subsidios a la energía eléctrica para los hogares de menores ingresos, que será financiado a expensas de los beneficios fiscales que actualmente reciben los usuarios autogeneradores de energías renovables, además de un aumento marginal del 1% para el resto de los consumidores de electricidad.

Concretamente, el gobierno propone modificar la tarifa social que actualmente beneficia a 17 millones de hogares de bajos ingresos, que representan un universo de 60 millones de personas. Los beneficiarios de la tarifa social actualmente reciben un descuento de 65% sobre los primeros 30kWh mensuales consumidos y un descuento de 40% en la franja entre 31 y 100 kWh.

Silveira impulsa que la nueva tarifa social subsidie por completo los primeros 80 kWh mensuales consumidos. Según los cálculos oficiales, unos 4,5 millones de hogares beneficiarios (16 millones de personas) dejarían de pagar por la electricidad, ya que tienen consumos mensuales inferiores a los 80 kWh.

Actualmente, la tarifa social cuesta 6500 millones de reales por año. Este subsidio es financiado a través de la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE), un fondo para el financiamiento de políticas energéticas, cuyos ingresos provienen principalmente de recargos a los usuarios eléctricos de mayores ingresos y usuarios industriales. La CDE recolecta fondos por 40.000 millones de reales por año.

Sin embargo, el gobierno no quiere cubrir con recursos del Tesoro el mayor costo de supondría la nueva tarifa social. Por ese motivo, Silveira impulsa una mayor alocación de los recursos de la CDE para la nueva tarifa social a expensas de los beneficios que perciben los autoconsumidores de energía.

Actualmente, un consumidor de energía conectado en alta o media tensión puede optar por el mercado libre de energía y además obtiene la prerrogativa de ser autoproductor de energía. Para esto le basta con ser un socio minoritario de un proyecto de generación de energía. A cambio, se garantiza la exención de los cargos sectoriales según los volúmenes de energía generados.

Silveira califica de «oportunista» la práctica de importantes consumidores de energía de asociarse con pequeños generadores para obtener esos beneficios. «Es necesario regular la autoproducción oportunista, responsable de distorsiones e injusticias. En el modelo actual, la carga de los costos incluidos en las facturas recae enteramente sobre los hombros del consumidor regulado”, afirmó.

El gobierno quiere modificar la definición de usuarios autogeneradores para limitar los beneficios para los nuevos ingresantes y así incrementar los recursos que financian la CDE. También busca anular algunos incentivos existentes para los consumidores de energías solar y eólica que se financian con la CDE. Todo será en función de liberar más recursos de esta cuenta para el financiamiento de la nueva tarifa social.

, Nicolás Deza

El proyectode cobre Los Azules, ubicado en San Juan que está a cargo de la empresa minera McEwen Copper del grupo canadiense McEwen Mining, recibió la visita de autoridades nacionales e internacionales este lunes 14 de abril. De la jornada participaron Dieter Lamlé, Embajador de Alemania en Argentina; Andreas Vollmer, Cónsul Honorario de Alemania en Mendoza; Luis Lucero, secretario de Minería de la Nación; y Juan Pablo Perea, ministro de Minería de San Juan.

Las autoridades recorrieron las instalaciones del proyecto, conocieron los avances técnicos y pudieron interiorizarse sobre el enfoque sustentable, el compromiso con la comunidad y el potencial económico de Los Azules, uno de los yacimientos de cobre más prometedores de América Latina, destacaron desde la minera.

La visita

La visita tuvo como objetivo continuar fortaleciendo el posicionamiento del proyecto y de la minería argentina en el escenario global. “Estamos muy contentos de haber recibido a autoridades internacionales, nacionales y provinciales en Los Azules. Esta visita es muy significativa para nosotros, porque venimos realizando un gran esfuerzo por fortalecer los vínculos con la Unión Europea. Recientemente regresé de una gira por Europa, donde mantuvimos reuniones con potenciales inversores. Queremos que el mundo conozca el enorme potencial de este proyecto y que elijan invertir en San Juan y en Argentina”, expresó Michael Meding, gerente general de Los Azules.

Lamlé explicó: “Los Azules es uno de los proyectos más relevantes en la Argentina y, como muchos otros proyectos estratégicos, necesita inversión. Mi objetivo al venir aquí fue conocer de primera mano en qué están trabajando, para luego poder transmitir esa información y generar interés entre potenciales inversores en Alemania”.

La visita reafirma el interés global por el desarrollo de minerales críticos como el cobre, fundamentales para la transición energética y el crecimiento sostenible, y posiciona a San Juan como una provincia estratégica en esta nueva etapa de la minería, aseguraron desde la compañía a través de un comunicado.

, Redaccion EconoJournal