Pampa Energía realizó su primera exportación de gas natural a Brasil equivalente a 110.000 metros cúbicos. El envío fue posible a partir de un acuerdo con la comercializadora brasileña Tradener y la asistencia de la consultora local Giga.
“Este logro es el resultado del trabajo sostenido que venimos realizando en los últimos años. Exportar gas a nuestros países limítrofes nos posiciona como un actor relevante en la región y refuerza nuestro compromiso de transformar los recursos de Vaca Muerta en valor para el país”, aseguró Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de E&P de Pampa.
Exportación
Para este envío se utilizó la infraestructura de transporte que conecta Argentina, Bolivia y Brasil. “Esta operación marca el inicio de una estrategia que busca consolidar múltiples exportaciones de gas durante 2025, para ampliar la presencia del gas argentino en las distintas regiones de América Latina”, remarcaron desde la compañía a través de un comunicado.
En la actualidad, la firma cuenta con dos acuerdos vigentes de exportación de gas natural con clientes de Brasil, por un volumen total de dos millones de metros cúbicos por día. Es por esto que aseguraron: “Con estos avances, la compañía refuerza su compromiso de convertirse en uno de los principales proveedores de gas de la región”.
Producción de gas
Pampa produce un promedio de 14,5 millones de metros cúbicos a través de sus yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata. Durante el pico invernal de 2024, la producción alcanzó los 17 millones de metros cúbicos, lo que le permitió incrementar su participación en el mercado interno y avanzar en nuevas oportunidades de exportación.
La posibilidad de exportar a Brasil surgió mediante un acuerdo con Tradener, la primera comercializadora de energía de Brasil. Desde 2022, también la compañía actúa en la importación de gas natural desde Bolivia y cuenta con reservas propias, operando como productora y comercializadora de gas, lo que amplía su relevancia estratégica en el mercado nacional.
“En el ámbito internacional, la empresa es una referencia en la exportación de energía eléctrica a países vecinos, con operaciones regulares hacia Uruguay y Argentina desde 2006”, informaron desde Pampa. Además, posee activos propios de generación de energía distribuidos en siete estados brasileños, con parques eólicos, pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) y una termoeléctrica, totalizando 172 MW en operación.
A través de este envío, Pampa Energía 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, Tecpetrol y Pluspetrol.
El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, afirmó este martes que más allá de la voluntad política de los gobiernos de la Argentina y Brasil de avanzar con las exportaciones del gas natural de Vaca Muerta, lo que se necesita es conformar una demanda en firme de largo plazo y durante todo el año que justifique la inversión en infraestructura nueva o en una expansión sustancial de la existente. Sin ese compromiso de parte de los actores privados del vecino país, no habrá muchas alternativas a seguir con exportaciones de gas en pequeños volúmenes e interrumpibles, tal como se concretaron en las últimas semanas.
Al participar del seminario de Petróleo y Gas en el marco de la 12º Edición de Expo EFI, González reseñó que el gobierno de Javier Milei firmó con su par de Brasil en octubre del año pasado un Memorando de Entendimiento en el que se expresa que “claramente hay voluntad política avanzar en las exportaciones de gas desde la Argentina, pero al final lo que se necesita es una demanda en firme de Brasil”. En su opinión un esquema de exportación sólido para el país “necesita de 10 a 15 millones de metros cúbicos de demanda diarios (MMm3/día) en firme en largo plazo todo el año, tal que justifique la inversión en infraestructura nueva o en una expansión sustancial de la infraestructura existente”.
“Sin esa demanda en firme -consideró González- lo que se va a seguir viendo es esto que se dio ahora: volúmenes interrumpibles, pequeños, que van a ir creciendo sin ninguna duda y sobre todo en el verano, pero que no llega a significar un cambio de paradigma. Si eso si ese es el caso”. Por el contrario el cambio de paradigma es en palabras del ex CEO de YPF, lograr “una demanda sustancial que permita la construcción de nuevo gasoducto o la expansión del sistema actual con la reversión ya realizada al Gasoducto del Norte, lo que permite reemplazar el gas del Norte Argentino y el proveniente de Bolivia, y eventualmente tener mayor disponibilidad para generación térmica”.
Sin embargo, esa reversión que actualmente permite transportar a las provincias del norte unos 15 MMm3/d desde Vaca Muerta, los que se podrán incrementar a 19 MMm3/d cuando en los próximos meses se pongan en operación las obras de reversión de cuatro de las plantas compresoras sobre el ducto, no hace posible aún la exportación más allá de los meses de menor demanda, ni mucho menos de volúmenes significativos en firme. Para lograr ese objetivo en la industria se resalta que harán falta nuevas obras de infraestructura de evacuación que permitan en hasta 20 MMM3/d el flujo hacia el norte para cubrir demanda industrial y de generación local insatisfecha y contar con excedentes exportables.
“En Argentina hay compañías de transporte, productores que no van a tener ninguna duda en hacer la inversión en la medida que la demanda esté asegurada. Hoy no hemos visto esa demanda en firme de Brasil”, aseveró González. En las últimas semanas, las productoras TotalEnergies, Pluspetrol y Tecpetrol concretaron las primeras exportaciones de shale gas proveniente de la Cuenca Neuquina hacia Brasil, utilizando el sistema de gasoductos con capacidad ociosa de Bolivia, en operaciones de 1 a 1,5 MMm3/d que fueron denominadas de prueba y que demandó un entendimiento con los off takers brasileños pero también con las autoridades bolivianas cuyo sistema es intermediario.
A mediados de noviembre, el ministro de Economía, Luis Caputo, firmó con su par Alexandre Silveira en la cartera de Minas y Energía (MME) un MOU para posibilitar la exportación de gas natural argentino a Brasil que, entre otros avances, creó un grupo de trabajo bilateral para identificar las medidas necesarias para facilitar el suministro de gas natural argentino, en particular el de Vaca Muerta. Entre las medidas acordadas se destaca el estudio de la viabilidad económica de las rutas logísticas, considerando la posible ampliación de la infraestructura existente en ambos países, mediante el cual se estima que la factibilidad de mover 2 millones de metros cúbicos diarios en el corto plazo, aumentando en los próximos 3 años a 10 millones, hasta llegar a 30 millones en 2030.
El funcionario de la cartera económica, en otro tramo de la charla, también se refirió al proceso de desinversión de algunas compañías internacionales de sus activos en Vaca Muerta, en algunos casos con casi una década de presencia en la formación, a lo que atribuyó más a una dinámica habitual en las grande soperadoras a nivel mundial, que a las condiciones de la economía local que se ofrecen más atractivas para los inversores.
“Es una dinámica propia de petróleo y gas en todo el mundo. En la mayoría de los casos estamos hablando de decisiones estratégicas de alocar capital en otro lado y que no tiene nada que ver con Argentina” -afirmó el secretario. Puede haber algún caso de alguna compañía que se haya sentido rehén durante tantos años del cepo y ahora dijo tengo una oportunidad y salgo. Pero la gran mayoría han decidido focalizar sus inversiones en otro lado y no en Argentina”, en referencia, por ejemplo, a las ventas de bloques que llevaron adelante la estadounidense ExxonMobil o la malaya Petronas.
A pesar de ese movimiento de carteras que en parte está siendo aprovechado por compañías locales, González también consideró que el fenómeno está reflejando una acelerada valorización de los activos en el no convencional neuquino. “Todas las empresas que están acá (en Vaca Muerta) están viendo cómo se multiplicaron por tres el acreaje, con lo cual es una oportunidad evidentemente de salir para aquellos que han estado atrapados tanto tiempo, pero no es para nada una tendencia ni un reflejo de que no les gusten las condiciones. Todo lo contrario, cada vez que hay alguien que levanta la mano a ver si puede salir, hay una fila larga de los que quieren invertir”.
En el diálogo, el Coordinador de Energía y Minería también ratificó que a partir del 1 de mayo rige el nuevo esquema de tarifas para el servicio de gasa y electricidad, tras haberse concretado la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) para todas las licenciatarias de distribución y transporte de gas y para las dos licenciatarias de distribución eléctrica que controla el Gobierno nacional y para toda la transmisión eléctrica. “Es una extraordinaria noticia que todas estas compañías tengan visibilidad por los próximos cinco años de cuáles son sus tarifas, las que van a ser ajustadas mensualmente por inflación o la combinación de precios mayoristas y IPC”, arengó González.
Y tal como vienen señalando Econojournal, ratificó que inicialmente lo que van a tener esas empresas es “un aumento de tarifa pequeño en línea con el que viene teniendo hace 15 meses, con lo cual no va a haber un salto en el primer mes. Aquellas licenciatarias a las cuales les corresponde un aumento de tarifa mayor que el que estamos en condiciones de conceder el primer mes, después del trabajo técnico que han hecho el ENRE y el Enargas, ese resto lo vamos a trasladar a tarifas en cuotas más la inflación de ese mes”, en un esquema que saldrá detallado en el Boletín Oficial mañana miércoles o el próximo lunes.
No obstante, anticipó: “El aumento de tarifa al consumidor, que es una mezcla del valor de distribución del valor de transporte y del costo de la energía va a estar en línea con los aumentos que venimos viendo en los últimos meses, con lo cual va a estar abajo del tres acerca de dos y medio que de tres”.
González, en ese sentido, reafirmó dos cuestiones, la primera que el Gobierno no le va a afectar negativamente su ecuación económica a ninguna de las empresas, porque lo que va en cuotas respeta el valor presente de lo que se le debería a las compañías, porque el aumento tarifario que corresponde es mayor que el que podemos dar. Pero a la vez es considerado una manera de acompañar al usuario final, que ha hecho un esfuerzo en el año 2024 y ha visto sus tarifas subir en forma muy importante. Esas cuotas que reconocerá el gobierno, o “cuotitas” como definió el secretario, observarán los mismos plazos para todas las empresas, pero no se hará diferencia entre compañías dentro del segmento de distribución o de transporte.
YPF, el mayor jugador del mercado de combustibles, anunció a primera hora de este martes una baja del 4% promedio en el precio de las naftas y gasoil que estará efectiva a partir del jueves de esta semana. A través de un comunicado, la petrolera bajo control estatal explicó que la medida obedece a la caída del Brent, la principal cotización del petróleo a nivel internacional, que en la actualidad se ubica en la banda de los 65 dólares; un 8% menos que a fines de marzo.
La retracción de los precios en las estaciones de servicio de YPF —que seguramente será espejada en las próximas horas por Raízen, Axion Energy y Puma, el resto de las grandes refinadoras— se explica, sin embargo, por una decisión del Ministerio de Economía que funcionó como condición necesaria.
En el Palacio de Hacienda decidieron, a contramano de la alternativa en la que venían trabajando funcionarios del área energética, congelar el valor del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y del Impuesto al Dióxido de Carbono, que debería actualizarse trimestralmente este jueves 1º de mayo, dado que acumulan un importante atraso heredado de la administración de Alberto Fernández.
Algunos técnicos del área energética creían conveniente aprovechar la caída del precio internacional del crudo para recomponer en términos reales el valor de los dos impuestos que gravan la venta de combustible. Sin embargo, en Economía priorizaron la batalla contra la inflación, por lo que optaron por impulsar una baja de los precios en surtidor para contener las expectativas inflacionarias tras la flexibilización del cepo cambiario, que se tradujo en un aumento de la cotización del tipo de cambio oficial.
Impuestos
Previo a la baja del precio anunciada por YPF, se esperaba que el gobierno aproveche la caída de la cotización del barril Brent para recuperar -al menos una parte- el atraso impositivo en los surtidores. En la nafta súper el atraso en impuestos es de casi 200 pesos por litro y es un poco menos en el caso del gasoil.
En los hechos, si el gobierno hubiera decidido recuperar todo el atraso impositivo la suba en los surtidores debería haber sido de alrededor del 15%. Nadie en Energía estaba pensando en un ajuste de esa magnitud, pero querían aprovechar la baja internacional del crudo para reducir ese atraso, algo que finalmente el Ministerio de Economía decidió no convalidar para tratar de forzar una desaceleración de la inflación.
El servicio eléctrico fue restablecido casi por completo en la madrugada europea del martes en España y Portugal, luego de un apagón sin precedentes en la península Ibérica. Ya superada la crisis, el gobierno que encabeza el presidente Pedro Sánchez y Red Eléctrica, la compañía operadora de la red española, están poniendo el foco en investigar cuáles fueron las causas que desataron el colapso eléctrico.
Las miradas se posan principalmente sobre el mix de generación eléctrica al momento del inicio del evento, sobre las 12:30 del lunes. Un corte repentino en el suministro eléctrico provocó una caída equivalente al 60% de la demanda en España en apenas cinco segundos, dando paso al instante a un colapso total del servicio. El evento obligó a ejecutar un arranque en negro que demoró unas 12 horas en reponer el servicio al 99% de la demanda española.
Tras una noche intensa, se ha logrado restablecer el 99,95% de demanda energética atendida y el 100% de las subestaciones de la red de transportes están repuestas.
En unos minutos volveremos a reunirnos en el Consejo de Seguridad Nacional para analizar la situación actual.…
Red Eléctrica este martes descartó las hipótesis de un ciberataque y de algún evento meteorológico que afectara a la generación y/o sistema de transmisión . Si bien se indicó que continúan las investigaciones sobre el origen del incidente, la compañía aportó un nuevo dato: dos episodios de desconexión de generación eléctrica en el suroeste de la península.
Mix de generación
Una primera pista sobre el incidente la aportó el lunes Red Eléctrica al señalar que, a las 12:33 horas y durante cinco segundos, «desaparecieron súbitamente» 15 GW de generación eléctrica. Este martes se agregaron algunos datos nuevos sobre el comportamiento del mix de generación en esos segundos críticos.
El director de Servicios para la Operación de Red Eléctrica, Eduardo Prieto, remarcó que el sistema se encontraba en condiciones normales a las 12:33 horas, cuando en ese momento, se registró un primer evento que afectó la generación eléctrica en el suroeste del país.
El impacto de la caída de generación logró ser contenido y absorbido por el sistema. Sin embargo, apenas un segundo y medio después, se produjo un segundo evento similar que complicó la situación. Esta nueva pérdida de generación superó la capacidad de respuesta del sistema eléctrico, provocando oscilaciones severas en los flujos de potencia, la desconexión de las interconexiones con Francia y el aislamiento del sistema eléctrico español del resto de Europa.
Prieto explicó que los dos incidentes de pérdida de generación de energíase registraron en el suroeste de España, probablemente provenientes de plantas solares fotovoltaicas.
La repentina caída de la generación en España también impactó en la frecuencia de red. La frecuencia nominal de las redes interconectadas en la Unión Europea es de 50.00 Hz. Los incidentes en España llevaron a una caída de 0,15 Hz en la frecuencia nominal en el resto de Europa (excluyendo Gran Bretaña y los países nórdicos), según datos de Grid Radar. La operadora de red en Francia, RTE, respondió a esta caída desconectando automáticamente a la península Ibérica del resto de las redes europeas para restablecer la frecuencia.
Inercia en la red
El mix de generación al momento del colapso del sistema también esta siendo observado por otro motivo: la fuerte participación de energías renovables, fundamentalmente solar fotovoltaica. Una hipótesis barajada por especialistas de la industria es que faltaban recursos de generación que proveaninercia en la red para evitar el colapso total.
Before the outage hit, Spain was running its grid with very little dispatchable spinning generation, and therefore no much inertia.
Solar PV/thermal + wind: ~78% Nuclear: 11.5% Co-generation: 5% Gas-fired: ~3% (less than 1GW)
En las redes eléctricas, algunas fuentes de generación como las centrales a gas natural o nucleares son capaces de proveer inercia a la red, ya que cuentan con turbinas con grandes motores en rotación que acumulan inercia y energía cinética.
Dicha inercia puede actuar durante unos segundos como amortiguadora del sistema cuando un repentino descalce entre la oferta y la demanda de electricidad llevan la frecuencia de la red peligrosamente cerca o por debajo del límite inferior de operación segura. Por ejemplo, la inercia compra tiempo al sistema para recortar demanda, de forma tal de volver a equilibrar la frecuencia de la red y evitar un colapso general que obligue a realizar un arranque en negro, el escenario menos deseado.
Los operadores de transmisión eléctrica en Europa vienen señalando que el aumento de la participación de las energías renovables variables y la disminución de la generación térmica tienen implicaciones para la fiabilidad y la resiliencia. La Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión de Electricidad (ENTSO-E) viene trabajando la temática a través del Proyecto Inercia.
“La reducción de la inercia del sistema es una consecuencia natural del menor número de masas rotatorias de generadores síncronos conectadas directamente a la red. El soporte de estabilidad que tradicionalmente proporcionaban estos generadores… ya no estará disponible en un sistema dominado casi exclusivamente por energías renovables. Esto expondrá al sistema eléctrico al riesgo de no poder soportar eventos fuera de rango, como las divisiones del sistema, que antes eran gestionables”, informó Proyecto Inercia en su última actualización en enero de este año.
Al momento del colapso del sistema, el mix de generación en España registraba una participación de 72% de renovables, con un 60% de solar fotovoltaica (17.657 MW) y un 12% de eólica (3499 MW). En el sistema habían menos de 1000 MW a gas y 3499 MW nuclares en operación.
La provincia de Neuquén adhirió al International Methane Emissions Observator (IMEO), un programa de las Naciones Unidas que permite detectar grandes fugas de metano en el sector hidrocarburífero. La iniciativa habilita al Ministerio de Energía a dar una respuesta rápida cuando se detecten emisiones superiores a los 500 kilogramos hora (kg/h).
El metano es un gas de efecto invernadero mucho más potente que el dióxido de carbono (CO₂) en el corto plazo y, aunque permanece menos tiempo en la atmósfera que el CO₂, su impacto en el calentamiento global inmediato es enorme. La industria de petróleo y gas es una de las fuentes principales de emisiones de metano por fugas, venteos y operaciones de mantenimiento. Además del riesgo ambiental, la concentración excesiva de metano supone un riesgo para la seguridad porque es altamente inflamable.
El observatorio forma parte del Sistema de Alerta y Respuesta al Metano (MARS), impulsado por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA). Neuquén se incorporó como punto focal a través de la Subsecretaría de Cambio Climático y, de esta forma, puede recibir los reportes que contienen las emisiones detectadas.
Fugas de gases captadas en 2023 por el Rastreador Global del Banco Mundial.
“Esto quiere decir que ya se monitorean grandes emisiones en el sector hidrocarburífero a través de satélites, como se hace en otras partes del mundo, y luego se hace un procesamiento de datos con lo que recopilan través de la Inteligencia Artificial, para que sea lo mas rápido posible”, explicó a EconoJournal Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático de Neuquén.
El sistema puede detectar aquellas emisiones superiores a los 500 kg/h que en Neuquén podrían ocasionarse en una fuga por venteo, por ejemplo. Posteriormente, notifica a la Provincia en un lapso de 24 horas acerca de las características de tal emisión.
En paralelo, IMEO elabora una base de datos global y genera reportes basados en sus propias mediciones, los informes presentados por las empresas petroleras, inventarios nacionales y otros estudios científicos. El plan contempla a 150 países que firmaron un compromiso para reducir sus emisiones en un 30% para 2030.
“Es bastante rápido. Con ese reporte nosotros notificamos a la empresa, pedimos que completen un formulario, luego damos intervención a la Subsecretaría de Hidrocarburos para que realice las inspecciones y, llegado el caso, se aplican multas porque son cuestiones operativas”, indicó Nogueira.
Trabajo complementario
Este mes la provincia de Neuquén creó el Programa de Monitoreo y Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el sector hidrocarburífero, con el fin de que las empresas informes sus emisiones de gases de dióxido de carbono, metano y óxido nitroso. En este sentido, Nogueira afirmó que la adhesión al PNUMA permitirá hacer un trabajo complementario ya que el IMEO solo contempla grandes emisiones y solo de metano, pero permite dar una respuesta rápida.
En el caso del programa provincial, el funcionario indicó que “en un umbral de magnitud por debajo de esas mediciones, apuntamos al programa propio porque se articula como otra política más finita y puntillosa”.
Nogueira detalló que el trabajo en este caso es mucho más complejo, por esta razón, Neuquén implementará una prueba piloto durante todo 2025 con el objetivo de recopilar toda la información obtenida desde los reportes de las empresas y a través de formularios que deberán completar. Una vez elaborada esa información, se ejecutará un procedimiento unificado para los reportes de emisiones.
“El programa contempla la complejidad que tienen las mediciones por la heterogeneidad que existe en la actividad convencional y en la no convencional, las diferentes metodologías de mediciones y de estándares. Por esta razón, en un año vamos a construir un procedimiento unificado y en 2026 tendremos el primer reporte definitivo”, anunció.
Principales fugas de gases detectadas en Argentina. (Fuente: Reporte Banco Mundial).
Los planes en Santa Cruz y Mendoza
La provincia de Santa Cruz también sumó su adhesión en abril a IMEO alegando que “la industria energética es una de las principales fuentes de emisiones de metano, un gas con alto impacto en el calentamiento global. Por eso, su monitoreo y reducción se han convertido en ejes clave de las estrategias climáticas actuales”.
Según informaron, desde entonces ya se notificó a dos empresas petroleras por 10 emisiones importantes de metano detectadas en el norte de la provincia.
Por su parte, Mendoza aprobó este mes la creación del Plan Estratégico de Sostenibilidad que obliga a las empresas y sectores productivos a medir, reportar y gestionar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). En este caso, la normativa alcanza a actividades de mediana y gran escala pertenecientes a los sectores industrial, energético, de transporte, agropecuario, de servicios y residuos que deberán reportar anualmente sus emisiones a través de una plataforma digital.
Un año atrás, en una nota publicada en este medio sobre el status regulatorio respecto de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en la industria hidrocarburífera en la Argentina, se hizo referencia a la Resolución N° 970/23 dictada por el Secretaría de Energía en noviembre de 2023, en virtud de la cual se creó el “Programa nacional de medición y reducción de las emisiones fugitivas derivadas de las actividades de exploración y producción de hidrocarburos”; como así también al proyecto de ley de «Presupuestos mínimos de protección ambiental de gestión de emisiones de metano en el sector de hidrocarburos», el cual tiene como objetivo establecer un marco regulatorio para controlar y reducir las emisiones de metano en la exploración, explotación, transporte y refinación de hidrocarburos.
La Resolución SE N° 970/23 no fue reglamentada a la fecha, y el proyecto de ley citado no ha merecido tratamiento en el Congreso. En el interín, varias provincias hidrocarburíferas han dictado regulación específica que, si bien tienen en común el objetivo de protección ambiental y reducción de emisiones, difieren en el tipo de gases cuya medición, cuantificación y/o reducción se exige; en los sujetos obligados; así como en las acciones, planes y/o programas que se les exige a las empresas.
Regulaciones específicas
El puntapié inicial lo dio la provincia de Río Negro mediante el dictado de la Ley N° 5733 (19/7/24) aplicable a las empresas petroleras que prorroguen sus concesiones en la provincia. Se exige el compromiso de planificar a mediano plazo adecuaciones de las instalaciones e implementación de medidas para reducir las emisiones GEI de forma progresiva e incorporar tecnologías de CCUS (Captura, Uso y Almacenamiento de Carbono). Las concesionarias deberán adoptar criterios de reducción de emisiones e incluir en los Estudios de Impacto Ambiental, la evaluación de la huella de carbono, justificando la elección con relación a la alternativa de menor valor de huella de carbono. Asimismo, en los Informes de Monitoreo Anual Ambiental o Monitoreo Anual de Obras y Tareas deberá considerarse la cuantificación de inventario de gases de efecto invernadero (GEI), la cual se realizará conforme a lo establecido en la norma IRAM 14064.
Por su parte, en septiembre de 2024 la Secretaría de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable de la provincia de Chubut dictó la Resolución N° 58/2024 (23/9/24), que regula las emisiones de metanoprovenientes de la actividad hidrocarburífera. Establece objetivos y lineamientos para la detección, control, monitoreo, cuantificación y reducción de emisiones de metano provenientes de las actividades de exploración, explotación y transporte de hidrocarburos.
La norma exige la presentación de varios planes y programas, entre ellos un Plan Anual de Gestión de Emisiones de Metano, un Programa de Detección y Reparación de Fugas, un Plan de monitoreo anual y un Plan de acción para recambio de equipos.
La provincia de Neuquén avanzó en el corriente año con la recientemente publicada Resolución N° 285/25 de la Secretaría de Ambiente (21/2/25) que crea el “Programa de Monitoreo y Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Sector Hidrocarburífero”. Exige a las empresas petroleras informar las emisiones de metano, dióxido de carbono y óxido nitroso y contar con un registro de lo que emiten. Son sujetos obligados las empresas que realicen exploración, explotación, transporte, almacenamiento, procesamiento, y/o industrialización de hidrocarburos en la provincia.
Finalmente, días pasados la provincia de Mendoza creó mediante el Decreto N° 758/25 (15/4/25) el “Programa Provincial Integral de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero”. El mismo establece objetivos y lineamientos para la detección, control, monitoreo, cuantificación, medición, reporte, verificación y reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en actividades relacionadas con las grandes industrias, entre las cuales se encuentra la actividad hidrocarburífera. Los sujetos obligados deberán cuantificar las emisiones de gases que produzcan anualmente y declararlo ante la autoridad de aplicación, quien podrá establecer límites de intensidad de emisiones a cumplir para los años 2030, 2040 y 2050 y programas de reducción y compensación de emisiones.
Si bien algunas de las regulaciones referenciadas fueron dictadas con posterioridad al dictado del Decreto N° 1057/24 (reglamentario del 163 de la Ley 27.742), todas ellas han incursionado en aspectos que el artículo 2° del Anexo III del citado decreto establece como uno de los temas a ser regulados de manera uniforme y armónica entre Nación y provincias: … f) emisión de gases de efecto invernadero asociada a la actividad (Descarbonización).
A la vista de estas nuevas normas provinciales, se pone nuevamente en evidencia la dificultad en arribar a una legislación uniforme en materia de protección ambiental de las actividades hidrocarburíferas, desafío respecto del cual se comentó en la nota publicada en este medio en diciembre de 2024.
(*) Abogada, magister en Gestión de la Energía y consultora en Regulación Energética, Transición y Sustentabilidad.
Neuquén se consolida como punto de encuentro entre energía, logística y comercio exterior. La cuarta edición de Conectando Vaca Muerta se llevó a cabo en el Distrito Industrial RíoNeuquén y convocó a más de 700 asistentes. “La jornada se consolidó como el evento anual de networking más importante para la industria energética de la región”, destacaron desde la organización.
Este encuentro, organizado por Gran Valle Negocios, Distrito Industrial Río Neuquén y TSB, reunió a empresarios, pymes, operadoras, grandes compradores y referentes del sector de todo el país.
Durante el evento de intensa actividad, se fortalecieron vínculos comerciales, se generaron nuevas oportunidades de negocio y se debatieron los principales desafíos de la industria de Oil & Gas, según precisaron.
“Con más de 700 asistentes al evento de esta cuarta edición de Conectando Vaca Muerta, se superaron las expectativas y no solamente por la cantidad de asistentes que se convocó, sino por las devoluciones que hemos tenido por parte de los participantes. Este año incorporamos dinámicas distintas a las anteriores tres ediciones que implicaban el uso de tecnología y un software específico para networking tanto uno a uno como con grupos de grandes compradores, entre los cuales estaban YPF, Shell, Tenaris, AESA, PAE, TSB. Eso implicaba un desafío técnico y de recursos humanos muy grande, y haber podido cumplir con ese objetivo para nosotros es muy satisfactorio. Así también lo reflejaron las devoluciones de la gente”, destacó Lucas Albanesi, Gerente Comercial de Gran Valle Negocios.
Networking, tecnología e innovación: ejes de una edición histórica
Una de las grandes innovaciones de esta edición fue la incorporación de una aplicación exclusiva de networking, que permitió a los participantes coordinar reuniones con antelación.
A través de la app, los inscriptos pudieron postularse para encuentros uno a uno con operadoras y grandes empresas, como así también identificar otros participantes estratégicos para generar match comercial incluso antes de la jornada presencial.
Este nuevo enfoque tecnológico no solo facilitó la organización y optimización de agendas, sino que también fue uno de los aspectos más valorados por los asistentes, quienes destacaron la agilidad en la concreción de contactos de negocio.
Además de la innovación tecnológica, Conectando Vaca Muerta 2025 ofreció cuatro dinámicas principales:
Speed Networking 1-1: encuentros cara a cara de 15 minutos pre-agendados entre empresarios de diversos rubros.
Rondas de Negocios: espacios de intercambio temático para establecer vínculos comerciales estratégicos.
Workshops Exclusivos: talleres a cargo de referentes de la industria, donde se debatieron tendencias, innovación y mejores prácticas.
Reuniones con Grandes Compradores: instancias directas de vinculación comercial con líderes de compras de importantes compañías del sector energético.
La presencia de firmas como YPF, Shell, Tenaris, AESA, PAE y TSB, entre otros grandes actores, reafirmó la importancia estratégica del evento dentro del ecosistema de Vaca Muerta, remarcaron.
Un ámbito estratégico para el crecimiento regional
Conectando Vaca Muerta fue mucho más que un espacio de networking: se consolidó como un verdadero punto de decisión y de generación de oportunidades para potenciar el desarrollo de la cadena de valor energética de la región.
En línea con el espíritu que dio origen al evento, esta cuarta edición volvió a propiciar un ámbito de relacionamiento genuino, donde se promovieron la integración de nuevos actores, el fortalecimiento de alianzas y el intercambio de conocimientos clave para enfrentar los desafíos actuales de la industria.
Además, el evento despertó un alto interés mediático. La participación de medios y periodistas especializados, tanto en la cobertura como en las actividades del evento, reflejó la creciente proyección de Vaca Muerta como uno de los motores del crecimiento económico nacional.
Una plataforma que mira al futuro
Conectando Vaca Muerta reafirma su propósito de seguir evolucionando para acompañar las necesidades de un sector en constante transformación. La implementación de herramientas digitales, la convocatoria de actores clave y la mirada puesta en la colaboración intersectorial son pilares que consolidan al evento como una plataforma imprescindible para quienes apuestan al futuro de la energía en Argentina.
A un mes del inicio de la Exposición Internacional de Minería Argentina Arminera 2025, se presentó la agenda de actividades. El encuentro contará con un amplio cronograma de disertaciones de los máximos exponentes de la industria, rondas de negocios y la presentación de los últimos avances en tecnología, equipamiento y servicios. “Organizada por la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) junto a Messe Frankfurt Argentina, esta nueva edición se prepara para sorprender a visitantes y expositores”, destacaron.
El evento será una oportunidad para actualizar conocimientos, descubrir nuevas tendencias y maquinarias, y generar contactos y vínculos comerciales. Se desarrollarán diversas actividades destinadas a los actores de la industria minera, desde empresas operadoras, proveedores, profesionales hasta tomadores de decisión del mercado.
Actividades
Entre las actividades se encuentra el Summit Arminera 2025, que contará con diversas charlas a cargo de especialistas y figuras destacadas del sector:
Arminera Federal, un recorrido por las agendas regionales, la producción, empleo y perspectivas, con participación de autoridades provinciales.
Inversiones para el desarrollo federal, diferentes paneles a cargo de las empresas líderes en la producción de oro, plata, cobre y litio que darán respuestas sobre procesos mineros, bienes y servicios, economías regionales, y sustentabilidad, entre otros.
Financiamiento Integral Ecosistema Minero Argentino, a cargo del Grupo Petersen.
IV Congreso Internacional de Derecho para la Minería, organizado por IADEM en el marco de Arminera.
A su vez, tendrá lugar la Experiencia IDEA-CAEM: Liderando el desarrollo minero, una instancia de diálogo para plantear oportunidades de negocios y los desafíos del sector. Se abordarán temáticas como las nuevas políticas regulatorias, tecnología e innovación, y cómo atraer nuevas inversiones, entre otras.
Habrá lugar para el análisis en el panel “Claves para el Desarrollo del Sector Minero, Necesidades Educativas y Laborales”, impulsado desde WIM Argentina y Poliarquía Consultores. En tanto que La UIA brindará la charla “Inteligencia Artificial aplicada a la minería”. Y se desarrollarán encuentros sobre sustentabilidad, DD.HH. y Comunicación.
Arminera tendrá la participación de los gobernadores quienes contarán sus planes para acompañar al sector. Recibirá también a las autoridades mineras de las Américas para realizar el foro anual de minería y sostenibilidad, organizado por el Foro Intergubernamental sobre Minería, Minerales, Metales y Desarrollo Sostenible (IGF), el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Conferencia de Ministerios de Minería de las Américas (CAMMA). Tiene como eje:“Explorar más, extraer mejor:el camino hacia un suministro sostenible de metales y minerales”.
Conexión
Para fortalecer las relaciones internacionales, junto a la Unión Europea se buscará promover el diálogo directo entre actores clave del ecosistema financiero europeo y representantes de proyectos argentinos vinculados a la transición energética, para explorar mecanismos de financiamiento y prioridades comunes en materia de sostenibilidad. También, habrá un espacio junto a embajadores y representantes internacionales para dialogar las experiencias de otros países mineros.
Empresas como Genneia e YPF estarán presentes liderando un panel sobre grandes desarrollos en infraestructura. En tanto que los temas relacionados con inversión y financiamiento también contarán con espacios exclusivos. En ellos, grandes empresas mineras a nivel mundial nos contarán por qué decidieron invertir en el país. CAEM presentará su programa “Conectando Proyectos” y se compartirán casos de éxito en financiamiento. Por otra parte, estarán presentes entidades financieras, tales como Banco Supervielle, y también se hablará sobre la relación con el Mercado de Capitales, con representantes del Toronto Stock Exchange y de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA).
Por otro lado, para los expositores de Arminera 2025 se realizará una exclusiva Ronda de Desarrollo de Proveedores para la Industria Minera, para fortalecer la vinculación entre empresas proveedoras y yacimientos mineros operativos. Es una ocasión única para identificar oportunidades de negocios, de mejora y crecimiento en conjunto, y presentar productos y servicios ante los representantes de las empresas, fomentando. relaciones comerciales sustentables y de largo plazo.
También habrá un espacio para el ecosistema de emprendedores, para compartir herramientas y programas, y se generará un pitch de presentación de casos.
Se podrá recorrer la Plaza de Máquinas, un espacio al aire libre en el que las empresas exhiben sus maquinarias. Una experiencia inmersiva para descubrir nuevas tecnologías y soluciones del futuro minero.
“Arminera es la plataforma por excelencia para exponer productos, servicios y tecnologías. No solo es un evento de networking y demostraciones, sino que también ayuda al seguimiento de las nuevas tendencias, innovaciones y buenas prácticas en el sector minero”, concluyeron desde la organización.
Para conocer el calendario completo de actividades, puede ingresar aquí.
Un apagón casi total en el servicio eléctrico sorprendió a España y Portugal este mediodía. También fueron registrados cortes de luz en el sur de Francia. Red Eléctrica, el operador del sistema eléctrico español, aún no determinó cuáles fueron las causas del corte, que fue calificado como «excepcional» y «sin antecedentes» en el país.
La información oficial indica que el apagón comenzó a las 12:38 de España y dejó sin energía a toda la península ibérica. El director de servicios para la operación de Red Eléctrica, Eduardo Prieto afirmó que la reposición total del servicio puede tardar entre 6 y 10 horas.
El apagón en España afectó al Metro y otros servicios públicos.
«Hasta donde mi memoria alcanza y en la historia de la Red Eléctrica nunca había sucedido un incidente de estas características en el sistema eléctrico peninsular español. Por tanto, estamos hablando de una situación, un incidente absolutamente excepcional y extraordinario», dijo Prieto.
Oscilación de potencia
El representante de la empresa operadora de la red española informó que aún no determinaron el origen del incidente y se limitó a señalar que registraron una oscilación de potencia.
«Lo que hemos observado es una oscilación muy fuerte en los flujos de potencia en las redes. Como consecuencia de esta oscilación fuerte, se ha producido la desconexión del sistema peninsular eléctrico español del resto del sistema eléctrico europeo, y esta desconexión, unido a estas oscilaciones que comentábamos anteriormente, han conllevado, finalmente, al colapso del sistema eléctrico peninsular español», explicó Prieto.
«No tenemos constancia en este momento sobre las causas del incidente, sí de lo que ha sucedido en términos de variables del sistema eléctrico, y no podemos entrar a especular en este momento», añadió.
Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, realizará una prueba piloto con inteligencia artificial para intentar eficientizar el despacho de energía en una línea de alta tensión en la Patagonia. La prueba se haría en la línea de 132 kV que conecta las localidades de Comodoro Rivadavia (Chubut) con Pico Truncado (Santa Cruz), según indicaron a EconoJournal fuentes del sector con conocimiento del proyecto. Si el ensayo es exitoso, la línea podría aumentar hasta un 30% su capacidad de despacho y permitiría evacuar la generación de proyectos eólicos de la Patagonia, aunque al ser una iniciativa exploratoria aún no hay certezas técnicas de que se pueda alcanzar esa mejora.
Según pudo sabes este medio de distintas fuentes del sector, la iniciativa se presentó en una reunión del directorio de Cammesa realizada en el verano. El proyecto permitiría evacuar generación nueva en un Sistema Argentino de Interconexión (SADI) que opera al límite. Las líneas de alta tensión del sistema están saturadas desde hace años y hay nodos en estado crítico por falta de obras de infraestructura eléctrica en el país.
La firma que aportaría la tecnología y los servicios para la prueba piloto es Splight, una empresa con base en Estados Unidos fundada en 2021 por tres argentinos. La compañía desarrolló un software que utiliza datos en tiempo real y algoritmos de inteligencia artificial para mejorar la operación en las redes de transmisión. Splight tiene proyectos en funcionamiento en Estados Unidos y Chile.
La línea
La línea de 132 kV Comodoro Rivadavia – Pico Truncado, donde está la Estación Transformadora N° 1 (ETA1), se encuentra en el área de la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Patagonia (Transpa). Se construyó en 1957, tiene una extensión de 138 kilómetros y utiliza un conductor de cobre. En la actualidad, está totalmente limitada porque tiene cubierta por completo su capacidad de transmisión.
Fue la seleccionada para realizar las pruebas del proyecto por estar en una zona de mucho viento y temperaturas más bajas que en el resto del país, según la presentación del proyecto que se realizó en las oficinas de Cammesa.
Según fuentes que participaron de la presentación, la propuesta consistirá en la instalación de sensores de punta a punta del cableado para que, mediante algoritmos y procesos de inteligencia artificial, se pueda medir los vientos y la disipación del calor en tiempo real. De este modo, bajo ciertas condiciones específicas, el software permitiría ampliar más la capacidad de transporte de energíaque la que está parametrizada originalmente la línea.
La disipación del calor es lo que ayudará a esta tecnología a poder ampliar la capacidad de despacho de energía eléctrica. Es decir, el software permitiría analizar los datos en tiempo real de los vientos y la temperatura. Esta información indicaría que se puede tener más disipación de calor y subir el amperaje o la potencia de transmisión de la línea. Lo mismo a la inversa para reducir la capacidad.
Fuentes del sector advirtieron a EconoJournal que la propuesta deberá contemplar protecciones también inteligentes que permitan bajar y subir la transmisión de manera segura para proteger la línea.
YPF, la petrolera bajo control estatal, inauguró la primera etapa del gasoducto que permitirá abastecer de gas natural a la zona de la meseta de Añelo.
Según precisaron desde la compañía a través de un comunicado, esta instalación habilitará el transporte de alrededor de 100.000 m3 por día, que abastecerán a cuatro barrios donde habitan más de 2.000 personas. También beneficiará al Instituto de Formación de Añelo, la Escuela Técnica Prov N°23, la Escuela Primaria N°368, una extensión del Jardín de Infantes N°52, una sala de salud del Hospital de Añelo y decenas de comercios.
Este viernes, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recorrieron el primer tramo del ducto. También participaron del recorrido el intendente de Añelo, Fernando Banderet; y el vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino.
Impacto
Marín aseguró que “esta obra mejora la calidad de vida de la gente de Añelo. Sin ustedes, nosotros no vamos a lograr el resultado que esperamos, que es convertir Vaca Muerta en un polo exportaror de 30.000 millones de dólares para 2030″.
Banderet, agradeció a YPF por haber «escuchado a la comunidad» y destacó que esta obra mejora la convivencia entre el desarrollo de Vaca Muerta y la comunidad.
A su vez, Figueroa, reconoció a YPF “porque cada vez que planteamos una necesidad podemos tener una solución. Horacio Marín es un amigo de la provincia, así lo sentimos”.
La obra
Los trabajos se realizaron en tres meses. “Esta iniciativa forma parte del aporte que YPF realiza a las comunidades donde opera”, señalaron desde la compañía.
La obra ya fue entregada al gobierno provincial, que está a cargo de la puesta en marcha y la conexión del servicio de gas naturales en los hogares. Esta primera etapa consta de dos instalaciones de reducción de presión y un gasoducto de 2,5 kilómetros de seis pulgadas que las vincula.
La segunda etapa sumará unos 14 kilómetros más de ducto para llegar hasta instalaciones en Tratayén y poder cuadruplicar el suministro a la zona, habilitando el consumo industrial. El proyecto fue realizado por una contratista neuquina y generó más de 200 puestos de trabajo tanto en campo como en los talleres.
The Energy Circle y The Net Zero Circle, por IN-VR, anuncian la próxima edición del Argentina Energy Week Summit & Exhibition 2025, en un momento decisivo para el futuro energético y económico del país. “Tras el reciente acuerdo de 20.000 millones de dólares con el Fondo Monetario Internacional (FMI), el gobierno de Javier Milei ha desmantelado los controles cambiarios, liberado el tipo de cambio y promovido un entorno más abierto a la inversión extranjera. En este nuevo escenario, la energía y la minería se perfilan como los motores clave del crecimiento exportador argentino, según el último informe del propio FMI”, remarcaron desde la organización del evento.
Solo en 2024, la Argentina registró un superávit energético de US$ 6.000 millones, y se proyecta un aporte del sector de hasta 0,5 puntos del PBI anual hacia 2030. “Frente a este contexto, el summit de agosto será el foro clave para analizar si el “modelo Milei” puede sostener —y escalar— la transformación energética de Argentina”, aseguraron.
Ejes
Perspectivas macro y energía: El nuevo acuerdo con el FMI, el fin del “cepo”, y cómo esto impacta en inversiones en infraestructura, upstream, gas y renovables.
Exportaciones y financiamiento: Las proyecciones del FMI, nuevos instrumentos financieros y el papel del RIGI como motor de grandes proyectos.
Minería crítica y transición energética: Avances en litio y cobre, y su rol en el posicionamiento de Argentina en la cadena de valor global.
Gas natural y descarbonización: De Vaca Muerta al mundo: estrategias para combinar gas-to-power, LNG, captura de carbono (CCS) y energías limpias.
Energía limpia y almacenamiento: Cómo escalar la integración de renovables (ya el 15% del mix eléctrico) y qué barreras tecnológicas y regulatorias quedan por superar.
La Argentina en el centro de la conversación energética global
Con inversiones upstream por más de US$ 30.000 millones entre 2022 y 2024, una infraestructura en expansión y una nueva política económica, Argentina está reconfigurando su rol como hub energético del Cono Sur.
Pero los desafíos no son menores: inflación persistente, volatilidad política y la tensión entre ingreso especulativo y planificación estructural podrían amenazar este nuevo ciclo. ¿Podrá el país convertir los dólares en desarrollo sostenible?
Para participar, recibir más información o explorar oportunidades de asociación, comuniquese con luana@in-vr.co o complete este formulario.
La Secretaría de Energía aprobó el certificado de Autorización de Libre Exportación de Gas Natural Licuado (GNL) en favor del consorcio Southern Energy, que encabeza Pan American Energy(PAE) junto con la noruega Golar, lo que conforma el primer permiso que el Estado nacional otorga a un proyecto de estas características y que tendrá un período de vigencia de 30 años. La medida se dará a conocer a través de una resolución que ya está firmada por la titular de la cartera, María Tettamanti, y se publicará en el Boletín Oficial en los próximos días, según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas.
El proyecto que impulsa Southern Energy, al que también se sumaron YPF, Pampa Energía y Harbour Energy, es la primera iniciativa de exportación de GNL en la Argentina, que comenzará a funcionar a mediados de 2027 con la entrada en operación del primer buque licuefactor Hilli Episeyo frente a la costa de la provincia de Río Negro, en el Golfo San Matías. Le terminal flotante tendrá una operación estacional ya que utilizará la capacidad de transporte de gas disponible en el sistema troncal actual durante unos nueves meses al año. A la vez, se prevé la incorporación de un segundo buque, el MKII, con la misma locación marítima.
Números
La solicitud presentada por PAE, cuyo CEO es Marcos Bulgheroni, contempla un volumen máximo de exportación diario de GNL de 385.000 MMBTU o la cantidad máxima anual de 134.400.000 MMBTU, lo que equivale e exportar unos 3.840.000.000 MMBTU. De acuerdo a la presentación de Southern se trata de un proyecto de exportación a largo plazo, con una duración de 30 años, cuya vigencia se extiende desde el 1º de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.
Es la primera vez que se otorga un permiso de exportación en firme por 30 años para abastecer a una terminal de licuefacción de LNG, lo que puede interpretarse como un gesto de confianza tanto para las empresas que deben invertir a largo plazo como para los offtakers (compradores) que puedan contar con una mayor previsibilidad por parte de un proveedor de la Argentina.
Sobre la magnitud del proyecto, semanas atrás el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había destacado que la primera terminal flotante que se dio a conocer públicamente entre todas las iniciativas vigentes, tendrá una capacidad de exportación de 2,45 millones de toneladas anuales (MTPA), y que la incorporación de un segundo barco permitirá sumar un volumen de 3,6 MTPA para llegar a un total de 6 MTPA. Entre ambas unidades se lograría ganar la escala necesaria para una mayor eficiencia y competitividad, pero ya requeriría la construcción de un gasoducto dedicado para unos 20 MMm3 diarios de gas adicionales, en una decisión pendiente de aprobación de las compañías.
Volúmenes
PAE había informado a la Secretaría que, inicialmente, prevé utilizar los excedentes de gas natural y de capacidad de transporte, fundamentalmente durante el período estival, y eventualmente, los excedentes que pudieran producirse en el periodo invernal.
De la misma manera, declaró que la disponibilidad proyectada de gas, sustentada en los planes de inversión, está basada en los Informes de certificación de reservas comprobadas, probables y posibles y de recursos contingentes de hidrocarburos líquidos y gaseosos, oportunamente presentados por los diversos accionistas, es decir PAE, YPF, Pampa y Harbour. Como parte de esa previsión, durante los primeros cinco años la Secretaría de Energía la autorizó a contar con una disponibilidad de 11,72 millones de m3/d de gas de 9300 kcal para exportación.
En noviembre de 2024, PAE comunicó la inscripción del proyecto en el Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI), cuya instalación del primer buque implica desembolsos cercanos a los US$ 2.900 millones en los próximos 10 años. Su puesta en marcha podría dar inicio a una nueva era para la monetización de los recursos gasíferos de Vaca Muerta, posicionando a la Argentina como un nuevo proveedor en un mercado global de GNL.
Normativa
La decisión del Gobierno que se dará a conocer durante la semana próxima se sustenta en la resolución 157 de la Secretaría de Energía, a la que accedió este medio, que si bien aún no está publicada tiene fecha del 15 de abril. La medida aprueba la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos. También se aplica la resolución 145 del 3 de abril pasado que aprobó el Procedimiento para la Exportación de Gas Natural Licuado (GNL). Esta última normativa establece los procedimientos de solicitud, revisión del pedido y otorgamiento de los permisos, asi como las obligaciones del exportador. Ambas disposiciones regulatorias necesarias se derivan de las modificaciones dispuestas por la Ley de Bases a la Ley 24.076, que establece el marco regulatorio del gas natural.
En este caso se destaca la celeridad en el tratamiento y aprobación de la solicitud de exportación de GNL presentada por Southern Energy el 11 de abril de 2025 ante la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, es decir pocos días después de publicado el marco normativo que establece el derecho a exportar todos los volúmenes autorizados en ese carácter en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones.
El nuevo CEO de Glencore en Argentina, Martín Pérez del Solay; y el country manager, Juan Donicelli, se reunieron con el gobernador Raúl Jalil para brindarle el detalle de los avances del proyecto MARA (Minera Agua Rica Alumbrera), uno de los mayores desarrollos de cobre de la Argentina.
En la reunión, Glencore confirmó su compromiso con la búsqueda de un trabajo conjunto entre las partes interesadas para la generación de empleo, desarrollo de proveedores locales y de las comunidades de la zona de influencia.
Allí, el gobernador fue informado sobre los futuros planes vinculados al proyecto, con énfasis en el desarrollo de la próxima campaña, mientras se avanza en la profundización del estudio de factibilidad y el Informe de Impacto Ambiental.
Desarrollo
En el encuentro, Pérez del Solay expresó: “Glencore busca desarrollar proyectos de clase mundial alineados con su propósito de seguir contribuyendo a la construcción de un mundo más evolucionado desde la innovación, las buenas prácticas y el talento local. Trabajamos para generar una incidencia positiva en la economía local y nacional con la convicción de que Argentina puede y debe convertirse en uno de los principales atractivos mineros de la región”.
A su vez, destacó el orgullo de liderar una compañía comprometida con el desarrollo de emprendimientos en el país, focalizados en proyectos de cobre, como lo son MARA en Catamarca y El Pachón en San Juan, claves para la provisión de los productos que hoy el mundo necesita para su desarrollo.
Jalil felicitó a Pérez del Solay por su reciente asunción al frente de la compañía en el país, con la que el gobernador viene trabajando de manera coordinada para el desarrollo de MARA, el proyecto cuprífero que Glencore gestiona desde fines de 2023, y que combina la infraestructura de Mina Alumbrera y el yacimiento Agua Rica.
“El encuentro de las autoridades de Glencore y el gobernador Jalil expone la disposición para dialogar y articular con las autoridades los esfuerzos necesarios para continuar avanzando en un proyecto relevante tanto para la empresa como para la provincia y su comunidad, entendiendo el impulso socioeconómico que genera MARA”, remarcaron desde la compañía.
El proyecto
Proyecto MARA surgió por el proceso de cierre de mina de Bajo la Alumbrera a causa delagotamiento de su vida útil. Frente a este escenario, los responsables de ese proyecto contemplaron la posibilidad de generar una nueva iniciativa integrada y cercana, conectando la planta de procesamiento de Alumbrera con el yacimiento Agua Rica.
Esta integración no requirió de la construcción de una nueva planta ya que está diseñada a partir de la construcción de una cinta transportadora terrestre que conectará los dos puntos y que será la responsable de trasladar el mineral triturado hasta una planta de procesamiento.
En la actualidad, el proyecto se encuentra en la etapa de exploración avanzada en el campo, en desarrollo. El objetivo es realizar estudios geometalúrgicos y geotécnicos. Producirá cobre, molibdeno, oro y plata.
Geopark, una de las principales petroleras independientes de América latina, anunció este jueves el nombramiento de Felipe Bayón como su nuevo CEO y miembro del Directorio. Su nombramiento se produce tras la decisión de Andrés Ocampo de renunciar por motivos personales. Bayón posee un amplio conocimiento de la Argentina y la región dado que fue CEO de Pan American Energy (PAE) durante cinco años entre 2005 y 2010, por lo que posee un conocimiento de actores y dinámicas de la industria local.
Después de salir de BP, una de las cinco petroleras major del planeta, donde desempeñó casi 20 años de su carrera profesional, Bayón lideró Ecopetrol, la petrolera estatal de Colombia. Uno de los ejes que marcó su gestión al frente de esa organización fue la internacionalización de la compañía, mediante su desembarco en Permian, uno de los principales plays no convencionales de EE.UU. Además, impulsó la llegada de Ecopetrol al Presal, el megayacimiento offshore de Brasil, en asociación con Shell.
Fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que su designación podría acelerar la búsqueda de oportunidades regionales por parte de Geopark, que el año pasado cerró una operación de unos US$ 190 millones para asociarse con Phoenix Global Resources en dos áreas en Vaca Muerta. Extrañamente, casi un año después de que se anunciara esa transacción, la gobernación de Neuquén aún no avaló el traspaso accionario dentro de las concesiones.
Felipe Bayón, nuevo CEO de Geopark
Trayectoria
En Ecopetrol, Bayón lideró a 18.000 empleados, supervisó la producción de aproximadamente 700.000 barriles de petróleo por día e ingresos de más de US$ 30.000 millones. Además, entregó resultados récord en materia financiera, operacional y de seguridad. Desarrolló una posición de liderazgo en el sector de transmisión eléctrica de América Latina e inversiones focalizadas en energías renovables, gestión del agua y soluciones climáticas basadas en la naturaleza.
Bayón es un ingeniero mecánico que inició su carrera en 1991 en Shell en operaciones de campo y proyectos, para luego trasladarse a BP compañía en la que trabajó durante 21 años en roles operacionales y de dirección en Colombia, la Argentina, Brasil, Bolivia, EE.UU. y Reino Unido, incluyendo su rol como CEO de PAE, desde 2005 hasta 2010. Además, fue miembro de múltiples directorios en los sectores de energía, servicios públicos, educación y tecnología.
Ante su llegada, desde Geopark precisaron que “Andrés Ocampo ha hecho aportes invaluables a GeoPark durante más de 15 años y contribuyó a impulsar la Compañía desde sus modestos comienzos a su actual posicionamiento reputacional y de liderazgo en la región”.
Ocampo se desempeñó como CEO durante tres años y CFO durante más de ocho años, continuará apoyando a la Compañía y asegurará una transición fluida, según informaron.
Nuevas autoridades
Tras su designación, Bayón expresó: “Estoy emocionado y honrado de unirme al equipo de GeoPark y de tener la oportunidad de liderar su compromiso a largo plazo para ampliar aún más su escala, capacidades, resultados financieros, y trabajar para crear el modelo de la compañía energética independiente internacional exitosa del futuro. Las oportunidades son grandes, el momento es propicio, el respaldo es firme y el equipo está listo para avanzar. Mi agradecimiento al Directorio y al Equipo Ejecutivo de GeoPark por su confianza en mí y su inquebrantable determinación de construir una gran compañía”.
Sylvia Escovar, presidenta del Directorio de GeoPark, aseveró: “En nombre de la Junta Directiva, queremos agradecer a Andrés por su dedicación durante tanto tiempo y su significativa contribución a la Compañía, que nos ha posicionado sólidamente para futuras expansiones”.
Sylvia Escovar, presidenta del Directorio de GeoPark
“La Junta Directiva está complacida de dar la bienvenida a Felipe Bayón a GeoPark. Creemos que será un catalizador para avanzar en las abundantes oportunidades en nuestra región y llevarnos a un crecimiento transformacional. Felipe es un verdadero explorador, operador y consolidador —en línea con la visión fundacional de GeoPark— y está comprometido a llevarnos adelante para alcanzar nuestros objetivos estratégicos a largo plazo y convertir a GeoPark en una compañía más grande, fuerte y exitosa”, aseguró Escovar.
Por último, Ocampo aseguró: “Ha sido un privilegio y una alegría ser parte de la historia de GeoPark durante todos estos años. Como accionista de largo plazo, creo que Felipe es el CEO adecuado para liderarnos hacia el futuro. Dar la bienvenida a un líder tan destacado marca un paso importante hacia adelante en momentos en que entramos en nuestro próximo y poderoso capítulo de crecimiento”.
Puma Pris, la app de Puma Energy, continúa evolucionando y ahora permite realizar pagos de cargas de GNC y en compras en tiendas Super 7 y Shop Express directamente desde el celular. Estas nuevas funcionalidades refuerzan su posicionamiento como una herramienta clave para mejorar la experiencia de los clientes en toda la red de estaciones de servicio.
Con estos nuevos servicios, los usuarios pueden pagar de forma ágil y segura, y además sumar puntos y canjearlos por vouchers de descuento que alcanzan los $18.000. Por cada 1 m³ de GNC, obtienen 1 punto Pris, y por cada $1.200 en compras en tiendas, suman 3 puntos.
Estas mejoras se suman a otros beneficios muy valorados por los usuarios de Puma Pris, como el 10% de descuento todos los miércoles en cargas de Súper, Premium e Ion Diesel, y el 10% de descuento los domingos al abonar a través de la app con la modalidad Dinero en cuenta de Mercado Pago, según precisaron desde la compañía.
Medios de pago
Es importante destacar que Puma Pris permite utilizar distintos medios de pago: tarjetas de débito, crédito, Dinero en Cuenta de Mercado Pago y también efectivo en las estaciones de servicio adheridas.
Desde la empresa remarcaronn que “Con más de 1.5 millones de usuarios en la región, Puma Pris se consolida como una solución tecnológica integral, pensada para brindar comodidad, ahorro y una experiencia a la altura de lo que los clientes se merecen”.
“Puma Pris es un proyecto estratégico clave para la compañía. Nos permite cuidar a nuestros clientes y ofrecerles una experiencia ágil, moderna y a la altura de lo que se merecen”, destacó Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy Argentina.
“La app refleja nuestro compromiso con la innovación y la mejora continua del servicio. Queremos que cada visita a una estación Puma sea una experiencia simple, rápida y beneficiosa para nuestros usuarios”, agregó.
Puma Pris está disponible para descarga gratuita en App Store y Google Play.
Arminera 2025 es la cita ideal para los protagonistas de cada una de las etapas de la cadena de valor de la industria minera. Se presenta como una plataforma de negocios que potencia la inserción de la Argentina en el mundo. En sus pasillos, las empresas exhibirán sus mayores avances y reflejarán la evolución del sector hacia una minería más eficiente y productiva. La exposición tendrá lugar del 20 al 22 de marzo en La Rural.
Convergerán allí nuevas tecnologías y productos novedosos, como los equipos de protección personal de Libus, que presentará su línea de respiradores y cascos, entre otros. También dirán presente compañías como Big Dipper, que mostrará lo último en tecnología robótica: robots cuadrúpedos y humanoides programados para realizar control de perímetros, videovigilancia, salvataje y registro de la seguridad.
Oportunidad
Los participantes coinciden en definir al evento como una iniciativa estratégica para consolidar el crecimiento del rubro. “Es una oportunidad para conectar con actores clave de la industria, explorar nuevas alianzas y compartir nuestro conocimiento técnico”, afirmaron desde IPH, una de las empresas que presentará su línea de soluciones especializadas para el izaje y movimiento de cargas pesadas.
“Estamos enfocados en la mejora continua, en la inversión tecnológica y en la capacitación de nuestro equipo. Queremos ofrecer respuestas a las crecientes demandas del mercado”, agregaron.
La exhibición, organizada por la Cámara Argentina de Empresas Minera (CAEM) y Messe Frankfurt Argentina, otorgará un espacio destacado a las propuestas que abonan al desarrollo de la eficiencia y la sustentabilidad.
Este es el caso de la compañía Inquinat, que acercará distintos productos orientados a optimizar la utilización eficiente del recurso hídrico. Expondrá artículos y servicios tales como la puesta en marcha de plantas de tratamiento de agua para potabilización y consumo. “Mantenemos un compromiso natural con el cuidado del medio ambiente”, sostuvieron desde la empresa.
Siguiendo esta línea, desde CIMC WETRANS, empresa líder en fabricación de contenedores y soluciones modulares, resaltaron la importancia de impulsar una minería “sustentable, segura y alineada con los desafíos ambientales de las provincias argentinas”.
Dentro del mismo rubro, también Modulor anunció la presentación de nuevos productos integrados que buscan optimizar la eficiencia energética, redes, conectividad y recursos para el uso remoto. Una edición con múltiples actividades para estrechar vínculos.
Este año, el evento ofrecerá distintas actividades destinadas a difundir las experiencias de quienes diariamente impulsan el crecimiento de la industria.
“Eventos como el Arminera Summit 2025, la Ronda de Desarrollo de Proveedores Arminera 2025 y la Plaza de Máquinas consolidan a la exposición como el escenario elegido por los principales decisores del rubro”, destacaron desde la organización.
Además, las provincias productoras de minerales estarán presentes en la Mesa del Litio y la Mesa del Cobre, espacios diseñados para fortalecer acuerdos estratégicos y potenciar el desarrollo de estos recursos clave.
Los profesionales, empresarios e interesados en la industria minera que deseen conocer el cronograma de actividades pueden ingresar al siguiente link.
Refinor comunicó el cierre de la destilería que opera en el paraje Campo Durán, a unos 45 kilómetros al norte de la ciudad salteña de Tartagal, debido al declino de la producción de la Cuenca Noroeste por el agotamiento que presentan los campos maduros de la provincia de Salta. Desde la compañía comunicaron que decidieron reconvertir su modelo de negocio con el fin de adaptarse a los desafíos actuales y aprovechar las oportunidades que ofrece la matriz energética de la Argentina.
“Como parte de este proceso, la compañía ha resuelto discontinuar las operaciones de refinación en el Complejo Campo Durán. Esta decisión se toma con responsabilidad, teniendo en cuenta el sostenido declive de la cuenca NOA y su impacto en la disponibilidad de petróleo crudo”, precisaron a través de un comunicado difundido este miércoles. En diálogo con EconoJournal, una fuente interna de la empresa complementó: «La falta de disponibilidad de crudo en los yacimientos del norte tornó desde hace tiempo en antieconómica la actividad de refinación. Lo que estamos haciendo es reorganizar el modelo de negocios de Refinor, priorizando los negocios de gas natural que habilita la reversión del Gasoducto Norte y garantizando el suministro de combustibles a nuestra red de clientes».
¿Qué ocurrirá de ahora en más?
El paquete accionario de Refinor, que comenzó a operar en 1992, pertenece en un 50% a YPF y en un 50% a Integra, el holding que encabeza José Luis Manzano, que en octubre de 2022 desembarcó en la refinadora a través de la subsidiaria Hidrocarburos del Norte. El complejo posee una capacidad de procesamiento de 20,3 millones de metros cúbicos (m3) por día de gas para obtener los subproductos propano, butano y GLP. Sin embargo, hace varios años venía atravesando una situación compleja por la caída de la producción de crudo en el NOA que derivó en que ahora la compañía tome la decisión de discontinuar la operación de la destilería de petróleo.
No obstante, fuentes al tanto del proceso indicaron a EconoJournal que la empresa seguirá asegurando el abastecimiento de combustibles para su red de estaciones de servicio y clientes industriales en la región.
Uno de los proyectos que tiene en carpeta Refinor apunta a revertir el poliducto que conecta Salta con el norte de Córdoba a fin de utilizar esa infraestructura para abastecer a la región con combustibles y reemplazar la logística por camión, mucho más costosa.
Refinor llegó a tener 130 estaciones y en la actualidad, por el declino de la cuenca, cuenta con 76 operativas. El año pasado cerró con un EBITDA (ingresos antes de impuestos) cercano a un millón de dólares, aunque en 2022 y 2023 registró pérdidas importantes en su balance.
Aprovechamiento del gas
La firma tiene proyectos vinculados al aprovechamiento de gas natural en la región a partir de la reversión del Gasoducto Norte. En la actualidad, se encuentra está exportando gas a través del Gasoducto Madrejones hacia Bolivia.
Si bien en los últimos meses existió interés por parte de inversores locales con respaldo internacional para apuntalar financieramente un proyecto de reconversión de la empresa, lo concreto es que hoy no existe ninguna negociación avanzada.
Fuentes privadas aseguraron a este medio que a fines del año pasado hubo una propuesta concreto de un inversor a YPF para potenciar el negocio de Refinor y transformarlo en un hub de exportación de combustibles hacia Bolivia y Paraguay —incluso se llegó a pensar en alguna inversión bajo el paraguas del RIGI—, pero por motivos que se desconocen la iniciativa no prosperó.
Impacto
Desde el Sindicato de Trabajadores de la Industrialización Privada de Petróleo y gas de Salta y Jujuy y la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas privado y BIO declararon estado de alerta y movilización de sus bases. También le exigieron al estado provincial de Salta y al Estado Nacional poner en práctica políticas urgentes para revertir la decisión de la empresa.
A su vez, rechazaron todo pedido de reducción de personal y pidieron dejar abierta una instancia de diálogo constante a fin de evitar una medida de fuerza nacional.
En el comunicado que difundieron desde los gremios detallan que hace menos de 60 días los trabajadores firmaron un acuerdo de suspensión, retiros voluntarios y egresos jubilatorios, con la finalidad de «optimizar los recursos» existentes para adecuarse a esta nueva realidad operativa condicionada por la materia prima disponible.
AbraSilver, la compañía minera controlada por Central Puerto, anunció un nuevo descubrimiento de cobre en el proyecto La Coipita, ubicado en la provincia de San Juan. La minera afirmó que los resultados de la campaña de perforación arrojaron “una intersección significativa de mineralización de cobre de alto grado, lo que representa un nuevo descubrimiento que incluye una zona de enriquecimiento secundario bien desarrollada, dentro de un sistema de pórfido a gran escala”.
Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica de la Argentina, se convirtió en la controlante de la minera AbraSilver en marzo al adquirir la mayoría del paquete accionario. La minera también tiene a cargo el proyecto de oro y plata Diablillos.
En abril del año pasado Central Puerto ingresó al sector minero comprando una parte minoritaria de AbraSilver, una empresa junior de capitales canadienses. Luego, este año amplió su participación para convertirse en la controlante.
Fue la primera inversión en el sector minero de Central Puerto, cuyos principales accionistas son Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany. En diciembre también desembarcó en el negocio del litio al adquirir el 27,5% del proyecto Tres Cruces, ubicado en Catamarca.
Previo al desembarco de Central Puerto, AbraSilver había firmado un joint venture con una de las empresas subsidiarias de la canadiense Teck Resources Limited. El acuerdo fue exclusivamente para explorar y desarrollar el proyecto de cobre, oro y molibdeno La Coipita.
Descubrimiento
En 2024 se realizó la primera campaña de perforación de cinco pozos. Este 2025, AbraSilver está realizando la segunda campaña, que cuenta con la perforación de tres pozos: DDH-LC25-006, 007 y 008, que totalizan 3.523 metros perforados. En el pozo 006 fue donde se realizó el nuevo descubrimiento de cobre.
John Miniotis, presidente y director ejecutivo de AbraSilver, indicó que el nuevo descubrimiento de cobre en La Coipita “se destaca por tener una importante sección de 114 metros con 0,70% de cobre dentro de una sección más amplia de 621 metros con 0,38% de cobre. Estos resultados confirman la presencia de un sistema de pórfido bien desarrollado con gran potencial”.
“Con la perforación financiada y operada íntegramente por Teck, creemos que este descubrimiento representa un gran avance para liberar el valor de este distrito poco explorado, ubicado en una importante franja cuprífera. Esperamos actualizar la información del mercado a medida que se reciban ensayos adicionales y se evalúe con más detalle el potencial general del proyecto”, agregó.
Por su parte, el vicepresidente de Exploración de Teck, Stuart McCracken, remarcó que “nos alientan estos primeros resultados de perforación del proyecto La Coipita. A medida que buscamos avanzar en la exploración, Teck está fortaleciendo su presencia en la región y seguimos enfocándonos en fortalecer las relaciones con las comunidades y proveedores locales, incluyendo aquellos en Calingasta y San Juan y sus alrededores”.
La Coipita
El proyecto está ubicado a una altitud de entre 3.500 y 4.500 metros sobre el nivel del mar. Consta de más de 70.000 hectáreas en la parte occidental del departamento de Calingasta, en San Juan. La Coipita se encuentra dentro del cinturón epitermal de pórfido del Mioceno de la Argentina y Chile.
Las áreas objetivo tienen características geofísicas, geológicas y geoquímicas coincidentes que son consistentes con intrusiones de tipo pórfido mineralizado de cobre y oro, ya sea debajo de sistemas de alta sulfuración o en áreas estructuralmente elevadas, según informaron desde AbraSilver.
Vista Energy, el segundo mayor productor de petróleo no convencional de la Argentina, reportó hoy los resultados financieros y operativos del primer trimestre de 2025. De los números presentados, se desprende que la firma que preside Miguel Galuccio registró un aumento del 47% en su producción total de hidrocarburos con respecto al mismo período del año pasado. De esta forma, alcanzó los 80.913 barriles por día (boe/d).
Los ingresos totales del primer trimestre de este año ascendieron a US$ 438,5 millones, un 38% por encima del mismo período de 2024.
Desde la firma precisaron que estos números estuvieron impulsados principalmente por el crecimiento en la producción de petróleo. Esto es así porque la compañía produjo 69.623 bbl/d, lo que significó un aumento del 47% año contra año. Los ingresos netos de ventas de petróleo a precios de paridad de exportación, combinando mercados internacionales y domésticos, fueron US$ 365,1 millones.
En los primeros tres meses del año, el precio promedio realizado de petróleo fue US$ 68.6 por barril, lo que marcó una disminución del 2% en comparación con el mismo periodo de 2024, explicado principalmente por menores precios internacionales, y un aumento del 2% en comparación con el precio promedio realizado del petróleo en el cuarto trimestre de 2024.
A su vez, el precio realizado de gas natural para el primer trimestre de este año fue de US$ 2,5 por millón de btu, una disminución del 11% año a año, debido a menores volúmenes de exportación vendidos a un precio de US$ 5,6 por millón de btu en los primeros tres meses de 2025, comparado con un precio promedio de exportación de US$ 6,9 por millón de btu en el mismo periodo del año anterior.
Inversiones
Durante el primer trimestre de 2025, las inversiones alcanzaron un total de US$ 268,5 millones. La firma invirtió US$ 204,5 millones en perforación, completación y reintervención de pozos en Vaca Muerta; US$ 49 millones en instalaciones de superficie yUS$ 15 millones en estudios de G&G – exploraciones geológicas y geofísicas -, proyectos de IT (Tecnologías de la Información) y otras inversiones.
Exportaciones e ingresos
Los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas alcanzaron los 222.3 millones de dólares, equivalentes al 53% del total. A su vez, el EBITDA ajustado fue de 275,4 millones de dólares, lo que representó un incremento interanual del 25%, impulsado principalmente por el crecimiento de la producción.
El lifting cost en el primer trimestre del año fue de 4.7 dólares por barril equivalente de petróleo, sin variaciones respecto al trimestre anterior y la ganancia neta en el periodo fue de 82.8 millones de dólares, frente a los 78.7 millones registrados en el mismo período de 2024, indicaron desde la empresa.
Adquisición
Además de los resultados, en el informe presentado por la compañía se destacó la adquisición de la participación accionaria de Petronas en La Amarga Chica, una de las áreas estratégicas del principal hub de shale oil de Vaca Muerta. Un bloque que le permitirá crecer estratégicamente en Vaca Muerta convirtiéndose en la mayor petrolera independiente del país.
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.
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:
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Jaime Barba, presidente de Adigas
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.
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”.
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.
Pese a la reversión del Gasoducto Norte, los picos de demanda de gas natural que tendrán las provincias del noroeste en el invierno no podrán ser totalmente cubiertos por la producción de Vaca Muerta. Las distribuidoras deberán contar también con un mix de Gas Natural Licuado importado de Chile y de combustibles líquidos que el gobierno aún no definió.
Voceros de las distribuidoras y transportistas que operan en la región coincidieron ante EconoJournal en que el pico de consumo en el invierno puede superar levemente los 22 MMm3/d en las provincias del noroeste. La Cuenca del Noroeste viene aportando apenas 2,5 MMm3/d y el Gasoducto del Norte sólo está en condiciones de suministrar 15 MMm3/d, según la capacidad disponible que tiene desde la inauguración hace un año.
Por entonces se esperaba que para este invierno estuvieran operativas las obras de reversión de las cuatro plantas compresoras de Ferreyra y Dean Funes en la provincia de Córdoba, Lavalle en Santiago del Estero y Lumbreras en Salta, ubicadas sobre la traza del ducto operado por TGN. La disponibilidad de esos equipos permitirá llevar a 19 MMm3/d la capacidad de transporte, pero esa potencia comenzará a estar disponible recién en junio o julio.
Desde la empresa contratista se expresó respecto a las compresoras que se está siguiendo el cronograma inicial y ajustando el mismo a definiciones y requerimientos de detalles de ingeniería que van surgiendo del intercambio en conjunto con ENARSA, y de ellos con TGN.
En el sector se destaca que el gap no es tan grave si se habilita la importación de al menos 1 MMm3 desde la planta regasificadora de Mejillones al norte de Chile, a través del Gasoducto Norandino que ingresa a la altura de la provincia de Salta, además del aporte de líquidos para las centrales de generación y eventualmente la importación de electricidad de la región. Pero todo esto está a la espera de la decisión de la Secretaría de Energía, explicaron.
Revisión de la tarifa de transporte pendiente
El tema alcanza a las distribuidoras Gasnor que abarca las provincias de Jujuy, Salta, Tucumán y Santiago del Estero; Ecogas en Catamarca, La Rioja y Córdoba; y en menor medida a Litoral gas en Santa Fe. Las mismas también tienen pendiente una revisión contractual por el abastecimiento de gas con cuadros tarifarios que reflejan un sentido norte a sur y con un mix de transporte que no parte de la Cuenca Noroeste o de Bolivia, sino que casi en su totalidad proviene de Neuquén con unos 15 MMm3/día aproximados.
Mientras también se aguarda la resolución que establezca los alcances de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que deberá comenzar a regir a partir del 1 de mayo con un sendero de actualización en las facturas, las distribuidoras plantean otra agenda. Allí se suma la reconfiguración del sistema de transporte a la luz de las nuevas obras de infraestructura, el traslado de los nuevos costos a tarifas reconociendo la distancia de la Cuenca Neuquina de origen de la mayor parte del gas, y la necesidad de que la capacidad del Gasoducto Perito Moreno sea asignada parcialmente a las distribuidoras de gas, no en exclusividad a Cammesa.
En junio de 2023, la Secretaría de Energía aprobó el contrato entre Enarsa y Cammesa para la capacidad de transporte en firme del Gasoducto Néstor Kirchner por un período de 35 años con tarifa dolarizada. El volumen contratado en condición firme resultó de 11 MMm3/día para el tramo entre Tratayén-Salliqueló, más un adicional de 10 MMm3/d para el mismo. A la distancia, aquella decision es considerada por algunos actores como un error ya que no permite la flexibilidad de ofrecer una asignacion de largo plazo a las distribuidoras del norte para atender la demanda prioritaria y cuando no sea necesario derivar a Cammesa.
Este punto, para una de las fuentes, puede resultar clave ya que la revisión del contrato que adjudica toda la capacidad de 21 MMm3/d con obras de compresión concluidas, permitiría a las distribuidoras contar con un adicional que sería importante para enfrentar de mejor manera la demanda sin tener que recurrir a gas o líquidos de importación, con el ahorro de divisas que significaría.
Plan para exportar
Pero sobre la mesa se vuelca con mirada de mediano y largo plazo una obra clave que podrá cambiar la situación no sólo para el abastecimiento de las provincias del NOA sino para dar a los productores de Vaca Muerta mayor disponibilidad de volúmenes durante todo el año para las exportaciones regionales por ductos. En particular se piensa en aprovechar el negocio que ofrecen los clientes industriales de Brasil, tal como acaban de concretar TotalEnergies y Tecpetrol con las inaugurales exportaciones interrumpibles por el sistema de gasoductos de Bolivia.
Se trata de la ampliación del Gasoducto Centro Oeste, que opera TGN, que viene trabjando al tope de su capacidad con un trazado que comienza en el yacimiento de Loma La Lata, en Neuquén, y recorre 1.121 kilómetros para llegar a la planta compresora San Jerónimo, en Santa Fe. En el medio se realizó la conexión con el Gasoducto del Norte a través de un nuevo ducto de 122 kilómetros, al sur de la provincia de Córdoba, que conecta las plantas de La Carlota y la de Tío Pujio.
Por el veto a la obra pública que ejerce la actual gestión de Gobierno, se trata de una iniciativa de exclusivo riesgo y financimiento privado, que se asegura está plenamente justificado en que aportará una solución definitiva al abastecimiento actual y el crecimiento futuro de la demanda de las provincias del NOA por unos 10 MMm3/d y permitirá a las operadoras disponer de otro tanto para destinar de inmediato a la exportación, incluso con contratos en firme durante todo el año.
Incluso se asegura que el Gasoducto del Norte aunque logre incrementar este año a 19 MMm3 su capacidad y luego a 23 MMm3 con el resto de las reversiones de las compresoras, el cuello de botella en la evacuación de la producción de Vaca Muerta seguirá topeando la posibilidad de llevar volúmenes incrementales importantes. Incluso la iniciativa privada propuesta por TGS al gobierno y que aún no se licitó, permitirá reemplazar mucho líquido y GNL en la zona del Área Metropolitana Buenos Aires pero no subir gas al Gasoducto Norte, explicó una de las fuentes.
Se asegura que hay un consenso generalizado en la importancia de realizar la ampliación de transporte a La Carlota, y la industria está estudiándo la convenciencia técnica de hacerlo ampliando el existente o diseñando un nuevo ducto en una diagonal ya difundida en el sector. Esta última alternativa daría una capacidad inicial de 20 MMm3/d sin plantas compresoras que se irían sumando a medida que la demanda local y regional lo justifique.
El NOA es testigo así del hito registrado en el último trimestre de 2024 cuando al Argentina importó la última molécula desde Bolivia para inaugurar la nueva etapa exportadora, pero para lo cual necesita seguir adecuando su infraestructura. El memorandum bilateral con Brasil para la exportación del gas natural de Vaca Muerta ratifica ese cambio de paradigma que permitirá al país convertirse en el nuevo hub de la región.
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.
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”.
El gobernador Torres anunció un acuerdo de productividad que aún estaría en un estado embrionario.
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.
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.
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.
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.
Rolando García Valverde, Líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la CIQyP®
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.
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 EconoJournalen 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.
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.
Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG
—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.
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.
Marina Dal Poggetto, directora ejecutiva de la consultora EcoGo
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.
Flavia Royon, ex secretaria de Energía
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.
Director de la consultora Paspartú, Juan José Carbajales
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.
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.
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.
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.
Alexander Silveira junto al presidente Lula da Silva.
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.
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.
La empresa Shell Argentina finalizó las tareas de prospección sismica en dos áreas de la Cuenca Argentina Norte identificadas como CAN107 y CAN109, luego de 120 días de operación del buque PXGEO 2, las que les habían sido adjudicados en 2019 junto a su socio QatarEnergy. Shell también está presente en la Cuenca Norte en el bloque CAN 100, en el cual es socia de YPF y Equinor, esta última la operadora a cargo que hace un año completó la perforación del pozo Argerich, el cual arrojó resultados negativos en cuanto a la presencia de hidrocarburos.
Fuentes de la compañía angloholandesa informaron que el buque explorador cumplió su tarea sin inconvenientes y ya se retiró de la zona delimitada en el Mar Argentino, cuyo punto de adquisición sísmica más cercano se encontraba a 213 kilómetros de distancia de la ciudad de Mar del Plata. Se estima que todas las tareas tuvieron un costo cercano a los US$ 100 millones.
A partir de ahora comienza una etapa de al menos de tres a seis meses -aunque puede extenderse a un año-, en la cual se realizará el análisis detallado de los datos recogidos en la prospección y que, a la larga, aportarán a tomar la decisión de avanzar en una nueva instancia exploratoria que incluya al menos la perforación de un pozo.
Fase inicial
Con esta actividad, Shell cumplió con los compromisos de la fase inicial de la exploración, y en el caso de querer renovar la licencia a partir del resultado del análisis de la información que da los indicios necesarios sobre si un área es prospectiva y si hay chances de que un petróleo o gas estén acumulados y en qué parte exactamente.
La empresa, en ese caso, tendrá que planificar y proponer a la Secretaría de Energía un nuevo plan de trabajo y se planea un pozo para confirmar de manera directa la presencia de hidrocarburos. Se estima que en el Mar Argentino se han perforado más de 400 pozos hasta la fecha. Si se logra determinar con certeza si la zona contiene gas o petróleo, se perfora en pozos de evaluación y finalmente se diseñan y construyen plataformas petrolíferas y oleoductos para extraer y transportar el hidrocarburo, lo que podrían demandar los próximos cinco años en condiciones normales.
La actividad sísmica es un ejemplo de un método indirecto utilizado tempranamente en la exploración de un área para visualizar las estructuras del subsuelo. Este estudio se realiza en conjunto con otros estudios indirectos, como entender la geología de la superficie y métodos potenciales, como la gravimetría y la magnetometría.
Para esta tarea, el puerto marplatense fue la terminal utilizada como base desde la cual se dio apoyo a las operaciones, y mientras el buque sísmico se mantuvo aguas adentro los últimos cuatro meses trabajando las 24 horas, otro navío logístico de menor porte fue el encargado de asistirlo cada seis semanas promedio para abastecer de combustible, comida e insumos. Otro buque escolta fue el encargado de que las operaciones y la navegación del buque sísmico sean seguras, operando en cercanía y en constante comunicación con otros navíos que estén en la zona operativa para que no haya interferencias ni riesgos.
Sísmica
El PXGEO 2 llevó a bordo 6 observadores marinos y también operadores de monitoreo acústico pasivo, que es personal externo a Shell y que fueron capacitados en la Argentina. Ellos son los expertos que monitorearon los animales marinos que entran dentro del área operativa, especialmente los mamíferos, y los responsables de parar la operación en caso de ser necesario.
Esta nave está equipada con las fuentes acústicas, remolca los hidrófonos, que son los cables de muestreo de aproximadamente 8 kilómetros de largo, y también recolecta los datos geofísicos. Su navegación se diseñó de tal manera que el buque sísmico no adquiera datos ni maniobre dentro de la zona común de pesca entre la Argentina y Uruguay.
En 2018, el Gobierno argentino a través del decreto 872 lanzó una licitación pública internacional para explorar hidrocarburos en el mar, a través de 38 bloques que sumaban 225.000 kilómetros cuadrados las cuencas Argentina Norte, Austral y Malvinas Oeste. En 2019, se adjudicaron 18 áreas a 13 empresas, entre ellas YPF, Equinor, Tecpetrol, Qatar Petroleum, ExxonMobil, Total, Pluspetrol, Wintershall, British Petroleum, Shell, Tullow, Mitsui y ENI.
La expectativa es que la Cuenca Norte sea el espejo de los yacimientos que están en plena exploración -con resultados inicialmente auspiciosos- frente a las costas de Namibia, en África. Allí operan empresas como Shell, Qatar y Total, también presentes en aguas profundas de la Argentina.
Oscar Scarpari, CEO de Techint Ingenieria y Construccion, habló sobre la necesidad de encontrar socios en la parte tecnológica relacionada con la construcción de proyectos de exportación de gas natural licuado. La empresa constructora del Grupo Techint viene trabajando en un potencial proyecto de GNL en México y está atenta a oportunidades en la Argentina, el resto de Latinoamérica e inclusive Estados Unidos.
«En el caso del GNL nuestro nivel de conocimiento hoy puede ser menor al mundo. Seguramente es un área donde vamos a trabajar con partners, donde tenemos un set de capacidades y nos tenemos que complementar con especialistas«, explicó Scarpari en una entrevista a EconoJournal durante el CERAWeek 2025. El ejecutivo también señaló que Techint podría ingresar en un proyecto de cobre antes del 2030.
Oscar Scarpari.
–¿Cómo ve a Argentina posicionada de cara a la posible exportación de GNL?
-El tema del GNL va a ser parte de la agenda de las próximas décadas, sin dudas. Eso para la Argentina es una buena noticia. Obviamente al país le va a costar alcanzar escala en GNL porque las inversiones son grandes. Pero me parece que los primeros pasitos van a acontecer antes del final de la década, que vamos a tener el título de exportador de GNL de baja escala. Me parece que algunos de los proyectos son proyectos no tan grandes y que después empiezan a destrabar cosas.
—En función de esta realidad tan cambiante a nivel internacional, con la resurrección de los aranceles, la guerra en Ucrania, una transición energética donde conviven distintas tecnologías, ¿cómo se diseña la estrategia desde una constructora que es líder en la Argentina y tiene presencia en la región?
–Nuestro desafío de siempre es ver qué es lo que nos falta incorporar. Me parece que nuestro set de capacidades está bastante bien alineado con lo que hace falta. No solo en construcción, sino en ingeniería. Por nuestra historia lógicamente tenemos zonas de más conocimiento y zonas donde tenemos menos conocimiento. En el caso del GNL nuestro nivel de conocimiento hoy puede ser menor al mundo. Seguramente es un área donde vamos a trabajar con partners, donde tenemos un set de capacidades y nos tenemos que complementar con especialistas. Por ejemplo, lo que llamamos la caja fría, en donde se reduce la temperatura del gas de forma dramática, probablemente ahí vamos a necesitar de compañías que trabajen con nosotros en algunos temas. Me parece que será mucho case by case, porque depende mucho del tamaño de la planta y de alguna preferencia muchas veces tecnológica que puede tener el desarrollador. Después, dentro del mundo del GNL, todo lo que es la capacidad de compresión, muchas de las capacidades que requiere una planta ya las tenemos.
—¿Esto lo piensan mirando la agenda argentina o pensando que Estados Unidos está levantando las restricciones a la autorización de nuevos proyectos de exportación?
–Venimos trabajando en un proyecto de GNL en México. Cotizamos un proyecto de GNL hace aproximadamente 5 años, que finalmente no lo capturamos. Pero durante toda esa etapa de oferta trabajamos con un partner. Después con Mexico Pacific venimos trabajando hace casi 3 años. Venía este último tiempo en slow motion por el cambio de la administración en Estados Unidos ,porque tiene que dar los permisos de exportación. Obviamente también en México, porque el proyecto está en México. Habiendo ocurrido los cambios de administración en los dos países, lo que estamos esperando es alguna definición, si el proyecto va adelante y en qué formato, pero es algo que nosotros venimos trabajando ya hace varios años y es parte de la agenda. Puede ser Argentina, puede ser México.
—¿No se ven jugando en el mercado estadounidense?
–Como mercado siempre es interesante pero más difícil. Las oportunidades son infinitas. Tal vez podamos tener algún rol secundario en algún proyecto haciendo ingeniería. No con los roles típicos nuestros de liderar un proyecto. La planta de Bay City la construyó Techint pero con un esquema de coordinación. En Estados Unidos lideran Bechtel y otras compañías, no vamos a competir con ellas, que han instalado el mayor porcentaje mundial del GNL, pero podemos intentar colaborar con ellos.
—¿Hay algo en el deployment del proyecto Vaca Muerta Sur que le preocupe fundamentalmente?
–Desde el punto de vista técnico no. Me parece que es muy similar a lo que hemos hecho en los últimos años. Desde el punto de vista de la relación con la provincia me parece que este es un proyecto tan importante para el país que todos los actores nos vamos a poner de acuerdo para que salga. No digo que no me preocupe, pero estoy seguro que entre todos lo vamos a resolver de forma satisfactoria.
—Uno de los denominadores comunes que se vio en el CERAWeek es la problemática del aumento de costos. En la Argentina con el tema cambiario siempre es un problema pero a nivel global se discute que los proyectos están más caros. ¿Como se gestiona esa realidad?
–Es algo que nos preocupa y me parece que los anuncios que hemos escuchado de que Estados Unidos quiere potenciar su infraestructura energética traccionada por una decisión estratégica o también por una necesidad de incrementar la oferta de energía para todo lo que son los data centers y la inteligencia artificial, pondrá un estrés en toda la cadena de supply chain, no solamente en costo sino en plazo. Nos tiene que preocupar y la industria nuestra debería poder encontrar soluciones a través de la productividad y de la modularización. Con la productividad yo siempre digo que tiene un conflicto sano con el pedido de lo que todos queremos, que es desarrollar proveedores y recursos locales. La curva de aprendizaje siempre la paga el primer proyecto y eso siempre es un punto de tensión.
—La minería es otro sector que puede ser estratégico para la Argentina. ¿Tienen la expectativa de ingresar en algún proyecto de cobre?
–Sigo pensando que antes del 2032 podemos tener un proyecto de cobre en producción, quizás dos años antes que eso. Quizás podría ser un proyecto pequeño o uno de los grandes.
Conectando Vaca Muerta, el evento anual de networking clave para la industria de Oil & Gas, se prepara para su edición estableciendo otro récord: superaron los 200 inscriptos faltando más de 10 días para su inicio. “A desarrollarse en el parque industrial privado Distrito Industrial Río Neuquén, la cuarta edición de Conectando Vaca Muerta se posiciona nuevamente como el encuentro de relacionamiento por excelencia de la industria, convocando a empresas y empresarios no solo de Neuquén y alrededores, sino también del resto del país”, destacaron desde la organización.
Lucas Albanesi, gerente comercial de Gran Valle Negocios -organizadora del evento junto a Distrito Industrial Río Neuquén y TSB-, destacó la importancia de esta cuarta edición: “Conectando Vaca Muerta se ha consolidado como un evento único y fundamental para el sector. Este año, el interés y la respuesta de las empresas de la región, de compañías de todo índole y tamaño, confirman que estamos frente a otro éxito absoluto, esperado y celebrado por toda la industria.”
La jornada
Una de las grandes novedades de esta edición es la implementación de una aplicación exclusiva para potenciar el networking entre los participantes. Albanesi explicó su funcionamiento: “Hemos desarrollado una APP a través de la cual los interesados se postulan para una reunión con las operadoras. Una vez inscripto, el participante se descarga la aplicación, ingresa y puede chequear qué otras empresas están anotadas, buscar coincidencias y agendar reuniones de manera ágil y efectiva, ¡antes de que empiece el evento!”.
El interés por participar en Conectando Vaca Muerta 2025 no se limita al ámbito empresarial. “Estamos muy contentos de ver el gran interés de periodistas y medios de comunicación por cubrir el evento y participar activamente de esta experiencia”, agregó Albanesi. “Esto demuestra la relevancia que ha adquirido Conectando Vaca Muerta como plataforma de referencia para la industria y su impacto en el desarrollo de la región”.
La iniciativa
Conectando Vaca Muerta nació con una idea simple pero poderosa: crear un espacio genuino de relacionamiento y gestación de negocios. Un lugar donde los diferentes actores del ámbito industrial de Vaca Muerta puedan generar contactos valiosos, explorar nuevas oportunidades y fortalecer los lazos que los unen en pos de objetivos y necesidades comerciales comunes.
Esta edición se centra aún más en generar vínculos activos y reales oportunidades de negocios. Conectando Vaca Muerta reúne a empresarios de diversos sectores de Vaca Muerta, propiciando un ambiente de networking dinámico y efectivo.
Conectando Vaca Muerta 2025 contará con cuatro dinámicas principales:
Speed Networking 1-1: Encuentros cara a cara de 15 minutos con responsables de empresas de diversos rubros, agendados previamente a través de la plataforma exclusiva del evento.
Ronda de Negocios: Un espacio para intercambiar puntos de vista sobre temáticas puntuales y generar contactos estratégicos para abrir nuevas oportunidades comerciales.
Workshops Exclusivos: Charlas informativas sobre tendencias e información de la industria del Oil & Gas, a cargo de referentes del mercado.
Reuniones con grandes compradores
La oportunidad de conectar comercialmente de manera directa con referentes de grandes empresas de la industria. Conectando Vaca Muerta ofrece en 2025, a través de la plataforma o aplicación, la posibilidad de solicitar reuniones con empresas denominadas “Grandes Compradores”, las cuales se harán efectivas luego de la aprobación de las compañías en cuestión.
Sponsors
Más allá de las empresas y empresarios y periodistas que ya aseguraron su asistencia mediante inscripción, la edición 2025 de Conectando Vaca Muerta vuelve a contar un importante número de empresas que pugnan por estar presentes en calidad de sponsors:
+Nuevo Sur
+FEPCO
+Max Capital
+Banco Comafi
+BPN
+TAO Paneles
+La Casa del Instalador
+KEISER Group
+Sancor Seguros
+DINA Limpieza
+Estudio Muguerza
+Box Rental
+JV
+Sancor Salud
+Depósito Fiscal y Aduanero de Neuquén
+AFV Avales (RICSA)
+Telespazio
+CENOVA
+SAMPE
+CIMC
+DACTO SA
+Consultores de Empresas
+Proshale
+RDA Mobility
Ubicación
Conectando Vaca Muerta 2025 se llevará a cabo en Distrito Industrial Río Neuquén, el parque industrial privado ubicado en el kilómetro 3,5 de la Ruta Provincial 51, a mitad de camino entre Neuquén y Añelo.
Vista, el segundo productor de petróleo no convencional de la Argentina, adquirió por unos US$ 1340 millones la participación accionaria de Petronas en La Amarga Chica, una de las áreas estratégicas del principal hub de shale oil de Vaca Muerta, según pudo confirmar EconoJournal. La compañía creada por Miguel Galuccio, que lleva invertidos más de US$ 6.000 millones en la Argentina desde el inicio de sus operaciones en 2018, se asoció, de ese modo, con YPF, propietaria del 50% restante y operadora del bloque.
La adquisición les permite crecer estratégicamente en Vaca Muerta convirtiéndose en la mayor petrolera independiente del país. Vista venía produciendo hasta el momento unos 80.000 barriles diarios (bbl/d) y suma ahora un 50% de los 80.000 bbl/d que produce La Amarga Chica. De este modo, alcanzará una producción total de 120.000 barriles diarios, convirtiéndose en el mayor productor independiente de petróleo, sólo por detrás de YPF.
La Amarga Chica es el segundo campo de shale oil de Vaca Muerta en términos de producción, con unos 80.000 barriles equivalentes de petróleo diarios. Está ubicada estratégicamente entre Aguada Federal y Bajada del Palo Oeste, dos áreas operadas por Vista con las que existe la posibilidad de concretar sinergia en aspectos clave del negocio. Además, el área cuenta con infraestructura de tratamiento por 160.000 barriles diarios (bbl/d) de crudo, lo que le aporta un valor adicional.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista.
Para poner en blanco sobre negro el tamaño de la operación, basta decir que La Amarga Chica registró el año pasado un EBITDA (ganancias antes de impuestos) de US$ 670 millones y posee 247 pozos de petróleo en producción. Además, tiene otros 400 pozos ya delineados a perforar.
La ingeniería financiera
Con la adquisición de La Amarga Chica, Vista incrementa su producción de petróleo en alrededor de un 50%. Se espera que sus reservas probadas se incrementen en la misma magnitud. La empresa pagó US$ 900 millones en efectivo a Petronas y transfirió a la petrolera malaya 7.297.507 acciones, que equivalen a otros US$ 300 millones si se toma en cuenta el valor de la cotización de Vista en la actualidad.
A su vez, Vista desembolsará otros US$ 300 millones en dos pagos que se completarán en 2029 y 2030. En términos nominales la venta se cerró por US$ 1500 millones, pero en valor presente la cifra se reduce a US$ 1340 millones.
El área energética del gobierno de Javier Milei está terminando de ajustar la letra chica del pliego licitatorio para reprivatizar el complejo hidroeléctrico del Comahue, que está integrado por cinco represas ubicadas en la cuenca de los ríos Limay y Neuquén en las provincia homónima y en Río Negro. Se trata de Piedra del Águila, El Chocón y Arroyito (que conforman un tándem), Alicurá, y Planicie Banderitas. En conjunto, las centrales aportan 4.107 megawatt (MW) de potencia, un 13% del parque de generación total de la Argentina.
El lanzamiento oficial del proceso licitatorio —que iba a presentarse la semana pasada— se dilató hasta fines de abril en parte porque las gobernaciones de las dos provincias patagónicas solicitaron un poco más de tiempo para interiorizarse de los pormenores del concurso, según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto de la iniciativa. Si bien las provincias reclamaban desde hace al menos dos años su derecho histórico para conservar parte del negocio hidroeléctrico del Comahue, el Estado nacional licitará el 100% del paquete accionario de las centrales.
Una imagen áerea de El Chocón, una de las represas que reprivatizará el gobierno.
El trazo grueso de la compulsa ya está definido. Se avanzará con un esquema de re-concesión en manos privadas por un plazo de 30 años, aunque el modelo de negocios que se diseñó posee rasgos particulares que obedecen a las necesidades contextuales del gobierno y también se explican por las condiciones de posibilidad que ofrece el funcionamiento actual del mercado eléctrico argentino.
Pragmatismo
¿Cuáles son los aspectos más salientes del esquema de negocios elegido? En primer lugar, el pliego establecerá que las empresas que se adjudiquen la titularidad de las centrales hidroeléctricas estarán obligadas a vender, durante los primeros dos años, la gran mayoría de la energía generada a distribuidoras que se encarguen de cubrir la demanda prioritaria (residencial) de electricidad.
Según las fuentes consultadas por este medio, se estipulará que, durante los primeros dos años de la nueva concesión, que se extenderá hasta 2055, los privados tendrán que comercializar cerca de un 95% de la energía producida en las represas con el mercado regulado domiciliario. La licitación contempla, a su vez, que esa energía tendrá un precio diferencial que estará fijado por la Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti. Oscilaría entre los 15 y 20 dólares por MW por hora (MWh), es decir, por debajo de la mitad del costo real —monómico, en la jerga eléctrica— del sistema de generación, que en el primer trimestre de 2025 se ubicó en los 68 dólares.
El 5% restante que no esté obligatoriamente direccionado hacia las distribuidoras podrá comercializarse a precio libre en el Mercado a Término (MAT), aunque la creación y puesta en marcha de ese mercado recién está prevista para el último cuatrimestre del año. El pliego prevé que el porcentaje que los nuevos concesionarios puedan contractualizar libremente en el MAT aumentará en el tiempo: la cuota de ‘libre comercialización’ podría ampliarse un 10% adicional cada 12 o 24 meses.
Precio diferencial
La elección de un valor de 15/20 US$/MWh no es antojadiza: es la remuneración que en promedio recibieron las generadoras que despachan esas centrales a lo largo de 2024. El dinero que reciben está calculado bajo el paraguas de un esquema de costo-plus desde 2013: el Estado monitorea los costos de operación y mantenimiento (O&M) de las compañías y les autorizada una rentabilidad moderada.
La pregunta que se desprende, en función de eso, es: ¿por qué el gobierno eligió reprivatizar las represas del Comahue fijando un precio de la energía muy inferior que el del mercado, atentando, de ese modo, contra el nivel de las propuestas económicas de los privados para quedarse con los activos? La respuesta tiene una naturaleza pragmática: estableciendo un precio bajo para la energía producido en las represas, el gobierno busca evitar un encarecimiento del costo medio de la electricidad que lo pondría frente a la disyuntiva de a) aumentar las tarifas residenciales de energía para cubrir esos costos crecientes o, en caso de no querer hacerlo, b) solventar una masa más alta de subsidios al sector eléctrico.
“Permitir que los nuevos concesionarios puedan vender la energía a un precio de mercado (por caso, a 68 US$/MWh y no a 15 dólares) hubiese implicado que el costo monómico del sistema se encarezca cerca de un 30/35%, obligando al gobierno a aumentar más las tarifas o a ceder en las metas fiscales”, aceptó un alto directivo del sector.
Recaudación
¿Qué consecuencia directa tiene haber optado por reprivatizar con un modelo de negocios que evita una escalada del costo de la energía en la Argentina? En primer lugar, que el Estado recaudará menos fondos de lo que podría haber recibido por parte de los privados si permitía una libre comercialización de la energía.
Múltiples fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que por la privatización de las cinco represas del Comahue que el Tesoro podría recibir ofertas que en total sumen entre 400 y 700 millones de dólares. La Agencia de Transformación de Empresas Públicas, que dirige Diego Chaher, que reporta políticamente al asesor presidencial Santiago Caputo, contrató a una consultora que para valuar económicamente el negocio que se licitará en las próximas semanas. Los resultados —que fijarán el precio de referencia de los activos que se incluirá en el pliego— se conocerán en los próximos días.
“Por la incertidumbre que existe a cómo funcionará la reforma del mercado eléctrico, es muy complejo estimar los ingresos futuros que podrá tener cada central. Es clave saber a qué precio se va a poder comercializar el porcentaje de la energía que no vaya para la demanda prioritaria de electricidad. Pero aún no sabemos cómo se va a determinar ese número. Sabemos que los primeros años, el negocio será de precios bajos, pero a medida que pase el tiempo puede convertirse en en un negocio interesante», indicó el gerente general de una empresa generadora que se apresta a participar de la iniciativa.
Se espera una licitación competitiva porque, como resultado del modelo de negocios que diseñó el gobierno, el ticket de entrada a los activos no será alto. Se descuenta que los actuales concesionarios —Central Puerto (Piedra del Águila), Alicurá (AES), Chocón-Arroyito (Enel) y Planicia Banderitas (Aconcagua Energía Generación)— participarán del proceso. A esa lista podrían sumársele otros jugadores del mercado eléctrico como Pampa, Genneia, MSU Energy e YPF Luz, entre otros, y no habría que descartar que algunas compañía petrolera que apuntale su estrategia de negocios en la transición energética —como por ejemplo la francesa TotalEnergies— evalúe participar de la compulsa.
«El pliego va a permitir que cada empresa se adjudique dos centrales. Con una inversión relativamente baja una empresa podría quedarse con más de 2000 MW de potencia», concluyó otro alto directivo que ambiciona con quedarse con uno de los activos hidroeléctricos.
Paraguay podría ver limitado su crecimiento económico y sufrir cortes frecuentes de luz si no se construyen centrales termoeléctricas a gas natural antes de 2030. La advertencia surge de un reporte publicado esta semana por la Unión Industrial del Paraguay (UIP). El diagnóstico también es compartido por la cartera energética del gobierno de Santiago Peña, que impulsa la construcción de un gasoducto que conecte a la Argentina, Paraguay y Brasil. También están bajo análisis otros posibles ductos dedicados a generación eléctrica con gas argentino, indicaron desde la cartera energética ante una consulta de EconoJournal.
El Centro de Estudios Económicos de la Unión Industrial del Paraguay (UIP) publicó un informe sobre el panorama de la generación y demanda eléctricas. La UIP resaltó que la demanda de potencia y el consumo de elecricidad en el país en los últimos años superaron los pronósticos de la Administración Nacional de Energía Eléctrica (ANDE) debido al fuerte crecimiento de la economía.
La ANDE había proyectado para el período 2019-2030 un escenario medio de moderado crecimiento industrial de 5,3% del PBI por año. Sobre esa proyección, se estimó un crecimiento de la demanda máxima de potencia eléctrica de 6,6% anual y de 6,8% anual en la demanda de electricidad.
Sin embargo, las proyecciones fueron superadas. Por ejemplo, el año pasado el consumo de electricidad fue de 26.143 GWh, superando la previsión de 24.725 GWh. La demanda máxima de potencia también superó la prevista.
Hacia adelante, la UIP advirtió que la demanda eléctrica será mayor que la oferta disponible, desencadenando un escenario crítico de escasez eléctrica entre 2030 y 2035. Si esto sucediese, se estima que Paraguay perdería alrededor de un 60% de su potencial de crecimiento económico. «Si no se toman decisiones urgentes, nos encaminamos hacia una situación donde la energía será el principal cuello de botella del desarrollo nacional», advirtió en el reporte.
Generación a gas natural
Frente a ese escenario de déficit eléctrico, la entidad gremial industrial paraguaya subrayó que la opción más factible de corto plazo es la generación termoeléctrica con gas natural importado por gasoductos. Consultado por EconoJournal, el viceministro de Minas y Energía del Paraguay, Mauricio Bejarano, coincidió con la lectura de la UIP.
«De tener en los últimos 20 años aproximadamente un crecimiento promedio en la demanda eléctrica del 7% anual, el pasado año se disparó al 20%. Con el deseo de seguir creciendo macroeconómicamente y microeconómicamente de la manera que viene haciendo Paraguay y con un plan más ambicioso aún, realmente las provisiones o la falta de generación va a hacer que tengamos que recurrir a las térmicas para poder acompañar este crecimiento«, dijo Bejarano.
Por ese motivo, Paraguay empuja la construcción de un gasoducto para importar gas de Vaca Muerta y también exportarlo al Brasil. «La idea principal que tenemos con el gasoducto bioceánico es la introducción de moléculas para convertirlas en electricidad. Esa es una prioridad y, por otro lado, hay otros posibles ductos que pueden venir para generación térmica«, dijo el viceministro.
«Existe la posibilidad de cruzar el río y conectar con el GNEA (gasoducto del Noreste), en Formosa. Eso podría tener un impacto rápido, de bajo costo, y que podría ya estar convirtiéndose las moléculas en electrones y proveniendo sobre todo a partir de 2029 en las puntas nocturnas», se explayó el titular de la cartera energética.
La generación a gas también es vista como el complemento indispensable para la generación fotovoltaica. «Deseamos acompañar a la alternativa que vamos a ir poniendo, especialmente la solar fotovoltaica. Otro incentivo que tenemos con el gasoducto bioceánico es que la exploración de nuestro gas natural se incentive a partir de la apertura de un mercado como el brasilero», concluyó Bejarano.
Los subsidios energéticos estaban estimados para este año en unos US$ 4433 millones, apenas un 0,7% del PBI, según el último dato difundido por Economía & Energía. Sin embargo, ese pronóstico contemplaba un tipo de cambio oficial de 1175 pesos para diciembre. La devaluación que vino de la mano de la salida del cepo dejó viejo ese número. Lo que debe definir el gobierno ahora es quién pagará la cuenta adicional, si el Estado con más subsidios o los usuarios con mayores aumentos de tarifas.
El informe de Economía & Energía anticipó que, si el tipo de cambio a fin de año fuera un 10% superior a los 1175 pesos proyectados para diciembre en el escenario base, los subsidios deberían incrementarse US$ 233 millones llegando entonces a US$ 4666 millones, siempre y cuando el gobierno decidiera no introducir modificaciones en la política tarifaria.
Con la salida del cepo, ese 10% adicional del tipo de cambio por sobre el escenario base podría alcanzarse en este mismo mes de abril, pues el dólar ya cotiza en torno a los 1230 pesos. Eso hace suponer que en el año la divisa estadounidense quedará bastante por encima de los 1175 pesos del escenario base que había sido trazado en línea con el Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM) del Banco Central.
Quien paga la cuenta
El precio del gas en boca de pozo está dolarizado. Por lo tanto, el productor petrolero trasladará de modo automático la suba del 10% que registró el dólar oficial. Si el gobierno autoriza que ese precio vaya a la tarifa, tendría un impacto cercano al 5% porque la incidencia final del precio del gas en la factura final está en torno al 50%, antes de impuestos.
Eso es sin contar la recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) que perciben las distribuidoras y el Valor Agregado de Transporte. Durante los últimos meses, esos dos componentes regulados se han venido ajustando en línea con la inflación y el gobierno trabaja en la elaboración de un índice para que ese ajuste también sea automático. Ese índice va a contemplar el Índice de Precios al Consumidor (IPC) y el Índice de Precios Mayoristas (IPIM), aunque todavía no está claro que ponderación recibirá cada uno de esos dos componentes.
Si finalmente avanza con la puesta en marcha de ese índice, en junio los segmentos de transporte y distribución se verían ajustados por la variación que haya registrado el índice en abril, ya que se actualiza con dos meses de retraso. En ese mes se sentiría el impacto de la suba del dólar, fundamentalmente del IPIM.
Además, el gobierno tenía previsto otorgarles a transportistas y distribuidoras un incremento adicional surgido de la Revisión Quinquenal Tarifaria que, según dejaron trascender, en el caso de los hogares no superaría el 10% en la boleta final por sobre la suba de precios promedio prevista para este año. Según adelantó EconoJournal, ese porcentaje se prorratearía de modo mensual a partir de mayo y durante los próximos 12 meses.
La combinación entre la suba del precio del gas en boca de pozo, el ajuste de los márgenes de distribución en base a IPC e IPIM y la recomposición prevista en la RQT deja planteado un escenario complejo porque ese aumento tarifario impactaría fuerte en los hogares, justo en la recta final de la campaña electoral.
El presidente Javier Milei y el ministro de Economía Luis Caputo son los que deberán decidir si ese esquema se aplica tal como está previsto o si el Estado el que absorbe el costo con más subsidios, al menos hasta las elecciones del 26 de octubre. Luego de esa fecha todo hace suponer que serán los usuarios los que absorban el costo, pues el acuerdo con el FMI contempla entre sus puntos principales el recorte de los subsidios energéticos, fundamentalmente para los sectores medios.
El Grupo Aconcagua Energía obtuvo la certificación trinorma de su Sistema Integrado de Gestión. Durante 2024, las empresas del grupo energético argentino fueron auditadas y certificadas bajo los estándares de la Organización Internacional de Normalización (ISO). Este proceso fue llevado a cabo por dos prestigiosos organismos de certificación, el Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM) y Bureau Veritas.
En este marco, las empresas: Petrolera Aconcagua Energía (PAESA), Aconcagua Energía Generación (AEGSA) y la Central Térmica Alto Valle (CTAV) recibieron sus certificaciones por IRAM en: Gestión de la Calidad (ISO 9001:2015), la Gestión Ambiental (ISO 14001:2015) y la Gestión de Seguridad y Salud en el Trabajo (ISO 45001:2018). Además, Aconcagua Energía Servicios (AENSSA) revalidó su certificación Trinorma obtenida en 2023, tras una nueva auditoría realizada por la certificadora.
El Complejo Hidroeléctrico Cerros Colorados (CCC) mantuvo su certificación en Gestión Ambiental (ISO 10001:2015) después de una exhaustiva evaluación llevada a cabo por el Bureau Veritas.
Certificaciones
“El proceso de obtención de estas certificaciones fue un desafío riguroso que involucró a equipos multidisciplinarios de todas las empresas certificadas”, detallaron desde la empresa.
Este proceso abarcó desde diagnósticos internos, capacitaciones, implementación de mejoras y hasta auditorías externas que permitieron ir atravesando un proceso de mejora continua. Fue un esfuerzo colaborativo y transversal que demostró el compromiso y la dedicación de todos los involucrados en la búsqueda de la excelencia.
María Trabucco, gerente de Procesos y Calidad del Grupo Aconcagua Energía, indicó: “Estas certificaciones reflejan el compromiso de cada uno de los miembros de nuestro equipo y el modelo de excelencia operacional que buscamos tener, así como nuestra cultura; son una prueba de nuestra dedicación al trabajo bien hecho, a la mejora continua y a la sostenibilidad. Gracias a ellas, logramos tener procesos más organizados, eficientes y alineados con los desafíos en constante evolución de nuestra industria».
“El compromiso de Aconcagua Energía con la calidad, lo ambiental y la seguridad y salud en el trabajo se refleja en cada paso de este proceso de certificación. Es un orgullo para el IRAM acompañar a organizaciones que apuestan por la mejora continua como motor de desarrollo y confianza”, señaló Georgina Bertoia, gerente de Sistemas de Gestión de IRAM.
Transferencia de conocimiento hacia las pymes
“Tras dos años consecutivos participando del proceso de auditorías con resultados muy positivos, Aconcagua Energía ahora también contribuirá a que otras empresas pymes de las regiones donde opera puedan también transitar el mismo camino de excelencia operacional”, remarcaron desde el grupo.
En este sentido, desde la empresa señalaron que parte de su compromiso con el desarrollo local estará puesto en ayudar a que otras empresas del sector puedan también obtener su certificación, y así elevar sus propios estándares. Para ello el equipo de Calidad y Procesos estará participando de espacios en los que compartirá su experiencia y, a su vez, ayudar a las empresas a comprender cuál es el camino para alcanzar este objetivo.
“Desde su fundación en 2015, Aconcagua Energía mantuvo una política activa de mejora continua e innovación en todos sus procesos. Estos logros han contribuido a reforzar la confianza de clientes, proveedores y comunidades, posicionando al Grupo como un líder en la industria energética argentina”, concluyeron.
Arminera, la Exposición Internacional de Minería Argentina, organizada por la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) y Messe Frankfurt Argentina, ya se perfila como una edición récord, con más de 300 expositores, 20.000 m2 de superficie y la participación de las 12 provincias productoras de recursos minerales. La jornada se llevará a cabo el 20, 21 y 22 de mayo en el predio ferial de La Rural y participarán 15 delegaciones extranjeras.
“Sin duda es un gran momento para la minería en Argentina, lo cual abre una ventana de oportunidades, pero sumamente desafiante considerando un escenario mundial complejo, dinámico y volátil donde aparecen a diario otras opciones de inversiones”, mencionó el equipo de ABB, quienes estarán presentes en Arminera 2025 con sus soluciones de automatización, entre ellas su línea de convertidores de frecuencia de baja y media tensión, que se adaptan a las necesidades y terminales de operador. “Las inversiones en tecnologías sostenibles están en aumento y forman parte del gran desafío para alcanzar mayor eficiencia, reducción de costos y menor impacto ambiental”, indicaron.
Actividades
Arminera 2025 contará con una serie de novedades y actividades orientadas al futuro del sector minero, ofreciendo a las empresas la oportunidad de mostrar sus soluciones, proyectos y expectativas. Este es el caso de Johnson Screens, quienes aprovecharán la ocasión para mostrar innovaciones en captación y gestión de agua dentro del sector.
“Este año, nuestra empresa tiene grandes expectativas de crecimiento y consolidación en el mercado, con un fuerte enfoque en innovación, sostenibilidad y expansión comercial. Participar en Arminera es clave ya que nos permite fortalecer nuestra presencia en el sector minero, conectar con clientes estratégicos y presentar nuestras soluciones a un público especializado”, indicaron desde la compañía.
Entre las novedades que se podrán encontrar en el evento, se destacan soluciones y servicios a medida como las que presentará en su stand voestalpine High Performance Argentina, con la utilización de tecnología de impresión 3D con polvos metalúrgicos de aleaciones especiales. Además, aceros para herramientas de aleaciones especiales, aceros de construcción mecánica, consumibles para soldadura y rieles y sus accesorios de fijación. “Invertimos en nueva tecnología para el correcto corte, mecanizado y tratamiento térmico al vacío con nitrógeno de aceros”, señalaron desde la compañía.
“Nuestro objetivo es darnos a conocer como proveedores de confianza, con experiencia internacional en el segmento de minería”, agregaron. En la misma línea, desde ZONDA resaltaron que sus expectativas son realizar nuevas inversiones para reforzar tecnológicamente los rubros a los que quieren llegar. En el evento exhibirán indumentaria de abrigo y de seguridad para zonas de climas extremos, para grandes y pequeños emprendimientos.
Los profesionales, empresarios e interesados en la industria minera que deseen visitar la exposición pueden acreditarse de manera online y sin cargo en el siguiente link.
YPF y la empresa ENI firmaron este lunes un Memorando de Entendimiento (MOU) para estudiar la participación de la empresa italiana en el desarrollo del proyecto Argentina GNL, iniciativa que abarca la producción, el transporte, licuefacción y exportación de gas de Vaca Muerta.
En particular, la fase del proyecto contemplada en el MOU “se refiere al desarrollo de las instalaciones upstream, de transporte y de licuefacción de gas mediante dos unidades flotantes de GNL (Gas Natural Licuado)”.
Las unidades a las que se refiere el MOU son de 6 millones de toneladas anuales (MTPA) cada una. Es decir, la firma del acuerdo que realizaron el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y CEO de ENI, Claudio Descalzi, es por un total de 12 MTPA.
ENI es una empresa energética global con sede en Italia. Opera en más de 60 países y, a través de sus distintas filiales, está presente en toda la cadena de valor energética.
«Nos complace enormemente firmar este acuerdo con ENI, que nos permitirá acelerar el cronograma del proyecto Argentina LNG. Vemos un gran interés a nivel mundial, tanto de grandes empresas productoras como de países interesados en adquirir gas de Vaca Muerta», indicó Horacio Marín en un comunicado difundido por YPF.
“La elección de ENI por parte de YPF como socio estratégico refleja la experiencia específica y distintiva que hemos desarrollado en proyectos de GNL en Congo y Mozambique, y el reconocimiento de nuestro liderazgo global en la ejecución de proyectos que utilizan esta tecnología”, afirmó Claudio Descalzi.
YPF lidera el proyecto Argentina LNG, que busca monetizar los recursos de gas de Vaca Muerta y “convertir al país en un exportador energético confiable a nivel mundial”, remarca el comunicado. El objetivo de YPF con el proyecto Argentina GNL es alcanzar los US$ 30.000 millones en exportaciones para 2030.
“En el contexto mundial actual, el GNL se posiciona como una fuente vital de suministro energético confiable”, añade. Se estima que la demanda de GNL representa más de un tercio del comercio mundial de gas natural y se prevé que se duplique para 2050, informó la compañía dirigida por Marín.
Pan American Energy(PAE) anunció este lunes que reconvirtió el área de Cerro Dragón en una concesión no convencional de hidrocarburos tras verificar la existencia de shale gas dentro de la formación D-129, una de las formaciones de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca del Golfo San Jorge. La compañía comprobó que estos recursos se encuentran accesibles con la tecnología actualmente disponible en la región. A su vez, la empresa aclaró que continuará con la actividad convencional que desarrolla desde hace casi 70 años en la provincia del Chubut.
“Desde hace 70 años invertimos en forma sostenida en el Golfo San Jorge y nuestro trabajo permitió convertir a Cerro Dragón en la mayor área productora de hidrocarburos convencionales del país. Hoy somos los primeros en explorar la cuenca con objetivo shale y estamos confiados en poder desarrollarlo”, aseguró Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, quien además agradeció al gobernador de Chubut, Ignacio Torres, por su predisposición para trabajar junto a los equipos técnicos en la reconversión del área, que “permitirá contrarrestar su declino y abrir un nuevo horizonte de inversión en el Golfo San Jorge”.
Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, e Ignacio ‘Nacho’ Torres, gobernador de Chubut.
PAE comprobó la existencia de shale gas mediante la interpretación de sísmica 3D, el análisis de los datos de pozos preexistentes y la perforación de un pozo, que en conjunto verificaron la presencia de intervalos de entre 70 y 150 metros de espesor en áreas ubicadas a menos de 3.500 metros de profundidad dentro de la formación D-129.
Adicionalmente, el pozo perforado confirmó el pronóstico del tipo de hidrocarburo esperado (gas húmedo) y que el intervalo objetivo se encuentra en un nivel de sobrepresión favorable para la productividad en yacimientos no convencionales.
Mayor plazo
En base al resultado de los estudios geológicos obtenidos, PAE ejerció el derecho otorgado por la Ley Federal de Hidrocarburos 17.319 y el Decreto Nacional N° 1057/24 (artículos 27 bis y 30 respectivamente) y solicitó a la provincia del Chubut la reconversión de la concesión de Cerro Dragón, que expira en 2047, en una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH), la cual fue autorizada por decreto provincial por un plazo de 35 años. Dado el largo plazo requerido para el desarrollo no convencional y por aplicación del artículo 35 de la Ley 17.319, en orden a la magnitud de la inversión, se adicionan 10 años al plazo indicado, por lo que la titularidad de la operadora controlada por Bridas, BP y CNOCC se extenderá en los hechos hasta 2070.
PAE fundamentó la solicitud de reconversión en la ejecución de un plan piloto con objetivo no convención al que incluye la perforación de 5 pozos de hasta 3.500 metros de profundidad en su eje vertical y de hasta 3.000 metros en su eje horizontal. El primero de ellos ya fue perforado con 1.500 metros de rama lateral y 25 etapas de fractura espaciadas cada 60 metros comprobándose la viabilidad operativa y la existencia de shale gas. “PAE implementará técnicas de recuperación terciaria en más de 50 pozos, comprometiendo una inversión cercana a los 250 millones de dólares”, remarcó la compañía.
Ingresos
La provincia del Chubut percibirá ingresos de alrededor de 90 millones de dólares durante los próximos 5 años por la reconversión de la concesión. El desarrollo del área sumará mayores ingresos a la provincia por las regalías asociadas a la nueva producción no convencional y por la mayor actividad en la cuenca.
Durante el período de vigencia de la concesión no convencional, PAE desarrollará un programa de becas para la formación de ingenieros en petróleo, geofísicos y geólogos; priorizará la contratación de proveedores locales; y sostendrá un programa de garantías de préstamos para emprendimientos de pymes en la provincia del Chubut.
“Es un hito histórico que abre la puerta a una nueva etapa en la provincia. Tenemos una cuenca con pozos maduros que exigen una mayor productividad y eficiencia para su desarrollo. La verificación de PAE sobre la existencia de shale gas abre una nueva oportunidad productiva para todos los chubutenses y se suma a otras fuentes de energía que vamos a desarrollar”, aseguró el gobernador de Chubut Ignacio Torres.
La Cámara Argentina de la Energía (CADE), entidad conformada por ejecutivos de empresas líderes en energía, respaldó el acuerdo alcanzado por el gobierno de Javier Milei con el Fondo Monetario Internacional (FMI).
“El levantamiento del cepo y las medidas complementaria adoptadas contribuyen a fortalecer el contexto de estabilidad macroeconómica y el estímulo para las inversiones”, expresaron desde la Cámara a través de un comunicado difundido este sábado luego de que el gobierno diera a conocer que llegó a un acuerdo para aplicar un nuevo programa de Servicio Ampliado (SAF) por US$ 20.000 millones.
Desarrollo
A su vez, desde la entidad que está integrada por representantes y CEOs de compañías de todos los segmentos del sector energético, destacaron que, en representación del sector energético, uno de los segmentos generadores de desarrollo económico y social en todo el país y vector clave para el aporte de divisas, consideran “que es de vital importancia establecer todas las medidas necesarias que favorezcan el fortalecimiento de las reservas en un marco de superávit fiscal”.
Por último, desde la CADE remarcaron: “En esta etapa de contexto internacional dinámico y desafiante, reiteramos nuestra satisfacción por los anuncios realizados”.
Por último, aseguraron que las medidas adoptadas “van en línea de fortalecer un marco de previsibilidad indispensable para favorecer las inversiones del sector energético”.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presentó este viernes en Nueva York el plan de inversiones de la petrolera para el período 2025-2029 en el marco del Investor Day celebrado en Wall Street ante accionistas, tal como cubrió este medio directamente desde la capital financiera norteamericana. En diálogo con EconoJournal, el ejecutivo de la petrolera bajo control estatal, aseguró: “Vaca Muerta para YPF significa progreso, eficiencia, orgullo de contribuir al país, trabajar en forma colaborativa con la industria, desarrollo, ejecutivo».
En una entrevista con la enviada especial Laura Hevia, Marín también se refirió al entorno complejo que derivó en la caída registrada en todas las bolsas del mundo por la aplicación de aranceles por parte del presidente de EE.UU., Donald Trump, que a su vez provocó una fluctuación en el precio del crudo, y sostuvo que «YPF hoy es una compañía resiliente a un barril a US$ 45. Es una empresa hiper rentable”. En esa misma línea, planteó: “Yo no me vuelvo loco con el precio de la acción hoy. Las crisis son grandes oportunidades».
El ejecutivo de YPF se mostró optimista frente a los vaivenes del escenario internacional y reflexionó: En las crisis lo que no hay que tomar decisiones apresuradas. YPF tiene más de 10.000 pozos para perforar en Vaca Muerta. La inversión es gigante, nos tenemos que concentrar en lo más rentable”.
“YPF no va a internacionalizarse porque tiene mucha inversión para ser Argentina y debe ser el motor para el crecimiento para lograr el objetivo de exportar 30.000 millones a partir de 2031”, sostuvo.
Marín expresó su sensación de orgullo al exhibir el programa de la compañía ante los inversores en Estados Unidos. “Al mostrar todos los números la gente puede ver realmente la fortaleza del programa de YPF en el largo plazo. Estoy contento de poder hacer esto. Ahora viene la parte linda para la compañía que es ejecutar todo este plan. Todos estos números los tenemos sustentados en resultados de un año. Ya sabemos cómo tenemos que incrementar la producción, las ganancias. Estamos orgullosos de los empleados de YPF que nos están ayudando a hacer este cambio”, aseguró.
Rentabilidad
Con el objetivo de mostrar la compañía y atraer inversiones, el CEO de YPF detalló que la meta es que la compañía sea rentable a nivel internacional “para que desde 2030 en adelante sigue siendo la insignia más grande de la Argentina. Va a tener 2,5 veces más de EBITDA de lo que tiene hoy. Es un crecimiento extraordinario. Es una compañía que va a facturar 30.000 millones de dólares o más”.
Por último, expresó: “Yo no sé si va a haber un conglomerado en la Argentina que sea más grande que YPF hablando internacionalmente, inclusive. YPF es la argentinidad al palo. La adrenalina que se tiene en YPF no se puede lograr en otro lado nunca. Te lo hace sentir la gente”.
Superior y Calfrac, dos empresas de servicios especiales de la industria petrolera, tal como se conoce en la jerga a las prestadoras de servicios de mayor complejidad tecnológica, dejaron entrever esta semana que cerrarían sus bases de operación en Chubut. Se sumarían así a una lista de compañías de renombre dentro del negocio hidrocarburífero como Halliburton y Weatherford, entre otras, que en los últimos seis meses levantaron su operación en la cuenca del Golfo San Jorge, que se extiende desde el norte de Santa Cruz hasta las adyacencias de Comodoro Rivadavia.
La salida de YPF —que ya se desprendió de cuatro bloques en Chubut y la semana pasada anunció que tiene todo encaminado para revertir sus concesiones petroleras en Santa Cruz a Fomicruz, la empresa provincial— y la reestructuración de la estrategia de otras grandes petroleras —como Tecpetrol, que está cerca de trasferir el área El Tordillo— pone a la cuenca frente a la necesidad de reconvertirse para forjar un futuro que desde hace más de 100 años está en gran medida vinculado al desarrollo de los hidrocarburos.
Manantiales Berh, el único yacimiento maduro que sigue operando YPF en Chubut.
Un objetivo prioritario, en esa clave, es intentar defender la continuidad del entorno de empresas de servicios que son las que concentran tecnología, herramientas y know howpara poder explotar los campos maduros del Golfo San Jorge. Comodoro Rivadavia edificó a lo largo de décadas un diverso ecosistema con decenas de proveedores —tanto locales como internacionales— instalados fuera de la circunvalación de la ciudad. Ese entramada es un activo y un capital que la región no debería perder sin realizar al menos un control de daños para contener todo lo que se pueda el efecto de la diáspora.
Entorno productivo
“A veces se cree que el desarrollo de una cuenca petrolera depende únicamente de las operadoras y eso es parcialmente cierto porque, en realidad, depende también de la calidad y de las prestaciones tecnológicas que ofrezcan las empresas de servicios presentes en el lugar”, indicó a EconoJournal un alto ejecutivo de una petrolera que sigue con preocupación la salida de empresas de servicios de Chubut y Santa Cruz.
Si la apuesta es que compañías de menor tamaño —como Pecom, Capsa, Crown Point, Roch, Patagonia Energy, Clear e Ingeniería Alpa, entre otras— tomen en los próximos años el lugar que están dejando las grandes petroleras que históricamente desarrollaron la cuenca, una condición necesaria para que eso ocurra es que exista un entorno de proveedores competitivos que puedan aportar equipos de torre y garantizar la oferta de servicios especiales para que los costos de perforación de pozos se mantengan dentro de los parámetros de mercado.
Incluso si en el futuro el Golfo San Jorge aspira a deriskear la producción no convencional de hidrocarburos en la cuenca —como se ilusionan en la gobernación que encabeza Ignacio ‘Nacho’ Torres, que podría hacer un anuncio en esa dirección en las próximas horas—, la presencia de compañías que puedan completar y fracturar hidráulicamente formaciones de roca generadoras es un requisito básico. Sin ese ecosistema competitivo de servicios, los costos de explotación se dispararán.
¿Concentración en pocas manos?
De ahí la preocupación que impera hoy en algunos referentes políticos de la región y en algunas empresas de servicios regionales. La inquietud extendida en varias fuentes relevadas por este medio es que la salida de las principales empresas internacionales de servicios habilite —como efecto no deseado— un proceso de concentración en nuevas empresas localesque con el guiño de la política se queden con contratos con las operadoras que hoy están en manos de proveedores que históricamente apostaron por el crecimiento de la cuenca.
De concretarse, un proceso de concentración de esas características en manos de pocos jugadores terminaría con la atomización y diversidad del entorno de servicios petroleros que siempre fue una fortaleza de Comodoro Rivadavia.
Menos de trabajo
En lo cuantitativo, la descomposición del complejo productivo del Golfo San Jorge se expresa en números que impactan: en Santa Cruz, la salida de YPF ya motivó la desvinculación de manera directa e indirecta de unos 3000 operarios. En total, sumando también a otras compañías, en la provincia se perdieron unos 4000 empleados en los últimos seis meses. En Chubut, la reducción del personal petrolero aún está en fases de definición, pero se estima que entre los que ya se perdieron y los que se perderán en los próximos dos o tres meses se discontinuarán más de 2000 puestos de trabajo.
Empresas de equipos de torre como DLS y San Antonio Internacional (SAI) están en plena negociación con empresas operadoras para instrumentar acuerdos de salida por unos 700 operarios. “La caída de la actividad en campos maduros es una realidad y hay que aceptarla. Lo importante hoy es realizar un control de daños para evitar que las empresas de servicios del Golfo migren en estampida hacia Vaca Muerta o directamente cierren sus operaciones y liquiden sus activos”, expresó el dueño de una compañía proveedora.
NUEVA YORK (enviada especial).- El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presentó este viernes en Nueva York el plan de inversiones para el período 2025-2029 durante el ‘Investor Day‘ con el objetivo de consolidar su transformación en una compañía líder en la producción no convencional de hidrocarburos.
Marín junto al directorio de YPF llegaron esta mañana al Stock Exchange of New York que ya lucía en su fachada la imagen de Vaca Muerta junto a las banderas de YPF, Argentina, EE.UU. y la leyenda “Delivering the full potencial of Vaca Muerta”.
En una de las sala de exposiciones frente a 90 inversores y analistas financieros el presidente de la compañía inició la presentación destacando el trabajo del equipo de YPF para lograr una transformación que le permitió mejorar su eficiencia y competitividad: “Vamos a ser una petrolera puramente shale con el foco puesto en la eficiencia. La persona que invierte dinero necesita ganar dinero y la industria está trabajando en eso, con el foco puesto en 2030”, aseguró.
Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, en Wall Street.
Guerra comercial
En medio de un contexto que tiene a Wall Street en el blanco de las miradas tras la caída registrada en todas las bolsas del mundo por la aplicación de aranceles por parte del presidente de EE.UU., Donald Trump, Marín intentó minimizar los impactos de la actual crisis financiera que también tuvo coletazos en el Brent: “Cuando tenés más de 60 años, vivís la incertidumbre varias veces en la vida”, relativizó. En este sentido, afirmó que Vaca Muerta es competitiva con un barril de 45 dólares.
Aseguró a los inversores que que la Argentina es competitiva al igual que las formaciones de shale de EE.UU. gracias a sus mismas características geológicas y afirmó que YPF podrá generar 10.000 millones de dólares en exportaciones para 2030, pero que para eso la compañía transformará su negocio para convertirse en una empresa “100% shale”.
YPF anunció que para 2030 proyectan producir 820.000 barriles de petróleo diarios y 174 milllones de metros cúbicos día, alcanzando así los 2,085 millones de barriles equivalentes de petróleo por día (kboe/d).
Marín detalló que YPF produjo el año pasado 257.000 barriles diarios de petróleo de los cuales 48% es producción shale. En el caso del gas la producción fue de 37,4 millones de metros cúbicos diarios, siendo el 55% shale. La compañía es el mayor operador de Vaca Muerta al concentrar el 55% de la producción de petróleo y el 23% de la de gas.
Fuerte volatilidad
En el contexto de la fuerte volatilidad del precio del crudo generada por la guerra arancelaria que inició EE.UU., el ejecutivo insistió con que “pusimos a esta compañía en una situación que podemos desarrollar Vaca Muerta en un precio de 45 dólares por barril. YPF será una empresa que estará entre las 10 mejores de no convencional en 2030 de todo el mundo”, sostuvo.
“Se que todos ustedes están preocupados hoy con la crisis mundial, con lo que podría pasar con YPF, pero les digo que con todo el trabajo que hicimos en YPF pusimos a este hermoso país en un momento en el que podemos desarrollar toda Vaca Muerta”, insistió.
El titular de YPF también puso el foco en cómo fueron bajando los costos de producción en los últimos años. De hecho, detalló que entre 2016 y 2024 los costos de desarrollo de un pozo de petróleo retrocedieron 41% y el costo asociado con la extracción desde el subsuelo a la superficie (lifting cost) un 60%.
Además, resaltó que el precio de la acción de la compañía se triplicó a lo largo de 2024, en un contexto en el que también la inflación argentina se redujo del 25,5% al 2,4% mensual, mientras que el riesgo país descendió del los 2.500 puntos a los 980. En la misma clave, aseguró que el EBITDA ajustado de la petrolera, estimado en 2024 en los 4.700 millones de dólares, podría alcanzar entre 5.200 y 5.500 millones de dólares para este año, tomando como precio de referencia un barril a 70 dólares. Este viernes cotizaba sobre los 63 dólares.
La apuesta por el GNL
Luego, el CEO de YPF hizo un resumen del ‘Plan 4×4’ que lanzó la compañía a principios del año pasado que está cimentado sobre la focalización en Vaca Muerta, el segmento más rentable del negocio petrolero, y la salida de campos convencionales. “Esto permitirá que muchas empresas pequeñas tengan un lugar, allí donde YPF ya no puede poner el foco, los campos maduros”, aseguró.
Además de incrementar la eficiencia en el upstream y el downstream, el plan de la compañía también contempla desarrollar la exportación de gas natural licuado a través del proyecto Argentina LNG 1, 2 y 3.
Marín brindó detalles acerca del Argentina LNG 3, el proyecto que contempla producir 12 millones de toneladas anuales (MTPA) para 2028/29, y anunció que la semana que viene dará a conocer el nombre de una super major que se asociará con YPF para llevar adelante la iniciativa. Asimismo, señaló que esta etapa también buscará tener entre sus participantes a las petroleras argentinas.
“El día que esté la planta de GNL será mi último día de trabajo. No voy a tener vacaciones hasta ese día. Este es el mundo por el que trabajo 24/7 y no hay otra cosa en la que piense. Hasta cuando me baño pienso en YPF”, graficó. “Poner el foco en eficiencia es difícil para ser mejores que EE.UU., pero tenemos la roca. Tenemos la mejor roca para el LNG, por eso somos competitivos”.
Al final de su presentación, Marín se emocionó al momento de agradecerle al presidente Javier Milei por la oportunidad que le brindó al permitirle conducir la petrolera de bandera: “Gracias por pedirme que solamente genere valor para la compañía. Le quiero agradecer personalmente porque eso no suele ocurrir. Es la tercera vez que me llaman de YPF y siempre me había bajado la política. Eso se lo quiero agradecer personalmente porque es muy difícil que te dejen trabajar libremente en esta querida y amable compañía”, concluyó.
Las industrias deberán comenzar a pagar a partir de mayo un 30% más por la electricidad que consuman en hora pico, según confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales. La medida alcanzará a los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDIs), aquellos con una demanda mayor o igual a 300 kW.
Grandes usuarios consultados por EconoJournal advirtieron que el encarecimiento de la energía impactará en sus costos y señalaron que la mejor forma de implementar el esquema es hacerlo gradual para que en el próximo invierno no haya un salto grande en el precio del kilovatio.
La Secretaría de Energía tiene avanzada la medida y la implementaría mediante una resolución que se publicaría este mes. La idea del gobierno es que esté vigente en mayo, cuando Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), establezca la programación estacional para el invierno.
En la actualidad, los grandes usuarios pagan el costo promedio de la energía, sin importar la hora del día en la que la consumen. Con el nuevo esquema, el kilovatio por hora para los grandes usuarios, que pueden ser desde grandes industrias electrointensivas hasta algunas pymes, sería más caro durante los picos de consumo.
En la actualidad, el horario pico de un día hábil es entre las 18 y las 23, mientras que la franja del día llamada resto es entre las 5 a las 18 y el valle entre las 23 y las 5.
Con la medida, el gobierno pretende aplanar la curva de demanda energética para evitar colapsos en el sistema eléctrico, que hace años opera estructuralmente al límite por falta de nueva infraestructura.
Una fuente industrial subrayó que «nosotros no tendríamos inconvenientes en pagar más cara la energía en el pico de consumo, sabemos que es un esquema que se aplica en otros países. Pero este año debería hacerse de manera gradual y que impacte a la noche y no a la tarde, porque hay muchas pymes que no pueden cambiar sus procesos productivos para evitar consumir a esa hora».
Fuentes de la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina (Aguerra) señalaron a EconoJournal que “la señal de diferenciación de precios de la energía es buena. Pero debería ir a la demanda del distribuidor, es decir, la residencial y comercial, que son los que generan volatilidades por la estacionalidad del consumo. Ahí debería ir la señal de precios. Los grandes usuarios somos el 25% de la demanda”.
Agueera agrupa a industrias como Acindar, Aluar, Papel Prensa, Bunge, Cargill, Cementos Avellaneda, Holcim, Siderca, Aeropuertos Argentina 2000, entre otros. “Si el esquema avanza, muchas empresas no van a poder modificar su producción”, agregaron a este medio desde la entidad.
Además, remarcaron que “el nuevo esquema no tendría nada de voluntario porque se están modificando los precios de la energía. Tampoco están claros los beneficios porque si nos aumenta el precio a los grandes usuarios, los tenemos que trasladar automáticamente al producto. Es decir, aumentaría el precio de los productos industriales”.
La medida estará dirigida específicamente a los grandes usuarios de la energía porque son los que tienen medidores que permiten diferenciar el consumo en distintas franjas horarias. Los usuarios residenciales quedarán excluidos de la resolución. Para poder contemplar el consumo de los hogares y pequeños comercios, primero habría que instalar millones de medidores inteligentes para poder, así, determinar no sólo cuánta energía demandan, sino cuándo la consumen.
Señal de precios
Un aspecto relevante del esquema es que se trata de la compra de energía por parte de los grandes usuarios a precio spot. En rigor, es la energía que consumen las industrias y los comercios, pero que no está bajo un contrato, como por ejemplo del Mater (Mercado a Término de Energías Renovables), porque esa compra de energía ya está contractualizada.
Fuentes oficiales explicaron a EconoJournal que “la idea es hacer un consumo un poco más inteligente, más racional, para aplanar la curva de carga. La diferencia de precio entre pico y valle va a ser importante para que la señal de precios sea clara”.
Una fuente de una generadora de energía indicó este medio que la medida “es positiva” porque podría evitar los picos tan altos de consumo. En el sector de generación interpretan que la diferenciación entre pico y valle actuará como una señal de precios.
“Es para los grandes usuarios que no tengan contratos de energía por el ciento por ciento de su demanda. Quedarían comprando la porción sin contrato en el mercado spot al precio marginal. En el esquema actual todos pagan el costo promedio. El esquema marginalista da señales de precios”, explicó a este medio un generador.
YPF Luz, la compañía de generación eléctrica controlada por el Estado, inauguró su quinto parque renovable en General Levalle, a 380 kilómetros de la ciudad de Córdoba. El nuevo parque cuenta con un total de 25 aerogeneradores. Cada uno tiene una potencia de 6,2 megawatts (MW) y permite alcanzar una capacidad instalada total de 155 MW de energía renovable y eficiente; un 50% más que la media instalada (4 a 4,5 MW) en la mayoría de parque eólicos de Argentina que necesitan de aproximadamente 30 aerogeneradores o más para alcanzar la misma potencia total, según precisaron desde la firma.
La obra requirió de una inversión de más de 250 millones de dólares. La energía que produce el parque se comercializa a cliente industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
Alianzas
Para este proyecto, se firmaron nuevos contratos de abastecimiento de energía (conocidos como PPA’s, por sus siglas en inglés) con 40 clientes.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: “Sentimos un gran orgullo al inaugurar un nuevo parque renovable en la provincia de Córdoba. Este parque demuestra nuestro compromiso con el crecimiento energético de la Argentina, al acompañar a las empresas e industrias del país con un abastecimiento energético confiable y costo-eficiente que les permite descarbonizar operaciones”.
Impacto
Con la inauguración del Parque Eólico General Levalle, la compañía alcanza una capacidad instalada total de 3,4 GW, de los cuales 652 MW corresponden a energía renovable. Durante 2025, continuará con la construcción de importantes proyectos como el Parque Eólico CASA, en
Olavarría, y el Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, en Mendoza. De esta manera, superará los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1GW serán renovables.
El acto de inauguración, que se llevó a cabo en las inmediaciones del parque, contó con la presencia del gobernador de la provincia de Córdoba, Martín Llaryora; la intendenta de General Levalle, Laura Rodríguez Paredes; y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano. Además, estuvieron presentes clientes de las industrias y empresas que ya operan con energía renovable del parque.
Parque Eólico General Levalle en números
• Inversión: más de US$ 250 millones.
• Factor de capacidad estimado: más del 50 por ciento.
• Capacidad instalada: 155 MW.
• Energía equivalente a las necesidades de más de 190.000 hogares.
• Más de 300 personas empleadas durante la construcción.
• Tecnología de los aerogeneradores: Vestas.
• Potencia máxima de cada aerogenerador: 6,2 MW.
• Palas: 79,35 m (10 metros más altas que el obelisco).
• Área de barrido: 20.612 m2 (equivalente a la superficie de cuatro canchas de fútbol).
• Para la conexión de PEGL a la red nacional de interconexión, YPF Luz construyó una subestación eléctrica y un edificio de control, es decir, instalaciones que permiten conectar la energía del parque al sistema eléctrico.
NUEVA YORK (enviada especial).- YPF, la petrolera bajo control estatal, llevará a cabo este viernes 11 de abril el ‘Investor Day‘ en la Bolsa de Nueva York.
En la jornada que se desarrollará por la mañana dentro de Wall Street, la compañía presentará su plan de inversión para el periodo 2025-2029, en busca de darle continuidad a su Plan 4×4, anunciado el año pasado por su CEO y presidente, Horacio Marín. Se trata de la estrategia que busca transformar a YPF en una compañía “shale de clase mundial” mediante la puesta en valor de Vaca Muerta, la formación no convencional de hidrocarburos de la cuenca Neuquina. El evento contará con una cobertura exclusiva de EconoJournal.
Apuesta
El objetivo de este plan impulsado por Marín consiste en batir récords en la producción de petróleo y gas para que la Argentina se convierta en un país exportador de hidrocarburos para el año 2030.
La firma apunta a consolidar tanto su producción como sus reservas en las próximas dos décadas. Es por esto que mañana expondrá su plan ante los accionistas para dar cuenta de la reconversión que estuvo atravesando en los últimos meses al focalizar su actividad en la producción no convencional y desprenderse de los yacimientos maduros que poseía en distintos puntos del país, bajo el paraguas del Plan Andes.
Posterior a la exposición, Marín acompañado por los principales integrantes del management de YPF participará de la tradicional ceremonia de cierre del mercado “Ring The Bell Ceremony” (toque de campana).
La provincia de Neuquén aprobó la creación del “Programa de Monitoreo y Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Sector Hidrocarburífero”, una herramienta que obligará a las empresas petroleras que operan en la Cuenca Neuquina a informar las emisiones de metano, dióxido de carbono y óxido nitroso y contar con un registro de lo que emiten. A posteriori, buscarán lograr el armado de una legislación específica sobre el tema.
La nueva norma aprobada bajo la resolución 285/25 fija un período de prueba piloto de 12 meses que le permitirá al gobierno de Neuquén establecer una línea base que contenga la cantidad y el tipo de emisiones producida por cada empresa. Este primer reporte se generará, en principio, a través de un cuestionario que la Secretaría de Ambiente brindará a cada compañía.
El Programa de Monitoreo y Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero para el sector era una propuesta que la gestión de Rolando Figueroa trabajaba hace tiempo, sin embargo, la dificultad para acceder a datos homogéneos relentizó los planes de la provincia que finalmente diseñó el programa de forma articulada con la industria a través del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG).
En paralelo, el bloque de diputados del Movimiento Popular Neuquino había trabajado en un proyecto que apuntaba a la creación de un mercado de bonos de carbono que finalmente no prosperó.
Hasta ahora, las empresas no estaban obligadas a brindar esta información que se había trabajado durante el 2024 de forma voluntaria y a través de los reportes de sustentabilidad de cada una. En esta recopilación hecha desde la cartera de Ambiente, se detectó que los tipos y formas de mediciones eran dispares entre cada compañía, lo que impedía armar un registro homogéneo.
Objetivos
El martes pasado el Boletín Oficial de Neuquén oficializó la resolución 285/25 de la Secretaría de Ambiente que lidera Leticia Esteves y que establece las funciones del nuevo programa con el fin detectar, cuantificar, controlar, y verificar la reducción las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en las actividades de exploración, explotación, transporte, almacenamiento, procesamiento, e industrialización de hidrocarburos en la provincia.
El objetivo principal de la norma es el de reducir el impacto ambiental asociado a la actividad hidrocarburífera como así también “contribuir a los compromisos provinciales y nacionales en materia de cambio climático”. El programa funcionará bajo la órbita de la Subsecretaría de Cambio Climático que depende de Santiago Nogueira.
Durante el Vaca Muerta Insights que organiza EconoJournal junto a LMNeuquén y Más Energía, Esteves había adelantado que la agenda de Ambiente este año apuntaría a contar con una línea de base acerca de las emisiones de gases en Vaca Muerta que les permitiera el año próximo avanzar en “exigencias por parte de la provincia”.
“Las emisiones son un gran tema. El programa de emisiones lo estamos construyendo junto a la industria porque entendíamos que no podíamos sacar una normativa y pedir que se reporte sin entender cómo es la realidad de cada empresa, que muchas estan avanzadas otras vienen demoradas”, había dicho.
El programa había sido creado el 29 de febrero. Sin embargo, fue publicado el pasado 1 de abril debido a que necesitaba ser refrendado por el ministro de Energía, Gustavo Medele, ya que parte de la resolución hace referencia a la Ley 2175 conocida como “ley de venteo”, cuya autoridad de aplicación es ese ministerio.
Visto bueno
El programa neuquino tuvo el visto bueno de las autoridades de Nación que reportan al secretario de Coordinación de Minería y Energía, Daniel González.
Además de elaborar un registro, desde Ambiente apuntan a desarrollar nuevos marcos regulatorios que impulsen la mitigación de emisiones de gases GEI e «incentivar la adopción de mejores prácticas operativas, tecnologías y estándares internacionales para la gestión de emisiones de GEI, priorizando la mitigación de las emisiones de metano». Los resultados del programa serán de alcance público.
El año pasado, Chubut presentó en la Cámara de Diputados un proyecto propio para regular las emisiones por parte de la industria petrolera, alegando que representan un 83% del total. Sin embargo, la norma en este caso solo apunta a regular las emisiones de metano, que si bien son los más contaminantes, deja afuera otros gases de efecto invernadero.
Bentia Energy, la operadora petrolera creada por el ex ministro de Energía Javier Iguacel, pone en marcha su plan para encarar en simultáneo el desafío de cuatro áreas convencionales en Neuquén con una inversión de US$ 45 millones, y a la vez comenzar, ahí mismo, la exploración de Vaca Muerta que de resultar exitosa le debería permitir en menos de dos años definir un nuevo plan de inversión y producción.
El Gobierno de Neuquén aprobó recientemente la cesión del clúster Neuquén Norte a la UTE conformada por Bentia Energy (70%) e Ingeniería SIMA (30%), luego del retiro YPF. Así, las áreas Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz, Las Manadas y Señal Cerro Bayo marcan el ingreso operativo de Bentia en la provincia.
Bentia fue fundada por Iguacel, Lucas Logaldo y Lisandro Garmendia con la visión enfocada en la reactivación de campos maduros como operador de un consorcio con SIMA Investment, subsidiaria de Ingeniería SIMA liderada por Diego Manfio y especializada en mantenimiento e infraestructura, y TB Cargo dedicada a logística, insumos y servicios.
La propuesta de trabajo para las cuatro áreas cuenta con tres fases bien diferenciadas. Iguacel, en diálogo con Econojournal, explicó que “la primera etapa es de eficiencia operativa y ahorro de costos que implica cambios en la manera de producir, desde cómo manejar la compresión, de poner disponibilidad del gas que hoy se está reinsertando para abastecer a Rincón de los Sauces o para generar energía eléctrica adicional al sistema hasta sumar tecnología y cambiar la modalidad de trabajo a nivel de yacimiento”.
La segunda fase es la de inversión en el convencional, donde los socios delinearon un plan para hacer reparaciones y reactivaciones de pozos que con la nueva modalidad de trabajo y reducción de costos deberían pasar a ser viables económicamente. “El trabajo inicial va a permitir vencer la curva de declino del campo de convencionales y mantener por un tiempo más o menos prolongado una producción estable”, aseguró.
“Después se pasará a la perforación con algunos pozos exploratorios convencionales, sobre todo en la zona de Volcán Auca Mahuida y en Las Manadas que es una zona de reserva difícil pero que permitirían producir en un flanco que tiene su dificultad geológica”, explicó el ex ministro al detallar que el proceso demandará una inversión de US$ 45 millones con 24 pozos de reparación, 11 nuevos pozos y otros cuatro exploratorios, en los tres próximos años.
La tercera ya excede el convencional y enfoca en la exploración de Vaca Muerta, con la particularidad de que hay segura presencia no convencional pero con una complejidad que la formación no registra en otras zonas, al menos inicialmente, por la presencia de fallas que para algunos puede dificultar el aprovechamiento del recurso.
“Con tecnología y con mucho trabajo de geología creemos que se puede desarrollar -agregó-, y con los estudios de análisis de la sísmica volver a armar los modelos y a partir de ahí entrar de lleno en la fase tres para hacer algunos pilotos como para probar esta idea y buscar romper otro paradigma respecto de las fallas que esperamos encontrar, tal como hicieron Phoenix hacia el borde de cuenca o Vista en Bajada del Palo Este, Tecpetrol al sur o Capex que extienden los límites hacia donde se pensaba hace años que no iban a poder ser productivas y hoy lo son”
Ese trabajo inicial en Vaca Muerta debería demandar entre uno y dos años, por eso se solapa con la ejecución del trabajo convencional, de reparaciones y perforaciones. En un contexto de fuerte baja de precios internacionales del crudo, Iguacel expuso la necesidad de avanzar con “eficiencia operativa para tener continuidad en el convencional y poder producir y generar nuevas inversiones con un barril de 55 a 60 dólares. Después el desarrollo de Vaca Muerta puede ir más rápido o más lento en función de la señal de precios con un desarrollo que se puede ralentizar, pero que se va a dar”.
En cuanto a los niveles de producción Bentia recibe los cuatro bloques del cluster Norte con unos 2.500 barriles equivalentes al día, algo que con las reparaciones y las primeras perforaciones podría escalara a los 3.500 barriles, a lo que se podrá sumar el eventual aporte por decena de miles resultado de una exploración exitosa en el no convencional.
En estos bloques, Iguacel reconoció que “YPF hizo un trabajo a conciencia en cuanto a integridad de instalaciones y un muy buen manejo medioambiental, sin grandes pasivos a pesar de que hay pozos abandonados que forman del acuerdo con la provincia y que son parte de un programa de abandonos que arranca el año uno. No vamos a esperar hasta el final, que es lo que históricamente se hizo, y eso es un cambio de paradigma que también demoró un poco toda la discusión”.
Por el contrario, sí advirtió que “hay casos de tecnología muy antigua como la de compresión o en exceso con máquinas que no se necesitan y por las cuales se paga mantenimiento. Ahí es donde es necesario incorporar mucha más flexibilidad a la hora de intervenir los pozos en estas áreas”.
En ese sentido Bentia buscará la agilidad con un proveedor local de servicios de pozos, mientras que la parte de operación y mantenimiento se concentrará en el socio Sima, en funciones que antes estaban dispersas en ocho contratistas, lo que se espera genere más sinergia y ayudar en el uso de tecnología de telesupervisión y telemedición que ya estaba instalada pero no se utilizaba en toda su dimensión.
“Contrastan mucho estos campos convencionales con lo que hizo el YPF en inteligencia artificial y control de todo Vaca Muerta -ejemplificó-, donde obviamente puso todo su su energía, pero que en estos campos no se ve porque la rentabilidad o el volumen de negocio no le rendía, pero que a nivel de convencional se puede hacer porque están los datos, están los registros y hay que poner un poco de desarrollo”.
Bentia también espera la aprobación para su ingreso a la concesión del Cluster Neuquén Sur, que forma parte del Plan Andes de YPF, también en producción de petróleo y gas y cuya definición se demoró un poco más por la extensión en las negociaciones de la que participaron otros oferentes. Se trata de tres bloques convencionales en la zona de Plaza Huincul que terminarán de conformar el 100% de la cartera de la nueva compañía.
“En el sur este también tenemos planes similares en la misma lógica eficiencia operativa. Primero enfocados en el desarrollo convencional, con la necesidad de ir muy rápido a reactivar pozos, porque hace bastante que no se hace mantenimiento y hay muchos pozos parados que hay que poner rápido en producción”, explicó. Pero a diferencia del Clúster Norte, el plan de desarrollo de los campos incluye aplicar tecnología de Vaca Muerta al convencional con pozos horizontales de larga extensión.
El informe mensual, confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial mostró que durante febrero de 2025 las exportaciones aumentaron un 65% respecto del mes anterior.En cuanto a la variación interanual, se observó un incremento aún más marcado del 108%, impulsado por subsectores como básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. Por su parte, en el acumulado del año, se registró una suba del 90% en comparación con el mismo período del año anterior.
Los datos relevados por la Cámara resaltan que la producción del sector en febrero mostró una baja del 9% respecto a enero de 2025, afectada principalmente por paradas estacionales y un menor nivel de actividad. Sin embargo, en términos de variación interanual, la producción presentó una caída más significativa del 14%. A pesar de estos descensos, el acumulado del año arrojó un resultado levemente positivo, con un crecimiento del 4 por ciento.
Por otra parte, el Informe de la CIQyP® indicó que las ventas locales continuaron en descenso, con caídas en las tres variables analizadas: en la mensual, en la interanual y en el acumulado.
El reporte confeccionado por la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) correspondiente a febrero de 2025 evidenció el buen desempeño de las exportaciones, que registraron un crecimiento del 49% respecto al mes anterior, un incremento del 56% en la comparación interanual y una suba acumulada del 55% en lo que va del año. En contraste, la producción mostró una caída del 2% mensual, un descenso interanual del 1% y una baja acumulada también del 1%. Por su parte, las ventas locales retrocedieron un 3% respecto a enero, cayeron un 7% en la comparación con febrero de 2024 y acumularon una disminución del 9 por ciento.
Balanza comercial
Durante febrero de 2025, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 21,47% menor al mismo mes del año anterior, con variación negativa del 2% en las importaciones y positiva del 26,13% en las exportaciones.
Con respecto a la capacidad instalada de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta presentó que durante febrero de 2025 tuvo un uso promedio del 66% para los productos básicos e intermedios y del 81% para los productos petroquímicos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante febrero 2025, fueron de 278 millones de dólares, acumulando un total de US$ 534 millones en el primer bimestre del año.
“A pesar de caídas interanuales/intermensuales de producción y ventas internas siguiendo la tendencia del mercado industrial en general, el aumento de exportaciones, con mucho esfuerzo de las empresas, demuestra la competitividad del sector que permite recuperar actividad. Sin embargo, reiteramos el pedido a las autoridades nacionales de la eliminación de los aranceles de exportación a Materias de Origen Industrial (MOI) para que permita mejorar y aumentar sensiblemente esta alternativa”, destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
Fundación Potenciar surgió enagosto de 2006. Comenzó como una iniciativa de Francisco Rimmele, CEO de Clusterciar – un grupo de organizaciones neuquinas especializadas que brindan soluciones integrales para los sectores de energía, minería e industria – con el objetivo de involucrarse en el desarrollo de las personas a través de acciones que permitan canalizar la responsabilidad social de las empresas.
La Fundación comenzó a dar sus primeros pasos con un enfoque educativo y social, lo que luego se tradujo en dos proyectos destinados a la formación profesional. Uno de ellos fue el proyecto educativo Potenciar Educación Superior, reconocido como institución de educación terciaria por el Consejo Provincial de Educación de Neuquén. Se trata de una iniciativa que surgió con la propuesta de generar carreras nuevas que no existían hasta ese momento en la región. Luego se desarrolló el Programa Potenciar Valores (PPV), en el que se trabaja con niños y jóvenes de entre 12 y 17 años en ámbitos en el que se nuclean chicos motivados por alguna disciplina deportiva.
Es así que desde la Fundación siguieron apostando por la educación analizando las necesidades locales del Alto Valle – franja entre Neuquén y Río Negro- y evaluaron la posibilidad de crear un colegio técnico orientado a las necesidades de la industria. Fue así como surgió el Instituto Técnico Potenciar (ITP) que hoy cuenta con tres especialidades: Técnico en Tecnología de los Alimentos; Técnico Químico y Técnico en Energías Renovables.
En diálogo con EconoJournal, Francisco Rimmele, vicepresidente de la Fundación, contó: “Quisimos involucrarnos en la educación porque analizamos el escenario y nos dimos cuenta de que íbamos a tener problemas en el futuro respecto a la industria y el capital humano. Por eso, evaluamos formas de solucionarlo. Uno era diseñar una institución que pudiera abastecerse de nuestros docentes y que ellos capacitaran a personas para que salgan al mercado. La otra opción era armar un esquema interno de retroalimentación que nos permitiera abastecernos de recursos con todos los riesgos que eso implicaba. Esas fueron las dos cuestiones que movilizaron la creación de la Fundación”.
A su vez, agregó que: “Sabíamos que, si nosotros en algún momento no necesitábamos mucho recurso humano, la industria sí lo iba a requerir. Por eso, la Fundación, con sus instituciones, cumple el rol de contribuir al mercado de manera explícita y directa”.
Taller del colegio secundario Instituto Técnico Potenciar (ITP) en Cipolletti
Formación académica
Andrea Segovia, presidenta de la Fundación Potenciar, detalló que en 2008 se creó el terciario, que lleva el nombre Potenciar Educación Superior y que en 2010 comenzó a funcionar con tres tecnicaturas que estaban vinculadas a las necesidades que había por parte de las empresas del clúster.
“En la actualidad, cuenta con 14 tecnicaturas del área técnica, administrativa y de las Tecnologías de la Información y la Comunicación (TIC). Posee 360 alumnos regulares en la ciudad de Neuquén”, explicó Segovia.
Impacto social
La presidenta de la Fundación comentó que, con el objetivo de impulsar el desarrollo profesional, en 2019, el Club Cipolletti y Fundación Potenciar crearon un colegio para que los niños puedan aprender y formarse en valores a través del estudio, los deportes y la tecnología. Se trata del Instituto Potenciar Albinegro (IPA) que tiene como pilares principales la enseñanza transversal del idioma inglés como lengua extranjera y de las TIC como herramientas pedagógicas, taller en valores, deportes, arte y expresión corporal.
Con este antecedente, nació la idea de impulsar un colegio técnico. “En función de las necesidades locales de Alto Valle en cuanto a formación pensamos en desarrollar un colegio técnico con especialidades que no había hasta ese momento y creamos el Instituto Técnico Potenciar (ITP)”.
La institución se presenta como un lugar clave para lograr la vinculación con el mundo laboral gracias al relacionamiento que tiene Fundación Potenciar con las empresas de la industria, desde el área de Extensión. Esto es así porque además la Fundación cuenta con el apoyo de empresas multinacionales, nacionales y también con casas de altos estudioscomo UADE, Universidad de Quilmes, Universidad de Belgrano, UTN, Universidad de Morón, UCA Bs. As. y Universidad de Flores para la incumbencia de títulos superiores.
Articulación con la industria
Segovia indicó que en la actualidad la Fundación tiene una articulación con Fundación Pampa puesto que tienen becados y desde la Fundación Potenciar realizan un seguimiento para que los jóvenes puedan lograr su objetivo.
Además, comentó que con otras compañías como Shell han trabajado en conjunto a lo que refiere al desarrollo comunitario ya que impulsaron una campaña solidaria para brindar ayuda a la comunidad de Bahía Blanca tras el desastre ambiental y Shell decidió sumarse. “Esto nos llena de orgullo porque las empresas nos buscan a nosotros”, expresó la presidenta de la Fundación Potenciar.
Cubrir las necesidades de la industria
Respecto a la demanda de la industria del Oil & Gas y el aporte que puede hacer la Fundación a través de sus distintas instituciones, Segovia precisó: “Todos los colegios son ABP, es decir, de aprendizaje basado en proyecto. Algo innovador”.
“Lo más importante es acompañar a los chicos con el potencial que ellos tienen. Abrimos una institución en cinco saltos en una comunidad en la que no hay colegios, pero la demanda educativa es enorme”, expuso la presidenta de la Fundación.
Así surgió el nuevo proyecto entre Fundación Potenciar y la Asociación Civil Circulo italiano de la ciudad de Cinco Saltos, bajo el nombre de “Instituto Potenciar Italiano”, vinculando así a las dos instituciones sin fines de lucro.
Este nuevo proyecto educativo está construido con una visión integradora de la escolarización de los niños y preadolescentes. Se trata de un colegio bicultural y trilingüe. Para el ciclo 2025 se realizó la apertura del Nivel Inicial, Sala de cuatro y cinco años y primer ciclo de la Enseñanza Primaria, 1ro-2do y 3er grado.
“La idea es que estos chicos que egresen concluyan todos a la secundaria, al Instituto Técnico Potencial, para que se puedan seguir formando e insertarse en el mercado”, planteó Segovia.
“Lo primero que debe entenderse, a la hora de repensar la matriz productiva nacional, es que en la Argentina ninguna actividad económica sobra”, así lo expuso Flavia Royon, durante su participación en el tercer episodio de la nueva temporada de Dínamo – Charlas de Energía. “Al representar un problema estructural, el faltante de dólares que padece el país obliga a diseñar un fuerte programa de desarrollo exportador de alto impacto en todos los sectores, incluida la minería, que suele ser un rubro olvidado”, reflexionó.
Si bien es cierto que hoy la industria minera se encuentra en franca expansión, indicó, sus actuales exportaciones sólo suman unos 4.000 millones de dólares anuales. “Todavía estamos muy lejos de los US$ 43.000 millones que exporta Perú o de los US$ 57.000 millones de Chile. La curva de crecimiento es demasiado lenta”, describió.
Flavia Royon, ex secretaria de Energía.
Más allá de las inversiones anunciadas para seguir ampliando la capacidad de producción de litio en el Noroeste Argentino (NOA) y de los proyectos de cobre de clase mundial que se desarrollarán con epicentro en San Juan, advirtió, el principal recurso minero exportado por el país sigue siendo el oro. “Se trata de un segmento que está en declive, sobre todo en Santa Cruz. El último proyecto aurífero que se construyó fue Lindero, en Salta”, graficó.
El escenario sectorial, generalizó, invita al optimismo, pero quedan varios desafíos por resolver, especialmente desde lo ambiental y lo legal. “Si bien el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) está vigente, después de varios meses todavía no tenemos ningún gran proyecto de cobre adentro. No será menor despejar dudas sobre la Ley de Glaciares”, señaló.
Un emprendimiento cuprífero como Taca Taca, ejemplificó, sigue esperando por la aprobación de su estudio de impacto ambiental. “El RIGI ofrece todas las condiciones que los proyectos requieren para factibilizarse, pero el tiempo corre. Los argentinos no nos podemos perder la oportunidad que nos brinda el mundo en relación con los precios de los minerales”, sentenció.
Gigante dormido
En concreto, acotó Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú, en estos momentos hay más de una decena de proyectos presentados en el marco del RIGI, de los cuales por ahora sólo dos resultaron formalmente aprobados. “Hay que tener en cuenta que se necesita una estructura muy importante dentro del Estado para realizar el trabajo técnico y burocrático que antecede a las aprobaciones formales de las iniciativas postuladas”, remarcó.
Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú
La minería todavía se halla rezagada, a criterio de Royon, en la discusión sobre cómo explotar los recursos naturales del país. “Su entramado legal es distinto al de los hidrocarburos. Tal lo planteé más de una vez, habría que repensar el Código Minero. Tenemos proyectos que llevan más de 50 años dormidos”, cuestionó.
Con este marco normativo, intervino Carbajales, las empresas provinciales se encuentran en un atolladero, al no saber exactamente cómo participar de las rentas. “Sería interesante emular lo que sucede con los hidrocarburos y llevar a cabo licitaciones estratégicas, donde el Estado pueda reservarse una mayor participación dentro del negocio”, sugirió.
Potestad provincial
De todos modos, opinó Royon, no hace falta un organismo supra-provincial que rija sobre la cuestión ambiental. “De hecho, el Código Minero fue pionero en la incorporación del cuidado del medio ambiente. Y las provincias funcionan bien como autoridad de regulación en el tema. Los problemas aparecen, en realidad, cuando surgen las intervenciones desde arriba”, aseguró.
Frente a la judicialización en la Corte Suprema de la Ley de Glaciares, subrayó, la resolución debería remitirse a la Constitución Nacional y al marco jurídico argentino. “La autoridad de aplicación son las provincias. Es un error creer que cuando los gobiernos provinciales aprueban la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) de un proyecto determinado no contemplan la cuestión de los glaciales”, afirmó.
La Ley de Glaciares, desde su óptica, puede volver a discutirse o reglamentarse de una vez. “La pregunta es hasta qué punto seguirán dilatándose los tiempos. Los inversores necesitan seguridades más allá de la evolución de la macroeconomía. Y lo que le interesa al país y a las provincias es que los recursos mineros se pongan en producción y generen riqueza”, enfatizó.
Licencia social
Esta indefinición normativa, expuso Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra, configura un gran déficit del sistema político argentino. “Hay dos o tres puntos en los que la política se tendría que poner de acuerdo. Y éste es uno de ellos”, sostuvo.
Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra
El gran problema, comentó Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear, es qué sucede con la sociedad civil. “El sistema político muchas veces se rehúsa a ordenar la agenda social. En ese sentido, a mí la Ley de Glaciares me parece una mala ley, ya que resulta antiproductiva. Hay que cuidar los recursos naturales, pero eso no significa impedir la producción y perjudicar la generación de empleo”, criticó.
Lo que se percibe de Mendoza hacia el norte, prosiguió, es que claramente hay mayor licencia social para la minería que en el sur del país. “El subsuelo de la Patagonia es riquísimo, y sin embargo hay muy poca actividad minera”, se lamentó.
Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear
En palabras de Royon, se trata de una discusión que conviene dar con premura, informando con propiedad y revirtiendo una visión demasiado centrista del desarrollo nacional. “Claramente es más fácil hacer política izando la bandera antiminera en lugar de hacerlo con la bandera desarrollista. Pero la minería es perfectamente compatible con el medio ambiente”, concluyó.
Lo que no concluyó, no obstante, fue el debate sobre las mejores políticas de industrialización a implementar. Para conocer de qué manera continuó, pueden visitar este enlace.
El precio del Brent continúa este miércoles con su racha bajista y perforó los 60 dólares por barril de petróleo crudo. La guerra de aranceles desatada la semana pasada por el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, escaló en las últimas 24 horas por la perspectiva de un conflicto comercial extenso con China.
El Brent cotizaba a media mañana del miércoles a US$ 58por barril, marcando su precio más bajo desde enero de 2021. La Casa Blanca viene festejando la trayectoria bajista del crudo ya que sintoniza con el mandato del presidente Trump de bajar los costos energéticos, aunque el tema comienza a alertar a las petroleras en EE.UU. y en otros países que tienen costos de explotación por encima de los precios actuales.
La consultora noruega Rystad Energy predijo riesgos significativos para los operadores estadounidenses en el actual entorno de precios, que podrían verse obligados a reducir su ritmo de crecimiento de la producción.
«La realidad corporativa para las empresas que cotizan en bolsa implica que un crecimiento ya modesto podría verse en riesgo si los precios se mantienen cerca de los 60 dólares por barril. Rystad estima que el nuevo costo total de equilibrio para muchas empresas petroleras estadounidenses supera los 62 dólares, lo que incluye tasas de rendimiento mínimas más altas, pago de dividendos y costos del servicio de la deuda», afirmó la consultora en una nota.
Tensiones con China en ascenso
El arancel general del 10% anunciado por Trump comenzó a regir el fin de semana y este miércoles entraron en vigencia aranceles más altos contra decenas de países. Si bien el petróleo y el gas natural quedaron exentos, los precios de la energía están respondiendo a un escenario de creciente incertidumbre en torno a la actividad económica global. Un driver de las últimas horas es la escalada comercial entre EE.UU. y China.
Trump habia dispuesto un arancel de 34% sobre las importaciones provenientes de China. En respuesta, el gigante asiático anunció el viernes un arancel similar a todos los productos estadounidenses a partir del 10 de abril. En la jornada del martes también resaltó que respondería a cualquier nuevo aumento de aranceles por parte de EE.UU., después de que el presidente Trump amenazara con imponer un arancel adicional del 50% a las importaciones procedentes de China.
Rystad estimó que las represalias de China «reducen las posibilidades de un acuerdo rápido entre las dos mayores economías del mundo, lo que genera crecientes temores de recesión económica en todo el mundo».
Las ciudades están experimentando un crecimiento sostenido. Según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), la población en la Argentina ha aumentado un 14% intercensal (2010-2022), lo que conlleva una expansión constante de la infraestructura en general y subterránea en particular.
Este crecimiento implica un despliegue masivo de servicios esenciales con redes de agua, electricidad, gas y comunicaciones que se entrelazan bajo nuestras calles. Y cualquier obra que se realice sobre ellas debe ejecutarse con conocimiento del terreno. Es por ello que conocer la ubicación de la red de cualquier servicio antes de realizar una obra no solo es oportuna, sino esencial.
Si hablamos de gas natural en particular, la realidad es que la mayoría de los incidentes que involucran cañerías son el resultado de una planificación deficiente. La falta de conocimiento sobre la ubicación precisa de la red subterránea de gas puede tener consecuencias devastadoras, desde interrupciones en el servicio hasta accidentes fatales.
Prevención de riesgos
Desde Naturgy tenemos un mensaje que entendemos debe difundirse por todas las vías posibles: antes de excavar, es obligatorio solicitar los planos a la empresa distribuidora. Esta medida —lejos de ser un mero trámite burocrático— es un acto de responsabilidad que puede salvar vidas y evitar daños materiales significativos.
Es crucial que tanto particulares como empresas tomen conciencia de los peligros que conllevan las excavaciones sin la debida precaución. No se trata solo de grandes obras de construcción; incluso tareas aparentemente sencillas como la reparación de una vereda, la instalación de un cesto de basura, o la conexión cloacal domiciliaria pueden desencadenar un accidente si no se toman las medidas preventivas adecuadas.
Además de solicitar los planos, es fundamental realizar un relevamiento del terreno con herramientas manuales y notificar a la distribuidora de gas sobre el inicio de la obra. Estas acciones demuestran un compromiso con la seguridad y minimizan los riesgos. La seguridad en las obras es una tarea que debemos incorporar todos.
La variedad de actividades que requieren excavaciones, desde la construcción de zanjas hasta la plantación de árboles, subraya la necesidad de una cultura de prevención arraigada en todos los niveles.
El Plan de Prevención de Daños de Naturgy Argentina es una herramienta invaluable para quienes realizan trabajos de movimiento de suelos. Su acceso y aplicación deben ser obligatorios en cualquier proyecto. La prevención de accidentes con la red de gas subterránea es una responsabilidad compartida que requiere el compromiso de todos: empresas, trabajadores y ciudadanos.
El físico y economista Demian Reidel será oficializado a la brevedad como nuevo presidente de Nucleoeléctrica, la empresa operadora de las centrales nucleares, según pudo saber EconoJournal. El jefe del Consejo de Asesores del presidente Javier Milei y responsable de elaborar un nuevo Plan Nuclear liderará un nuevo directorio que incluirá al presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Germán Guido Lavalle, que mantendrá el cargo y a la vez asumirá como vicepresidente de la empresa. También asumirá como director el titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, Diego Chaher.
El nuevo directorio será el tercero designado en la presidencia Milei. También supone un retroceso del asesor presidencial Santiago Caputo sobre el control que supo construir en los directorios de las empresas del área nuclear. Desde la presidencia de Nucleoeléctrica, Reidel buscará cimentar su propuesta de construir cuatro reactores modulares de 300 MW de diseño nacional en el complejo nuclear Atucha. Por otro lado, la designación de Chaher supone que se buscará avanzar con la apertura de la empresa al capital privado, finalmente habilitada en la Ley de Bases.
Además de Reidel, Guido Lavalle y Chaher, el directorio de cinco miembros se completará con 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.
La designación de Guido Lavalle generó sorpresa en algunas fuentes consultadas. La CNEA tiene una silla permanente en el directorio de Nucleoeléctrica, pero sería la primera vez que un presidente de la institución es a la vez vicepresidente en la empresa. “Esa designación no es irrelevante, porque por supuesto que Reidel no va a estar en el día a día (de la empresa)”, analizó una de las fuentes.
EconoJournal consultó a la CNEA sobre esta designación pero al cierre de esta nota no obtuvo una respuesta. También intentó contactarse con Reidel pero no obtuvo respuesta.
Demian Reidel la semana pasada en un evento de la Fundación TAEDA.
Por otro lado, habría cambios en las Gerencias General, Operativa y de Desarrollo, para las que suenan el doctor en física, Marcelo Famá y el ingeniero nuclear, Alegandro Sanda, ambos también egresados del Balseiro.
Punto final para Atucha III
El desembarco de Reidel se produce en un momento particular para la empresa y el gobierno nacional. El poder ejecutivo dejaría caer definitivamente el contrato comercial firmado entre Nucleoeléctrica y China National Nuclear Corporation (CNNC) para la construcción de una cuarta central nuclear en el país con financiamiento de China. El proyecto original Atucha III de un reactor Hualong de 1200 MW sería descartado para liberar los terrenos para la eventual construcción de al menos un reactor modular diseñado por ex ingenieros del INVAP.
El contrato EPC (ingeniería, compras y construcción) firmado en febrero de 2022 fue prorrogado en dos oportunidades debido a la falta de avances concretos para firmar el contrato financiero. La última prórroga, que vence a fines del presente mes, fue rubricada con el visto bueno del entonces ministro de Economía Sergio Massa en octubre de 2023, en plena negociación con China para ampliar el swap de monedas.
Reidel y el director general del OIEA, Rafael Grossi, en el evento de la Fundación TAEDA, junto con Alejandro y Bettina Bulgheroni.
ACR-300
Desde que fue empoderado por Milei para encargarse de la agenda del sector nuclear, Reidel dijo en varias oportunidades que uno de los objetivos es la construcción de cuatro reactores modulares en Atucha. “Nosotros tenemos elACR-300, un reactor modular de 300 megavatios, desarrollado por ingenieros de INVAP, pero de capitales privados”, dijo el asesor del presidente.
El ACR-300 es un diseño conceptual de reactor modular revelado por EconoJournal en diciembre pasado. La patente es de INVAP, aunque el desarrollo del reactor es vehiculizado a través de Meitner Energy. “La fase 1 de nuestro Plan Nuclear es el desarrollo de estos reactores. La idea es construir una nueva planta nuclear con cuatro de estos módulos en lo que iba a ser Atucha 3”, añadió Reidel en una nota con Infobae.
Sin embargo, el plan para el sector nuclear aún no fue formalizado y solo están los lineamientos generales anunciados por Reidel en diciembre. En ese momento se anunció la conformación de un Consejo Nuclear Argentino para impulsar el desarrollo de reactores modulares pequeños de diseño y tecnología nacional y la minería de uranio con proyección de exportación de combustible nuclear. El desembarco en Nucleoeléctrica podría marcar el puntapié inicial de una propuesta más estructurada.
Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra, remarcó que aunque todos los sectores productivos de la Argentina dependerán de la consolidación de una macroeconomía ordenada y de la sostenibilidad en el tiempo de un marco normativo favorable, no puede obviarse que en los últimos años el crecimiento acelerado de Vaca Muerta ha conseguido cierta autonomía relativa. “Me imagino que las inversiones en la formación podrían tomar mucha mayor velocidad con un entorno macro e institucional distinto. Pero la verdad es que Vaca Muerta logró crecer pese al cepo cambiario y a la inflación, entre otros problemas”, manifestó el economista en el tercer episodio de la nueva temporada de Dínamo – Charlas de Energía.
Mientras se aguarda por el cierre definitivo del acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI), sostuvo que le preocupa bastante las pérdidas de reservas en el Banco Central. “También me inquieta la comunicación del Gobierno, que es muy frágil y contradictoria”, cuestionó el consultor, quien duda de cuán aliviado llegará el mercado cambiario a las próximas elecciones. A su entender, el actual tipo de cambio resulta insostenible para la economía argentina.
“Creo que hay una especie de borrachera en relación con Vaca Muerta y la minería. Si entrara la cantidad de divisas que algunos prevén, nos volveríamos carísimos en dólares. No vislumbro que pase eso”, advirtió el analista.
Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra
En caso de que para 2030 el país recibiera -tal como lo postula un escenario muy optimista- alrededor de US$ 50.000 millones provenientes de la energía y la minería, proyectó, recién así se llegaría a los US$ 1.000 de exportaciones per cápita. “Para tomar dimensión de la cifra, sin sacarle méritos a ese eventual logro, hoy Chile promedia unos US$ 3.000 per cápita en exportaciones de cobre”, comparó.
En definitiva, resumió, «bienvenida Vaca Muerta y la minería, pero no piensen que con eso nos vamos a salvar». “Estamos condenados a tener una matriz productiva mucho más diversificada de la que se piensa por el momento”, agregó.
Selección estratégica
Una perspectiva divergente fue aportada por el ex subsecretario de Energía Nuclear, Julián Gadano, quien cree que el país debe elegir de manera puntual y estratégica qué capacidades explotar, sin poner en tela de juicio que industrias como la energética o la minera son perfectamente compatibles con el cuidado ambiental y el cumplimiento de las leyes. “¿Cuánto queremos diversificar? La Argentina tiene que recibir dólares del mundo por aquello que puede ofrecer. Hay que admitir que algunas cosas no las tenemos”, expresó.
Una ventana de oportunidad concreta, ejemplificó, se abre con el desarrollo uranífero, más allá de que no sea un negocio capaz de alcanzar las magnitudes productivas y exportadoras de los hidrocarburos no convencionales o el cobre. “El país consume alrededor de 155 toneladas (Tn) anuales de uranio y posee reservas probadas por 25.000 Tn. Con los actuales precios, la actividad es rentable. Y la demanda mundial del recurso crecerá”, estimó.
Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear
Los recursos naturales de la Argentina, retomó Rapetti, son efectivamente muy valiosos y demandados. “El desarrollo económico tiene que ser pensado básicamente en cuatro dimensiones: la productividad, la generación de dólares, el empleo y la regionalización”, distinguió.
Si nos olvidamos por un segundo de la política partidaria, insistió Gadano, hay una discusión razonable que la Argentina debe darse con respecto a su perfil productivo. “Se trata de poner el desarrollo en relación con lo que podemos ofrecerle al mundo, sabiendo qué hay y qué no hay”, completó.
Proyecciones anuales
La balanza comercial del sector energético, que en 2022 había mostrado un déficit de US$ 4.300 millones y que en 2023 había alcanzado un saldo medianamente equilibrado, en 2024 registró un superávit de más de US$ 5.600 millones. “Si se mantiene nuestra proyección de la tasa de crecimiento en la producción de crudo, incluso contemplando la caída de los precios internacionales, para este año es posible estimar un saldo favorable de US$ 7.500 millones”, cuantificó el director de Economía y Energía, Nicolás Arceo.
El nivel de exportación promedio, anticipó, se situará en torno a los 272.000 barriles equivalentes de crudo. “Durante el primer bimestre de 2025 se exportaron 226.000 barriles, un 50% más que en el mismo período de la temporada pasada”, agregó el experto, quien admitió que dichas cifras corresponden a un escenario “relativamente conservador”.
Nicolás Arceo, director de Economía y Energía
Más que proyectar qué sucederá con las exportaciones, apuntó Rapetti, conviene poner el foco en el previsto comportamiento de las compras en el exterior. “Este año habrá al menos US$ 25.000 millones más de importaciones por cuestiones técnicas vinculadas con lo que se devenga y lo que se paga. En ese sentido, en la balanza de pagos debe esperarse un déficit que superará los 2 puntos del Producto Bruto Interno (PBI)”, anticipó.
Desde un punto de vista energético, intervino Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú, no puede omitirse que se reducirán sustancialmente las compras de gas natural licuado (GNL). “Para este año Enarsa anunció la contratación de 24 buques, seis menos que en 2024. Estamos hablando de unos US$ 125 millones menos en importaciones”, precisó.
Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú
Habrá mayores volúmenes disponibles de gas extraído en la Cuenca Neuquina, ratificó Arceo, aparte de que se gastará menos en gasoil a partir de su abaratamiento. “En conjunto, las importaciones energéticas de la Argentina bajarán un 20% anual. A diferencia de lo que pasará con las exportaciones, en este rubro primará la caída en los precios internacionales”, explicó.
Clusterciar, un grupo de empresas vinculadas al sector hidrocarburífero y a la educación, nació con el propósito de formar equipos de entidades creadoras de valor para impulsar el desarrollo de sectores estratégicos. El grupo a través de sus diferentes empresas (Ciar, Trace Group, Alitaware, RSN) y su Fundación Potenciar realiza trabajos para distintas áreas vinculadas a la inspección y supervisión, ingeniería, tecnología de la información, talento tercerizado y el desarrollo sostenible de las personas y la sociedad.
La clave del grupo está en la complementariedad de sus actividades que le permite ofrecer soluciones integrales. Recientemente estuvo involucrada en el Proyecto Duplicar de Oldelval, una obra clave que permitió aumentar de 225.000 a 540.000 barriles diarios la capacidad de evacuación desde Vaca Muerta hacia el Océano Atlántico y destrabar el cuello de botella que limitaba la producción.
El clúster, a través de Trace Group, estuvo involucrado en la inspección de los más de 500 kilómetros que contempla la obra y además aportó a más de 180 personas para que se lleve a cabo la iniciativa.
En diálogo con EconoJournal,Francisco Rimmele, presidente de Clusterciar; y Gerardo Ardiani, CEO de del grupo; detallaron cuáles son los planes de la compañía para los próximos años. También, dieron cuenta del rediseño de marca que llevaron a cabo con el objetivo de comunicar de forma concreta y eficaz el trabajo del grupo y también detallaron cuál será el aporte que pueden realizar para impulsar el crecimiento de la producción no convencional.
De izq. a der. : Gerardo Ardiani, CEO de Clusterciar; Francisco Rimmele, presidente de Clusterciar; y Andrea Segovia, Presidenta de la Fundación Potenciar.
—Poseen distintas unidades dentro del grupo y eso fue lo que les permitió posicionarse como un clúster y lograr una sinergia entre las diferentes empresas. ¿Cómo lo pensaron y cuál fue el camino?
Francisco Rimmele: –A nosotros como clúster nos costaba mucho el poder comunicar lo que hacemos y quiénes somos. Lo que ocurrió es que desafiamos el paradigma de lo que es un grupo empresario. Ahora nos resignificamos y lanzamos nuestras marcas teniendo en cuenta la comunicación. En 2012 teníamos dos empresas, Ciar y Trace Group, más la Fundación Potenciar, administrada con el estilo de empresas, pero siendo una institución sin fines de lucro dedicada a la educación. Es por esto que comenzamos a hablar de Clusterciar, un grupo de organización. Luego surgieron otras dos empresas: RSN y Alitaware, que se crearon en base a las necesidades que tenían nuestros clientes. A su vez, la Fundación que existe para ser el puente entre la comunidad y la empresa, independientemente si las empresas son nuestras o no. Hoy por el nivel de reputación y credibilidad que posee se encuentra canalizando acciones de otras compañías ajenas a nosotros.
—Están llevando a cabo un relanzamiento como compañía, ¿cuál es el objetivo que persigue Clusterciar y qué es lo que quieren comunicar?
Rimmele: –Hasta ahora teníamos distintos colores y diseños. Era una mezcla. Quisimos darle una misma estética a Clusterciar. Llegamos hasta acá con un nivel de éxito en los negocios y con buena reputación, sin ser los maestros del lobby, ni de la venta. Toda nuestra trayectoria está vinculada a nuestra comunidad y al cómo potenciamos a la gente que trabaja con nosotros. Como grupo desarrollamos programas que fortalecieron los vínculos con nuestros clientes e hicieron que nuestros negocios sean fuertes y perduren en el tiempo. Tenemos clientes que nos compran ingeniería, desarrollo de software o aplicaciones. También proveemos gente, talento tercerizado. Y muchos de nuestros clientes se apoyan en nuestros planes vinculados a la educación o becan alumnos en nuestra Fundación.
—¿Cómo fue este proceso?
Rimmele: –Todo esto lo logramos construir en base a nuestra propia iniciativa. Funcionamos como cualquier clúster multitudinario que posee empresas, fundaciones o instituciones y que va detrás de un mercado u objetivo en común. Cada una de nuestras empresas tiene su autonomía, su gerencia de operaciones, pero todo es soportado por un solo equipo corporativo, tanto para las empresas como para la Fundación. Tenemos un comité de negocio y relación institucional que analiza cómo incursionar en el mercado internacional. Estamos explorando lugares y empresas -sobre todo en Texas y México- para los que el mercado de Oil & Gas es relevante. También observamos qué empresas evalúan la posibilidad de invertir en Vaca Muerta para que logren una sinergia con nosotros. Además, tenemos otro comité que se encarga de diseñar un plan de retención y atracción de talento, que a su vez lidera un programa para fortalecer el perfil de los líderes que tenemos, reconvertirlos y así satisfacer las necesidades que poseemos hoy como organización. Esto es así porque el modelo de liderazgo que nos trajo hasta acá necesita aggiornarse, crecer y profesionalizarse. Contamos también con un comité que se dedica a la comunicación y a la reputación. Desde el modelo de gobernanza, bajamos la estrategia.
—En los próximos años Vaca Muerta va a presentar un mayor nivel de actividad lo que implicará diversos desafíos. ¿Sobre qué eje deberá enfocarse Clusterciar?
Rimmele: –Sobre todos. La explosión que tendrá Vaca Muerta será más temprano que tarde. Debemos prepararnos teniendo en cuenta que nosotros ya estamos acá. Somos conscientes que debemos fortalecernos y no permitir que vengan de afuera a sacarnos el trabajo. Es por esto que estamos trabajando fuertemente en lo que es el liderazgo, la eficiencia. También en optimizar las estructuras para que los clientes se beneficien con ese valor agregado. Somos una empresa hiper segura. Tenemos indicadores de seguridad altísimos. Contamos con un total de ocho millones de kilómetros en el año recorridos con nuestro vehículo de inspección y tenemos cero accidentes. Poseemos un reporte de sustentabilidad, sin estar obligados a hacerlo, basado en ESG (Ambiental, Social y de Gobernanza). Lo hacemos porque estamos convencidos que ese es el camino. Las entidades financieras que nos financian negocios o proyectos pueden ver nuestro balance contable junto con el de sustentabilidad. Somos conscientes de que estamos a la altura de la demanda de las operadoras y seguimos trabajando en ese sentido.
—La industria de Oil&Gas logró un hito que es la ampliación de la red de transporte y evacuación de crudo que soluciona uno de los cuellos de botella que tenía el sector y que a la vez impedía aumentar la producción de Vaca Muerta. ¿Cuál fue el rol que ocuparon en este proceso?
Ardiani: –Sí, mediante nuestra compañía Trace Group participamos en lo referido a la inspección de obras en los 500 kilómetros que posee el proyecto Duplicar de Oldelval. Se trata de una compañía que no tiene estructura para ejecutar obras por lo tanto tuvo que confiar en nosotros para sumar gente. Aportamos más de 180 personas para el proyecto porque se realizó a lo largo de toda la traza casi en forma simultánea. Esto implicó que todos esos trabajadores tengan que ubicarse en pueblos y ciudades que no tenían movimiento hace muchísimo tiempo. Fueron casi dos años de obra. Además, hay en agenda otra obra de ampliación por lo que poseemos un acuerdo con Oldelval que es en función de la demanda de gente que ellos tengan en el desarrollo de ese nuevo proyecto.
—¿El trabajo que realizan está vinculado a la inspección y control del avance de obra?
Ardiani: –Nosotros somos los ojos del cliente. Controlamos que las personas y empresas ejecuten los trabajos de acuerdo con los pliegos y condiciones técnicas. Además, informamos al cliente los avances. Con este último proyecto, se armó un equipo de trabajo para que Oldelval pueda llevar adelante la obra en todos los frentes.
—¿Prevén una continuidad de este tipo de obras para Vaca Muerta?
Ardiani: –Vaca Muerta puso en crisis la infraestructura que tenía el mercado de Oil&Gas que se realizó en los años ’70 por YPF, hasta que llegó el momento de explotar la formación no convencional. Llegará un momento en el que se frenarán estas obras de infraestructura. Sin embargo, aún falta un caño para el gas y otro para el petróleo, sumado a todas las instalaciones propias de cada yacimiento. Habrá actividad porque durante los próximos años se seguirán realizando nuevos pozos. Todo dependerá también del contexto internacional, del precio del crudo. Antes la producción estaba destinada a satisfacer al mercado interno, pero ahora tiene como destino la exportación. Por lo tanto, estamos más expuestos a los vaivenes de los precios internacionales, algo que le pasa siempre a todo el mundo en el sector petrolero, pero es algo a lo que no estábamos acostumbrados porque teníamos barriles criollos.
—¿Están planeando sumar alguna empresa más a Clusterciar? ¿Cuál es la proyección que realizan para sus compañías en los próximos años?
Ardiani: –Ciar es nuestra empresa de ingeniería. Desde allí realizamos las ingenierías conceptuales, básicas y de detalle de los proyectos de instalación de superficie: caños, plantas tratamiento, evacuación. Un total de 100 personas se encuentran trabajando para la empresa y 50 de ellas están ubicadas en nuestras oficinas en Buenos Aires. Son 100 personas trabajando exclusivamente en la parte técnica, sin contar al personal de otras áreas como administración o Recursos Humanos. A su vez, Trace Group es nuestra empresa de inspección. Es la compañía más grande que tenemos con 450 trabajadores. A través de esta firma trabajamos en toda la Patagonia, pero también hemos tenido trabajos relacionados a la minería en Salta.
—¿Qué análisis realiza de ese mercado?
Ardiani: –Es un mercado muy diferente al segmento de Oil & Gas. El sector hidrocarburífero requiere mucha mano de obra e inversión para desarrollar la infraestructura y luego mantenerla en funcionamiento. En cambio, en la minería se requiere una inversión inicial muy fuerte, pero luego casi nada.
—¿Cuál es el aporte que pueden realizar como grupo?
Rimmele: –Nosotros realizamos inspección de obra y de construcción de pozos, transporte de personal, operación y mantenimiento. Creemos que si esta última unidad de negocio adquiere mucho volumen podríamos generar una nueva empresa.
—¿Esto quiere decir que la dinámica de crecimiento del grupo surge a medida que un negocio toma una envergadura lo que lleva al diseño de una nueva organización con un equipo abocado?
Rimmele: –Exactamente. Hace poco comenzamos a trabajar con Oldelval en lo que fue la provisión de tareas generales. Eventualmente, podríamos generar una empresa en la medida de que esa unidad de negocios tenga un gran crecimiento. En ese sentido, separaríamos la gestión creando una nueva compañía.
Ardiani: –Alitaware, otra de las empresas del grupo, se dedica al desarrollo de software, le da soporte tecnológico a las empresas del grupo y todos los productos que desarrolla los puede vender a otras empresas también. Cuenta con 10 personas que son desarrolladores de software. Allí contratamos de acuerdo con la necesidad y trabajamos con un modelo freelance. Contamos con personal propio y también freelancers. Y también tenemos a RSN, nuestra empresa de talento tercerizado. A través de esta compañía le ofrecemos a la industria la solución a su requerimiento puntual. Le garantizamos personal, desde una secretaria hasta un ingeniero. Tuvimos un contrato con YPF durante muchos años por la contratación de ocho geólogos. Muchas operadoras no toman la decisión inmediata de aumentar su payroll (nómina de sueldos) y subcontratan.
—Teniendo en cuenta el presente de la industria, ¿creen que RSN será la empresa que más actividad tendrá en los próximos años?
Ardiani: –Creo que sí. Las operadoras también están creciendo con personal propio, pero muchas veces no quieren realizar el proceso de selección y confían en nosotros que les proveemos por cuatro, cinco o seis años esos recursos. Las empresas tercerizan el scouting (exploración). Habrá valles y picos, pero mientras crezca la industria, la empresa va a tener una posibilidad de crecimiento.
—Como grupo demostraron que poseen una forma de trabajar basada en la sinergia entre compañías. ¿Qué debe tener un clúster en la Argentina para ser exitoso y a la vez generar valor para todo el sistema?
Rimmele: –El problema de muchos clústeres es que no hay una colaboración entre empresas y que no tienen un management bien identificado, que sea apoyado por todas las asociaciones que los conforman. Esto sí ocurre con clústeres de otras regiones cuyo management busca hacer nuevos negocios en representación de las empresas que participan. Por ejemplo, el clúster de Córdoba o el de Mar del Plata que se dirigen hasta acá porque tienen como objetivo estar en Vaca Muerta y visibilizan las necesidades y demandas que tienen las empresas que los integran.
YPF puso en operación hoy el nuevo Real Time Intelligence Center (RTIC) de su Complejo Industrial La Plata, la primera de su tipo que funciona en el downstream, que le permitirá a la compañía el control en tiempo real de 180.000 variables de ingeniería y su sincronización de manera tal de mejorar su desempeño con resultados de generación de valor.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, encabezó esta tarde la puesta en marcha de la sala que demandó una inversión de más de US$ 70 millones si se consideran los procesos de digitalización que se vienen aplicando en los últimos años, de los cuales US$ 3 millones correspondieron al equipamiento de la sala desde la que se monitorean todos los procesos de producción.
«Lo que nosotros queremos hacer es poner a YPF muy alto, que sea la mejor compañía de Latinoamérica y, por qué no, del mundo, y que sea reconocida por su eficiencia, productividad y generación de valor para la compañía y para el país”, afirmó el presidente y CEO en el encuentro.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
El desarrollo será en breve replicado en las otras dos refinerías que la compañía posee en Luján de Cuyo, Mendoza, y en Plaza Huincul, Neuquén, cuyas salas de control se espera estén listas en el primer semestre de 2026, a la vez que se hará lo propio con otros segmentos del downstream como las áreas de logística y operaciones comerciales.
En la planta que este año cumplirá 100 años, la mayor petrolera integrada de la Argentina produce una amplia gama de productos, entre ellos, los cuatro combustibles de consumo masivo, bases lubricantes, parafinas, asfaltos y productos petroquímicos, para lo cual tiene la capacidad de procesar las variedades de crudo de la Cuenca del Golfo San Jorge y la de Vaca Muerta.
A imagen del Real Time Intelligence Center de YPF que funciona en la torre corporativa de Puerto Madero, desde donde se monitorea segundo a segundo los pozos en Vaca Muerta, en la mayor refinería del país se logró un proceso propio enfocado en cuatro referencias: optimizar el sistema productivo, mejorar el resultado económico asociado, minimizar el consumo energético y reducir tiempos y perfeccionar métodos de trabajo.
Diego Agrelo, gerente general de la Refinería La Plata, explicó que “la nueva sala permite analizar en tiempo real 180.000 señales físico-químicas y otras 20.000 económicas, con el objetivo de aumentar la eficiencia entendida en términos de cuántos recursos se utilizan por cada barril de petróleo que se procesa o por cada metro cúbico de producto que termina saliendo”.
“Por cada barril de petróleo que ingresa, de los 210.000 de capacidad de procesamiento diario de la planta, la refinería genera entre 80% y 83% de volumen de productos que valen más que el Brent -tomado como un parámetro de generación de valor-, lo que se pretende llevar al menos al 87%”, como meta de productividad a enero 2027, cuando se cumplirán los primeros cuatro años de la actual gestión, indicó Agrelo.
En cada uno de los videowall que dominan la sala se puede hacer el seguimiento detallado desde el momento en que el crudo entra al complejo hasta que sale terminado cada uno de los 50 productos que produce la planta, con el correspondiente análisis de economía del negocio. Esa variable clave se visualiza en el optimax, una pantalla que estima, minuto a minuto, la rentabilidad diaria de la refinería a partir de un escenario base.
El seguimiento de cada pantalla permite identificar un desvío transitorio de producción y su impacto económico, lo que hay que atacar de inmediato para devolver cada instancia a su parámetro de tiempo y calidad óptimo surgido de un proceso de estandarización previo que sirve como base móvil, ya que se pretende un aprendizaje y un círculo de mejora continua que forma parte de la filosofía adaptada de la automotriz Toyota aplicada a la refinación.
“La sala se conforma así en una pieza de un rompecabezas más amplio que es la transformación del negocio. Esa visualización en conjunto de todas las acciones que se están tomando de optimización de los procesos apunta a mejorar la rentabilidad del complejo industrial un 20%, tomando como referencia diciembre de 2023 (que coincide con el inicio del plan de valorización del plan 4×4 que diseñó Marin), hasta terminar este período”, reseñó Agrelo.
La refinería de La Plata abastece el 65% de la demanda de combustibles del Área Metropolitana Buenos Aires, lo que equivale a un 35% del consumo nacional, además de cubrir las necesidades de parte de la Patagonia y las provincias del Litoral.
Para ello, en la actualidad procesa en sus unidades productivas un blend de crudos compuesto por un 70% proveniente del no convencional de Vaca Muerta y un 30% del convencional de la Cuenca del Golfo San Jorge, en un equilibrio alcanzado en 2023 con las obras de adecuación para una mayor capacidad de tratamiento de shale oil.
Precisamente, el crudo liviano de Vaca Muerta es el de mejor calidad para la refinación porque permite obtener un resultado final en menos etapas de refinación, incluso consume menos energía, lo que se traduce en menos recursos necesarios para transformar las moléculas en productos más valiosos, con la consecuente rentabilidad.
La sala, además, cuenta con tres estaciones de simulación con la intención de modelizar diferentes escenarios productivos de demanda, de calidad, de solución de desvíos, para maximizar el uso de los recursos de la refinería, y se está trabajando para que todo el complejo industrial tenga su gemelo digital y el sistema pueda correr en un entorno completamente virtual.
Así planteado, “el aspecto trascendental de la mejora en la eficiencia y en la rentabilidad de los negocios, es la transformación de la mentalidad” de todos los equipos de la planta para maximizar ese número, agregó el gerente de planta. Y el hecho de visualizar lo que se genera, toca o modifica, para un resultado global cada vez mejor es también un novedoso “parámetro de transformación cultural” para el sector que eleva su propia vara de forma continua.
La meta es “ser la mejor instalación de refinación y petroquímica de América Latina” y en tiempos de volatilidad global de una referencia clave como el precio internacional del barril de petróleo, lograr los mejores parámetros de desempeño es independiente de lo que pase en el corto plazo con los mercados bursátiles. “El hecho de ser altamente competitivo hace al negocio más fuerte para poder sortear esos vaivenes”, concluyó.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, aprobó las condiciones de seguridad que deben cumplir las estaciones de servicio que quieran contar con la modalidad de autodespacho de combustible. Lo hizo a través de la resolución 147 publicada este martes en el Boletín Oficial. La cartera energética también aprobó los procedimientos que deben acatar los estacioneros para tener la autorización del autodespacho de naftas y gasoil en el país.
Según indica la resolución, un operador de una estación de servicio podrá tener la modalidad del autodespacho de combustibles y combinarla con la carga asistida por un operador. Las modalidades pueden ser realizadas de manera simultánea o alternada.
Los estacioneros que quieran contar con autodespacho deberán adecuarse a las condiciones técnicas que exige la resolución. La autoridad de aplicación del procedimiento para obtener la autorización del autodespacho de una estación de servicio será la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, a cargo de Federico Veller.
Seguridad
Una de las principales medidas de seguridad para el autodespacho de combustibles tiene que ver con el sistema de corte del expendio. Las estaciones de servicio deberán instalar el sistema “break away” en las mangueras. Es un mecanismo de emergencia para retener el combustible en ambos lados de un punto de corte ante la posibilidad de que una persona se olvide de retirar la manguera del tanque y se retire con su vehículo. Es un sistema que separa la manguera en dos y corta el expendio en ambos lados para evitar derrames.
Además, los surtidores habilitados para el autodespacho tendrán que estar señalizados y las estaciones de servicio “deberán instalar válvulas de impacto o choque en las cañerías de alimentación debajo de los surtidores”, aclara el anexo de las condiciones de seguridad aprobadas por la cartera energética.
Otra medida relevante tiene que ver con el uso de los teléfonos pagar realizar el pago. La resolución aclara que “el uso de cualquier dispositivo móvil como instrumento de pago, deberá efectuarse fuera del área clasificada o desde el interior del vehículo. No podrán utilizarse durante la carga de combustible”.
Los surtidores deberán contar “con un sistema de disparo en el pico (corte automático del suministro) que provoque el cierre de la válvula antes que el pico se ubique en posición normal en el surtidor, impidiendo la posibilidad de reanudar el flujo del producto y/o el sobrellenado del tanque del vehículo”.
Las estaciones tendrá que tener instalado un sistema “Lever On”, que sirve “para iniciar el despacho de combustible (puesta en marcha manual), de modo que dicho inicio se produzca una vez que el cliente colocó el pico del surtidor dentro de la boca del tanque de combustible y levantó la palanca/accionó el botón de puesta en marcha”.
Las bocas de expendio deberán contar con un “dispositivo luminoso, sonoro y/o intercomunicador, en caso que el cliente solicite asistencia del operador” y con guantes descartables.
Operación
Las estaciones de servicio deberán contar en todo momento con uno o más operadores presentes en el predio para que controlen el funcionamiento de la boca de expendio, asistan a los clientes y desempeñen el rol de emergencia ante un evento. Estará prohibido que el cliente intervenga ante una emergencia.
Tendrán que tener una oficina o cabina de control, con acceso a la playa de carga “que asegure una visual completa de todas las operaciones de carga con modo autodespacho”. “Si por alguna razón, la boca de expendio debiese quedar desatendida, los operadores a cargo darán aviso al cliente y el surtidor quedará desenergizado”, aclara el procedimiento aprobado por la Subsecretaría de Combustibles Líquidos.
La carga de bidones bajo la modalidad autodespacho está prohibida y sólo podrá ser efectuada por personal de la instalación”. “El procedimiento de respuesta a la emergencia deberá asegurar la misma dentro de los tiempos ágiles esperados. De ser necesario, la instalación deberá disponer de sistemas automáticos de extinción u otros medios/equipos tecnológicos”, remarca el texto.
Las redes de transmisión y distribución de electricidad son el eslabón crítico para alcanzar los objetivos de descarbonización global, según destacó Boston Consulting Group. El informe, titulado Delivering the Energy Transition Will Come Down to the Wires, advierte que la expansión de la infraestructura eléctrica enfrenta desafíos significativos, como la creciente congestión en las redes, barreras regulatorias y de planificación, restricciones en la capacidad de los proveedores y una escasez de talento especializado.
Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), se requerirán inversiones de 25 billones de dólares en redes eléctricas hasta 2050 para cumplir con la meta de emisiones netas cero. Esta cifra es comparable a la inversión necesaria para expandir la capacidad global de energía solar y eólica en el mismo período. «La modernización de la infraestructura eléctrica es esencial para garantizar una transición energética eficiente y asequible», afirmó Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG.
«Hoy, políticos y expertos en energía coinciden en una máxima: no hay transición sin transmisión, ni solución sin distribución. Para superar las barreras financieras y regulatorias, es clave una colaboración efectiva entre gobiernos y el sector privado”, planteó.
Inversión en redes: una necesidad urgente
Las redes eléctricas deben expandirse a un ritmo acelerado para responder a los retos que plantea la transición energética. El crecimiento de las energías renovables exige una infraestructura más robusta que permita conectar proyectos ubicados en diversas regiones. Al mismo tiempo, la demanda de electricidad sigue en aumento debido a la electrificación del transporte, la adopción de bombas de calor y la creciente digitalización de la economía.
Otro desafío clave es el envejecimiento de la infraestructura eléctrica. Muchas redes, especialmente en Europa y Estados Unidos, tienen más de 40 años de antigüedad y requieren modernización para garantizar su fiabilidad y eficiencia. Además, la adopción de nuevas tecnologías, como la digitalización de la red, el almacenamiento en baterías y los sistemas inteligentes, demanda inversiones en innovación para optimizar la gestión del suministro eléctrico.
Según el informe, para cumplir con los objetivos climáticos, la inversión anual en redes eléctricas a nivel mundial deberá aumentar un 88% en comparación con la década anterior.
Desafíos que amenazan la expansión de la red
El estudio identifica múltiples obstáculos que pueden frenar el desarrollo de la infraestructura eléctrica. La presión financiera es una de las principales preocupaciones, ya que el alto costo de la inversión en redes puede traducirse en tarifas eléctricas más elevadas y generar tensiones en los balances financieros de las empresas del sector.
Además, las restricciones en la cadena de suministro están generando retrasos y sobrecostos en la adquisición de equipos clave, como cables de alta tensión, cuya demanda ha crecido exponencialmente en los últimos años. A esto se suma la escasez de talento especializado, con una creciente falta de ingenieros eléctricos y técnicos calificados, lo que representa un riesgo para la ejecución de los proyectos.
Las barreras regulatorias y de planificación también constituyen un desafío importante. En algunos países, la aprobación de nuevos proyectos puede tardar hasta 12 o 14 años, lo que ralentiza el crecimiento de la infraestructura necesaria para la transición energética.
Al mismo tiempo, la congestión en las redes eléctricas ya existentes está impidiendo la conexión de nuevos proyectos renovables, lo que limita el desarrollo de fuentes de energía más sostenibles. Un caso concreto de este problema se observa en Países Bajos, donde la falta de capacidad en la red ha frenado la conexión de nuevas industrias y proyectos de energía renovable, impactando el crecimiento económico y reduciendo la eficiencia del sistema eléctrico.
Soluciones para acelerar la expansión
Para superar estos desafíos, el informe de BCG propone un cambio de paradigma en la planificación y gestión de las redes eléctricas. Es fundamental adoptar un enfoque más integrado y holístico que permita anticipar las necesidades futuras y optimizar el uso de la infraestructura actual. Asimismo, mejorar la eficiencia en la ejecución del capital es clave para priorizar y coordinar los proyectos de manera estratégica, asegurando que cada inversión tenga el máximo impacto posible en la expansión de la red. También es necesario optimizar la cadena de suministro, estableciendo relaciones estratégicas con los proveedores y unificando estándares técnicos para agilizar la entrega de equipos y servicios
«Para cumplir con los objetivos climáticos, las redes deben ampliarse al doble de la velocidad actual», explica De Lella. «Esto implica no solo aumentar la inversión, sino también repensar la planificación, mejorar la eficiencia del capital y resolver cuellos de botella críticos como la congestión de red y la escasez de talento técnico”.
El mes pasado circularon por las rutas de Neuquén un promedio diario de 1.300 camiones cargados con insumos y maquinarias que se utilizan en Vaca Muerta. La cifra prácticamente duplicó a la verificada en idéntico mes de 2024, cuando se movilizaron casi 700 camiones. El récord de actividad y la falta de celeridad en las obras de ampliación y construcción de nuevas carreteras amenaza con llevar a la provincia neuquina a un verdadero colapso vial. Además, la decisión de YPF de empezar a comprar únicamente arena extraída en Entre Ríos incrementa el tráfico de camiones y le suma presión a este escenario complejo.
En estos momentos Vaca Muerta alberga 13 sets activos y promedia unas 2.000 etapas de fractura mensuales, cada una de las cuales requiere alrededor de 230 toneladas (Tn) de arena. El consumo de dicho recurso está actualmente superando las 460.000 Tn al mes.
Según los expertos, la mayor demanda de arena no solamente puso al límite las posibilidades de respuesta de las plantas de procesamiento que hoy se encuentran operativas, sino que también agregó una fuerte presión al sistema logístico que vincula esas usinas con los puntos de consumo en Añelo, el epicentro industrial de las labores en la formación.
En este complejo panorama se inscribe la decisión estratégica de YPF -responsable de un 50% del consumo arenífero en Vaca Muerta- de comenzar a comprar únicamente arena extraída en Entre Ríos, medida que estresará aún más la capacidad logística de la Cuenca Neuquina. Debe resaltarse que hasta el mes pasado la petrolera bajo control estatal cubría cerca de un 60% de sus necesidades de arena con recursos obtenidos y procesados en Río Negro y Chubut. Ahora, esa arena, clave para las técnicas de extracción de crudo no convencionales, será traída exclusivamente desde suelo entrerriano.
“Todo indica técnicamente que la arena mayoritariamente va a venir de Entre Ríos y no es posible, con 8 millones de toneladas que va a consumir la industria, transportarla por ruta”, declaró el CEO de YPF, Horacio Marín, en el IEFA Forum, quien dejó en claro que exploran otras alternativas de transporte, como el traslado por tren, aunque esa alternativa demandaría varios años para su concreción.
Ventajas competitivas
La determinación de la empresa que conduce Marín se basa en los resultados obtenidos a partir de una serie de pruebas de desempeño y reportes de campo, los cuales confirmaron que la arena de Río Negro resulta poco eficiente desde un punto de vista técnico. Esto es así, sobre todo, por su escaso índice de redondez, su elevado contenido de finos, su menor resistencia a la presión de cierre y su mala distribución granulométrica, entre otras deficiencias.
En concreto, la arena rionegrina obliga a YPF a incrementar el empleo de sustancias químicas, además de mostrar una reducción en el factor de conductividad del proppant a largo plazo, a tal punto que su menor costo no llega a compensar la pérdida de productividad en los pozos.
La arena entrerriana, por su parte, tiene origen fluvial, exhibe una mineralogía más estable (al contar con un mayor porcentaje de cuarzo puro y una menor proporción de arcillas), brinda mejores propiedades de redondez y ofrece una resistencia mecánica superior. Tantas ventajas competitivas llevaron a YPF a preferirla, incluso pese a los más de 1.200 kilómetros que implica su transporte en camiones desde el litoral hasta Neuquén. En ese sentido, la petrolera resolvió elevar el valor del flete de 63.000 a 85.000 pesos por Tn para asegurarse el abastecimiento, aparte de ofrecer contratos take or pay a los transportistas.
Límite estructural
La sobrecontratación de camiones derivada de la nueva logística arenífera planteada por YPF pateó el tablero a nivel sectorial. No es casual que los tradicionales proveedores del recurso de Entre Ríos se hayan quedado sin unidades de transporte. Tampoco que el resto de las operadoras tengan que lidiar en estos momentos con un mercado logístico absolutamente desbalanceado.
Lo más preocupante, de todos modos, es el agravamiento de la problemática vial en Vaca Muerta, cuyo desarrollo a gran escala no peligra por cuestiones geológicas, económicas o financieras, sino por la insuficiencia en las vías de acceso y la amenaza de un destino -aparentemente inevitable- de saturación logística. Todo indica que, sin chances de abastecerse de arena en tiempo y forma, las operadoras no tendrán otra alternativa más que desacelerar sus labores de fractura hidráulica.
La falta de camiones, choferes y talleres le imprimió al negocio una certeza poco auspiciosa: la capacidad de transporte no podrá expandirse demasiado en el corto plazo. Es sabido, por otro lado, que habrá que esperar más tiempo del deseable para que se construya un corredor ferroviario que conecte las canteras entrerrianas con la Cuenca Neuquina. Finalmente, los planes de ampliar nodos intermedios como Chichinales o Estación Fernández Oro (EFO), ambos ubicados en el departamento rionegrino de Roca, son por ahora sólo eso: planes.
Tormene Americana, una de las cinco compañías globales de origen italiano que provee ingeniería y servicio para la separación, regulación y medición en las estaciones de gas natural, cumplirá en mayo 30 años de presencia ininterrumpida en la Argentina. Hoy la empresa, que comenzó como una organización dedicada a la fundición de metales no ferrosos en Padua, al norte de Italia, y que en 1930 comenzó con la fabricación de las primeras válvulas de gas a partir del descubrimiento de gas natural a 50 kilómetros de esa localidad, es conducida por la tercera generación de la familia por Alvise Tormene, nieto del fundador de la firma, Amedeo.
La compañía posee una fuerte presencia en el sector hidrocarburífero de la Argentina y proporciona distintos equipos como válvulas y también estaciones de filtración, medición y odorización de gas natural ya que tiene como objetivo acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y el desarrollo del país. Además, se encuentra presente en otros países de Latinoamérica como Perú, Chile, Brasil, Uruguay y Colombia, cuya puerta de entrada fue su experiencia en el mercado argentino.
En diálogo con EconoJournal, Alvise Tormene detalló que, gracias a su expertise en el gas natural, Tormene Americana se encuentra trabajando en diferentes iniciativas para combinar el gas natural con el hidrógeno y así reducir el impacto ambiental, la emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y poder alinearse con las exigencias que demanda la agenda de transición energética. Tormene desarrolló una primera planta de este tipo denominada “Green Hysland”, ubicada en las Islas Baleares, en Mallorca (España).
Jorge Ocampo, director General de Tormene Group Argentina; y Alan Agnello, gerente de Planificación y Desarrollo de Negocios, adelantaron que la compañía está evaluando la posibilidad de construir una planta similar en la Argentina para aprovechar el potencial gasífero de Vaca Muerta.
Alvise Tormene, CEO de Tormene Americana
¿Cómo fue la llegada de la compañía a la Argentina y la posterior expansión hacia Latinoamérica?
–Mi papá y mi tío viajaron varias veces a finales de los ’50 para realizar plantas para empresas cementeras. Luego la relación se interrumpió, pero en el ‘96 se retomó. Nosotros siempre estuvimos presentes en el segmento de gas, en la parte de realización y construcción de plantas para la regulación, medición y tratamiento de gas natural. La Argentina es uno de los países de Latinoamérica que más trayectoria tiene en lo que es el uso del gas, con lo cual era el país ideal para ingresar al mercado latinoamericano.
Fueron años muy buenos. Hemos exportado muchísimo a distintos países de Latinoamérica. En Perú el 80% de las estaciones son nuestras. Tenemos el gasoducto y la planta instalada en Camisea (el mega yacimiento de gas más importante de ese país). También tenemos muchas plantas instaladas en Chile, y en Uruguay todas las estaciones del sur. Estamos presentes en Colombia, Brasil, México, con lo cual cubrimos a los principales países de Latinoamérica.
¿Cómo se está alineando la empresa respecto a las exigencias internacionales en torno a la transición energética?
–La filosofía del grupo cambió. Además de estar en Latinoamérica tenemos nuestra casa matriz en Italia y estamos en España, en Austria, en China. Europa tiene una agenda muy robustecida en lo que respecta a la transición energética. Es por esto que hemos desarrollado una estrategia que tiene tres ejes. El primero tiene que ver con nuestro trabajo tradicional que está vinculado al tratamiento de gas y a los equipos. A la vez, estamos trabajando en el segmento de hidrógeno.
¿Cuál es el aporte que pueden realizar como compañía para apalancar el desarrollo del hidrógeno?
–El desarrollo del hidrógeno es un ámbito muy cercano a lo que es el gas natural. Son dos gases que sabemos cómo se deben manejar. Para nosotros es fácil adaptarnos y pasar del gas al hidrógeno, a pesar de que las moléculas tienen diferentes tamaños y el hidrógeno lleva otros procedimientos al ser más delicado.
Como tenemos la capacidad de adaptarnos, tomamos la decisión de desarrollar nuestra propia línea de electrolizadores para poder realizar todo el proceso de producción de hidrógeno. Firmamos un acuerdo con un centro de desarrollo tecnológico que está ubicado en el norte de Italia para poder fabricar este equipo y llevar a cabo la electrólisis (proceso que utiliza electricidad para separar el agua en hidrógeno y oxígeno) y obtener así el hidrógeno.
Ya presentamos tres patentes relacionadas al desarrollo de este equipamiento. Prevemos que estará listo antes de fin de año.
El mercado europeo exige disminuir el impacto ambiental. Esto también sucederá en la Argentina en algunos años. Por eso, muchas sociedades distribuidoras de gas quieren mezclarlo e hidrógeno, a pesar de que tienen características distintas. Nuestro foco está allí.
Para que esa mezcla sea eficiente se precisa de un mezclador. Se trata de una herramienta que nosotros también desarrollamos y patentamos. Esto es fundamental porque este equipo garantiza que la mezcla mantenga las mismas características por varios kilómetros y que no se separe el hidrógeno y el gas natural.
Proyectos hidrógeno
Desde Tormene Americana han analizado la posibilidad de seguir aprovechando el recurso gasífero y a la vez cumplir con lo que demanda a la agenda ambiental. Esto por esto que han encarado distintas alternativas para dinamizar su desarrollo junto con el hidrógeno.
¿Qué proyectos pusieron en marcha?
–Gracias a estas tecnologías como el mezclador, junto con una distribuidora española desarrollamos la planta más grande de mezcla de gas natural e hidrógeno denominada “Green Hysland”, ubicada en las Islas Baleares, Mallorca, España.
En este proyecto, Tormene Group se encargó de la ingeniería, fabricación, puesta en marcha y mantenimiento del primer sistema de mezcla de hidrógeno y gas en un sistema de gas natural tradicional. En la actualidad, ese gas llega a los usuarios residenciales, a las industrias, a todo el sistema mediante la misma infraestructura existente.
¿Cómo fue el desarrollo de esta iniciativa?
–Se trata de un proyecto piloto financiado por la comunidad europea. Ellos poseen hidrógeno y además tenían un electrolizador para llevar a cabo el proceso de obtención.
Es un proyecto que desarrolla las infraestructuras necesarias para la producción de hidrógeno verde a partir de energía solar y su distribución a los usuarios finales, como también a los sectores turísticos, de transporte, industrial y energético, entre lo que se incluye la inyección en la red de gas para la generación de calor y energía verde en la ubicación de su uso final.
Allí nosotros desarrollamos la planta de descarga de camiones en los que viaja el hidrógeno para luego llegar a la estación de regulación. En ese punto, desde nuestra compañía alimentamos al sistema que va agregando hidrógeno antes de la entrada al mixer. Hoy en día, la mezcla posee entre un 3 y 4% de hidrógeno, pero la idea es llegar a 20% de hidrógeno y 80% de gas natural, que es el número que los técnicos nos han indicado que no implicaría cambios en toda la infraestructura de transporte de gas.
Por eso, creemos que el mercado de gas natural va a seguir por muchos años, porque es el combustible que menos impacto ambiental posee.
¿Qué otros proyectos tienen en agenda?
–Hace poco adquirimos una compañía en España que se dedica al tratamiento del biogás. Poseemos toda la tecnología para limpiar ese gas que llega con una cantidad importante de dióxido de carbono. Nuestro objetivo es aprovechar ese CO2, sumarle hidrógeno y generar gas sintético, que tiene la misma fórmula que el gas natural, pero que es generado de manera tecnológica.
Ese sistema existe desde el punto de vista químico, pero no está desarrollado desde el punto de vista industrial. Sabemos cómo se hace, pero aún no existen plantas industriales de gran producción que lo estén desarrollando. Este tipo de gas está en estudio. Entablamos conversaciones con distintas empresas, en su mayoría start up que están estudiando esta iniciativa para que sea conveniente en términos económicos.
¿Cuál sería el impacto de generar gas sintético?
–Permitiría aprovechar el CO2 generado con el biogás y transformarlo en combustible. Quienes poseen una planta que genera biogás podrían aprovechar el CO2 junto al hidrógeno e incrementar su producción, al mismo tiempo que reducirían el impacto ambiental.
¿Este tipo de iniciativas se podrían replicar en la Argentina?
–Todas estas tecnologías están disponibles para todas las empresas. Por lo cual, la Argentina también podría acceder a todas ellas. En lo que respecta al desarrollo de los electrolizadores, la idea es poder fabricar localmente todo el sistema. Lo mismo para el tratamiento del biogás, el mezclador. Nosotros lo estamos desarrollando en Italia porque tenemos la ventaja de tener un centro de desarrollo tecnológico muy cerca, que tiene mucho dinero que viene de la comunidad. Nuestra idea es que cada una de estas tecnologías e iniciativas se puedan replicar en cada uno de los países en los que nosotros estamos presentes cuando lo necesiten.
El desarrollo del hidrógeno
¿Cuál es el análisis que realiza del desarrollo del hidrógeno en la Argentina?
–Hoy el hidrógeno en la Argentina no es una prioridad. Pero todo lo que desarrollamos se puede replicar aquí cuando el país lo necesite. La Argentina está focalizada en el desarrollo de los hidrocarburos, otro segmento en el que estamos presentes, para aprovechar la oportunidad que posee con el gas de Vaca Muerta.
Muchos países están invirtiendo dinero para usar gas natural y también producir hidrógeno. Por ejemplo, Arabia Saudita está realizando una inversión grande para poder tener el sistema más grande de producción de hidrógeno. El gas natural será el puente para todas estas iniciativas y se va a seguir utilizando por mucho tiempo por la intermitencia de las renovables.
¿Cuál es el análisis que realizan sobre el escenario de la Argentina?
—Jorge Ocampo, director General de Tormene Group Argentina: La Argentina se encuentra en una posición económica en la que no puede otorgar muchos incentivos. La economía siempre estuvo basada en el sector del agro, pero hoy se tomó dimensión de que la energía podría ser muy importante para el desarrollo económico. Por eso hay mucha expectativa respecto al gas y al petróleo. Nuestros equipos y provisiones son para ese segmento.
Nuestros análisis de mercado nos muestran que no están llegando las inversiones del exterior como se esperaba, sino que muchos inversores locales son los que están apostado al riesgo nacional, a los proyectos, porque conocen las reglas, la idiosincrasia y porque todavía hay esperanza de desarrollo.
Aún resulta difícil convencer a los inversores internacionales porque estamos ante un gobierno nuevo que todavía tiene mucho por demostrar. Si bien hubo cambios que parecen positivos, todavía no son suficientes para que llegue la lluvia de inversiones.
Sí notamos que hay un gran cambio y que hay mucho desarrollo en Vaca Muerta. Por eso nosotros, como compañía, queremos estar presente con los equipos que tenemos, los separadores, las instalaciones de superficie, etc.Sabemos que durante los próximos años el gas natural va a seguir siendo una fuente importante para la matriz energética y que también será una fuente de exportación para el ingreso de divisas para el país.
Jorge Ocampo, director General de Tormene Group Argentina; y Alvise Tormene, CEO de la compañía.
Cuando se habla de producir hidrógeno en la Argentina muchas veces se pone el foco en Chubut por su potencial eólico. ¿Creen que el trabajo que realizan en Europa se podría replicar allí?
–El proyecto del sur es una iniciativa que tiene muchos años y que ahora la están reflotando. El hidrógeno tiene muchos temas que se deben solucionar. Uno de ellos es el transporte eléctrico. Se necesita analizar cuál es la alternativa más conveniente. A su vez, hay una ventaja y es que la producción eléctrica es realmente muy importante en esa parte de la Argentina, pero se trata de una inversión muy grande. Para nosotros son plantas de mucho tamaño y estamos pensando en proyectos más chicos, con plantas modulares.
¿Cuáles son sus proyecciones para los próximos años?
–Vaca Muerta tiene un plan de inversión gigante. Los inversores serán locales. Tenemos vínculo con muchos clientes, con las operadoras, y vamos a acompañar este crecimiento. La Argentina tiene que desarrollar sus recursos ahora. El acuerdo de YPF con Shell sobre el Gas Natural Licuado (GNL) es muy importante porque esa es la mejor manera de exportar. Lo ideal sería poder vender el gas a Europa durante el verano ya que allá es invierno y es el periodo en el que baja el consumo de gas acá.
A pesar de la abundancia de recursos que posee la Argentina respecto al gas de Vaca Muerta hay localidades que no cuentan con suministro y deben comprar garrafas. ¿Cómo analizan esta situación y cuál es el aporte que podrían realizar como compañía?
–Es muy complejo porque se trata de un tema de costos. Hay lugares que están ubicados bastante lejos de lo que son las líneas principales, con lo cual servir a un pueblo que tiene poca gente es complicado. La alternativa que existe son los gasoductos virtuales (sistema que transporta gas natural sin la necesidad de construir gasoductos físicos. Se comprime o licua el recurso y se lo transporta). Son recursos que hemos analizado.
¿Cuáles son los obstáculos?
—Jorge Ocampo: La Argentina es un lugar en el que hay gas hace muchos años. Posee muchas redes desarrolladas, pero no hay muchos proyectos que sean interesantes a nivel económico. Hay iniciativas de plantas de micro LNG (permiten licuefaccionar gas natural en volúmenes pequeños y son una solución para suministrar energía en zonas remotas o sin gasoductos), pero podríamos apuntar a algún industrial importante que tenga la capacidad de pago de este tipo de inversión. La ventaja que tenemos como empresa es que somos una compañía multinacional que está presente en muchas partes del mundo. Esto permite tener mucha experiencia y retroalimentarnos de las distintas filiales para capitalizar esa información en el desarrollo de proyectos.
—Alan Agnello, gerente de Planificación y Desarrollo de Negocios: Hay algunos pueblos del norte del país que están ubicados cerca del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) y que deberían ser abastecidos por ese ducto, pero como no están las obras complementarias utilizan Gas Licuado de Petróleo (GLP). Es por esto por lo que estamos evaluando distintas alternativas para llevar a cabo un proyecto piloto de mezcla de hidrógeno a algún pueblo aislado. Sería una alternativa similar a lo que realizamos en Mallorca.Esto es así porque en este momento no resulta viable económicamente instalar una planta de regasificación o de licuefacción.
Grúas San Blas recibió a representantes de SANY LATAM, en el marco de una visita estratégica a la Argentina. Cao Te, Presidente de SANY LATAM, y Yonglin Cheng, director comercial de la región, recorrieron junto a su comitiva las sucursales de Buenos Aires, Centenario y Añelo, para interiorizarse sobre el trabajo que Grúas San Blas desarrolla en los principales polos industriales del país.
El objetivo de la visita fue fortalecer el vínculo institucional y comercial entre ambas compañías, así como profundizar el conocimiento de la estrategia operativa que Grúas San Blas implementa en los distintos segmentos de maquinaria pesada, según precisaron desde la compañía a través de un comunicado.
La agenda incluyó encuentros con equipos locales, recorridas técnicas, visitas a clientes estratégicos y espacios de intercambio de experiencias y proyecciones conjuntas.
Desde la compañía destacaron: «Grúas San Blas ha sido un actor clave en la consolidación de la marca en el país, brindando soluciones integrales en ventas, servicios y postventa para equipos de alta complejidad. Esta alianza, sostenida en el tiempo por la confianza mutua, el profesionalismo y una visión compartida de crecimiento, ha contribuido a posicionar a SANY como un referente en la región».
“Estas instancias de contacto directo refuerzan nuestro compromiso con el desarrollo de una industria cada vez más robusta, eficiente e innovadora, donde el cliente es el centro de cada decisión”, sumaron desde la dirección de Grúas San Blas.
Visita
A su vez, precisaron que la visita de los directivos de SANY LATAM no solo evidencia el reconocimiento a la gestión de Grúas San Blas, sino que también proyecta nuevas oportunidades de colaboración para continuar liderando el mercado con soluciones de vanguardia, adaptadas a las exigencias del sector.
Más información sobre los productos SANY disponibles en la Argentina en este link.
CIMC Wetrans -el holding global especializado en sistemas de construcción modular, depósitos modulares y contenedores- estuvo presente por segundo año consecutivo de la Expo Agro. La compañía expuso nuevas propuestas que van desde más de 150 modelos de contenedores, incluyendo los diseñados para el acopio de productos rurales, los destinados al traslado de alimentos refrigerados o congelados y los de almacenamiento de energía hasta desarrollos habitacionales modulares para campamentos, oficinas y viviendas rurales.
Romina Parquet, Founder y CEO de CIMC Wetrans, aseguró: “Buscamos potenciar la Agroindustria, a partir de la innovación que importamos: insumos con tecnología y soluciones sustentables que hacen mucho más productivo y eficiente el trabajo del agro. Represento a una compañía que es líder global en soluciones de energía limpia. Desde ese lugar vamos a buscar siempre alcanzar la máxima calidad, eficiencia e innovación en nuestros productos y servicios centrándonos en que los mismos puedan enfrentar los desafíos que surgen, en cada industria y en cada sector, en la búsqueda y desarrollo para un ecosistema cada vez más sostenible «.
Soluciones de almacenamiento de energía
Estas son algunas de las nuevas soluciones de almacenamiento de energía que fueron presentadas en la última edición de ExpoAgro:
Contenedores de almacenamiento de energía renovable: Dentro de las respuestas más innovadoras de CIMC Wetrans en el ámbito de las energías verdes se encuentran los contenedores de almacenamiento de energía renovable. Estos sistemas utilizan baterías de alta capacidad para almacenar la energía generada por paneles solares o turbinas eólicas, y son especialmente útiles en áreas rurales, donde la red eléctrica convencional no llega o es costosa de implementar.
Romina Parquet, CEO de CIMC Wetrans
Principales beneficios
1.Reducción de costos energéticos: Al almacenar energía renovable, los productores pueden reducir su consumo de energía tradicional y bajar los costos operativos. Esto se traduce en una mayor rentabilidad para los proyectos agroindustriales, especialmente en zonas donde los precios de la electricidad son elevados.
2. Sostenibilidad y reducción de la huella de carbono: Los sistemas de almacenamiento permiten utilizar más energía renovable durante todo el día, disminuyendo las emisiones de carbono y ayudando a combatir el cambio climático, uno de los mayores desafíos del sector agropecuario global.
3. Mayor estabilidad energética: El almacenamiento de energía proporciona una fuente confiable de electricidad, incluso durante los cortes de energía o cuando no hay suficiente sol o viento. Esto es especialmente valioso en áreas rurales y remotas donde el acceso a la red eléctrica convencional a veces es limitado.
4. Fácil instalación y portabilidad: Los contenedores modulares son fáciles de transportar e instalar, lo que los convierte en una opción ideal para proyectos agroindustriales de todo tamaño. Su portabilidad permite que se adapten a las necesidades de cada productor, sin requerir grandes inversiones iniciales ni complejas infraestructuras.
Otras soluciones
Además de sus sistemas de almacenamiento de energía, CIMC Wetrans ofreció una serie de soluciones energéticas complementarias que ayudan al sector agropecuario a integrarse de manera más eficiente con las energías renovables, entre las que se destacan los contenedores solares equipados con paneles solares de alta eficiencia y los contenedores generadores de energía, diseñados para albergar grupos electrógenos, también permiten complementar la energía renovable con fuentes de respaldo cuando sea necesario, sin dejar de ser una solución respetuosa con el medio ambiente.
“Toda la línea agrícola está conformada por contenedores completamente nuevos o denominados one way, y su valor es altamente competitivo, salen lo mismo que comprar uno usado. Su equipamiento y estructura es de excelencia. Se entregan nacionalizados, personalizados y con certificaciones internacionales, nos ocupamos de la integralidad de la logística así como su transporte”, afirmó Parquet.
«Contamos con una flota propia de utilitarios y camiones para el transporte punto a punto, puerta a puerta, de esta forma garantizamos un servicio eficiente y de calidad que se traduce en un transporte 100% confiable”, concluyó la ejecutiva.
Para más información, visite www.cimcwetrans.com.ar
Oiltanking Ebytem, la compañía que opera la terminal de exportación de crudo de Puerto Rosales, en Bahía Blanca, planea ampliar sus instalaciones en un 50% para acompañar los envíos de crudo que transportará Oldelval desde Vaca Muerta a través de Duplicar Plus y Duplicar X.
Guillermo Blanco, vicepresidente de Oiltanking, comentó a EconoJournal que, ante el aumento de capacidad planeado por Oldelval, la firma ahora trabaja en dar respuesta a través de una nueva ampliación de su terminal que será puesta a consideración del directorio.
Con la puesta en marcha del proyecto Duplicar Plus se incrementará a 540.000 barriles diarios la evacuación desde la Cuenca Neuquina. Un segundo proyecto, el Duplicar X, que ya fue aprobado por Oldelval, permitirá sumar 125.000 barriles más al sistema que concluye en la terminal de Oiltanking. En este sentido, Blanco explicó que esto demandará una nueva obra “del orden de un 40 o un 50% de magnitud” con respecto a las instalaciones actuales.
“Este es un único sistema logístico. Si Oldelval aumenta su capacidad de bombeo y no tiene su correlato en el almacén, claramente hay algo que está faltando. Nosotros estamos trabajando, estamos planteando ideas y recibimos solicitudes de productores. Tenemos que hacer un proceso de autorización interno junto con nuestros socios y pronto podremos anunciar que también tendremos la parte que nos corresponde con una ampliación equivalente”, afirmó el viernes desde Allen, en la inauguración de la nueva planta de bombeo de Oldelval en Río Negro.
En relación al financiamiento, esta nueva ampliación se lograría con aportes de los productores y con una financiación interna en Argentina a través de Obligaciones Negociables (ON). “El mercado ha respondido y realmente ha sido muy bueno. Eventualmente sería de la misma manera”, confirmó el vicepresidente en relación a las obras actuales que demandaron una inversión de US$ 580 millones.
Oiltanking finalizará en abril dos de los seis tanques que construye y un nuevo muelle.
Finalizan dos tanques
Oiltanking lleva adelante la ampliación de su terminal marítima y la construcción de seis tanques de 50.000 metros cúbicos. Los planes de expansión de la empresa buscan que sus instalaciones estén aptas para contar con una capacidad de 86.000 m3/día desde la Cuenca Neuquina.
En este sentido, Blanco detalló que “para responder al aumento de caudal que trae Oldelval estamos construyendo además, una posición de muelle para recibir dos buques de importante tamaño: un Suesmax y un Aframax, uno de 160.000 toneladas y otro de 120.000 para reemplazar una de las monoboyas que tenemos, más una estación de bombeo para poder bombear simultáneamente a los dos buques y toda la infraestructura asociada”.
Oiltanking ya cuenta con uno de los tanques en servicio y en abril espera sumar otros dos. Mientras que el muelle estaría operativo el 22 de abril. Una vez terminada la obra, se espera que se pueda despachar entre 20 a 25 buques.
“Duplicar es un hito fantástico”
La compañía operadora de la terminal de exportación celebró la inauguración del proyecto Duplicar que Oldelval puso en marcha el pasado viernes 4. Blanco afirmó que “Oldelval es un partner importantísimo.Este es un único sistema logístico que tiene dos componentes: la parte que maneja Oldelval, que es el transporte del producto, y la parte de la terminal marítima, que es el gran almacén para recibirlo y exportarlo en buques. Este es un hito fantástico para la industria que esperamos acompañar dentro de muy poco tiempo con la inauguración de nuestras instalaciones”.
Vista Energy, el segundo mayor productor de petróleo no convencional de la Argentina, renovó su acompañamiento a las Becas Gregorio Álvarez con una inversión de 500.000 dólares, el doble de lo destinado el año pasado, según informaron desde la compañía. El anuncio se realizó en Buenos Aires durante un encuentro entre el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; y el presidente y CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio.
Galuccio aseguró que “la posibilidad de acceder a una beca tiene un impacto enorme en la vida de las personas. Tanto el gobernador como yo vivimos esa experiencia y logramos progresar gracias a una beca y al esfuerzo personal. Sabemos de la importancia que le asigna Rolando Figueroa a la educación y por eso redoblamos nuestro compromiso con este esfuerzo que lidera para que más neuquinos accedan a una educación de calidad. Apostamos a formar nuevos talentos que impulsen el futuro de la provincia y de la industria”.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; y el presidente y CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio
Impacto
Desde Vista Energy además destacaron que la expansión de Vaca Muerta tiene un impacto profundo en Argentina y, en particular, en Neuquén y que para sostener este desarrollo en el tiempo, la educación es clave. Es por ello que impulsan iniciativas que fortalecen el capital social. Entre ellas, el apoyo a las becas Gregorio Álvarez que lidera el gobernador, pero también el programa Genera Neuquén, en alianza con Tecpetrol, con un fuerte enfoque en la educación técnica.
“A través de iniciativas como Genera Neuquén, y los programas realizados en conjunto con Fundación Cimientos, Enseña x Argentina, TicMas y otros, Vista Energy ya impactó en miles de jóvenes, fortaleciendo la educación en las zonas donde opera”, remarcaron desde la empresa.
Estos proyectos son clave para continuar ampliando el acceso a la educación y promover más oportunidades. La formación de nuevos profesionales será un desafío central para acompañar el crecimiento productivo que se proyecta en Vaca Muerta durante los próximos 10 años, concluyeron desde Vista.
El área energética del gobierno de Javier Milei está terminando de definir la forma y los tiempos en que autorizará un aumento real —por encima de inflación— de las tarifas de gas y electricidad a partir del 1º de mayo. No es un incremento más, sino que surgirá del proceso de revisión quinquenal (RQT) que los entes reguladores —el Enargas y el ENRE— están discutiendo con las empresas distribuidoras y transportistas.
La iniciativa apunta a garantizarle a los privados los ingresos económicos necesarios durante los siguientes cinco años para mejorar la calidad del servicio eléctrico en el AMBA y para incorporar, en el caso del gas natural, nuevos usuarios residenciales a las redes de distribución. Para dimensionar la particularidad de lo que se está discutiendo, basta decir que, en los últimos 25 años, el Estado sólo pudo empezar y finalizar una sola revisión tarifaria: la que se llevó adelante en 2017 durante la gestión de Cambiemos (aunque esa revisión tampoco llegó a cumplirse como consecuencia de la corrida cambiaria de 2019). Si hubiese cumplido con el marco regulatorio, tendría que haber realizado al menos cinco RQT’s, pero desde la caída de la Convertibilidad predominaron los congelamientos y atrasos tarifarios que impidieron este tipo de discusión de mediano plazo con las compañías reguladas de energía.
Matizar el impacto inflacionario
Desde la óptica de los funcionarios del gobierno, la complejidad de esta revisión, más allá de la negociación técnico-económica con las empresas, está ligada a cómo calzar los aumentos tarifarios que se desprendan del proceso con el plan macroeconómico del ministro Luis ‘Toto’ Caputo, que orbita centralmente sobre la baja de la inflación. La necesidad, en esa clave, es que la suba del gas y la electricidad tenga —si no un efecto inocuo (algo imposible)— el menor impacto en la evolución del IPC.
Fuentes de la Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti, adelantaron en febrero que el incremento real de las tarifas que avalará el gobierno durante 2025 no superará el 10%. Lo que no está claro aún es en qué velocidad se aplicará esa suba. Hasta hace 15 días desde la cartera energética indicaban que se aplicaría de manera gradual en tres o más cuotas. Pero algo cambió en las últimas dos semanas.
La novedad, en ese punto, es que finalmente el Ejecutivo se inclinaría por programar subas reales —por encima de la inflación— de forma mensual del Valor Agregado de Distribución (VAD), tal como se denomina al ingreso que perciben las distribuidoras, y del margen de transporte (lo que recaudan las transportistas) al menos por los próximos 12 meses, es decir, desde mayo de este año hasta abril de 2026. Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes privados y del área energética del gobierno. Es algo similar a lo que sucedió en los últimos meses, cuando el gobierno habilitó subas del VAD y del margen de transporte por encima de la inflación para achicar el atraso que acumuló con las compañías reguladas durante parte de 2024. En abril, por ejemplo, el VAD de las distribuidoras de gas aumentó un 2,5% —la suba final en las facturas residenciales fue del 1,8%—, por encima del IPC proyectado para marzo.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, busca que la suba real de las tarifas impacte lo menos posible en la inflación.
Números
Lo que sucederá, en los hechos, es que los entes reguladores definirán, en primer lugar, una fórmula polinómica —basada en sólo dos indicadores, IPC e IPIM (precios mayoristas) para el caso de las empresas eléctricas— a fin de que las tarifas no se deprecien en términos reales frente a la nominalidad de la macroeconomía. Y en segundo lugar, diseñarán un esquema para que el aumento real del componente regulado de las tarifas —el VAD y el margen de transporte— que surja de los procesos de RQT se netee durante los próximos 12 meses.
«Así, por ejemplo, si de la revisión tarifaria de una empresa se desprende que su VAD debe aumentar en términos reales un 15% en 2025, todos los meses se reconocerá un actualización por inflación para que las tarifas no se deprecien y luego se irá aumentando alrededor de un 1% por mes durante los próximos 12 meses hasta llegar al incremento establecido en la RQT», explicó un ejecutivo del sector.
¿Eso significa que la factura final de los usuarios aumentará por encima de la inflación durante todos los meses desde mayo hasta abril del año próximo? No necesariamente. Si el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) o el precio de la energía en el mercado mayorista (PEST), que representan hasta un 50% del costo final de las facturas antes de impuestos, permanecen congelados terminarán absorbiendo el aumento del componente regulado que sí evolucionará por encima del IPC. Durante los meses en que el precio mayorista no varíe o varía menos que el IPC, la suba final del gas y la electricidad podría ser inferior a la inflación.
Rapetti: “Según las mejores proyecciones, la energía y la minería traerán u$s 50.000 millones para 2030. Se trata de un escenario muy beneficioso, pero son u$s 1.000 per cápita de exportaciones. Chile tiene u$s 3.000 per cápita con la venta de cobre”
Royon: “Si bien el RIGI está corriendo, todavía no tenemos ningún gran proyecto de cobre adentro. Para que eso cambie se tienen que resolver cuestiones como la Ley de Glaciares. También habría que repensar el Código Minero”
Gadano: “La Ley de Glaciares es una ley antiproductiva. Esto no significa que no haya que cuidar los recursos naturales. De Mendoza hacia el norte creció mucho la licencia social para la minería, pero en el sur sigue siendo un problema”
Carbajales: “Todavía necesitamos importar gas para cubrir el mercado interno. La buena noticia es que la Secretaría de Energía está dando los pasos necesarios para ampliar la capacidad de evacuación de la Cuenca Neuquina”
Arceo: “Sin planificación estatal, el sector nuclear en la Argentina nunca hubiera existido. Y sin la reestatización de YPF y el cambio de políticas en el sector hidrocarburífero, el desarrollo de Vaca Muerta hubiera sido mucho más lento”
El crecimiento que en los últimos años mostraron las exportaciones de crudo y la sustitución de importaciones que promovió el gas de Vaca Muerta hicieron posible revertir el déficit de la balanza comercial energética de la Argentina. Un aporte similar se espera de la actividad minera, que hoy sigue teniendo al oro como su principal recurso de exportación, pero promete dar un salto cuantitativo de la mano del cobre.
El respaldo que la industria extractiva le brinda y le seguirá brindando a las arcas del país monopolizó el debate en la tercera emisión de la nueva temporada de Dínamo, episodio que contó con la participación de Nicolás Arceo, director de Economía y Energía; Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú; Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear; Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra; y Flavia Royon, ex secretaria de Energía y ex secretaria de Minería de la Nación.
Con un espíritu desarrollista, el análisis de estos temas atravesó la realidad del mercado cambiario, la instrumentación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y las normativas ambientales que rigen a nivel nacional y provincial, entre otros ítems.
Cifras favorables
La balanza energética está de parabienes. Tras cerrar 2024 con un superávit superior a los u$s 5.600 millones, para este año se aguarda un saldo positivo de entre u$s 7.500 millones (cifra que prevé Arceo) y u$s 8.000 millones (proyección de Rapetti).
Según el director de Economía y Energía, en el primer bimestre de 2025 se exportaron 226.000 barriles equivalentes. “Se trata de un 50% más que en el mismo período del año pasado”, resaltó Arceo.
No obstante, advirtió el titular de Equilibra, resultará esencial seguir de cerca la evolución de las importaciones, que se elevarán por cuestiones técnicas. “Se importarán, como mínimo, u$s 25.000 millones más que en 2024”, estimó Rapetti.
Dicho incremento sería aún más alarmante, acotó Carbajales, si Vaca Muerta no recortara fuertemente los requerimientos de gas natural licuado (GNL). “Enarsa anunció la contratación de 24 buques, seis menos que el año pasado”, destacó el director de Paspartú.
¿Condenados a diversificar?
Aunque hay grandes expectativas puestas en el despegue de la industria minera y la energética luce bastante independizada de los avatares de la macroeconomía -tal como lo demuestra el caso de Vaca Muerta, que no dejó de crecer pese al cepo cambiario y a la elevada inflación-, ambos complejos no serán por sí solos la salvación económica del país. Así lo resaltó Rapetti, quien anticipó que la minería y la energía generarán en conjunto u$s 1.000 per cápita de exportaciones para 2030; es decir, un tercio de lo que mueve el cobre en Chile. “Estamos condenados a tener una matriz productiva mucho más diversificada de la que se piensa”, sentenció.
Para Gadano, sin embargo, la Argentina sólo recibirá capitales internacionales a gran escala por aquellos productos que puede ofrecer de manera competitiva, por lo que debe elegir bien sus prioridades estratégicas. Un buen ejemplo, citó, pasa por el uranio. “El país consume alrededor de 155 toneladas (Tn) anuales del recurso y posee reservas probadas por 25.000 Tn. Con los actuales precios, la actividad es rentable. Y la demanda mundial crecerá”, proyectó ex subsecretario de Energía Nuclear, quien también enfatizó la importancia de revertir la connotación negativa que en la agenda pública tienen conceptos como el “extractivismo”.
Agenda exportadora
Consciente de que la falta de dólares configura un problema estructural para la economía local, Royon consideró clave remarcar que “ningún sector económico sobra”. “Lo que necesitamos es un desarrollo exportador de alto impacto en todos los segmentos”, definió.
Para ilustrar la lentitud con la que viene desenvolviéndose ese proceso, se refirió al tan mentado “boom del litio” en el norte del país. “Hoy exportamos carbonato de litio por sólo u$s 650 millones, frente a los u$s 43.000 millones de Perú y los u$s 57.000 millones de Chile”, comparó la ex titular de la cartera minera a nivel nacional, quien también se lamentó de que todavía no haya ningún gran proyecto de cobre adherido al RIGI, por lo que planteó una doble necesidad: la de abordar los desafíos ligados a la normativa ambiental, por un lado, y la de repensar el Código Minero, por otro.
Más allá de todo, acotó Carbajales,de poco servirá la consolidación de esa agenda exportadora si las autoridades se desentienden de los principales retos sociales y económicos a sortear. “El desarrollo productivo debe traducirse en crear empleo y bajar la pobreza”, sintetizó.
Reconversión y formación
Otro escenario desafiante que puede abrir oportunidades está dado por la eventual reconversión productiva del Golfo San Jorge. No obstante, tal como señaló Arceo, no será tan simple suplir los niveles de actividad y empleo que la extracción de crudo le brindó a Chubut durante tantas décadas. “Si pensamos en el uranio, por caso, hay un problema de magnitud. Un proyecto uranífero de u$s 70 millones son cinco pozos de petróleo”, cuantificó el analista, quien de todos modos aclaró que la producción hidrocarburífera no desaparecerá de inmediato.Para abordar esta cuestión será fundamental potenciar la formación de recursos humanos, desde la óptica de Carbajales, quien se reservó el cierre del episodio para recordar que hace exactamente un siglo Albert Einstein vivió durante un mes en Buenos Aires. “Esa visita generó un auge de las ciencias en el país. Y hoy me permite hacer el desagravio de decir que lo mejor que tiene la Argentina son los argentinos”, concluyó.
La compañía Oleoductos del Valle SA. (Oldelval) inauguró este viernes el proyecto Duplicar, una obra de infraestructura que permite aumentar de 225.000 a 540.000 barriles diarios la capacidad de evacuación desde Vaca Muerta hacia el Océano Atlántico y destrabar el cuello de botella que limitaba la producción proveniente de la Cuenca Neuquina. La obra demandó una inversión de 1.400 millones de dólares y se estima que podrá generar divisas por 8.000 millones de dólares anuales.
“Dimos un giro copernicano para la industria”, expresó Ricardo Hosel, CEO de Oldelval en conversación con EconoJournal. “Con 1.400 millones de dólares de inversión esta es la obra de infraestructura más grande de los últimos 20 años de Argentina”, afirmó.
La inauguración tuvo lugar en la Estación de Bombeo de Allen y contó con la presencia de la secretaria de Energía, María Tettamanti, el subsecretario de Combustibles Líquidos, Federico Veller, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, y representantes de las petroleras. En cambio, los grandes ausentes fueron el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck y el de Neuquén, Rolando Figueroa.
La ausencia del mandatario rionegrino no pasó percibida. La obra de Oldelval no solo representa un hecho histórico para la industria, sino que además la mayor parte de su traza recorre la provincia de Río Negro. Fuentes consultadas por EconoJournal indicaron que Weretilneck aún mantiene una disputa con las operadoras por el Vaca Muerta Sur (VMOs), el proyecto que lidera YPF para exportar crudo desde Sierra Colorada. El mandatario rionegrino pretende cobrarle a las petroleras una tarifa por su paso. Las negociaciones están en la recta final, aunque aún no concluyeron.
El ducto
El ducto que nace en la Estación de Bombeo de Oldelval tiene una longitud de 545 kilómetros que suma a la red de la compañía una capacidad de 315.000 barriles diarios, permitiéndole pasar de transportar de 225.000 barriles día a 540.000 desde la terminal de Oiltanking, en Bahía Blanca.
El directivo de la firma destacó que este nuevo oleoducto “va a permitir que Vaca Muerta pueda explotar todo su potencial ya que en los últimos tres años no podía por las restricciones en el transporte”.
Oldelval -que tiene entre sus accionistas a YPF (37%), ExxonMobil (21%), Chevron (14%), PAE (11,9%) Pluspetrol (11,9%) y Tecpetrol y Pampa Energía (2,1%) había logrado en 2022 la prórroga de la concesión por 10 años, hasta 2037 por parte de la Secretaría de Energía. Tiempo después presentó el proyecto de Duplicar con el fin de acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y ampliar los envíos de crudo hacia el Océano Atlántico.
El 100% del proyecto Duplicar tendrá destino de exportación y se estima que generará divisas por 8.000 millones de dólares anuales.
La obra
“Fue un desafío de proporciones, desde el punto de vista técnico como humano, atravesando el país de este a oeste, repotenciando estaciones de bombeo que estaban en plena capacidad de operación y tareas de ingeniería extremadamente complejas que tuvimos que llevar adelante de un día para el otro por la velocidad de crecimiento de la cuenca”, expresó Hosel.
Federico Zárate, gerente de Proyectos de Oldelval, agregó que la obra se finalizó dos meses antes de lo previsto, pese a los desafíos que debieron enfrentar como dificultades en las importaciones y en materiales o en la traza del oleoducto, que implicaron el paso por dos provincias, el cruce de ríos y la gestión de permisos ambientales.
“Pero lo más importante es que fue una gran oportunidad para innovar y crecer como equipo: soldamos 525 kilómetros de caños de 24 y 30 pulgadas, ejecutamos 120 mil pulgadas de soldaduras en estaciones de bombeo, 200 cruces especiales como el arroyo Pareja y el Río Colorado”.
Para concretar el Duplicar, además intervinieron en el proyecto 224 proveedores y se demandaron 2.553 trabajadores de forma directa y más de 6.000 de manera indirecta.
Nuevos proyectos
Oldelval planea continuar ahora con dos grandes proyectos: Duplicar X y Duplicar Norte. La primera obra es un ducto paralelo al Duplicar que permitirá sumar otros 125 mil barriles diarios para exportación. Demandará una inversión de 500 millones de dólares y se estima comenzará a construirse a mitad de año y se estima que estará finalizada a mitad del 2026.
“Con Duplicar y Duplicar X la capacidad de evacuación de la Cuenca va a llegar a los 900 mil barriles por día y va a darle un potencial a Vaca Muerta que nunca tuvo”, indicó Hosel a EconoJournal,
Duplicar Norte es una ampliación hacia el norte de Neuquén, hacia Puesto Hernández a través de un ducto de 200 kilómetros y demandará 400 millones de dólares de inversión. Se espera que la primera etapa esté concluida en el 2026.
Hosel afirmó que ambos proyectos aplicarán al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones para poder adherir a los beneficios que establece el proyecto incluido en la Ley de Bases.
HIMOINSA, fabricante global de soluciones de tecnología energética, ha desarrollado un nuevo sistema de acumulación a baterías EHR con el objetivo de seguir completando su línea de producto de sistemas de acumulación y distribución de energía a baterías. Se trata del modelo EHR 90/130 que duplica la potencia respecto a los modelos existentes hasta ahora y alcanza los 130 kWh.
Esta nueva solución de mayor potencia optimiza la gestión energética, reduce las emisiones y simplifica la operativa de costes diaria. Un nuevo producto que será presentado en Bauma, la mayor cita anual en la que se congregan los principales agentes de la industria de la construcción, minería y alquiler de equipos.
“El nuevo EHR es, sin duda, un paso más en nuestro plan de desarrollo de soluciones de energía electrificada, en el que pretendemos seguir desarrollando hasta alcanzar los 2MW de potencia”, explicó Christopher Autey, Global Product Manager de Soluciones Basadas en Baterias de HIMOINSA
“Junto a este nuevo modelo que presentamos, podemos decir que ya estamos trabajando en el desarrollo del siguiente prototipo; el EHR 300/600, que supondrá un gran salto en términos de potencia y capacidad de almacenamiento”, añadió.
Tecnología avanzada para un rendimiento superior
El modelo EHR 90/130 incorpora importantes mejoras tecnológicas que aumentan su rendimiento y garantizan su facilidad de uso:
Mayor capacidad de almacenamiento: 130 kWh gracias a sus 36 baterías LFP (LiFePO4), que ofrecen una vida útil de hasta 50.000 horas y más de 6.000 ciclos al 90% DoD, lo que supone hasta 15 años de vída útil.
Nuevos inversores: 6 inversores con capacidad de sobrecarga hasta el 200% para arranques de motores eléctricos.
Acceso independiente y dedicado a dispositivos de control y monitorización con una puerta en la parte posterior de la unidad.
Conectividad total: Integración con la plataforma C4Cloud, permitiendo la monitorización y gestión remota de todos los parámetros operativos.
Cuadro de control y pontencia, con una capacidad duplicada de entrada de 200A desde una red o grupo electrógeno, con opción de conexión en barras o en Powerlocks que permite una instalación segura y rápida, gracias a las protecciones electricas tanto para la entrada con la salida de utilización. Además dispone de bases de alimentación auxiliares.
Bypass automático opcional en todo la gama: En caso de fallo, el sistema HICORE transfiere automáticamente la carga de la red o del grupo electrógeno a la salida, garantizando un suministro ininterrumpido.
HICORE: el núcleo inteligente del EHR
El sistema de gestión inteligente HICORE, desarrollado por HIMOINSA, es el centro neurálgico del EHR, ofreciendo una gestión energética avanzada. Este sistema selecciona automáticamente la fuente de energía más favorable según la demanda, optimizando el rendimiento y reduciendo el consumo.
Gracias a su modo Plug&Play, la configuración inicial es rápida y sencilla, y la conectividad a través de C4Cloud asegura un control total desde cualquier dispositivo, con acceso inmediato a informes de rendimiento, alertas y análisis de eficiencia energética. Esta capacidad de monitorización no solo mejora la eficiencia operativa, sino que también reduce el tiempo de inactividad y optimiza la planificación del mantenimiento, lo que se traduce en una mayor rentabilidad y un menor coste total de propiedad (TCO).
“El sistema HICORE es un desarrollo más enmarcado en la gran apuesta de la compañía por la conectividad, tejiendo un ecosistema de equipos conectados con todos los beneficios que ello conlleva en términos de monitorización remota, gestión avanzada y seguridad operativa”, remarcaron desde la empresa.
Parte de una solución integral: Mobile Power Solutions
Los sistemas de acumulación y distribución de energía a baterías forman parte del porfolio de producto Mobile Power de HIMOINSA. Bajo el enfoque ALL IN ONE, la compañía ofrece tres diferenciadas líneas de producto; grupos electrógenos, torres de iluminación y sistemas EHR con el concepto One-Stop Shop, permitiendo a sus clientes cubrir todas sus necesidades energéticas con un único proveedor.
La Cámara de Producción y Exploración de Hidrocarburos (CEPH) informó que la producción de petróleo en la Argentina podría superar a fin de año el récord histórico de 847.000 barriles diarios (bdp) alcanzado en 1998. La entidad destacó además que, por el aumento de las exportaciones de crudo, a fin de año la balanza comercial energética podría acumular un superávit de US$ 7.500 millones. El aumento de la producción y las exportaciones está impulsado centralmente por la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.
“Animada por la convergencia de precios locales e internacionales, la industria apuesta a fortalecer en el 2025 el crecimiento consignado por los registros oficiales del año anterior”, sostuvo la CEPH en un comunicado difundido esta semana.
Además, la entidad remarcó que en 2024 la industria llegó a la producción de 717.000 bdp, resultando ser el mayor volumen de los últimos 17 años en el país. “La industria prevé que esta trayectoria ascendente se sostendrá, lo que permitiría batir el récord productivo de finales de la década de 1990 en los próximos meses”, afirmó la cámara.
La CEPH también destacó la producción de 139.000 metros cúbicos (m3) de gas natural de 2024 supera los registros de los últimos años.
Superávit
La CEPH subrayó que en el primer bimestre la balanza comercial energética registró un superávit de US$ 1.321 millones, es decir, un 35% más que en idéntico período de 2024. A fin de año podría acumular un superávit de US$ 7.500 millones. Según informó este jueves la Secretaría de Energía, las exportaciones de combustible y energía durante enero y febrero de este año alcanzaron los US$ 1.757 millones.
Apuntaladas prioritariamente en las ventas de crudo, las exportaciones energéticas se incrementaron un 20%, mientras que las importaciones disminuyeron un 10%, “dinámica que erige al sector en un pilar clave del resultado positivo del comercio externo del país”, resaltó la cámara.
El desempeño positivo de la producción y las ventas externas, fundamentalmente de petróleo, están alentadas por la confluencia del precios del barril de crudo: “Esta comunión entre el precio doméstico y externo disminuye drásticamente la incertidumbre de la inversión, impulsa la sustentabilidad de toda la cadena de valor y ayuda a la integración del país con los mercados globales”.
La CEPH identificó otros estímulos para el aumento de la producción de hidrocarburos en 2025. En primer lugar, “el fin de las restricciones cambiarias ayudará a convertir a la Argentina en un país confiable como proveedor de gas y petróleo del mundo”.
Otro motor clave en el actual auge de los hidrocarburos “es el desarrollo de lainfraestructura que facilita el drenaje de los recursos hacia centros de consumo y el mercado internacional”.
Por último, la cámara indicó que “los cambios regulatorios concretados para ejecutar grandes obras también son un estímulo potente para la industria, que sigue enfrentando el desafío de ganar competitividad, bajando aún más sus altos costos operativos”.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, anunció este jueves una convocatoria a operadoras y empresas de servicios para ampliar la exploración del Macizo del Deseado – un área con gran potencial minero. El objetivo es generar empleo genuino a través de formación técnica con becas para jóvenes santacruceños. El anuncio fue en el marco de la presentación de un nuevo ciclo de capacitación minera que puso en marcha la gobernación a través del Consejo Provincial de Educación.
La idea es avanzar en un plan que permita explorar el 80% del Macizo del Deseado que aún no ha sido desarrollado. «Vamos a dar un paso adelante, a trabajar en un esquema impositivo que atraiga inversiones y que nos permita explorar lo que otros nunca terminaron de hacer«, aseguró el mandatario santacruceño.
Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz
“No entiendo por qué durante todos estos años no lo terminaron de hacer. Nosotros lo vamos a hacer, porque necesitamos empleo para todos los hijos que nacimos en esta tierra o que tomamos esta tierra como adopción para vivir y construir un camino de vida”, aseveró.
El acto fue encabezado por el Gobernador junto a la presidenta del Consejo Provincial de Educación, Iris Rasgido; y la presidenta de la Cámara de Empresarios Mineros de Santa Cruz (CAMICRUZ), Verónica Nohara. Participaron también los intendentes Pablo Carrizo (Caleta Olivia), Pablo Anabalón (Pico Truncado), Matías Treppo (Perito Moreno), y Zulma Neira (Los Antiguos) y el comisionado de Fomento Tomás Cabral (Koluel Kayke), además del ministro de Gobierno, Nicolás Brizuela, diputados provinciales, referentes sindicales y representantes de operadoras mineras.
Formación
Mediante el Consejo Provincial de Educación, la gobernación de Santa Cruz puso en marcha esta política pública que apunta a fortalecer el vínculo entre educación, producción y empleo. En una primera etapa, 350 jóvenes de siete localidades recibirán becas de $220.000 mensuales durante cuatro meses para capacitarse en el sector minero. El plan incluye instancias teóricas y prácticas, visitas a yacimientos y contacto directo con la actividad productiva.
Sobre esto Vidal aseguró: “Queremos que los recursos de Santa Cruz generen oportunidades reales para quienes nacimos o elegimos vivir acá. Vamos a trabajar en un esquema que promueva el desarrollo con trabajo genuino para nuestra gente”.
“El recurso es nuestro. El Estado debe ser garante y generar condiciones. Hace muchos años dejamos de ser creíbles. Ahora nosotros nos animamos, damos un paso adelante, generamos una política de Estado para atraer inversiones. Pero no a cualquier precio: queremos trabajo, producción, desarrollo local y respeto por la tierra que habitamos”, marcó el mandatario.
También convocó a los jóvenes para impulsar el desarrollo local ya que planteó que “la capacitación no debe ser tomada como algo pasajero. Es una oportunidad real de formarse y acceder a un empleo en un contexto económico difícil. Por eso pedimos responsabilidad, esfuerzo y respeto por las normas de convivencia en cada yacimiento. Nosotros estamos invirtiendo recursos que no tenemos, haciendo un esfuerzo enorme. Pero solos no alcanza: ahora el compromiso tiene que ser de ustedes”.
Por último, Vidal anticipó que una segunda etapa del programa estará a cargo de FOMICRUZ, y convocó a las empresas del sector a sumarse al proceso formativo y productivo que se inicia. “Dimos el primer paso. Vamos fuerte con esto. Ahora es el turno de ustedes”, concluyó.
Válvulas Worcester de Argentina (Valbol) apuesta al crecimiento y la innovación en la industria del petróleo y gas. Es por esto que la compañía abrió un nuevo centro de distribución en Neuquén. “Nuestro nuevo Warehouse-Neuquén refuerza el compromiso con la eficiencia y el abastecimiento ágil para las operaciones en Vaca Muerta”, destacaron desde la firma.
La industria del petróleo y gas en la Argentina, apalancada en el desarrollo de la formación no convencional es uno los pilares del impulso de nuestro país. La tracción que esta industria generará en su cadena de valor será sin dudas un motor para el crecimiento. “En Valbol, como parte integrante de esa cadena de valor desde hace más de medio siglo, no estamos ajenos a esta realidad y es por ello que invertimos constantemente en el desarrollo de más y mejores soluciones para nuestros clientes”, aseveraron desde la empresa.
El nuevo centro de distribución
El nuevo Warehouse está ubicado en el «Parque Industrial Neuquén, Ruta 7-PIN Este».
El centro tiene como objetivo ofrecerles a los clientes un punto de abastecimiento de productos Valbol a menos de 100 kilómetros del epicentro de Vaca Muerta, según precisaron.
Productos
Entre los productos que ofrecerá la compañía en su nuevo centro de distribución se destacan: válvulas para todos los procesos (esféricas, mariposa, cuchillas, globo) y equipos especializados. Desde la firma aseguraron que la meta es reducir los tiempos de abastecimiento y brindar un servicio de asesoramiento y cotización.
“Brindamos soluciones en el control y manejo de fluidos, generamos valor hacia el cliente en nuestras propuestas, garantizamos seguridad en sus operaciones, a partir de procesos de innovación continua y contribuimos en el cuidado del medio ambiente”, remarcaron.
El Economic ForumLatam, el evento con foco en economía y finanzas, celebrará su decimoprimera edición en Parque Norte. Se espera la participación del ministro de Economía, Luis Caputo; el presidente de la Nación, Javier Milei; entre otros disertantes.
La jornada tendrá lugar el 8 de mayo y se desarrollará bajo el título «Dónde estamos y hacia dónde vamos». Tendrá fines solidarios ya que lo recaudado será donado a beneficio de programas solidarios de la Cooperadora del Hospital de Niños Ricardo Gutiérrez. Se desarrollará bajo el título
Se trata de una organización sin fines de lucro que colabora de manera activa desde 1956 con la misión de generar y administrar fondos para mejorar la atención de las niñas, niños, adolescentes y sus familias como así también para dar respuesta a las necesidades médicas y al avance tecnológico en la atención pediátrica y progreso permanente del Hospital.
Objetivo
El evento tiene como objetivo generar un espacio de reflexión y análisis sobre temas económicos y políticos de actualidad. Los oradores, generalmente políticos, economistas, analistas, periodistas y otros referentes son ad honorem.
TGN fue reconocida por Great Place to Work entre las empresas que ponen a las personas en el centro de su estrategia, privilegiando el bienestar laboral. El ranking evaluó a 340 empresas argentinas y, en la categoría de 251 a 1000 colaboradores, TGN fue reconocida entre los mejores lugares para Trabajar (GPTW).
La encuesta realizada por la prestigiosa ONG arrojó resultados que reflejan las experiencias y emociones de quienes integran el plantel de TGN:
89% de sus empleados considera que es un excelente lugar para trabajar, un porcentaje superior al promedio de las empresas del mercado que se sitúa en el 85%;
92% de los empleados considera que los líderes de Transportadora de Gas del Norte gestionan el negocio de manera honesta y ética;
89% valora la flexibilidad para equilibrar su vida personal y profesional;
90% del personal percibe un trato justo sin importar su posición dentro de la empresa;
93% se siente orgulloso de trabajar allí;
89% asegura que puede mostrarse tal cual es en su lugar de trabajo.
“Estos guarismos adquieren mayor relevancia si se tiene en cuenta que en la plantilla de TGN conviven cuatro generaciones distintas con una vasta heterogeneidad entre sus colaboradores”, destacaron desde la compañía.
Reconocimiento
Alejandro Pacini, director de Recursos Humanos de TGN, expresó: “Trabajamos en cultivar una mentalidad que impulse a las personas a pensar diferente y atreverse a probar ideas que nos lleven a un siguiente nivel como organización. Para esto, es clave que se sientan seguras de expresarse, opinar y cuestionar, estimulando la creatividad a través de la combinación de perfiles y experiencias. Es un win-win, en donde las personas tienen la oportunidad de aprender de otros y a la vez trabajamos para acompañar a la estrategia de la compañía”.
“TGN recibe con orgullo este reconocimiento, que pone en valor la gestión diaria y las actividades que se llevan adelante para promover un buen clima laboral que potencie el crecimiento profesional de cada uno de los integrantes de la compañía”, concluyeron desde la compañía.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín: y el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal; firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para avanzar en la cesión de las 10 áreas convencionales que la compañía opera en la provincia a la empresa provincial estatal Fomicruz. A través de este acuerdo, la provincia y la petrolera definirán un “Programa de Saneamiento Ambiental y Abandonos”, entre otros puntos.
Tras la firma del MOU, Marín expresó: “Quiero agradecer al gobernador de Santa Cruz por el trabajo que realizamos para llegar a este acuerdo que es beneficioso para ambas partes”.
El ejecutivo de YPF agregó que “la provincia podrá avanzar en el desarrollo de un nuevo ecosistema de pymes que van a poder continuar potenciando la actividad convencional y por nuestro lado, la compañía continuará poniendo foco en su estrategia 4×4”.
Los bloques
Los Bloques incluidos en el entendimiento son: Cerro Piedra – Cerro Guadal Norte, Barranca Yankowsky, Los Monos, El Guadal- Lomas del Cuy, Cañadón Vasco, Cañadón Yatel, Pico Truncado – El Cordón, Los Perales – Las Mesetas, Cañadón León – Meseta Espinosa, Cañadón de la Escondida – Las Heras.
En estos últimos tres bloques, durante 2023 se realizaron en total 95 workover (reparaciones de pozos) con solo 23 resultados positivos (24,2%). Además, hubo 83 perforaciones (drilling) con apenas 20 resultados positivos (24,1%).
El Memorando se firmó hoy en la casa de la provincia de Santa Cruz en Buenos Aires y se encuentra sujeto a la aprobación del Directorio de YPF.Además de las áreas se encuentran incluidas las concesiones de transporte asociadas a ellas, según precisaron desde la compañía a través de un comunicado difundido por la mañana de este miércoles.
“Es fundamental destacar que esta propuesta no requiere de aportes del Tesoro Nacional. Se autofinancia”, aseguró el 7 de junio de 2021 en la Cámara de Diputados el entonces interventor de Enargas, Federico Bernal, cuando fue a defender el proyecto de ampliación del Régimen de Zonas Frías. El funcionario aseguró en ese momento que el subsidio a los 850 mil hogares de la Patagonia, la Puna y Malargüe se financiaba con un recargo de 4,46% pagado por los usuarios del resto del país 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.
Desde la oposición remarcaron que no había cálculo matemático capaz de respaldar esa afirmación, pero el proyecto igual se aprobó. Como era de esperar, la ampliación no se financió con ese recargo y en la actualidad es el Tesoro el que pone la diferencia. El gobierno elevó este martes el recargo de 5,4% a 6% para reducir el aporte del erario público, pero fuentes oficiales destacaron a EconoJournal que deberían aumentarlo a 10% para que se autofinancie como había prometido Bernal.
El régimen de “zonas frías” alcanzaba en 2021 a 79 departamentos distribuidos en 10 provincias y luego de la ampliación terminó abarcando a 230 departamentos de 14 provincias. 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.
Desde entonces, los 4 millones de hogares beneficiados obtienen descuentos de 30% sobre la factura final, pudiendo llegar al 50% si son jubilados, receptores de AUH, pensiones, asignación por embarazo, seguro de desempleo o electrodependientes.
Un dato que pasó relativamente desapercibido fue que dicha norma incorporó también en su artículo 4 como potenciales beneficiarios a localidades de las provincias de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, San Luis, Mendoza, San Juan, La Rioja, Catamarca, Salta y Jujuy que en el futuro sean abastecidas con gas natural o gas licuado de petróleo de uso domiciliario, las cuales deberán recibir el beneficio a partir de ese momento en forma automática.
Un régimen desnaturalizado
La ampliación desnaturalizó el régimen original que había sido diseñado para beneficiar fundamentalmente a la Patagonia no solo en base al rigor climático imperante en esa región, sino también tomando en cuenta motivos de orden socioeconómicos y geopolíticos.
La sustentabilidad de ese sistema de zona fría ampliado, que, pese a lo dicho por Bernal, no se autofinanciaba ni siquiera en sus inicios, empeoró significativamente luego de la aprobación de la ley 27.637 porque, como destacó la consultora Economía y Energía, el consumo unitario (por hogares) de gas natural se incrementó un 7% entre 2021 y 2024 en las regiones que se incorporaron al régimen, mientras que en las provincias que quedaron fuera del programa la demanda unitaria del fluido cayó hasta un 9% en el mismo período.
“Con la creciente concentración de los beneficiarios en las provincias más favorecidas económicamente y la persistente falta de un enfoque sostenible en el consumo de gas, el Régimen de Zona Fría parece estar en una encrucijada que exige una revisión profunda para garantizar que el beneficio sea justo y eficiente para todos los sectores del país”, cuestionó el informe. “Hoy el alcance de este instrumento es de un 49% de los usuarios argentinos, incluyendo a la zona con el Producto Bruto Interno (PBI) per cápita más alto del país”, precisó Nicolás Arceo, titular de la consultora, al ser consultado por el informe en la última emisión de Dínamo.
El gobierno busca modificar este régimen que desvirtuó el esquema original y en la actualidad beneficia incluso a hogares de altos ingresos de zonas ricas del país. Sin embargo, al haber sido aprobado por ley resulta difícil que los legisladores convaliden una marcha atrás y menos en un período electoral. Por lo tanto, lo que se decidió es comenzar e incrementar el recargo.
El diputado José Luis Ramón celebra con una frazada la ampliación del Régimen de Zonas Frías en 2021..
¿Qué es el Fondo Patagónico?
El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, conocido como Fondo Patagónico, fue creado por la ley 25.565, ley de Presupuesto 2002, con la intención de compensar las tarifas de gas natural de la región patagónica y el departamento mendocino de Malargüe. Al año siguiente se sumó la región de la Puna. Además, subsidia la venta de cilindros, garrafas de GLP y gas propano comercializado a granel en las mismas zonas.
El Fondo se financia con un recargo que pagan los usuarios del resto del país y las distribuidoras transfieren al productor que opera como agente de retención. La ley 25.565 establece en su artículo 75 que ese recargo puede ser de hasta el 7,5% sobre el precio del gas natural en punto de ingreso al sistema de transporte, por cada m3 de 9.300 kilocalorias y se aplica a la totalidad de los metros cúbicos consumidos y/o comercializados por redes. No obstante, la ley 27.637 modificó en su artículo 2 el cuarto párrafo de ese artículo 75 autorizando al Poder Ejecutivo a aumentar o disminuir hasta un 50% el porcentaje tope de recargo. Por lo tanto, en la actualidad podría ser subido hasta un 11,25%.
En mayo de 2002 el valor del recargo se fijó en 0,004 pesos por m3 a través del decreto 786/2002 y se precisó que dicho valor sería establecido por el Ministerio de Economía a propuesta del Enargas. En noviembre de 2017 el Ministerio de Energía fijó el recargo en 2,58% a través de la resolución 474/17 con el objetivo de que dicho fondo pudiera financiar la totalidad del costo de las tarifas diferenciales.
En septiembre de 2018 se volvió a actualizar ese valor y se lo llevó a 2,96% a través de la resolución 14/218. En mayo de 2019 el Enargas estimó que era necesario elevar ese porcentaje al 4,46% para garantizar el normal financiamiento del fondo y la Secretaría de Energía convalidó ese nuevo porcentaje a través de la resolución 312/19. En junio de 2021 la ley 27.637 subió el porcentaje al 5,4% y ahora el gobierno de Javier Milei lo elevó a 6% a través de la resolución 356/2025.
El presidente de EE.UU., Donald Trump, reveló este miércoles los aranceles «recíprocos» que comenzarán a cobrar sobre las importaciones en los próximos días. Tras presentar los aranceles, que serán del 10% sobre las importaciones desde la Argentina, la Casa Blanca aclaró quelas importaciones de petróleo crudo, gas natural y otros ítems estarán exentas de pagar estos nuevos aranceles, a fin de evitar un aumento en el precio final de los combustibles y de las tarifas de energía y gas natural.
La administración Trump había marcado el miércoles dos de abril para celebrar el «Día de la Liberación», un evento que no era ni más ni menos que el anuncio de los denominados aranceles «recíprocos». El objetivo es establecer aranceles supuestamente proporcionales a los impuestos que pagan las exportaciones de los EE.UU. para ingresar en cada país.
El presidente finalmente anunció un arancel general mínimo del 10% que comenzará a regir a partir del sábado cinco de abril y alcanzará a la mayoría de los países, incluyendo a la Argentina.
En cambio, se aplicarán aranceles superiores al 10% sobre las importaciones desde unos 60 países. Por ejemplo, las importaciones desde China pagarán un arancel del 34%, y desde los países que integran la Unión Europea pagarán un 20%.
“Les cobraremos aproximadamente la mitad de lo que nos han estado cobrando, así que los aranceles no serán totalmente recíprocos”, dijo Trump desde el Jardín de las Rosas en la Casa Blanca. “Podría haberlo hecho, supongo, pero habría sido difícil para muchos países y no queríamos hacerlo”, añadió.
Petróleo y gas no pagarán los aranceles
Mientras que los anuncios tuvieron un fuerte impacto en la apertura de los mercados en Asia, los mercados de commodities se mostraron menos volátiles. La Casa Blanca aclaró que las importaciones de petróleo crudo y gas natural quedaron exentas del pago de estos nuevos aranceles.
El American Petroleum Institute (API), la principal asociación de la industria petrolera estadounidense, celebró la exclusión del pago de aranceles sobre las importaciones de energía.
«Celebramos la decisión del presidente Trump de excluir el petróleo y el gas natural de los nuevos aranceles, lo que subraya la complejidad de los mercados energéticos globales integrados y la importancia del papel de Estados Unidos como exportador neto de energía. Seguiremos trabajando con la administración Trump en políticas comerciales que apoyen el dominio energético estadounidense», dijo el presidente y CEO de API, Mike Sommers.
Las importaciones de acero, aluminio, cobre y oro también quedaron exentas de pagar estos nuevos impuestos. Las importaciones de acero y aluminio ya estan pagando un arancel del 25%, dispuesto por la administración actual.
Trump presentando los aranceles recíprocos para cada país.
Milei con Trump
Si bien la Argentina engrosa la lista de los países menos afectados (que pagarán el arancel mínimo del 10%), el tema podría ser abordado por el presidente Javier Milei en una posible reunión con Donald Trump en las próximas horas en los EE.UU. Pero el objetivo prioritario es lograr un respaldo más contundente del gobierno estadounidense en las negociaciones entre la Argentina y el Fondo Monetario Internacional por un nuevo desembolso de US$ 20.000 millones.
Milei asistirá a la “Gala de los Patriotas Americanos”, organizada por la ONG “We Fund the Blue”, en la que recibirá el premio “Make America Great Again” (MAGA). El evento se llevará a cabo en Mar-a-Lago, la residencia privada de Trump. Fuentes oficiales del gobierno indican que podría llevarse a cabo un encuentro informal entre ambos durante la gala.
La secretaria de Ambiente de Neuquén, Leticia Esteves, alertó que la licencia ambiental podría ser el próximo cuello de botella que deberán enfrentar las empresas que operan en Vaca Muerta y afirmó que las compañías que están presentes en la Cuenca Neuquina deberán presentar en sus proyectos planes para la gestión de residuos.
Leticia Esteves, secretaria de Ambiente de Neuquén, aseguró las operadoras petroleras deben comprometerse con la gestión de residuos.
Durante su participación en el panel El sector público: un doble click en la agenda ambiental que se realizó en el evento Vaca Muerta Insights que organizó EconoJournal junto a LMNeuquén y Más Energía, la funcionaria aseguró que “el 2024 cerramos con 630 pozos perforados. Cada uno genera 800 metros cúbicos de residuos de cutting. No tenemos certezas de cuántos pozos se perforarán este año, pero uno puede saber que el crecimiento va a ser exponencial y todo ese residuo representa récord de generación en la industria”.
Esteves afirmó en relación a las empresas petroleras que “hay una responsabilidad de cada jugador que está faltando” y criticó que el cuidado del medioambiente no esté en la agenda prioritaria de la industria: “Siempre hablamos de la seguridad jurídica, de la macroeconomía, el tipo de cambio, los cuellos de botella en infraestructura como las rutas y la licencia social, pero hay que trabajar con la licencia ambiental que hoy está garantizada, pero si no empezamos a invertir en la gestión de residuos, será el próximo cuello de botella”.
Esteves comentó que durante los años previos, el gobierno provincial habilitó cuatro rellenos de seguridad para la disposición de residuos petroleros y sostuvo que esta medida debería tomarse como último recurso: “Hay que volver a invertir en tratamiento in situ en la locación, en biorremediación e instalar más hornos en la provincia. Entiendo que lo más fácil es el relleno, pero cada uno genera una zona de sacrificio que estamos dejando en el suelo neuquino. Arriba de ese suelo no se van a poder construir viviendas o generar urbanizaciones y nosotros no queremos más zonas de sacrificio”.
En este contexto, se refirió al caso Comarsa, la planta tratadora de residuos peligrosos que se ubicaba en Neuquén capital y que tras su traslado a Añelo abandonó toneladas de desechos petroleros en un predio. Remarcó que su gestión encabeza las tareas de remoción de esos residuos y comentó que a la fecha “se trasladaron 1.000 camiones. Estoy comprometida con eso porque no podemos tener ese pasivo ambiental ahí. Claramente fallaron los controles del gobierno y hay una responsabilidad de las empresas porque no se deslindan una vez que reciben la disposición final, son dueños del residuo toda la vida”.
Ampliación de Vaca Muerta
La secretaria de Ambiente comentó durante el panel que también está en conversaciones con empresas como Tecpetrol -que apuesta al desarrollo de Vaca Muerta en cercanías a Rincón de los Sauces, al igual que Pampa Energía con Rincón de Aranda- para que incorporen la gestión de residuos en sus proyectos. En este sentido, agregó que existe una gran distancia entre estos yacimientos y Añelo como para trasladar los residuos en camiones y manifestó que “hay que empezar a invertir hoy porque lo que no hagamos ahora, en tres años va a ser tarde. La gestión de residuos tiene que ser parte fundamental de la agenda de las empresas porque no queremos seguir generando zonas de sacrificio y porque creemos que no es un gasto más sino una inversión”.
Mantas oleofílicas
Por otro lado, la secretaria de Ambiente se refirió a la eliminación de la Resolución 159que obligaba a las empresas al uso de mantas olefílicas. La legislación fue eliminada tras mantenerse vigente por 10 años. En este sentido, declaró que la norma “encorsetaba en un solo método por lo que decidimos eliminarla para que se pueden utilizar un montón más. Abrimos la posibilidad a otros métodos que hacen a la sustentabilidad de Vaca Muerta, como las bandejas”.
Recalcó que la norma no va en contra de su uso sino que apunta a permitir el uso y la combinación de otros nuevos: «La misma semana que eliminamos la Resolución 159 le dimos ingreso a las mantas que elaboró el Conicet. Hasta el día de hoy no vimos grandes cambios, pero sí algunas empresas manifestaron su voluntad de cambiar las mantas por otras metodologías que tienen que ser validadas y habilitadas por la Secretaría de Ambiente», finalizó.
El gigante suizo Glencore designó a Martín Pérez de Solay como su nuevo CEO en la Argentina. El ejecutivo trabajará estrechamente con el equipo existente en el país para llevar adelante proyectos de cobre como El Pachón y MARA y los planes de Glencore en la región. El nuevo ejecutivo reportará a Xavier Wagner, Chief Operating Officer (COO) de Glencore, según precisaron.
Tras su designación, Pérez de Solay expresó: «Como una de las mayores compañías de recursos naturales. diversificados del mundo, Glencore ha sido durante décadas uno de los más importantes inversores en la Argentina».
A su vez, remarcó que: «Hoy el foco está en El Pachón y MARA buscando desarrollar su máximo potencial, generando un impacto positivo en la economia local y nacional, y contribuyendo aún más al posicionamiento de Argentina como uno de los principales centros mineros del mundo».
Trayectoria
EI CEO de Glencore en Argentina es ingeniero industrial, formado en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA), donde se desempeña como docente y presidente de la Junta Directiva.
Pérez del Solay cuenta con una extensa carrera en los sectores de minería, energia y servicios financieros. Se desempeñó como CEO y director global de Allkem, empresa que luego se fusionó con Livent para crear Arcadium Lithium, cuyos activos fueron adquiridos por Río Tinto, el principal productor de litio del país.
TotalEnergies concretó este martes la primera exportación de gas natural argentino proveniente de la Cuenca Neuquina para el mercado brasileño utilizando la red de gasoductos de Bolivia. La compañía francesa dedicó buena parte de 2024 a desarrollar junto a YPFB, la petrolera estatal de Bolivia, la regulación necesaria para que el país vecino país se convierta en mercado de tránsito del gas natural a fin de que se pueda exportar el fluido desde la Argentina. Eso implicó edificar una estructura normativa y comercial que hasta entonces no existía, indicaron fuentes cercanas a la empresa antes la consulta de EconoJournal.
Esta primera exportación funciona, en la práctica, como una operación piloto para visibilizar al mercado industrial brasileño que el envío de gas desde la Argentina mediante el sistema de ductos existentes es viable técnica y comercialmente.
La exportación de gas natural hacia Brasil a través de Bolivia se concretó por primera vez este martes.
Hasta 2024 la Argentina importó gas desde Bolivia pero a partir de la entrada en operación de las obras de reversión del Gasoducto Norte se viabilizó la posibilidad de alcanzar nuevos mercados de exportación como el brasileño.
Detalles
Allegados a TotalEnergies detallaron que el primer envío de gas natural se realizó a través del gasoducto Madrejones de la empresa Refinor, y en Bolivia, usando la red de gasoductos de YPFB.
El gas natural proveniente de la Cuenca Neuquina es transportado por toda la red troncal a través de los gasoductos de TGN y TGS hasta llegar a Campo Durán, en Salta, para finalmente ser despachado por el gasoducto Madrejones.
La empresa destacó el trabajo previo que logró realizar junto a las autoridades del Gobierno de Bolivia y la empresa estatal de energía desde fines del año 2023, lo que permitió trasladar su know how en el proceso de comercialización de gas natural, como en integración regional.
Jugador regional
TotalEnergies es uno de los dos principales productores de gas natural de la Argentina junto a YPF, a partir de sus activos en producción en el no convencional de Vaca Muerta de Aguada Pichana Este y en la Cuenca Austral, con la producción offshore, donde el año pasado inauguró el proyecto Fénix, un nuevo desarrollo en el Mar Argentino con una inversión de US$700 millones.
Una imagen que visualiza los desarrollos offshore de TotalEnergies en la cuenca Austral.
Tanto en la Argentina como en Brasil, la empresa tiene presencia en upstream, gas natural licuado (GNL) y energías renovables. Esta primera operación de exportacion se logra pocos meses después de que la Argentina y Brasil firmaron un memorandum de entendimiento para posibilitar la exportación de gas argentino, para lo cual se conformó una comisión técnica bilateral.
Entre las medidas acordadas se destaca el estudio de la viabilidad económica de las rutas logísticas, considerando la posible ampliación de la infraestructura existente en ambos países, mediante el cual se estima que la factibilidad de mover 2 millones de metros cúbicos diarios en el corto plazo, aumentando en los próximos 3 años a 10 millones, hasta llegar a 30 millones en 2030.
Tal como había anticipado EconoJournal, Mario Cairella renunció a la vicepresidencia de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). Lo hizo en la reunión de directorio del viernes pasado. Ya no tiene ninguna potestad decisoria dentro de la empresa encargada del despacho de energía, pero como parte de la negociación logró que le mantengan un contrato como asesor del directorio por los próximos dos meses argumentando que tenía algunos trabajos pendientes que resolver, sobre todo vinculados con la resolución de algunos planteos judiciales de empresas y cooperativas que acumularon deudas millonarias con Cammesa.
Cairella llegó a Cammesa con el respaldo del asesor presidencial Santiago Caputo y del diputado José Luis Espert, pero estaba enfrentado con la secretaria de Energía, María Tettamanti, y con el viceministro coordinador de Energía y Minería, Daniel González. La decisión de reemplazarlo obedeció a la necesidad de unificar el frente interno de cara a la reforma del sistema eléctrico que busca impulsar el Poder Ejecutivo. Desde el gobierno dejaron trascender que no se nombrará otro vicepresidente ya que la conducción quedará a cargo en los hechos del gerente general Eduardo Hollidge, quien trabajará en coordinación con el subsecretario de Energía, Damián Sanfilippo.
Inicialmente estaba previsto que dejará su cargo en la reunión de directorio del viernes 21 de marzo que había sido convocada solo para tratar ese tema, pero el economista sorprendió allí al informar que renunciaría, pero recién dentro de dos meses. “Mario Cairella se limitó a leer un mensaje donde informó que renuncia a la VP de CAMMESA a partir del 01/06/25”, fue lo que se consignó en el acta de la reunión de ese día.
Mario Cairella.
La maniobra de Cairella no cayó bien en el Ministerio de Economía y finalmente se vio forzado a renunciar a la semana siguiente, el pasado viernes 28 de marzo, pero se llevó un contrato por dos meses como asesor de directorio. . “Desde la Oficina del presidente Milei le pidieron a Mario (Cairella) que se haga cargo de un proyecto importante en una provincia”, habían reconocido a EconoJournal días atrás cerca de Cairella cuando la salida del funcionario era inminente.
Reforma eléctrica
Durante su exposición en el Vaca Muerta Insights organizado por EconoJournal, Daniel González se refirió la semana pasada al plan oficial para avanzar con la desregulación del mercado eléctrico. “Nuestro norte es la normalización del mercado, es que se vuelva a contratar. Que la generación pueda comprar su combustible, que pueda contratar con la distribución libremente. Estamos en esa dirección, pero lo estamos haciendo en etapas”, aseguró.
González contó que no es fácil avanzar con la reforma porque “no hay ninguna duda de que es un lío la maraña de regulaciones, decretos y resoluciones, que tocan directamente al sector eléctrico e indirectamente al del gas”. Además, reconoció que la negociación con el sector privado también es compleja. “Avanzamos inicialmente a través de una nota y recibimos muchas respuestas del sector privado que mejoraron la iniciativa que desde el gobierno habíamos pensado. Lo trabajamos durante seis meses. El tema es que cada actor cuando analizó los papeles coincidió, pero cuando hizo los números dijo ´con la mía no´. Por eso ahora a nosotros nos toca bajar más la propuesta a la tierra respetando los contratos y la ley”.
En ese contexto, la salida de Cairella era un punto clave porque la iniciativa requiere de una destreza quirúrgica para ir desarmando las múltiples capas de intervencionismo estatal edificadas en las últimas dos décadas y el funcionario no estaba comprometido con los cambios. De hecho, a fines de enero había explicitado sus diferencias públicamente y por escrito en el grupo de Whatsapp Contactos Petroleros, una organización que nuclea a cientos de directivos y personas vinculadas a la industria: “(Es una) reverenda BURRADA (sic) inconsulta así como está. (Es) sólo un headline (título en inglés) sin un plan detrás”, escribió sobre el texto de 16 páginas que había hecho circular el Ejecutivo con el título “Lineamientos para la normalización del MEM y su adaptación progresiva.
El Turismo Carretera 2000 dio inicio a su temporada en el autódromo Parque Ciudad de Centenario de Neuquén el domingo 30 de marzo. Todos los autos que componen las distintas escuderías de esta categoría van a utilizar E40, la mezcla de biocombustible cordobés formulado con un 40% de bioetanol de maíz, producido en la provincia y un 60% de nafta Premium.
Esta iniciativa surge de un acuerdo entre el Gobierno de Córdoba, directivos de la categoría y equipos técnicos de Oreste Berta. Será implementada en todas las carreras de esta competencia, en todo el país y a lo largo del año.
Biocombustible
El biocombustible que se utilizará durante todo el campeonato será provisto por las diferentes plantas productoras de bioetanol que existen en Córdoba. De esta manera se logrará, también, impulsar la economía provincial y reforzar la transición hacia fuentes de energía sostenibles, generando nuevos puestos de trabajo, según precisaron.
Esta categoría, históricamente, es una de las más innovadoras en el automovilismo argentino, desde el punto de vista tecnológico, y lo reafirma con la incorporación de motores diseñados para reducir la emisión de gases de efecto invernadero.
La competencia contará con doce fechas, dos de las cuales serán en Córdoba; en junio, en el Cabalén y en el mes de agosto en el autódromo de la ciudad de Río IV. Además, habrá cinco equipos y dieciocho autos en pista.
Los autos de competición estarán provistos de motores V6 de 500 HP, desarrollados en Alta Gracia, por el equipo técnico de Oreste Berta. Estos motores, diseñados para funcionar con E40, optimizan el rendimiento y reducen el impacto ambiental.
El potencial del bioetanol como combustible renovable es innegable, los estudios técnicos ya demostraron que contiene un mayor octanaje que los combustibles fósiles, dando más potencia al motor, lo que sin dudas será un valor agregado para la competencia.
El uso de un mayor porcentaje de bioetanol no solo asegura un rendimiento óptimo para motores de alta competencia, sino que también contribuye a la mitigación del cambio climático y genera un incremento en el valor agregado de la cadena agroindustrial.
Experiencia cordobesa
“El uso de biocombustibles en el Turismo Carretera 2000, se transforma en la iniciativa más innovadora del deporte motor en el país; y Córdoba continúa un trabajo que se inició en el Rally Cordobés y que a nivel internacional ya se aplica en la Fórmula 1”, destacaron desde la provincia.
Desde el año pasado, el Rally Cordobés implementa el uso de E17, una mezcla de 17% de bioetanol con combustible grado 3 en todos los autos que participan en su campeonato.
Esta iniciativa no solo mejoró la eficiencia de los motores, sino que también redujo significativamente las emisiones de carbono, consolidando a Córdoba como un referente nacional en sustentabilidad automovilística, remarcaron.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, aprobó los lineamientos que le dan un paraguas legal al proyecto que presentó Transportadora Gas del Sur (TGS) para ampliar la capacidad de transporte del Gasoducto Perito Moreno (GPM), que une Tratayén (Neuquén) con Salliqueló (Buenos Aires). La iniciativa también contempla los tramos finales del ducto que forma parte del sistema de transporte de gas regulado que también opera TGS, y que llegan hasta Buenos Aires. Al mismo tiempo, la cartera energética aprobó los pliegos de la licitación que lanzará Energía Argentina S.A. (Enarsa) para adjudicar la obra de ampliación del gasoducto, que requerirá plantas de compresión y nuevas cañerías.
La medida se instrumentó a través de la resolución 136 publicada este lunes en el Boletín Oficial. Fuentes del sector señalaron a EconoJournal que el gobierno pretende acelerar el plan y, en rigor, Enarsa podría lanzar la licitación en pocos días.
El GPM (ex GNPK) tiene una capacidad de transporte de 21 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d). El proyecto de TGS contempla sumar 14 MMm3/d adicionales. La resolución 136 obliga a Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, a “renunciar al derecho de prioridad” que tiene desde que se inauguró el ducto en junio de 2023. Los lineamientos aprobados prevén un sistema “open season”, que es un concurso para asignar capacidad de transporte según la oferta, “respetando los principios de libre acceso”, aclara la resolución.
Se trata de la iniciativa privada que le presentó el año pasado al gobierno la transportista de gas natural TGS, co-controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, para sumar capacidad incremental al gasoducto y evacuar más volúmenes de gas desde Vaca Muerta al centro del país. El proyecto demandará una inversión de US$ 700 millones y fue presentado el año pasado para adherirse al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Detalles
La resolución de este lunes detalla los lineamientos por los cuales se adjudicarán los volúmenes de gas para ocupar la capacidad de transporte adicional cuando las obras de ampliación del ducto estén concluidas.
En concreto, señala que los adjudicatarios y TGS “coordinarán el llamado a concurso en forma conjunta” y “comercializarán con terceros interesados la capacidad de transporte resultante de la ampliación en el GPM y los tramos finales e implementarán los concursos de capacidad que sean menester, asegurando la no discriminación en el acceso a la nueva capacidad de transporte”.
El concurso por la asignación de capacidad disponible tendrá un mínimo de un año y un máximo de 35 años. Pero las distribuidoras que soliciten capacidad para abastecer a usuarios residenciales tendrán un plazo mínimo de 10 años.
El volumen de capacidad disponible a partir del concurso del GPM será de 14.000.000 de metros cúbicos diarios (m3/d) en el punto de entrega de Salliqueló. Mientras que la disponibilidad para los tramos finales será de 12.000.000 m3/d en el Gran Buenos Aires (GBA) y 2.000.000 de m3/d con entrega en las subzonas Buenos Aires (BB) y Bahía Blanca (BB).
Iniciativa privada
El plan de TGS implica ampliar significativamente la capacidad de transporte del GPM para que grandes volúmenes de gas de Vaca Muerta lleguen a Buenos Aires y el Litoral a partir del invierno de 2026. La obra permitirá reducir las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) por barco.
El proyecto está dividido en dos tramos con dos marcos regulatorios distintos: por un lado, se prevé la construcción de tres planta compresoras en el Tramo I (Tratayén – Salliqueló) bajo la Ley de Hidrocarburos y, por el otro, la construcción de 20 kilómetros de loops de cañería y una planta de compresión en el Gasoducto Neuba II.
Prepago y prioridades
La ampliación del ducto tendrá un sistema de prepago por parte de los oferentes que quieran contar con capacidad de transporte. El anexo de la resolución firmada por Tettamanti aclara que “el adjudicatario, respecto de la capacidad ofrecida en el concurso GPM, recibirá las ofertas destinadas a prepagar las obras de ampliación en dicho sistema, mediante el pago de las capacidades solicitadas”. Además, “los interesados deberán presentar sus solicitudes de capacidad a ser asignada en forma directa mediante el prepago de los contratos de transporte respectivos”.
El límite para la asignación directa será de 40% del total de la capacidad incremental del GPM. En el caso de que las capacidades requeridas por los oferentes excedieran este límite, los volúmenes serán asignados según las siguientes prioridades:
Distribuidoras elegibles (las que tienen capacidad de transporte en firme en TGS y se comprometen a liberar capacidad para las distribuidoras críticas y obtener volúmenes equivalentes en el GPM). Abastecen a usuarios ininterrumpibles.
Distribuidoras críticas que abastece a usuarios ininterrumpibles, pero que no cuentan con suficiente capacidad de transporte desde Neuquén para suplir el faltante de gas que venía de Bolivia.
Por requerimiento de otro cargador que cuenta con un preacuerdo de abastecimiento con una distribuidora crítica.
Por requerimientos que contemplan un mayor plazo de contrato.
Siguiendo el orden de prioridades, la resolución aclara que continúan los “requerimientos de distribuidoras elegibles destinada a clientes del Servicio General P escalón 3 y GNC” y, luego, los requerimientos para los mismos tipos de usuario (no residenciales), pero de las distribuidoras críticas. Además, aparecen otros casos de cargadores y distribuidoras no consideradas elegibles ni críticas.
En tanto, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) intervendrá para que los lineamientos que dictó la cartera energética prevean la asignación de la capacidad incremental en el sistema regulado de TGS.
Diseñada originalmente hace casi 25 años con la intención de favorecer la cobertura de los costos de la energía en las regiones del país con menores temperaturas en la Patagonia, el Régimen de Zona Fría se expandió luego en 2021 por impulso legislativo del kirchnerismo —a través de la Ley 27.637— a provincias con climas más templados, sembrando dudas sobre su razonabilidad.
Un estudio publicado en marzo por la consultora Economía y Energía analizó en detalle los efectos no deseados que tuvo esa ampliación. La observación más concluyente del trabajo es que, como consecuencia no buscada de la iniciativa, el consumo unitario (por hogares) de gas natural se incrementó un 7% entre 2021 y 2024 en las regiones que se incorporaron al esquema de Zona Fría, a la inversa de lo que sucedió en las provincias que quedaron por fuera del programa, donde la demanda unitaria del fluido cayó hasta un 9% en el mismo período.
“Con la creciente concentración de los beneficiarios en las provincias más favorecidas económicamente y la persistente falta de un enfoque sostenible en el consumo de gas, el Régimen de Zona Fría parece estar en una encrucijada que exige una revisión profunda para garantizar que el beneficio sea justo y eficiente para todos los sectores del país”, cuestionó el informe.
El análisis de Nicolás Arceo sobre la ampliación de la zona fría El impacto en el consumo y en las tarifas
Consultado en la última emisión deDínamo, el espacio audiovisualque se emite por el canal de YouTube de EconoJournal, Nicolás Arceo, titular de la consultora, dio detalles específicos sobre el trabajo. “Lo que hicimos, inicialmente, fue evaluar cómo impactó en términos de consumos unitarios el Régimen de Zona Fría durante su primera etapa de implementación (o sea, entre 2002 y 2021). A grandes rasgos, en ese período se vio una caída a nivel federal en el consumo de los distritos por fuera de la denominada Zona Fría de alrededor de un 16% en el consumo unitario (promedio de cada hogar)”, puntualizó el consultor.
En segundo término, el trabajo comparó el consumo unitario experimentado en la Patagonia argentina versus los verificados en el norte de Estados Unidos y el norte de Canadá. “Así llegamos a la conclusión de que el consumo unitario en suelo patagónico era significativamente más alto que (en esos países norteamericanos), más allá de que no pueda trazarse una relación directa porque los niveles de electrificación son distintos (está mucho más extendida en EE.UU. y Canadá), al igual que los niveles de tarifas y el aislamiento térmico de las casas. Estamos hablando de una noción general”, aclaró Arceo.
En 2021, recordó, se determinó la ampliación del Régimen de Zona Fría abarcando territorios como el sur de Santa Fe, el sur de Córdoba, Mendoza y buena parte de la provincia de Buenos Aires. “Hoy el alcance de este instrumento es de un 49% de los usuarios argentinos, incluyendo a la zona con el Producto Bruto Interno (PBI) per cápita más alto del país”, precisó.
Hood Robin
En definitiva, mientras que la primera etapa del programa tenía, a su entender, una lógica consistente, ya que en la Patagonia se registran temperaturas muy bajas y hacía falta una tarifa diferencial, la segunda desvirtuó por completo ese sentido, contemplando hogares de nivel N1 (de altos ingresos) que no necesitaban ser subsidiados.
“Al evaluar los datos de 2021 contra los de 2024, lo que vimos fue que los usuarios de zonas no beneficiadas redujeron su consumo entre un 8,5% y un 9%, al tiempo que los de Zonas Frías lo elevaron entre un 6% y un 7%, quedando en evidencia un claro impacto (no deseado) de la política tarifaria en materia de demanda diferencial”, advirtió.
Los números aportados por el titular de Economía y Energía suscitaron una definición tajante por parte de Juan José Aranguren. “Se subsidió a los ricos”, sentenció ex ministro de Energía durante la gestión de Cambiemos.
Por cada megavatio nuevo de energías renovables y de baterías que una compañía instale en Texas también deberá invertir en un equivalente en generación eléctrica «despachable». Así lo estipula un proyecto de ley que avanza en la legislatura estatal que cambiaría sustancialmente el funcionamiento de uno de los mercados eléctricos más competitivos del planeta al forzar a las compañías a invertir en generación que no sea variable, como el gas natural. A la vez, marca el avance de un debate creciente en los Estados Unidos sobre la resiliencia y la confiabilidad de sus sistemas energéticos.
El Senado de Texas dio media sanción a un proyecto de ley que prevé establecer un nuevo programa de comercialización de créditos de energía despachable en el área de servicio de ERCOT, el operador de la red y el mercado mayorista eléctricos en Texas. El proyecto fue respaldado centralmente por el Partido Republicano, aunque el gobernador republicano Greg Abbott no se ha pronunciado al respecto.
En resumen, el proyecto S.B. 388 forzará a las compañías distribuidoras, generadoras y cooperativas eléctricas dentro de ERCOT a compensar cualquier adición nueva de energías renovables y de sistemas de almacenamiento de energía con una cantidad similar de nueva capacidad a gas natural u otras fuentes consideradas «despachables» a partir de 2026. El objetivo es que al menos el 50% de la nueva capacidad que se construya en Texas provenga de fuentes despachables.
El Código de Servicios Públicos de Texas define en una de sus secciones a las instalaciones de generación “no despachables” como aquellas cuya producción “está controlada principalmente por fuerzas fuera del control humano”. Esta definición alcanza a la generación solar y eólica. Es decir, «despachable» refiere a la capacidad de una fuente de generación eléctrica para producir energía bajo demanda, cuando sea necesario y en la cantidad requerida, mientras que en el caso de las energías renovables, como la solar y la eólica, la producción depende de factores climáticos y no puede controlarse con la misma precisión.
El proyecto de ley además propone actualizar otra sección del código para reflejar “la intención de la legislatura de que el 50% de los megavatios de capacidad de generación instalados en la región energética de ERCOT después del 1 de enero de 2026 provengan de generación despachable distinta del almacenamiento de energía en baterías”.
Cambio estructural en Texas
Los cambios propuestos por la legislatura texana alterarían los pilares fundamentales del mercado eléctrico de ERCOT, que es considerado el más competitivo del planeta por remunerar a los generadores únicamente por la energía generada en tiempo real. El potencial viraje a un mercado con requisitos de capacidad podría afectar las inversiones en generación eléctrica en Texas, el principal estado en generación con fuentes de energías renovables de los EE.UU.
La Advanced Power Alliance (APA), una asociación sectorial que agrupa a compañías generadoras, fabricantes de energías renovables y fondos de inversión con operaciones en los EE.UU., manifestó su desacuerdo con introducir modificaciones al mercado eléctrico que sean discriminatorias contra ciertas fuentes de energía.
«Los mandatos de capacidad son fundamentalmente incompatibles con el mercado exclusivamente de energía de ERCOT, en donde la generación se construye mediante decisiones de inversión privada. Exigir un porcentaje específico de la capacidad de generación de todo el sistema para un tipo de recurso acerca a ERCOT a un mercado de capacidad, lo que genera precios más altos y una menor confiabilidad», criticaron desde la asociación.
«Establecer el requisito de que la mitad de la capacidad de generación del sistema provenga de un tipo de recurso específico impulsaría el mercado hacia un marco regulado y haría que Texas dependiera excesivamente de un tipo de tecnología«, añadieron.
Fuente: EIA.
La Administración de Información Energética (EIA por sus siglas en inglés) proyecta que se añadirán 63 GW de nueva capacidad de generación eléctrica (sin contar las adiciones en generación distribuida) en los EE.UU. en 2025. Esta cifra representa un aumento de casi el 30% con respecto a la potencia nueva instalada en 2024, cuando se instalaron 48,6 GW de capacidad, la mayor cifra en un solo año desde 2002. La energía solar y el almacenamiento en baterías en conjunto representarán el 81% de la capacidad total nueva prevista, siendo Texas uno de los mercados que más proyectos absorberá.
Generación «despachable»
Los recursos «despachables» vienen ganando importancia en el sector eléctrico y en la política energética de los EE.UU. La alta penetración de las fuentes de generación renovable en Texas y otros mercados eléctricos y las perspectivas de crecimiento en la demanda eléctrica por parte del sector tecnológico están forzando a los gobiernos estatales a considerar cambios legislativos y nuevos esquemas para incentivar inversiones en generación con fuentes no variables.
La Corporación de Confiabilidad Eléctrica de Norteamérica (NERC), el organismo que supervisa y opina sobre la confiabilidad y adecuación de las redes eléctricas de EE.UU., señaló en un reporte publicado en diciembre que la mayoría de las redes eléctricas del país se enfrentan a “desafíos crecientes de suficiencia de recursos durante los próximos 10 años”.
Datos de la industria indican que está confirmado el retiro de casi 80.000 MW de centrales eléctricas, en su mayoría de gas y carbón, en la próxima década. Las generadoras también anunciaron planes para el retiro de otros 115.000 MW. Pero la mayoría de los nuevos proyectos de generación propuestos como reemplazo son de energía solar o combinaciones de solar y baterías, según datos de EIA.
En ese sentido, el secretario de Energía, Chris Wright definió como una prioridad de la administración del presidente Donald Trump el impulso de las fuentes de generación de base y despachables. Incluso fue más allá y acusó a las energías renovables de encarecer los precios de la energía. «En todos los lugares en donde la energía eólica y solar han penetrado significativamente los precios en la red aumentaron y la estabilidad de la misma disminuyó. ¿Esta vía realmente va a dejar al gas natural en el pasado?», disparó en el CERAWeek en Houston.
El gobierno viene autorizando todos los meses subas en las tarifas de gas natural y electricidad en línea con la inflación. Sin embargo, luego de las audiencias públicas realizadas en febrero se esperaba la aplicación de un ajuste adicional a partir del próximo martes 1 de abril como parte de la Revisión Quinquenal Tarifaria. Fuentes oficiales y del sector privado informaron que ese ajuste recién entrará en vigencia en mayo porque los entes reguladores aún no concluyeron con su trabajo.
Desde la Secretaría de Energía se dejó transcender que la suba por sobre la inflación tendrá un techo de 9,9% para los hogares y se aplicará en tres cuotas para hacer más gradual el impacto sobre los precios. EconoJournal informó el pasado 18 de marzo que para poder cumplir con ese techo y al mismo tiempo garantizarles a las distribuidoras los ingresos necesarios para prestar el servicio se estaba evaluando aplicarles un ajuste adicional a las industrias.
Esa idea sigue en pie y en el gobierno buscan dejar en claro que ese rebalanceo entre industria y hogares no es arbitrario y tiene una justificación. Lo que sostienen las fuentes oficiales es que en los últimos 20 años el aumento promedio de la tarifa residencial fue significativamente mayor que la de los otros segmentos. Ese dato es el que permitiría justificar ahora un mayor aumento para las industrias y los usuarios de GNC.
La revisión también deberá detallar las inversiones que deberán asumir las licenciatarias y los parámetros de calidad a observar durante el quinquenio en los distintos segmentos, algo que solamente se observó en dos oportunidades desde la década del 90 cuando se dio forma a un nuevo sistema derivado del proceso de privatización de empresas de servicios energéticos.
Audiencias públicas
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) llevó adelante el jueves 6 de febrero una audiencia pública a fin de avanzar en la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) para los segmentos regulados de transporte y distribución de gas natural que estarán vigentes para el período 2025-2029.
En el caso de la electricidad, las audiencias públicas convocadas por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad se realizaron el 25 y 27 de febrero últimos. La primera abarcó a las compañías de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (Transener) y de Transporte de Energía Eléctrica de Buenos Aires (Transba), así como las correspondientes a la Patagonia (Transpa); Cuyo (Distrocuyo), Neuquén (Epen), del Noreste (Transnea); del Noroeste (Transnoa) y del Comahue (Transcomahue). En el otro caso, sólo se abordó la situación de las dos mayores distribuidoras eléctricas del país Edenor y Edesur, que son las únicas bajo regulación nacional, y que abarcan los usuarios de la Ciudad de Buenos Aires y partidos del conurbano.
Tal como detalló Econojournal a comienzos de año, también queda pendiente el cambio en la política de subsidios que anticipó oportunamente el gobierno, lo que podría derivar en incrementos mayores para quienes pierdan el beneficio, aunque todavía no hay precisiones sobre ese tema.
El presidente entrante de la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (CLAEC), el correntino Carlos Gold, aseguró que en Argentina «hay un atraso en los precios de los surtidores de hasta el 20%, sin considerar los impuestos en el que hay un diferimiento del orden de los $200, lo que incrementaría el valor de los combustibles«. El directivo advirtió sobre esta situación en el 64 encuentro de la CLAEC, que se realiza hasta este viernes en Buenos Aires con delegaciones de afiliadas de América Latina, que conforman un mercado de 17 países, 85 mil estaciones de servicio y 177 millones de clientes.
El evento de la CLAEC reúne a los representantes de las principales compañías petroleras, como Ignacio Millán y Maite de la Arena, vicepresidente de Comercialización y gerenta ejecutiva B2C de YPF; Andrés Cavallari, CEO de Raizen Argentina; Santiago Zubizarreta, director general de Trafigura argentina; Hugo David, director Comercial y de Relaciones Institucionales de DAPSA; Eduardo Torras, gerente general de Delta Patagonia, y al interventor de Enargas, Carlos Casares.
La situación que enfrentan las estaciones de servicio es difícil porque los costos siguen el nivel de precios de la economía, mientras que los valores en los surtidores evolucionan por detrás de la inflación, en un contexto en el que los volúmenes de ventas han venido cayendo durante los últimos 15 meses.
“El precio es una variable que depende exclusivamente de la política que lleva adelante el Gobierno en consonancias con las compañías petroleras. Hoy sucede que el combustible está barato en pesos pero caro en dólares, consecuencia del tipo de cambio existente, pero tampoco hay que subir inmediatamente el precio a riesgo de empantanar la lucha contra la inflación”, afirmó Gold.
Para el directivo, se trata de un tema que tiene que ser considerado para “ir ajustándose y llegar a un nivel de equilibrio con el volumen que viene de más de un año de caída de demanda, porque de eso depende el crecimiento del sector”.
El empresario estacionero señaló que “la mayoría de las petroleras son integradas y este hecho les genera la posibilidad de tener rentabilidad con la exportación de petróleo a un nivel de export parity y no priorizan el downstream en el cual están actualizando los precios al ritmo del crawling peg. Esto hace que ese ingreso vaya por debajo del incremento de la inflación y, en una sumatoria, lleva a que la rentabilidad no tenga un crecimiento acorde al nivel general de precios”.
Los desafíos que enfrentan los estacioneros
Más allá de los precios, los empresarios de estaciones de servicio se preparan para un escenario de amplia transformación, con un mercado atravesado por las regulaciones, el peso de las petroleras, la incertidumbre por la irrupción de la movilidad eléctrica y las urgencias ambientales que obligarán a revisar muchos aspectos de la industria.
El brasileño Carlos Guimaraes, presidente saliente de CLAEC resaltó que el estacionero es “uno de los sectores que más impuestos paga en todos los países, uno de los actores más importantes en las economías de la región, y que viene atravesando momentos de muchos cambios en los cuales no se se sabe si van a predominar son cargadores eléctricos, los combustibles fósiles, los biofuels, o una mezcla, incluso qué pasará con las metas y plazos de descabonización”.
Así, las mesas de trabajo abordarán distintas temáticas del sector como el caso de la potencialidad del GNC, las políticas y regulaciones vigentes, la penetración del gas vehicular en el parque automotor y sus estadísticas, su demanda ante escenarios de reemplazo de combustibles líquidos y su capacidad de incidencia y sostenibilidad frente a la promoción de los autos eléctricos o híbridos.
Otro de los temas está enfocado en los costos y aspectos laborales que afectan a la actividad, lo que permitirá la planificación del negocio, incluyendo la dotación de personal, los requisitos de capacitación y los exámenes preocupacionales. Un punto central de discusión será la jornada laboral, con especial atención a las exigencias legales y la conveniencia de turnos fijos o rotativos, y la posibilidad de implementar el autoservicio, un tema que genera debate por las regulaciones vigentes y el impacto en el empleo.
Un eje adicional de las discusiones girará en torno a la aplicación de inteligencia artificial en el sector, para lo cual se avecina un intercambio sobre los avances tecnológicos en métodos de pago, incluyendo el uso de reconocimiento facial y financiamiento bancario integrado, con una visión en la mejora de los procesos y mejor gestión de los recursos.
En ese aspecto en las tiendas y playas de combustibles, la IA ofrece herramientas para optimizar la gestión y mejorar la experiencia del cliente, además de ofrecer soluciones para la seguridad, como el reconocimiento de actitudes sospechosas, la detección de incendios y la utilización de bases de datos para prevenir incidentes.
Las tiendas de conveniencia también están cobrando un rol cada vez más relevante en las estaciones, con casos en los cuales esos servicios ajenos a la venta de combustibles llegan a representar hasta un 30% y que impulsan nuevos servicios y alianzas comerciales que permiten sumar grandes cadenas a los espacios de la red de las petroleras.
Sebastián Mazzucchelli fue designado este jueves como nuevo director general de MetroGAS por el directorio de la sociedad. Fue presidido por Andrés Scarone, actual vicepresidente de Nuevas Energías de YPF. El directorio se reunió esta mañana en la sede central de MetroGAS para designar al nuevo CEO y, luego, la compañía lo informó al mercado mediante el envío del Hecho Relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Mazzucchelli cuenta con 30 años de trayectoria en la compañía. Ingresó en 1995 como operador comercial. Fue ejecutivo de cuentas, jefe de Ventas GNC, gerente de Procesos Masivos y gerente de Grandes Clientes. En 2017 fue designado director comercial, cargo que ejerció hasta hoy.
Sebastián Mazzucchelli, nuevo director general de Metrogas
Trayectoria
Es licenciado en Administración de Empresas por la Universidad de Buenos Aires (UBA), con posgrado en Desarrollo Gerencial por la Universidad Católica Argentina (UCA) y en Finanzas de la Empresa por la IAE.
“Es un orgullo y un desafío muy importante liderar este gran equipo de personas y profesionales del que formamos parte todos los que integramos MetroGAS para poder llevar adelante esta etapa y seguir en el camino hacia la sustentabilidad de resultados, la búsqueda de eficiencias y la mejora continua,” dijo Mazzucchelli tras la designación como CEO.
El nuevo ejecutivo estaba cumpliendo esta función de manera interina desde el 29 de enero, cuando reemplazó a Tomás Córdoba, actual CEO de Compañía MEGA SA, una de las subsidiarias de YPF en los negocios de midstream y petroquímica.
Clear Petroleum (CLP) dijo presente en Vaca Muerta Insights, el evento energético organizado por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal, que tuvo lugar en la ciudad de Neuquén y reunió a expertos, empresas y especialistas de la industria para debatir y analizar el presente y futuro de Vaca Muerta. Además de sumarse como sponsor, la empresa participó de las principales actividades de la jornada. “Estamos listos para ofrecer servicios tanto en yacimientos convencionales como no convencionales”, aseguraron sus directivos.
En esta oportunidad, más de 15 colaboradores de la compañía dijeron presente en los paneles del evento con el objetivo de profundizar sus conocimientos y mantenerse actualizados sobre las últimas tendencias y desarrollos en la industria de hidrocarburos.
Compromiso
“Clear Petroleum, con una sólida trayectoria en servicios petroleros y operaciones de torre, reafirmó su compromiso con el desarrollo de la Cuenca Neuquina y exploró nuevas oportunidades de crecimiento en el segmento no convencional”, destacaron desde la empresa.
En el mismo sentido, remarcaron el avance en sus servicios, el desarrollo en la región con el objetivo de seguir potenciando sus prestaciones a la industria e impulsando la marca empleadora.
Ezequiel González, director de Personas, Cultura y Relaciones Institucionales de Clear Petroleum, confirmó la importancia de esta primera participación: «Este evento es un espacio fundamental para comprender la dinámica y el futuro de esta cuenca clave. Para CLP, asistir y participar activamente, refleja nuestra visión de anticiparnos a los desafíos y oportunidades que se presenten, simboliza nuestro compromiso con ser un socio estratégico para las operadoras petroleras«.
En cuanto a la participación del equipo de trabajo en estas jornadas aseguró que: «para Clear Petroleum, es esencial que los colaboradores estén constantemente capacitándose y adquiriendo nuevas herramientas y conocimientos. Estar presentes en un evento de estas características nos permite estar a la vanguardia de la industria y seguir aportando valor a nuestras operaciones».
Clear en la cuenca Neuquina
“La participación de CLP en este evento demuestra su compromiso con el desarrollo de la industria energética y su interés en seguir creciendo y aprendiendo en un entorno dinámico y desafiante. El equipo buscó fortalecer lazos con otros actores del sector y presentar sus capacidades y soluciones para la industria del Oil & Gas”, remarcaron.
Clear Petroleum ofrece servicios que abarcan operaciones de torre, wire line, slick line, desparafinado y bombeo, atención a la operación y mantenimiento, entre otros, tanto para actividades convencionales como no convencionales. “La compañía prioriza la excelencia operativa, el cumplimiento de rigurosos estándares de seguridad y la inversión en capacitación técnica como pilares de su estrategia”, aseguraron desde la empresa.
Además, Clear Petroleum desarrolló un plan estratégico adaptado a Vaca Muerta, centrado en la línea de triple impacto: económico, social y ambiental para abordar proactivamente las necesidades de los clientes y fomentar sólidas relaciones con la comunidad.
El ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, sostuvo que la Argentina tiende a una deseable normalización tarifaria, pero advirtió que el proceso aún se encuentra lejos de completarse, por lo que conviene relativizar algunos datos en circulación. “Aunque comparto la visión del vaso medio lleno, no creo que sea fácil completar la segunda mitad del vaso”, subrayó durante su participación en el segundo episodio de la nueva temporada de Dínamo – Charlas de Energía, espacio audiovisual conducido por Nicolás Gandini que se emite en el canal de YouTube de EconoJournal.
Aranguren dijo que es cierto que el sector eléctrico cerró 2023 con una cobertura de los costos del 47% y que en 2024 se llegó al 63%, pero esos porcentajes son sólo un promedio general. “Dentro del segmento residencial, de hecho, la cobertura durante el año pasado fue de un 85% en los hogares N1, pero de un 21% en N2 y de un 29% en N3. Hoy estamos en un 90%, pero es un momento en el que sobra gas y no necesitamos quemar tanto combustible líquido (salvo, obviamente, en los picos de consumo)”, detalló.
Desde su óptica, otro elemento a tener en cuenta (“aunque sea una mala palabra”, dijo), pasa por el tipo de cambio de equilibrio, cuyo valor seguramente será distinto al actual cuando el Gobierno instrumente la salida del cepo. “Finalmente, debe contemplarse que por lo general resulta más difícil aumentar las tarifas en los años impares porque hay elecciones, a sabiendas de que un sector de la población -el cual no fue debidamente identificado- todavía no puede afrontar el costo total y seguirá siendo subsidiado”, agregó.
Escasa resistencia
El director de la consultora Economía y Energía, Nicolás Arceo, destacó que la significativa recomposición del nivel de cobertura que se dio a lo largo de 2024, tanto en las tarifas de la energía eléctrica como del gas natural, no haya generado resistencia política por parte de la población. “Esto obedeció, centralmente, al abaratamiento relativo de la energía en la economía local como consecuencia de la apreciación del tipo de cambio. Hoy tenemos tarifas en dólares en los niveles de 2019, los menores exhibidos en la administración de Mauricio Macri, pero cuando los vemos en pesos constantes, estos se ubican un 30% o un 40% por debajo”, cuantificó el director de Economía y Energía.
De cara al futuro, proyectó, emerge el riesgo de que la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) firmada en este contexto macroeconómico se vuelva incumplible con otro tipo de cambio real. “El gran desafío es que la RQT sea sustentable en el mediano y largo plazo. Sucede que una depreciación fuerte del tipo de cambio de manera automática se verá reflejada en la tarifa con una RQT relativamente alta e indexada en buena medida al Índice de Precios Mayoristas (IPIM), lo que podría derivar en conflicto social”, advirtió.
Coherencia sistémica
Cuando se revisaron los valores de las tarifas en la primera década del siglo, recordó Julián Gadano, lo que en verdad se revisó fue todo un sistema tarifario. “Podía gustar o no, pero se trataba de un sistema que balanceaba diversas variables. Entre ellas, las multas por incumplimiento; es decir, los incentivos a cumplir. Como las multas derivan de las tarifas, cuando las mismas son bajas se reducen los recursos para invertir. No estoy disculpando a ningún operador, pero les convenía incumplir y pagar las multas”, indicó el ex subsecretario de Energía Nuclear de la Nación.
En el nuevo escenario, afirmó, los incentivos van a cambiar. “Las multas empezarán a ser altas. Si el operador actúa con cierta racionalidad, va a preferir invertir en lugar de pagar las multas, por supuesto con el Estado controlando”, adelantó.
En suma, opinó, los planetas están “bastante alineados” para disponer de un sistema tarifario que remunere la inversión de quien toma las concesiones. “Me parece que nos encontramos en una etapa muy diferente de la que vimos hace siete años. Me puedo equivocar, pero tengo la sensación de que en la población hay cierta conciencia, por lo menos parcial o creciente, de que la energía es un bien que cuesta”, aseveró.
Disrupción petrolera
Si bien la paulatina normalización tarifaria por ahora no intensificó la conflictividad social, hay un movimiento disruptivo dentro del sector energético que sí podría hacerlo. En esa dirección, Juan José Carbajales se refirió a la decisión de la principal petrolera del país de desprenderse de todos sus activos convencionales para centralizarse exclusivamente en los rentables desarrollos de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. “YPF, que siempre fue un Aleph nacional porque estuvo en todos lados, hoy se está yendo de los lugares donde nació la industria del petróleo en la Argentina. Eso significará un quiebre para muchas comunidades acostumbradas históricamente a funcionar de una determinada manera. Es un cambio fortísimo, cuyos efectos se harán notar”, anticipó el presidente de Paspartú, y director del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA).
Seguramente, estimó, las acciones de YPF cotizarán mejor y la rentabilidad de la empresa crecerá. “Ahora bien, ¿qué bajada de línea debe hacer el Estado desde una visión federal? ¿Qué debe hacer la Secretaría de Energía?”, se preguntó.
El Plan Andes, graficó, constituye un claro ejemplo de este conflicto de intereses. “Para YPF puede ser genial desinvertir en activos que no son tan rentables, pero esto no es necesariamente bueno para todo el país”, recalcó.
¿Cómo prosiguió el debate? La respuesta, en el este link.
Perspectivas macro y energía: El nuevo acuerdo con el FMI, el fin del “cepo”, y cómo esto impacta en inversiones en infraestructura, upstream, gas y renovables.
