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Javier La Rosa fue designado como nuevo presidente de Chevron Latinoamérica

Javier La Rosa asumió como presidente de Chevron Latinoamérica, con su casa matriz en Buenos Aires, Argentina. La unidad de negocio cuenta con operaciones en la Argentina, Brasil, Colombia, Surinam y Venezuela. 

Desde la compañía precisaron que La Rosa tiene una extensa trayectoria de 24 años con Chevron en distintos cargos a nivel mundial. Asume el cargo de presidente de la región luego de ejercer funciones como presidente de Chevron Venezuela en los últimos seis años y anteriormente como presidente de Chevron en Brasil y Colombia.

Javier La Rosa

A su vez, en su experiencia internacional, entre otras posiciones, La Rosa fue presidente de Energía Geotérmica, gerente de estrategia y planificación para IndoAsia y gerente comercial para África y América Latina.

, Redaccion EconoJournal

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Escándalo en Cammesa: la mano derecha de Rodríguez Chirillo amenazó a un gerente histórico de la compañía para tratar de forzar su renuncia

Carlos Morales, mano derecha del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, arribó el viernes pasado a las oficinas de Cammesa en el barrio de Retiro cerca del mediodía. Se acreditó en la recepción como apoderado legal de Jorge Garavaglia, gerente general de la compañía mixta que se encarga del despacho de electricidad, otra persona de confianza del titular de la cartera energética. Acto seguido se dirigió a una de las salas principales de la empresa y pidió a las secretarias de la Gerencia General que convoquen a Jorge Ruisoto, histórico gerente de Normativa y Auditoría Interna de Cammesa. La conversación que se sucedió después quedará en los anales más bizarros y desprolijos de la organización. Sin mayores preámbulos, Morales, un abogado que a fines del gobierno de Alberto Fernández estaba contratado en el Enargas (en área de GLP que dirigía Héctor Maya) y mantiene una relación de amistad con Rodríguez Chirillo (cursaron juntos en la facultad de Derecho de la UBA), conminó a Ruisoto a firmar un acuerdo de desvinculación de Cammesa de cumplimiento inmediato. Es decir, quiso forzar su renuncia para evitar la burocracia administrativa que implica cesantear a un profesional de línea de la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Fue la misma estrategia que utilizó Morales a fines de febrero para despedir a Luciano Condó, ex gerente de Contratos, y a otros 10 directivos de Cammesa. Esta vez, sin embargo, el resultado fue distinto. Ruisoto, un experimentado directivo de la empresa eléctrica, escuchó el planteo de Morales, pero antes de querer conocer los motivos de su decisión le pidió la documentación notarial que acreditase su condición de apoderado de Cammesa o de Garavaglia a título personal. El letrado no pudo hacerlo. En algún punto, Morales está flojo de papeles, dado que no tiene nombramiento alguno en el Poder Ejecutivo. Eso no impide que tenga acceso a las oficinas del Palacio de Hacienda y se mueva en el área como virtual jefe de Gabinete y persona de mayor confianza de Rodríguez Chirillo. Consultado sobre lo ocurrido por EconoJournal, el secretario de Energía negó que Morales desempeñe ese cargo. “Carlos Morales representó a la Gerencia General de Cammesa en ese acto y no fue un intento de desvinculación”, respondió el funcionario, aunque cinco fuentes consultadas por EconoJournal ratificaron que el intento de Morales para forzar la desvinculación de Ruisoto existió.

Carlos Morales y Eduardo Rodríguez Chirillo.

El 80% de las acciones de Cammesa están en poder de las asociaciones que agrupan a los distintos agentes del mercado mayorista eléctrico (Ageera, Adeera, Ateera y Agueera) y solo el 20% restante lo controla el Estado Nacional a través de la Secretaría de Energía. Esa estructura accionaria facilita que la información sobre lo que ocurre adentro de la empresa circule muy rápido entre los actores del sector privado. La intimidación que llevó adelante Morales llegó rápidamente al directorio donde quedaron perplejos por el accionar de este delegado de Rodríguez Chirillo.

De hecho, Jorge Garavaglia tuvo que dar explicaciones ante el directorio el martes pasado por este hecho atípico. No fue un encuentro formal porque no asistió Diego Aduriz, representante del Estado Nacional, ni ningún delegado de la Secretaría de Energía, pero informalmente se conversó sobre lo ocurrido. EconoJournal intentó comunicarse telefónicamente con Ruisoto, pero el directivo no atendió los llamados

Intimidación y amenazas

El accionar de Morales fue bastante violento y no derivó en la salida de Ruisoto, solo por el ejecutivo resistió la embestida y le exigió al abogado de Rodríguez Chirillo que mostrara la supuesta documentación que lo acreditaba como apoderado. Además, hay que tener en cuenta que el estatuto de Cammesa establece muy claramente que para desplazar a un gerente el órgano que tiene que votar eso es el directorio donde hay un 80% de representación privada.

La reunión fue muy tensa porque Morales le explicitó a Ruisoto que si no firmaba el acuerdo de desvinculación voluntaria lo iban a despedir con causa. Cuando el gerente pidió precisiones sobre cuáles eran esas supuestas causas, Morales le dijo que habían llevado adelante una auditoría y detectaron irregularidades con la importación de gas de Brasil que lo comprometían. Ruisoto insistió sobre el tema y pidió saber quién había llevado adelante esa supuesta auditoría, pero no obtuvo respuesta.

Lo que todavía no está del todo claro es qué motivó a Morales a actuar de este modo. Una fuente del sector privado aseguró a EconoJournal que Rodríguez Chirillo estaba al tanto de la jugada destinada a nombrar a Mario Cairella como vicepresidente de la compañía, luego de que Luis Caputo y Nicolás Posse vetaran a su candidato, y se enteró que si Cairella desembarcaba en Cammesa Ruisoto iba a ser nombrado gerente general en reemplazo de Garavaglia. Por eso se movió rápido para tratar de echar a Ruisoto y abortar ese plan antes de la asamblea prevista para este jueves 2 de mayo.

Fuentes oficiales aseguraron a EconoJournal que Rodríguez Chirillo logró finalmente bloquear la designación de Cairella, pero todavía no está definido quién será el nuevo vicepresidente de la compañía ni tampoco si Garavaglia seguirá como gerente general.

, Nicolas Gandini

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Chile busca dejar atrás el carbón y sumará 2500 MW de generación a gas natural en el norte del país

El retiro de las centrales a carbón en Chile está impulsando el cambio a generación con energías renovables, almacenamiento y gas natural. Engie Chile recibió la autorización definitiva para la conversión a gas natural de Infraestructura Energética Mejillones (IEM) en Antofagasta. Con este proyecto, el norte de Chile superará los 2500 MW de potencia instalada a gas natural. La región es abastecida con gas a través de la terminal de regasificación Mejillones y desde octubre también con importaciones desde la Argentina a través del gasoducto NorAndino.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) entregó la autorización definitiva a Engie Chile para su plan de conversión a gas natural de la central Infraestructura Energética Mejillones, una unidad de 377 MW de potencia, además de la desconexión de dos unidades a carbón en el Complejo Térmico de Mejillones, localizado en la región de Antofagasta en el norte del país.

“El 31 de diciembre de 2025 retiraremos del sistema 711 MW de generación a carbón y empezaremos el proceso de reconversión de IEM de cara a julio de 2026, esto nos permitirá mantener la potencia bruta de dicha central de 377 MW», dijo Gabriel Marcuz, Managing Director de ENGIE Flexible Generation & Retail.

El reporte más reciente del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), el organismo operador del sistema eléctrico, indica que en Chile existe una capacidad instalada de generación a gas natural de 5396 MW, siendo el 15,3% de la capacidad total. En otro reporte agrega que se generaron 5.521,7 GWh con gas natural argentino en 2023.

Por otro lado, un detallado reporte difundido por la Asociación de Empresas de Gas Natural (AGN) en 2022 indicaba 5001 MW de generación a gas en todo el país. El norte del país concentraba 2168 MW (1895 MW en ciclos combinados y el resto en ciclos abiertos). La conversión de IEM llevará el total en el norte chileno a 2545 MW.

Gasoducto NorAndino.

Rol del gas en Chile

El plan de Engie en Mejillones tiene dos registros. Por un lado, se inscribe en el plan global del grupo francés para salir de la generación a carbón. En un segundo registro, existe un amplio acuerdo en Chile para el retiro de todas las usinas termoeléctricas a carbón, que hoy suman unos 3876 MW, o el 10,7% de la capacidad total, según el CEN.

El presidente Gabriel Boric prometió la ambiciosa meta de cerrar todas las usinas a carbón para el 2030. En esa dirección, el rol del gas como sustituto del carbón y complemento a la variabilidad de las energías renovables es materia de debate entre el gobierno y el sector energético.

La AGN encargó un estudio para cuantificar el costo del retiro de las centrales generadoras a gas y todo el parque generador con combustibles fósiles al año 2035. En ese escenario hipotético, se requerirían US$26.000 millones en tecnologías renovables variables, firmes y almacenamiento en el periodo 2030-2035, un monto equivalente al 8% del PIB.

«Hacer ese tremendo esfuerzo para evitar las comparativamente bajas emisiones asociadas a la generación con Gas Natural, sería extremadamente oneroso y muy ineficiente, con un costo de abatimiento entre 10 y 15 veces superior al de abatir emisiones asociadas al carbón o el diésel», dijo el presidente ejecutivo de la AGN, Carlos Cortés, en la presentación del estudio.

Engie Chile también visualiza un rol estratégico del gas en el retiro de las centrales a carbón para garantizar la seguridad operativa del sistema eléctrico. La empresa encargó a la Consultora Inodú un estudio que reveló que, en ciertos escenarios, se necesitarán al menos 10 TWh por año de generación eléctrica a gas natural durante la próxima década para reemplazar el carbón. El CEN informa que se generaron 83 TWh en Chile en 2023.

En cualquier escenario positivo para la generación a gas, Engie tendría un rol destacado, al ser accionista tanto en la terminal de regasificación en Mejillones como en el gasoducto Norandino, un ducto por el cual Chile retomó desde la Argentina las importaciones de gas en modalidad en firme en octubre pasado. Engie acordó con productoras argentinas dos contratos de importación en firme por un total de 400.000 m3 por día. El gasoducto tiene una capacidad de transporte potencial de 8 millones de m3/d.

, Nicolás Deza

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Para seguir el ritmo devaluatorio y limar la brecha con el precio internacional del crudo, YPF aumentó 4% los combustibles

YPF, el mayor jugador del mercado de combustibles, aumentó este miércoles a las cero horas un 4% el precio de los combustibles. La decisión se conoció pocas horas después de que el gobierno de Javier Milei anunciara, a través de sus canales oficiales, que se postergará hasta el 1º de junio la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL), lo que llevó a la confusión de algunos medios que informaron que el valor de las naftas y gasoil se mantendría congelado durante mayo.

Sin embargo, a medianoche de ayer la petrolera que conduce Horacio Marín incrementó un 4% en promedio los importes de las pizarras de sus más de 1600 estaciones de servicio en todo el país. Se estima que el resto de las empresas refinadoras —Raízen (Shell), Axion Energy y Puma (Trafigura), entre las otras— harán lo propio en el transcurso del día.

El aumento aplicado este mes por YPF estuvo por debajo del incremento que implementó la compañía en marzo y abril, que se ubicó en la banda del 6 por ciento mensual. Por eso, desde la óptica del gobierno, la desaceleración de la suba de los combustibles en surtidor es consistente con un seteo a la baja las expectativas inflacionarias.

Números

Del aumento del 4% registrado este mes, prácticamente la mitad se explica por el traslado a los precios en surtidor del crawling peg digitado por el ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, que está topeado en un 2% mensual desde diciembre. Como alrededor de un 75% de los costos de refinación de la petroleras está dolarizado (por el importe de la materia prima y de servicios asociados), YPF debe replicar esa alícuota en sus precios finales de venta para mantener el valor de su negocio en moneda dura.

La otra mitad del alza de YPF en surtidores —es decir, el 2% restante—  se justifica por la intención de la petrolera bajo control estatal de seguir limando la brecha que separa al importe interno del petróleo con el precio de parida de exportación, que se calcula descontando de la cotización del Brent el impacto de las retenciones (que representa un 8% de ese valor) y otros ítems como los costos de transporte y flete y descuentos por calidad del petróleo.

El crudo de tipo Medanito que se produce en Vaca Muerta se comercializó en abril a un precio base de 66 dólares que se complementa con un precio diferencial más elevado que las refinadoras convalidan para acceder a volúmenes incrementales de petróleo. Con la suba de hoy se espera que YPF lleve el precio base del crudo Medanito de Neuquén a unos 67/68 dólares por barril, todavía por debajo de la paridad exportación (export parity), que calculada en función de un Brent de 85 dólares (como el actual) ronda los 76 dólares.

, Redaccion EconoJournal

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Cambios en Energía: frenan la designación del subsecretario de Combustibles Gaseosos y su reemplazante ya está en funciones

El gobierno sorprendió en las últimas horas con un nuevo cambio en el área energética. Fernando Solanet, que en los hechos se venía desempeñando como subsecretario de Combustibles Gaseosos, pero que todavía no tenía designación formal, renunció a su cargo y en su lugar desembarcó el consultor Eduardo Jorge Oreste.

El caso tiene similitudes con lo ocurrido semanas atrás en la subsecretaría de Energía Eléctrica. El secretario Eduardo Rodríguez Chirillo había elegido para ese cargo a Sergio Falzone, quien empezó a conducir el área aún sin designación formal e incluso participó de la audiencia pública por tarifas que se realizó el 29 de febrero. Pese a ello, a comienzos de marzo desde el Ministerio de Economía se le bajó el pulgar y finalmente su lugar lo ocupó Damián Sanfilippo, quien ya fue designado formalmente.

La diferencia con el caso de Falzone es que, según remarcaron a EconoJournal desde el gobierno, en este caso el cambio no responde a una interna política sino a la decisión de Solanet de dejar su puesto para irse a España a trabajar en una empresa petrolera de perforación y workover, que es su área de conocimiento. A su vez, remarcan que la familia de Solanet está viviendo en España lo que también influyó al momento de tomar la decisión. No deja de ser llamativo, sin embargo, que un funcionario deje el cargo apenas cuatro meses después de asumir de conducir un área estratégica de la Secretaría de Energía como es la subsecretaría de gas natural.

Quien es Eduardo Oreste

Eduardo Oreste, quien ya está yendo a la Secretaría de Energía y sería oficializado en su cargo próximamente si no hay nuevas sorpresas, es un ingeniero mecánico con especialización en petróleo y gas y un Master en Administración de Empresas en la Universidad de Texas en Austin. Oreste ya se empezó esta semana a tener reuniones con los máximos referentes del mercado de gas, en especial con los productores del hidrocarburo.

Eduardo Oreste durante una participación televisiva en 2021.

Oreste trabajó como jefe de Área de Producción Sur de YPF en Salta entre 1982 y 1989. Luego pasó a desempeñarse dentro de la misma compañía como jefe de Departamento Producción de Río Grande Tierra del Fuego (1989-1992), subadministrador del área de Producción Catriel en Río Negro (1992-1996), gerente de Planeamiento y Administración de la Regional Oeste en Neuquén (1996-1998), gerente de Gas Chile (1998-2003) y director de Comercialización de LNG (2004-2006). En 2006 se fue de YPF y trabajó durante casi cuatro años en Enap Sipetrol.

Durante 2016 se desempeñó como asesor en proyectos de energía eléctrica a hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minería que comandaba Juan José Aranguren.

, Redaccion EconoJournal

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CGC presentó su tercer Informe de Inversión Social

CGC -empresa dedicada a la exploración, producción, distribución de hidrocarburos y transporte de gas- publicó esta semana la tercera edición de su Informe de Inversión Social que describe los programas e iniciativas que impulsa la compañía en las distintas comunidades en donde está presente.

“Este documento da cuenta de cómo seguimos fortaleciendo año tras año nuestra estrategia de inversión social, reconociéndola como parte integral de nuestra identidad organizacional”, sostuvo Hugo Eurnekián, presidente de CGC.

El trabajo realizado y la estrategia de CGC en la comunidad se basa en tres ejes: 1) el desarrollo de capacidades, para que las personas, instituciones y comunidades cuenten con las herramientas para alcanzar y potenciar sus objetivos, 2) la educación, para favorecer y mejorar el acceso igualitario a la educación y a la formación profesional, y 3) el ambiente, fomentando la gestión responsable de residuos, el cuidado de la biodiversidad y del ambiente.

Todos los ejes de trabajo, programas e iniciativas tienen como común denominador el diálogo, la colaboración y las alianzas con diversas organizaciones, tanto del sector público como del privado.

Cierre del programa de Prácticas Profesionalizantes de CGC en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Los programas

Durante 2023, el total de los programas alcanzaron a 4.514 destinatarios, resultado del compromiso de CGC con la sostenibilidad y el desarrollo de las comunidades.

“A través de su Programa de Becas Universitarias Locales, la compañía promueve el acceso, la permanencia y graduación en estudios superiores de jóvenes que viven en Santa Cruz. En este sentido, durante 2023 se becaron a 22 jóvenes para cursar sus carreras universitarias y durante ese mismo período, la empresa pudo celebrar la graduación del primer alumno del programa Becas Universitarias CGC como Ingeniero Electromecánico”, precisaron desde la empresa.

Otro tema destacado en el documento fue la participación de 117 colaboradores de CGC que propusieron iniciativas y se sumaron como voluntarios a los diferentes programas, representando un 30% de crecimiento en la participación respecto del año anterior.

Para leer el informe completo, puede descargarlo desde el siguiente link.

, Redaccion EconoJournal

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TGN lanza convocatoria a jóvenes profesionales

TGN lanza su Campaña #GEN24 dirigida a jóvenes de hasta 29 años de edad, graduados con hasta tres años de experiencia o que tengan como máximo tres finales y tesis pendiente en las siguientes ramas de la ingeniería: industrial, civil, química, electrónica, electromecánica y mecánica.

Estos jóvenes profesionales deben destacar por su capacidad de liderazgo, proactividad, sentido del equipo y la colaboración, flexibilidad y adaptación al cambio, orientación al aprendizaje y responsabilidad por el resultado.

Dado que TGN opera un sistema de gasoductos con una extensión que supera los 11.100 km y atraviesa 17 provincias del territorio nacional, la convocatoria está abierta a hombres y mujeres que quieran vivir la aventura de la relocalización actual o futura, con variedad de escenarios naturales de fondo, sumándose a proyectos tecnológicos desafiantes en una industria de gran proyección nacional y regional.

“TGN ofrece una experiencia enriquecedora y un ambicioso desarrollo de carrera que testimonian los profesionales de convocatorias anteriores que aún hoy integran el payroll de la compañía”, señalaron desde la firma.

Los interesados que quieran activar su genio y desarrollar su talento pueden remitir sus antecedentes a  https://postulacion.typeform.com/to/bipHl4dv

, Redaccion EconoJournal

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La discusión por los honorarios de los directores de YPF reabre el debate sobre cómo se elige a los integrantes de la junta de accionistas de la petrolera

El Directorio de YPF aprobó el viernes pasado el presupuesto anual para cubrir los honorarios de directores y ejecutivos que prestan servicios —en distintas comisiones especiales y comités de fiscalización— al máximo órgano de conducción de la petrolera bajo control estatal. En concreto, se aprobó la erogación este año de hasta $ 10.190 millones para cubrir esos ítems, casi cinco veces más que los 2.087 millones que se gastaron durante 2023. A partir de esos números, algunos referentes de la oposición instalaron erróneamente —realizando una división lineal del monto total por la cantidad de directores— que los 11 representantes titulares de YPF pasarán a cobrarán cerca de 70 millones de pesos por mes.

Paradójicamente, uno de los primeros en cuestionar la medida fue Hernán Letcher, director de CEPA, un centro de estudios económicos alineado orgánicamente con el cristinismo, que hasta diciembre del año pasado cobró una remuneración por se empleado de YPF (fue vicepresidente de Y-Tec y asesoba al ex presidente Pablo González). Letcher denunció en redes sociales que cada director de la petrolera pasaría a cobrar US$ 70.000 por mes.

La decisión de actualizar el presupuesto del Directorio no provino, en rigor, de los representantes políticos de YPF, sino que fue un encargo de la Vicepresidencia de Recursos Humanos de la petrolera, a cargo de Florencia Tiscornia, que contrató a una consultora global con sede central en Los Ángeles (EE.UU.) para que determine, a través de un estudio comparativo (una especie de benchmarck) con otras compañías energéticas de tamaño similar al de YPF, cuál debería ser la remuneración de los directores de la compañía.

Desde el cristinismo, que impulsó la politización de la empresa entre 2019 y 2023, cuestionaron el aumento de los directores de YPF.

Números

El presupuesto que se aprobó la semana pasada se calculó en base al supuesto de que la inflación de este año llegará al 250%, tal como informó Clarín, por lo que fuentes al tanto del proceso indicaron que si la variación del IPC es más baja que la prevista —tal como pretende el gobierno— la cifra que se devengará realmente para cubrir los honorarios del Directorio será menor.

A raíz de ese análisis, las mismas fuentes consultadas por EconoJournal aclararon que a valores de abril la remuneración de cada director titular (los suplentes no cobran) ronda los $ 15 millones mensuales o unos 15.000 dólares según el valor del tipo de cambio en el mercado financiero.

La diferencia de valores se explica, por un lado, porque en el presupuesto total que pidió YPF están incluido no sólo los honorarios de los directores, sino también el salario de profesionales que integran varias comisiones y el comité de fiscalización de la compañía y por el otro, porque a partir de la reunificación de los cargos de presidente y CEO de la empresa en la figura de Horacio Marín, este año la remuneración del ejecutivo está incluida, a diferencia de lo que sucedió en los años anteriores, en el presupuesto del Directorio. “Por eso, no es posible comparar linealmente el presupuesto de 2024 con el del año pasado. Además, ahora hay dos directores más que en 2023”, explicó una de las fuentes consultadas.  

EL JEFE Y VICEJEFE DE GOBIERNO DE MILEI SE APROBARON SUELDOS DE $70 MILLONES EN YPF

La Asamblea de Accionistas de YPF finalmente aprobó el sueldo de $70 millones por mes para cada uno de sus directores.
Cuando lo señalamos dijeron que no era definitivo, sino una propuesta.… pic.twitter.com/gjxIF7MdoD

— Hernán Letcher (@hernanletcher) April 27, 2024

Lo que es un hecho, además, es que los dos funcionarios del gobierno de Javier Milei que tienen presencia en el Directorio no cobrarán remuneración alguna de YPF. Tanto el jefe de Gabinete, Nicolás Posse, como su segundo, José Rolandi, no percibirán honorarios por ser directores Clase A de la petrolera. Eso es así porque —según regulaciones aplicables al Poder Ejecutivo desde que se reestatizaron las AFJP’s en 2008— su ingreso está topeado en el equivalente al salario máximo que le corresponde a un ministro, que ronda los $ 3,2 millones. El ministro del Interior, Guillermo Francos, está excluido de toda remuneración por ser director suplente.

Mecanismo de elección

De los directores restantes, Posse propuso al ex secretario de Energía durante el segundo gobierno de Carlos Menem, Carlos Bastos, que hoy se desempeña como el principal asesor en la materia de la Jefatura de Gabinete. En tanto que Marín hizo lo propio con Mario Vázquez, ex presidente de Telefónica y un profesional formado específicamente en el área de auditoría, y a Eduardo Ottino, un experto en administración contable que se retiró hace algunos años del grupo Techint.

Las seis sillas restantes en el board de YPF le pertenecen a personas designadas por la política, pero sin relación con la administración nacional que encabeza el presidente Javier Milei. Se trata, en su gran mayoría, de representantes de provincias hidrocarburíferas que son designados por cada gobernador.

En esa lista figuran, según la nómina actual, Omar Gutiérrez, ex mandatario de Neuquén, que tras la derrota del Movimiento Popular Neuquino (MPN) en las elecciones de 2023 llegó a un acuerdo con el nuevo gobernador, Rolando Figueroa, para ingresar en el Directorio de la petrolero; Emiliano Mongilardi, representante de Chubut, que fue nombrado con el respaldo de Jorge ‘Loma’ Ávila, líder del sindicato de petroleros privados de la provincia; Horacio Forchiassin, designado por el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal; Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza; y José Guillermo Terraf, un asesor económico-financiero (se desempeña como COO de Agrodreams, una startup que promueve la digitalización de la actividad agropecuaria) que llegó al Directorio de YPF en representación de la Ofephi, la organización que nuclea a las provincias petroleras, que cuenta con un puesto rotativo (cambian cada seis meses) en el máximo órgano de control de la petrolera. El último director titular de la empresa es Guillermo Canseco, que ocupa la silla que le corresponde al Supeh, el histórico sindicato que agrupa a los trabajadores de YPF.

Las compañías de la envergadura de YPF buscan que sus directorios estén conformados por líderes que se hayan destacado en los sectores de los que participan o en otras industrias. El objetivo central es nutrirse de voces que puedan aportar visiones o mapas de lectura para entender los desafíos de presente y futuro que enfrentan las organizaciones y diseñar estrategias para prosperar en esos entornos.

De los nombres propios que forman parte del Directorio de YPF se desprende, en cambio, que más de la mitad —6 de 11—  de los miembros de la junta directiva fueron elegidos por la política, aunque no tienen contacto con el gobierno nacional.

No está claro, en esa clave, cuáles son los mecanismos de selección que utilizó cada provincia para elegir a su director en YPF. ¿Responden a criterios de orden político o prima la capacidad técnica de los elegidos y el conocimiento sobre la industria energética? Tampoco es fácil identificar qué valor aporta cada representante al plan estratégico de la empresa. ¿En qué consiste su día a día? ¿Qué ideas, proyectos o lineamientos proponen? ¿Cuánto inciden o cuán escuchados son realmente por el Directorio? Son preguntas que, desde que se reestatizó la petrolera en 2012 mediante un acuerdo de sindicación de acciones entre el Estado nacional y las provincias (que poseen un 24% del capital societario de la empresa), tienen respuestas insuficientes.  

, Nicolas Gandini

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La Fundación Pampa Energía lanzó una nueva edición de su programa de becas

La Fundación Pampa inició su Programa de Acompañamiento a las Trayectorias Educativas 2024, que incluye un apoyo económico, seguimiento con tutores y diversas acciones formativas para acercar a los estudiantes al mundo profesional. Está destinado a jóvenes de diferentes localidades de las provincias de Neuquén, Salta, Mendoza, Santa Fe y Buenos Aires, de escuelas técnicas o carreras profesionales afines al sector energético.

El director de la Fundación Pampa, Pablo Díaz, afirmó: “En los últimos años otorgamos y renovamos más de 11.000 becas. Saber que acompañamos a miles de jóvenes en sus estudios y desarrollo profesional, nos provoca siempre una inmensa alegría”. Y agregó: “La educación es la herramienta más poderosa para el crecimiento de las comunidades, porque brinda oportunidades y permite transformar realidades ”.

En este sentido, Edith Castellón, una de las becarias que egresó el año pasado, expresó: “Si tuviera que describir al programa de becas en una oración sería que formamos una familia. La Fundación nos asigna una tutora y compartimos instancias donde vemos como los compañeros van haciendo su trayectoria y creciendo. Se van formando lazos que son los que trascienden”.

La iniciativa

Esta iniciativa forma parte de un plan integral de educación y empleabilidad que se propone acompañar a jóvenes en situación de vulnerabilidad y fortalecer las instituciones educativas. Desde 2017 la Fundación implementa programas de formación en temas de gestión, eficiencia energética, energías renovables y ciencias, entre otros, que alcanzaron a más de 14.000 directivos y docentes.

Además, a partir de la realización de prácticas formativas junto a colaboradores y voluntarios de la compañía, se facilita el acercamiento de los estudiantes al mundo laboral, con el objetivo de brindar herramientas y oportunidades de desarrollo profesional. En la actualidad, el 93% de los egresados universitarios se encuentra trabajando, 106 tuvieron experiencias laborales dentro de Pampa y otras empresas del grupo y más de 2.100 estudiantes realizaron prácticas profesionalizantes.

, Redaccion EconoJournal

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¿Cómo lograr un consumo responsable y seguro del gas natural en los hogares?

El gas natural es un recurso natural no renovable que desempeña un papel fundamental en la vida diaria de las personas y en la economía de un país. Es por ello que dada la llegada de los primeros fríos y en el marco del programa “Cuidemos Nuestros Recursos”, Naturgy ha establecido una serie de recomendaciones con el objetivo de promover el uso responsable, eficiente, racional y seguro de un recurso natural y no renovable, como es el gas natural.

En primer lugar, es fundamental fomentar el uso responsable del gas natural. Esto implica que todos tomemos conciencia de que con pequeños recaudos en los hogares se puede disfrutar de las comodidades y servicios del gas natural y, simultáneamente, ahorrar en el consumo. Para ello, es importante realizar un uso racional del gas en los hogares, empresas e industrias, evitando dejar los aparatos encendidos innecesariamente y realizando un mantenimiento adecuado de los equipos para evitar fugas.

Además, en el portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com se pueden encontrar recomendaciones para realizar un uso consciente no sólo del gas, sino que también de la electricidad y el agua. Por esto, Naturgy invita a poner en práctica las sugerencias para realizar un uso responsable de la energía.

Para calefacción

Calefaccionar sólo aquellos ambientes donde haya gente y a una temperatura razonable (18° C aprox.). Las estufas y los radiadores no deben ser tapados ni con cortinas ni con muebles. De esta manera se evitarán accidentes y se mejorará el aprovechamiento calórico.

Utilizar el termostato para regular la temperatura adecuada en los ambientes. No abrir ventanas para bajar la temperatura.

Reducir las filtraciones de aire en puertas y ventanas usando burletes y simultáneamente controlar que haya una ventilación correcta.

Usar ropa abrigada dentro de la casa.

Para cocción

Nunca usar las hornallas y/o el horno para calefaccionar los ambientes.

Usar el horno con moderación (el gasto de gas de 1 horno equivale al de 3 hornallas chicas).

Cocinar con la olla tapada y reducir la llama cuando se llegue al punto de hervor.

Ajustar la llama de las hornallas al diámetro del fondo de los recipientes y manténgalos tapados. La llama que sobresale no aporta mayor calor al recipiente y si está destapado se pierde temperatura.

Cuando alcance el punto de ebullición, disminuya la llama. Cuando alcance el punto de cocción, apáguela.

Para agua caliente

Utilizar el agua caliente sólo cuando sea necesaria, y calentarla a temperatura suficiente. No derrochar agua ni gas que son recursos limitados.

Si tiene calefón, regular la temperatura del agua con la perilla o botonera. Evite mezclar el agua caliente con el agua fría. Así ahorrará gas y prolongará la vida útil del artefacto.

Usar la ducha con flor en buen estado y que disperse bien el agua.

Si tiene termotanque, regular su temperatura y aislar térmicamente el artefacto cuando está colocado fuera de la vivienda.

Al ducharse, hacerlo en un tiempo razonable.

El piloto

Mantener el piloto encendido sólo cuando se usan los artefactos.

Si cambia de calefón o termotanque, elegir siempre los más eficientes: los Clase A.

, Redaccion EconoJournal

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Posse le bajó el pulgar al hombre de Rodríguez Chirillo para Cammesa y ahora Espert impulsa el regreso de un ex funcionario macrista

EconoJournal reveló el pasado 19 de abril que el gobierno le bajó el pulgar a Sergio Falzone, el candidato que el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, había elegido para la vicepresidencia de Cammesa. El encargado de oficializar el veto fue el jefe de Gabinete, Nicolás Posse, a través de una nota firmada por uno de sus subordinados. “No resulta adecuado para el cargo en cuestión”, le respondieron a Rodríguez Chirillo.

El dato confirma el ninguneo al que está siendo sometido el titular del área energética ya que es la segunda vez que le vetan a la misma persona para dos cargos diferentes. Inicialmente Rodríguez Chirillo había propuesto a Falzone como subsecretario de Energía Eléctrica, pero el nombramiento se fue demorando hasta que la designación quedó descartada y en su lugar asumió Damián Eduardo Sanfilippo.

Ese cambio de piezas tuvo repercusión en los medios de comunicación porque Sanfilippo fue oficializado a partir del 21 de marzo a través del decreto 332/24, pero su nombramiento figuraba en el artículo 2 ya que el artículo 1 designaba a Falzone para el mismo cargo, pero del 8 de enero al 20 de marzo. Es decir, Falzone fue designado y echado en un mismo decreto.

Rodríguez Chirillo insistió con Falzone, esta vez para la vicepresidencia de Cammesa, y también lo descartaron. “De conformidad con lo normado por el Decreto n°19/24, se requiere la propuesta de otro candidato para el cargo de Director Vicepresidente de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa), toda vez que el candidato propuesto en la nota mencionada no resulta adecuado para el cargo en cuestión”, afirma Mauricio Miguel González Botto, secretario de Empresas y Sociedades del Estado, en una nota dirigida al secretario de Energía.

Al menos en lo formal, el Secretario de Energía es la persona más idónea para elegir al subsecretario de Energía Eléctrica y al vicepresidente de Cammesa, un puesto clave ya que tiene influencia de manera transversal tanto en la regulación eléctrica como gasífera y concentra cerca del 70 por ciento de los subsidios. Sin embargo, Rodríguez Chirillo no pudo poner a su hombre de confianza en ninguno de esos dos casilleros, dejando en evidencia la situación de debilidad que enfrenta ante los embates de Posse y del ministro de Economía, Luis Caputo. Debido a ello Falzone terminó como vocal suplente de Nucleoléctrica Argentina.

Sin definición

La nota de González Botto está fechada el lunes 15 de abril y es lo que motivó que el jueves 18 los representantes del Estado pidieran un cuarto intermedio hasta el 2 de mayo en la asamblea de accionistas de Cammesa. Este jueves tendría que oficializarse al nuevo vicepresidente de la compañía, pero todavía continúan las disputas por el cargo.

Fuentes de la industria señalaron a EconoJournal que ese lugar podría ser ocupado por Mario Cairella, quien ya estuvo como gerente general del organismo en 2019 y ahora cuenta con el padrinazgo del economista libertario José Luis Espert. Para cualquier político es importante tener un hombre en un organismo de esas características por la masa de recursos que concentra.

Mario Cairella, ex gerente general de Cammesa que podría volver a la compañía.

Cairella, quien estaba al frente de Cammesa cuando se produjo el blackout que dejó sin electricidad a todo el país durante gran parte del Día del Padre de aquel 2019, no solo es nombrado como candidato a vicepresidente sino que otras fuentes de la compañía le asignan chances para asumir nuevamente como gerente general en lugar de Jorge Garavaglia, quien asumió en diciembre luego de haber renunciado al cargo que tenía en Yacyretá.  

Dentro del gobierno, sin embargo, también están quienes le restan chances a Cairella, un hombre bastante resistido en el sector, y dicen que hay otro candidato tapado.

, Fernando Krakowiak

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Los vertidos de energias renovables en Chile alcanzan cifras históricas

De acuerdo con datos del Ministerio de Energía de Chile, las energías renovables representaron durante los primeros tres meses de 2024 un 41% de la generación eléctrica en el país vecino. Esto significa un crecimiento de un 4% en comparación con el primer trimestre de 2023.

Sin emabrgo, Juan Pablo Tapia, miembro de la firma Broker & Trader Energy Chile, precisó que en base a información compartida por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) los vertimientos de energía eólica y fotovoltaica —es decir, la energía que se pierde debido a la falta de capacidad de transmisión y almacenamiento— se situaron en 1.455 gigawatts-hora (Gwh) a finales de marzo.

Esta cifra representa un crecimiento de un 317,69% con respecto al mismo periodo del año pasado, y un aumento de un 551,14% si se lo compara con los números de 2022. “Es importante señalar que nuestra estimación de los volúmenes de vertimientos para el cierre del presente año pudieran alcanzar valores de entre 3.500 y 4.000 Gwh”, indicó el experto.

En diálogo con EconoJournal, el Senior Advisor Energy de la consultora destacó que este curtailment —hecho que se produce cuando el organismo de despacho paraliza por falta de demanda la producción de energía de un parque eólico o fotovoltaico pese a que existen condiciones meteorológicas para operar correctamente— se acerca peligrosamente a lo acumulado durante todo 2022; es decir, 1.471 Gwh. Si se analiza 2023, en tanto, hay que sumar los primeros nueves meses para obtener una cifra superior (1.463 Gwh).

Estos vertimientos, que en su mayoría son fotovoltaicos, se deben a que la oferta de generación disponible crece más fuertemente que la demanda, en especial cuando el recurso está más presente durante las horas de mayor producción solar (entre las 08:00 y 18:00 horas) y su costo pasa a ser “despreciable”. Alrededor de un 95% de los vertimientos se está produciendo en ese periodo.

El almacenamiento como factor clave

Tapia señaló que desde el Gobierno chileno se han tomado ya algunas medidas para atenuar los vertimientos renovables en el corto y mediano plazo, incluyendo la adecuación de la actual regulación y normativa eléctrica con el propósito básico de facilitar la incorporación de nuevas tecnologías como los sistemas de almacenamiento, aparte de generar una manera más efectiva de planificar y expandir los sistemas de transmisión. “Sin duda que el desarrollo del almacenamiento energético será importante en varios aspectos en nuestra red eléctrica, ya que permitirá evitar distorsiones en la operación económica del sistema”, remarcó.

Por otro lado, detalló, el “storage” energético promoverá la competencia con tecnologías que operan con combustibles fósiles, principalmente en horarios donde se produzca la ausencia de la operación de las energías renovables, lo que permitirá alcanzar la meta de carbono neutralidad que tiene Chile para 2050.

En la actualidad, dentro del sistema eléctrico trasandino se encuentran en operación alrededor de 364 megawatts (Mw), volumen compuesto por 54 Mw de tecnologías stand-alone, 60 Mw de proyectos híbridos hidroeléctricos y 250 Mw de unidades de generación solar fotovoltaica. Adicionalmente, hay otros 240 Mw en etapa de pruebas: 32 Mw de proyectos híbridos eólicos y 208 Mw de iniciativas solares fotovoltaicas. “Además, unos 1.048 Mw se encuentran en fase de construcción, otros 2.234 Mw esperan la aprobación del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) y también hay 6.233 Mw en proceso de calificación”, puntualizó Tapia.

En definitiva, resumió el especialista, hoy se observa un gran interés por parte de los desarrolladores e inversionistas en implementar este tipo de tecnologías. “La idea es diversificar nuestra matriz energética con una operación segura, económica y sustentable”, completó.

, Julián García

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Con foco en la energía fotovoltaica, Brasil proyecta una matriz 100% renovable

Hoy en día, la energía fotovoltaica es la segunda fuente de mayor participación en la matriz energética de Brasil, con 42,1 gigavatios (Gw) de potencia instalada, lo que representa un 17,5% del total. Por delante sólo aparecen las represas hidroeléctricas, que aportan 109,9 Gw (48,3%).

Desde la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) señalan que la matriz podría alcanzar una generación 100% renovable en 2030, con un aporte mayoritario de la producción fotovoltaica, capaz de brindar 121 Gw.

En diálogo con EconoJournal, Isabella Sene, especialista técnico-regulatoria de ABSOLAR, explicó que la oferta energética en Brasil exhibe un considerable porcentaje renovable. “Sin embargo, aún se necesitan lineamientos gubernamentales para expandir ese crecimiento a la totalidad del sistema”, reconoció.

Una de las propuestas que impulsa ABSOLAR es establecer como un objetivo nacional el cumplimiento de ese 100% de participación renovable de cara al final de la década, lo que colocaría a Brasil “a la vanguardia de la transición energética”.

Cabe recordar que, a pesar de ser una de las signatarias del Acuerdo de París de 2016, la nación que gobierna Luiz Inácio ‘Lula’ da Silva aún no tiene objetivos de reducción de emisiones o de renovabilidad de su matriz eléctrica.

“Para que estas proyecciones se materialicen, hacen falta políticas públicas que dirijan las inversiones privadas. Si bien hay una orientación del Gobierno federal hacia la transición energética, un estudio del Instituto de Estudios Socioeconómicos (INESC) reflejó que los subsidios a las fuentes fósiles son cinco veces mayores que los otorgados a las tecnologías renovables. Estos datos demuestran que quizás vamos en la dirección contraria a la que se pretendía”, advirtió Sene.

Otro reto mencionado por la directiva en aras de alcanzar la onmipresencia renovable en la matriz energética pasa por garantizar la seguridad del suministro, desarrollando el almacenamiento de energía eléctrica. “Entre las iniciativas que proponemos figuran la instalación de cinco millones de techos solares para 2026; el uso de energía solar en edificios públicos; las compras públicas para generar demanda de productos nacionales; y la ampliación de líneas de financiamiento de proyectos a través de bancos públicos”, enumeró.

De acuerdo con ABSOLAR, durante el año pasado el sector solar fotovoltaico atrajo más de 59.600 millones de reales en nuevas inversiones, lo que significó un alza de un 49% en comparación con los desembolsos registrados hasta el final de 2022. “Vimos recientes señales al respecto por parte del Gobierno federal, como el Plan de Transición Ecológica. Sin embargo, este programa no prioriza la transición energética en sus ejes”, se lamentó Sene.

A su entender, debe reivindicarse la política aplicada en el Nova Indústria Brasil, aprobada en enero pasado, que plantea metas y acciones hasta 2033 para fomentar la innovación y la sostenibilidad del país. “Dicho plan aporta importantes orientaciones para la creación de una cadena productiva nacional y enfocada en productos descarbonizados, lo que es muy positivo para el desarrollo del sector solar fotovoltaico, la creación de empleo y la atracción de inversiones. Con una regulación adecuada, seguramente podrán lograrse los objetivos previstos”, anticipó.

Problemas en la fabricación

Hoy en día, la industria solar de Brasil depende en su gran mayoría de la importación de componentes chinos. Esta situación es habitual en una gran cantidad de mercados. “En la industria nacional de módulos fotovoltaicos, por ejemplo, es común el montaje de estos componentes importados en fábricas nacionales. Esto implica costos muy elevados y escaso valor añadido, además de bajos retornos en términos de creación de empleo y atracción de inversiones, haciendo que el producto nacional sea mucho menos competitivo que el importado de China”, detalló Sene.

Según la experta, el producto nacional que hoy se ofrece en Brasil no cumple con todos los estándares de calidad adoptados internacionalmente, lo que hace “inviable su uso en grandes plantas”. “ABSOLAR defiende el desarrollo de una industria local fuerte y resiliente. En ese sentido, consideramos necesario un esfuerzo coordinado del Gobierno federal para desarrollar la cadena productiva en su conjunto, con fábricas de vanguardia que cumplan con criterios internacionales”, manifestó.

A fin de conseguir esto, prosiguió, será clave establecer una serie de incentivos para la fabricación local. “Me refiero a reducir la carga fiscal para las empresas, bajar los costos de electricidad en las plantas y la cadena logística, generar demanda y financiación para inversiones nacionales, promover la investigación y el desarrollo, y estimular la formación de mano de obra calificada. A la espera de que todo eso suceda, es importante mantener la importación de productos chinos para no impactar negativamente en los negocios del sector”, completó.

, Julián García

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El gobierno ajusta detalles para impulsar la ampliación del sistema de transporte eléctrico 

COMODORO RIVADAVIA (enviada especial)-. Mariela Beljansky, subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Secretaría de Energía de la Nación, participó del Foro Transición Energética e Hidrógeno Verde, organizado esta ciudad por la PlataformaH2 Argentina y la provincia de Chubut. Allí advirtió sobre la necesidad de desarrollar nuevas líneas de alta tensión para solucionar uno de los cuellos de botella que enfrenta el sector, que impiden incorporar más energía renovable al sistema. En ese sentido, adelantó: «La semana próxima van a salir resoluciones que van a facilitar el desarrollo del sistema de transporte. Se van a establecer nuevas reglas de juego que van a dar más seguridad y certidumbre a los privados, a los transportistas independientes».

En esa misma línea, la funcionaria sostuvo que «la oferta y la demanda son las que tienen que generar las condiciones para que alguien quiera invertir en la ampliación de transporte. El estado no va a poner dinero porque no lo tiene. No hay un centavo. No es un eslogan».

Nuevo esquema 

Respecto a las nuevas normativas, Beljansky explicó que van a permitir que el propio estado o un privado presente un proyecto, y que esa iniciativa salga a licitación. «Si el que formuló ese proyecto y se tomó el trabajo de hacer todos los estudios para llevarlo a licitar no es el ganador de esa licitación, tendrá que cobrar y el que gane la licitación le tendrá que pagar al que tuvo que incurrir en costos para que oferta y demanda se tengan que vincular», detalló.

Hidrógeno verde 

Beljansky indicó que el hidrógeno verde no va a estar vinculado a la red del Sistema Eléctrico Interconectado (SADI), sino que va a ser off grid, es decir, que va a estar fuera de la red. «Nos tenemos que concentrar en que haya posibilidades jurídicas de tener la servidumbre de electroducto cuando no se es un servicio público. Aún no está tan claro qué pasa con esa servidumbre cuando en realidad se está fuera del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)». 

También, la funcionaria planteó la posibilidad de que en la Argentina exista un mercado doméstico de hidrógeno puesto que sostuvo que puede ocurrir en los próximos años que un sector se descarbonice y sea el comprador. 

«En la mesa del hidrógeno tenemos que estar sentados en 2024. En 2028 tenemos que tener proyectos en ejecución y ser un actor del mercado global», aseveró Beljansky. 

RIGI y Ley de Bases 

En cuanto a los planes del gobierno, expresó: «Trataremos de intervenir lo mínimo e indispensable y haremos un esfuerzo enorme para no obstaculizar a los privados. La Ley de Bases establece que las empresas tengan el derecho a exportar el producto que han fabricado y que no tengan que pedir autorizaciones. Antes se les impedían contratos a largo plazo».

También, adelantó que se encuentran trabajando en ajustar la propuesta de la Ley de Hidrógeno y que el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) es fundamental y que significa un cambio para minimizar el riesgo. No obstante, advirtió -tras el planteó de referentes del sector- que deberán hacerse algunos ajustes en el Régimen, tal como ampliar el plazo que tienen los proyectos para ingresar – a fin de impulsar las iniciativas de hidrógeno. 

Beljansky manifestó que durante la gestión anterior «había una mirada de que el hidrógeno se tenía que desarrollar con proveedores locales. Nuestra mirada es que los proyectos para exportar o para uso interno tengan la chance de existir. Luego va a venir la posibilidad de que existan proveedores locales para ser competitivos».

Por último, instó a que las empresas y representantes del sector se reúnan con Energía para establecer una hoja de ruta en común y definir los pasos a seguir. «Hagamos cosas articuladas. La voluntad de este lado está. Ayúdenme. Acerquen propuestas. No redactamos de más. Digamos las cosas que si o si hacen falta». 

, Loana Tejero

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Ley Bases: cuestionan que se excluya a proveedores locales de los beneficios previstos por un nuevo régimen de incentivo a la inversión

El ex ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, cuestionó este lunes que el Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI), uno de los capítulos de la nueva versión de la Ley Bases que busca promover la concreción de proyectos de infraestructura energética y minera, no contempla la participación dentro de ese nuevo esquema de proveedores locales de la industria de petróleo, gas, energía, minería, infraestructura, tecnología y agro, entre otros.

Si bien dejó en claro a través de sus redes sociales que apoya la necesidad de implementar un régimen para las grandes inversiones en la industria petrolera y la minería, el ex funcionario criticó que “el RIGI desarma toda política destinada a desarrollar proveedores, estimular el compre argentino y mejorar la competitividad de la industria y las pymes”. Aclaró que, tal cual está plasmado en el proyecto, “nuestras industrias deberán pagar aranceles de importación para ciertos insumos que no deberán afrontar quienes ingresen en este régimen, generando desincentivos groseros a la producción en el país”. EconoJournal publicó a fines de marzo una nota advirtiendo sobre esa realidad.

En la misma línea, FECENE, la federación que nuclea a empresas de servicios de Neuquén, emitió esta mañana un comunicado en el que advierten que en su actual redacción “la Ley Bases no contempla explícitamente la participación de las empresas regionales en el desarrollo del país”. El texto difundido esta mañana sostiene que «son éstas empresas las que generan el motor del crecimiento económico y la generación de empleo en Argentina (dado que) representan el 97% del tejido empresarial y son responsables de la creación de más del 60% de los puestos de trabajo”.

En el mismo sentido que Kulfas, FECENE solicita que “se incorporen medidas específicas para apoyar el desarrollo de nuestras empresas neuquinas, considerando el concepto de Cadena de Valor Integral”. Consultado por EconoJournal, el secretario de la entidad, Daniel González, afirmó que “queremos que bajen el monto mínimo para acceder a los beneficios (fijado en el texto de Ley en US$ 200 millones) para que nos tengan en cuenta». «Hay que contemplar a todas las empresas neuquinas, hay mucho trabajo y necesitamos invertir en de todo: instalaciones, personal, máquinas y vehículos”, señaló. Al mismo tiempo, criticó que, pese a los intentos de comunicación con el Gobierno nacional, “no tuvimos llegada». «Nuestros interlocutores son los diputados”, agregó.

El Congreso empieza a tratar la Ley Bases, la cual incluye un capítulo especial denominado Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). ¿Qué implicancias tiene? Anticipo que estoy conceptualmente a favor, pero encuentro algunos problemas que son muy nocivos para las…

— Matías Kulfas (@KulfasM) April 29, 2024

La Cámara Patagónica de Servicios Petroleros (CAPESPE) también se sumó al reclamo y aseguró que “esta exclusión generará un impacto negativo en las empresas regionales, afectando su competitividad y limitando su participación en el desarrollo económico de la región”. Entre los pedidos consideraron que se pueden aplicar criterios específicos para que las empresas locales puedan acceder al RIGI y a sus condiciones o promover la subcontratación de servicios locales a las grandes empresas.

En marzo, Ariel Kogan, que fue mano derecha de Darío Martínez en la Secretaría de Energía y hoy se desempeña como asesor de empresas regionales, había advertido que el RIGI dejaba afuera a pymes del sector hidrocarburífero o minero. “El RIGI tal como está genera todo lo contrario a lo que sería razonable que exista, que es mayor participación al valor agregado de la industria de empresas las nacionales y locales”, había dicho el consultor.

Pocas chances

Consultado por este medio, el diputado nacional por Neuquén, Pablo Cervi, aseguró que no se harán cambios en el texto presentado por el oficialismo. “No nos han dado margen. Hemos planteado hace un tiempo que en esas inversiones hay que mirar la otra parte de la balanza y pedimos que se incluya en el articulado a las pequeñas y medianas empresas, ya que se generaría una inequidad en el sector hidrocarburífero, pero chocamos con el argumento de que esas inversiones no se generarían sin esos beneficios”, aseguró Cervi en diálogo con EconoJournal.

Minutos antes de la sesión, el diputado patagónico comentó que había mantenido reuniones con representantes de la Federación de Cámaras Empresariales del Sector Energético de Neuquén (FECENE) en la Legislatura neuquina y también con sectores de la Unión Industrial Argentina (UIA) en Diputados. En esas oportunidades se planteó la posibilidad de reducir el monto de las inversiones -que parten desde los 200 millones de dólares- y los inconvenientes que podría generar en la industria local la aplicación del RIGI tal como está, pero “no hubo acuerdo con el oficialismo”.

Aún así, Cervi sostuvo que no votarán en contra del proyecto ya que “entiendo que este mecanismo de fomentar inversiones tiene que estar vigente. Particularmente porque en Neuquén se necesita avanzar con los proyectos de GNL y eso va a generar mucho trabajo. Hay que duplicar la producción de gas y creemos que eso va a generar un derrame en toda la cadena de valor”.

Grandes inversiones

El RIGI es una de las principales apuestas del gobierno para el proyecto de Ley Bases. Establece incentivos arancelarios, cambiarios e impositivos a 30 años para las inversiones mayores a los US$ 200 millones. También prevé declarar de Exportación Estratégica de Largo Plazo a los proyectos que garanticen una inversión mínima de US$ 1.000 millones y que se posicionen como proveedores globales de largo plazo. En este nuevo intento, la expectativa ahora es si el oficialismo logra la mayoría necesaria en la cámara baja. Kulfas afirmó, además, que está “conceptualmente a favor” del RIGI, pero advirtió que encuentra “algunos problemas que son muy nocivos para las pymes y la industria nacional y es fundamental que sean modificados”.

El ex ministro de Desarrollo Productivo explicó que “las mejores experiencias internacionales y nuestra propia historia” indican que el gran desafío en las inversiones vinculadas a recursos naturales es “desarrollar proveedores nacionales, industriales, tecnológicos e ingeniería que permitan justamente utilizar al recurso natural como una palanca para el desarrollo productivo”.

Pero criticó que “el RIGI genera exactamente lo contrario” porque permite importar “sin ningún tipo de arancel cualquier bien de capital, repuesto y otros insumos sin aclarar que éstos deban ser nuevos o usados”, con lo cual, añade, “se da la posibilidad de que operadores internacionales ingresen maquinaria ya utilizada generando una competencia desleal con instrumental obsoleto, es decir, donde no hay transferencia de la mejor tecnología internacional, que es uno de los objetivos que debe perseguir cualquier régimen de incentivos a las grandes inversiones”.

El exministro también señaló que el RIGI permite que los inversores beneficiarios puedan revender los bienes de capital, insumos o repuestos importados. “¿El objetivo es entonces promover la inversión o generar negocios a empresas comercializadoras de bienes importados libres de aranceles?”, preguntó Kulfas.

“Una vez más, chocamos contra el dogmatismo de la mirada del presidente. Dogmatismo que piensa que el mercado por sí solo va a resolver todo, a pesar de las sobradas muestras que ha tenido en estos pocos meses de gobierno, tal como le ha ocurrido por ejemplo con las facturas de la medicina prepaga, primero desreguladas, y poco después consideradas como una guerra contra la clase media”, agregó.

“De lo que se trata no es de contraponer un mercado que puede resolver todo sin ningún tipo de obstáculo, contra un Estado que sería una organización criminal, o una organización omnipresente capaz de resolver todo. Las buenas prácticas de desarrollo buscan generar desarrollo productivo, industrial y tecnológico y empleo en todo el país. Lo contrario es una economía meramente extractiva donde pocos se favorecen”, finalizó.

, Laura Hevia y Roberto Bellato

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YPF Luz y Cementos Avellaneda inician la construcción de un Parque Eólico

YPF Luz y Cementos Avellaneda anunciaron el inicio de la construcción  del Parque Eólico Cementos Avellaneda, ubicado en la localidad de Olavarría, Provincia de  Buenos Aires, a 10 kilómetros de la ciudad. El parque tendrá una potencia instalada de hasta 63 megawatts (MW) y estará emplazado dentro del predio  de Cementos Avellaneda y en terrenos de terceros linderos a la planta, sobre una superficie de 450 hectáreas. Contará con nuevo aerogeneradores de última generación, con tecnología Nordex Delta de 7MW de potencia por aerogenerador. El parque tendrá un factor de capacidad estimado de 47%.

Además, generará 260.487 MWh/año de energía renovable, que es equivalente a las  necesidades energéticas de unos 72.000 hogares, evitando la emisión de más de 119.824 toneladas de CO2 al año. La puesta en marcha se prevé para el primer trimestre de 2026.

El proyecto

El proyecto tiene dos instalaciones diferenciadas. Por un lado, cuatro aerogeneradores con un total de 28 MW de capacidad instalada estarán destinados al autoabastecimiento de Cementos Avellaneda, mientras que la energía de los otros cinco aerogeneradores, de una capacidad instalada de 35 MW, se comercializará en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Para Cementos Avellaneda, el desarrollo de este parque es parte de su compromiso con el cuidado del medio ambiente y de su estrategia para reducir la huella de carbono impulsando la transición energética. Tiene como objetivo el autoabastecimiento de aproximadamente un 47% de la demanda eléctrica de su planta en Olavarría, a partir de la generación de energías renovables por un plazo de hasta 25 años. Además, se logrará el aprovechamiento e integración de sitios que actualmente se encuentran en proceso de rehabilitación, luego del desarrollo de actividades mineras.

“La concreción de este proyecto y el inicio de la construcción del parque eólico representan para nosotros el cumplimiento de un nuevo hito en nuestra agenda de sostenibilidad. Significa un gran avance para conseguir la descarbonización de nuestro proceso productivo, a la vez que refuerza la confianza y el compromiso de nuestros accionistas con nuestro país. Este proyecto hubiese sido imposible sin el aporte profesional y humano de todo el equipo de YPF Luz y Cementos Avellaneda”, expreso José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda.

YPF Luz tendrá a su cargo la construcción del parque, con una inversión de US$ 80 millones. Con este nuevo proyecto, suma 715 MW renovables (497MW en operación y 218  MW en construcción), reafirmando su liderazgo en la provisión de energía renovable para las industrias argentinas.

 “Este parque es el resultado de un sueño conjunto, que surgió y pudo concretarse a partir de una colaboración estrecha y productiva con nuestro cliente. Nos enorgullece ser el socio elegido por Cementos Avellaneda para concretar este hito tan importante en la historia de la sustentabilidad de la compañía”, explicó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

Además, agregó: “Con este nuevoproyecto iniciamos una nueva década de crecimiento y reafirmamos nuestro compromiso con la transición energética, en línea con nuestro propósito de impulsar desde la Argentina la evolución de la energía para el bienestar de las personas”.

Características del Parque Eólico Cementos Avellaneda

• Generará 63MW de potencia de fuente renovable:

o Energía equivalente a más 72.000 hogares.

o Ahorro de 119.824 toneladas de CO2 al año.

• 9 aerogeneradores

• Superficie: 450 hectáreas

• Factor de capacidad: 47.2%

• Energía Generada: 260.487 MWh/año

• Inversión: más de USD 80 millones

• Empleo durante la construcción: 200 personas en pico de obra

Características de los Aerogeneradores

• Tecnología: Nordex Delta

• Capacidad instalada: 7MW cada uno

• Alto de torre: 119 metros

• Largo de palas: 81 metros

• Altura total: 200 metros

, Redaccion EconoJournal

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Cooperación internacional, Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones y una ley específica, las claves para el desarrollo del hidrógeno verde en la Argentina

COMODORO RIVADAVIA (enviada especial)-. Este viernes se llevó a cabo en esta ciudad el Foro Transición Energética e Hidrógeno Verde organizado por el gobierno de Chubut y la PlataformaH2 Argentina. En el encuentro, referentes de empresas dedicadas a las energías renovables, funcionarios, representantes de cámaras empresariales y de la Unión Europea analizaron cuál es el potencial que posee la Argentina para producir y exportar hidrógeno, industrializar sus recursos y cumplir con los compromisos internacionales a fin de lograr una reducción de las emisiones. 

La apertura del evento estuvo a cargo del gobernador patagónico Ignacio Torres que aseguró que la agenda de transición es transversal y que su provincia tiene mucho para dar. “La Argentina necesita divisas y el mundo transición. Podemos converger en una agenda en común. Tenemos que poner esta agenda como prioridad. Los pueblos que no se sientan a pensar una agenda a mediano y largo plazo son descartables”.

Asimismo, el gobernador sostuvo: “Con el petróleo fuimos el motor energético del país. Ahora estamos en un momento en donde la empresa de bandera se replantea las inversiones y nosotros tenemos que pensar qué oportunidades se nos presentan para el largo y mediano plazo”. 

Torres consideró que es necesario que exista un marco normativo que le de sustento al hidrógeno verde, que se apruebe el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) -propuesto en la Ley Bases-, ir hacia la calidad institucional y ser competitivos.

Cooperación internacional para impulsar el desarrollo

El segundo bloque del encuentro estuvo dedicado a la cooperación internacional. Allí, Pablo Iglesias Rumbo, agregado de cooperación, de la Delegación de la Unión Europea en la República Argentina; Juan Manuel Albisetti, asesor comercial de la Embajada de Países Bajos; Raimundo Ruiz Von Dessauer, oficial del Departamento Político de la Embajada de Alemania en Argentina; y Sebastián Murúa, de la Agencia de Cooperación Alemana; adelantaron que se está trabajando en la formulación de un proyecto de cooperación con la Argentina vinculado al compromiso de atraer inversiones europeas al país.

En ese sentido, remarcaron que será clave la cooperación internacional para cumplir con las metas de descarbonización de los países industrializados de la UE, y que la Argentina se presenta como un socio estratégico por su eficiencia en cuanto a la generación de energía renovable.

También, destacaron que es fundamental que se den este tipo de sinergias para potenciar el desarrollo de la tecnología, compartir conocimientos y lograr así la competitividad. No obstante, advirtieron que es necesario que haya un marco regulatorio y reglas de juego claras que atraigan y fomenten las inversiones.

Cuellos de botella

En el segundo bloque, también se abordó la cuestión del marco regulatorio para impulsar el desarrollo del sector y aprovechar todo su potencial. Juan José Rivera, secretario de Ambiente de la Provincia de Chubut, advirtió la necesidad de contar con la participación de todos los actores involucrados a la hora de tomar decisiones vinculadas a la transición -gobierno nacional, provincial, empresas, comunidad. 

Por su parte, Raúl Bertero, presidente del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la Universidad de Buenos Aires (CEARE), se refirió a las ventanas de oportunidad que se le abren al país con el desarrollo del hidrógeno y explicó que se van a exportar los productos que derivan de él. A su vez, que esto va a permitir la creación de polos industriales, que van a existir hidroquímicas, con fábricas de fertilizantes y cemento. Y también, que va a ser posible producir amoníaco.

RIGI y marco regulatorio

En cuanto al Régimen, Juan Manuel Alfonsín, presidente Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), planteó que el RIGI posee muchas ventajas, pero también aspectos a corregir. Puesto que argumentó que el plazo de ingreso que establece es de dos años y que un proyecto de hidrógeno verde requiere entre 12 y 15 años. También, que fija un tope de 900 millones de dólares, cuando en el sector se encuentran analizando iniciativas que se ubican por arriba de los 20.000 millones de dólares.

De igual manera, Alfonsín y Fernando Antognazza, gerente general de la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA), repararon en uno de los cuellos de botella que posee el segmento que está ligado a la saturación de las líneas de alta tensión. En este sentido, detallaron que la Argentina tiene 36.000 kilómetros de líneas y que se precisan 40.000 kilómetros. Además, que cada kilómetro cuesta un millón de dólares, lo que significaría 40.000 millones de dólares sólo en redes de transporte. Por último, señalaron que se debe generar un contrato a largo plazo para el uso de la tierra, con los estudios de impacto ambiental.

Gustavo Menna, vicegobernador de la Provincia de Chubut; y Ana Clara Romero, diputada nacional por Chubut, que también participaron del Foro, coincidieron en que se necesitan leyes e institucionalidad. Que las inversiones van hacia donde hay reglas claras. En esa línea, se refirieron a los proyectos de Ley que fueron presentados y aseguraron que el objetivo consiste en impulsar y generar el ecosistema para poder lograr su tratamiento, que hay consenso sobre este tema y que el proyecto cuenta con un gran acompañamiento.

Proyecto de Ley

Natalia Catalano, directora Centro de Transición Energética y Sustentabilidad, UTN-BA, disertó sobre el proyecto de Ley en el que se trabajó desde la Plataforma y lo comparó con el proyecto de Ley presentado por el ex ministro de Economía Sergio Massa. Sobre este punto argumentó que es importante tener estabilidad jurídica e incentivos. Que en el proyecto presentado no hay limitantes para ingresar en el régimen en cuanto a cómo tiene que estar compuesto el equipamiento mientras que indicó que en el proyecto de Massa se pide un mínimo de componente nacional en infraestructura y equipamiento del proyecto.

 “La industria del hidrógeno no tiene escala, por ende, no hay proveedores a nivel nacional. Si pedimos un mínimo de equipamiento de producción nacional, es algo restrictivo para el hidrógeno verde. En nuestro proyecto, a las iniciativas que tengan componente nacional se las premia”.

Cadena de valor y oportunidades para las provincias

El cuarto y quinto bloque del Foro estuvo dedicado a la visión de las cámaras industriales, a la planta de hidrógeno de Hychico, y a las empresas del sector de renovables. Annika Klump, de la Cámara Argentino Alemana de Comercio e Industria (AHK), sostuvo que Alemania tiene una necesidad grande de importar hidrógeno, puesto que no tiene recursos abundantes, por lo que hay una intención de querer acompañar el sector. “Las empresas socias de la Cámara quisieran estar más activas, pero necesitan estabilidad fiscal, jurídica, visión y previsibilidad a largo plazo, marco legal. Sin embargo, la versión actual del RIGI no se adapta a la realidad del sector”.

Ariel Pérez, gerente de Energías Renovables de Hychico, habló del desarrollo de la planta y destacó la cadena de valor que se creó en torno a ella. También, dijo que las experiencias de Comodoro Rivadavia permitieron que puedan trabajar con la Unión Europea.

“Ahora resulta fundamental pensar en cómo integrarnos a nuestros vecinos y ser más fuertes. La transición tiene que ser justa. Hay que pensar en la sociedad, en lo que se deja y en el desarrollo territorial, que Puerto le vamos a dar a la comunidad, que va a pasar con el medioambiente. Hace falta del Estado, las empresas y la sociedad en su conjunto. Veo un gran potencial. Queremos que ese potencial se transforme en movimiento», aseguró Pérez.

Ignacio Devitt, de Genneia; Juan Pedro Agüero, de RP Global; Carlos Seijo, de CWP Global; Sebastián Otero, de Fortescue; y Favio Felice, de PCR; analizaron cuáles son las condiciones que posee la Argentina para la producción de hidrógeno y los desafíos que se le presentan en la materia. También, el rol que deberán ocupar las compañías.

Los representantes de las compañías coincidieron en que el RIGI se plantea como un buen punto de partida, pero que también es necesario que exista un marco regulatorio, y una ley de hidrógeno para aprovechar el potencial del sector y promover la inversión.

Cambios en el régimen

Por último, Mariela Beljansky, subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Secretaría de Energía de la Nación, expresó: «Fueron muchos años de una mirada diferente que tenemos que ir modificando. Estamos trabajando en la transición. Eso da un mensaje. En más de la mitad de las reuniones que tuve con el secretario de Energía se habló de potenciales inversiones en hidrógeno verde y Gas Natural Licuado«. 

Por último, aseguró que «el RIGI, aunque hay que ajustar algunas cuestiones, y la Ley Bases son fundamentales. Nos encontramos trabajando en la propuesta de la Ley de hidrógeno. Estamos haciendo un cambio total para minimizar los riesgos. Trataremos de intervenir lo mínimo e indispensable y haremos un esfuerzo enorme para no obstaculizar a los privados«.

, Loana Tejero

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El consumo de energía eléctrica cayó casi un 15% en marzo por cuestiones climatológicas

El consumo de energía eléctrica en el país cayó en marzo un 14,8% respecto al mismo mes de 2023, según el informe mensual de demanda que elabora la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera), que agrupa a 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En marzo del año pasado se registró una ola de calor excepcional que mantuvo la temperatura por encima de los 30° en el centro del país por más de dos semanas.

La caída de la demanda de energía “puede explicarse en base a la incidencia del consumo residencial, con la temperatura como factor preponderante. Efectivamente, el mes de marzo de 2024 fue menos caluroso comparado con el mismo mes del año anterior. La temperatura media de Gran Buenos Aires (GBA), donde se concentra el 34.38% de la demanda, fue de 23,3°C, lo que implica 3,8° menos que la registrada el año anterior”, señalan las distribuidoras de Adeera, que ofrece el servicio a casi 15 millones de personas en todo el país.

El menor nivel de demanda se explica por la baja en el uso de equipos de refrigeración domiciliarios, según explicaron las distribuidoras. Asimismo, estimaciones realizadas por Adeera, corregida la demanda por temperatura, la reducción se ubica en un 4% en el GBA.

Las altas temperaturas durante el tercer mes de 2023 generaron que se batiera el récord de consumo de energía. El 10 de marzo del año pasado a las 15:15 la demanda trepó a los 28.562 MW, convirtiéndose en el día de mayor consumo en la historia del país. Recién fue superado el 1° de febrero de este año, cuando se batió el récord de consumo al alcanzar los 29.653 MW. Por esa ola de calor, el aumento de la demanda de energía en marzo de 2023 fue 30% superior al mismo mes, pero de 2022.

Por provincia

Las provincias con menor aumento de la demanda de energía (demanda residencial, no residencial mayor a 300 kW y grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista -MEM-) en marzo fueron Santa Fe, que tuvo un declino de la demanda de casi un 20% en comparación a marzo del año pasado; Entre Ríos, que cayó 15% respecto a 2023; y el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y La Plata, jurisdicciones de las distribuidoras Edesur, Edenor y Edelap, que tuvieron una caída de 24,78%.

En tanto, los distritos con mayor aumento del consumo energético durante marzo fueron Santa Cruz con 20,61%; Formosa, con 9%; y Mendoza con una suba de 6,87%.

, Redaccion EconoJournal

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El gobierno cancelará con un bono una deuda millonaria de Cammesa: pidió a generadoras y petroleras que acepten una quita del 50%

El escenario más temido por las grandes generadoras eléctricas y en menor medida por empresas petroleras se terminó de confirmar este jueves por la tarde cuando el ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, blanqueó a unos 50 ejecutivos del sector energético que el gobierno pagará con un bono una deuda millonaria consolidada en Cammesa, la empresa que se encarga del despacho de energía, porque el Estado no pagó los costos de producción y transporte eléctrico durante los últimos cuatro meses.  

Flanqueado por Diego Aduriz, jefe de Asesores del Palacio de Hacienda, y por el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, que pese a ser la autoridad de aplicación en la materia prácticamente no emitió opinión en la reunión, Caputo afirmó la intención de cancelar con el bono AE38, un título en dólares que hoy cotiza un 50% por debajo de la par, un pasivo de unos U$S 1200 millones acumulado por las empresas, tal como había adelantado EconoJournal el 9 de marzo.

A su vez, a las generadoras que acumularon acreencias en pesos se les ofreció un bono tipo dólar linked, aunque por la mitad del valor nominal del pasivo. En ambos casos, lo que se deja traslucir es que el gobierno quiere las empresas aceptan una quita del 50% del capital que deberían cobrar. Los intereses por el atraso de pago no llegaron ni siquiera a discutirse. En una extraña interpretación, Aduriz señaló que como Cammesa no llegó a emitir las facturas de pago a las generadoras (cobran por la producción de energía) y a las petroleras (se les remunera la venta de gas para centrales termoeléctricas) no corresponde abonarlos.

Caputo blanqueó ayer que pretende que las empresas acepten una quinta del 50% de la deuda acumulada por el Estado.

Respaldo

En la reunión de ayer se conversó únicamente por la cancelación de la deuda de Cammesa. Resta saber qué hará el gobierno por la deuda en poder de los productores por los incumplimientos en los pagos del Plan Gas, que explican un pasivo del Estado de otros US$ 900 millones. Se estima, sin embargo, esa deuda —que, en rigor, que se viene acumulando desde 2022— se cancelará por la misma vía con una quita similar.

Si ese es el caso, el plan de la administración de Javier Milei consistiría en pagar con bonos que hoy tienen un valor de mercado de cerca de US$ 1000 millones una deuda total cercana a los US$ 2000 millones. En los hechos, implica que los privados acepten una reestructuración compulsiva de los contratos de venta de energía y provisión de combustible (gas natural) que están expresados en dólares.

El gobierno se aseguró de tener el apoyo de dos peso pesado de la industria: en la reunión de ayer tanto Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, como Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy Group (PAE), las dos mayores empresas de energía del país, avalaron la propuesta que puso sobre la mesa el ministro de Economía. Para YPF, el mayor productor de gas del país y por lo tanto el mayor acreedor de la deuda que negocia Caputo, el dinero que le debe el Estado es importante, pero lo central en la agenda con el Ejecutivo es garantizar la continuidad de la recomposición de precios en surtidor para que el valor de los combustibles medido en dólares no se atrace en los próximos meses.

En contra

En la otra vereda, el resto de los directivos de las empresas productoras de gas —Tecpetrol, petrolera del grupo Techint, la francesa TotalEnergies, Pampa Energía, el holding que encabeza Marcelo Mindlin, Wintershall Dea, y las locales Pluspetrol y CGC, entre otras— se mantuvo en silencio durante el encuentro de ayer, aunque de un relevamiento realizado por este medio se desprende que la gran mayoría de las empresas se opone a lo formulado ayer.

Las más perjudicadas, pese a eso, son las empresas generadoras como Pampa, Central Puerto, MSU Energy, Albanesi e YPF Luz, entre las principales, que tomaron deuda en dólares en el exterior para financiar la construcción de centrales termoeléctricas. Sus directivos tendrán la difícil tarea de explicar a los tenedores de sus bonos de deuda —en buena medida fondos de inversión a los que el gobierno debería convencer de que sigan prestando dinero para construir infraestructura en la Argentina— por qué un gobierno libertario como el del presidente Javier Milei desconoció la letra chica de acuerdos vigentes y forzó una reestructuración de contratos PPA de Cammesa por primera vez en 20 años, tal como publicó este medio el viernes pasado.

“El ministro hizo dos cosas que no hay que hacer en este tipo de negociaciones: nos desconoció la deuda, porque sólo ofrece pagar la mitad, y nos tomó de rehén, porque señaló que el Estado ya transfirió a Cammesa los fondos para pagar la transacción económica de febrero (unos US$ 400 millones que tendrían que haberse abonado el 15 de abril), pero advirtió que sólo habilitará la transferencia de los fondos si las empresas aceptan las condiciones del gobierno”, cuestionó un alto directivo del sector.

El director de otra petrolera siguió la misma línea: “no vamos a aceptar lo que propuso el gobierno, lo recurriremos administrativa o judicialmente”, adelantó. “El dinero es importante, pero más lo es el pésimo antecedente de que no respeten lo firmado. No se puede convalidar algo así”, agregó. A última hora del jueves, el director de Legales de una petrolera seguía perplejo. «Nos tuvieron dos meses evaluando distintas alternativas para llegar a que el ministro nos diga que nos van a pagar con un bonos que hoy cotizan un 50% por debajo de la par. Ni siquiera tener algo por escrito para poder leer. Es demasiada improvisación», cerró.

   

, Nicolas Gandini

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El Grupo Bridgestone Argentina firma un nuevo acuerdo de provisionamiento de energía renovable con 360Energy

El Grupo Bridgestone Argentina firmó un nuevo acuerdo de provisionamiento de energía renovable con 360Energy, empresa líder en energía solar en la Argentina, a través del complejo solar MATER y alcanzó el 100% de abastecimiento energético a partir de fuentes renovables.

Según informaron, la compañía concreta de esta manera un acuerdo a largo plazo de provisionamiento de energía solar por 5 GWh por año con 360Energy. El suministro de esta energía aportará el 30% de su consumo energético, lo que permitirá a la compañía fabricante de neumáticos de las renombradas marcas Bridgestone, Firestone y Bandag, alcanzar el 100% de sus necesidades energéticas proveniente de fuentes renovables.

El acuerdo

“La firma de este acuerdo representa un compromiso sólido de Bridgestone con la completa descarbonización de sus operaciones para el 2050. Con este aprovisionamiento, la compañía abastecerá su planta de Llavallol en la Provincia de Buenos Aires durante los próximos 10 años”, destacaron desde la firma.

La energía que se suministrará equivale al volumen para abastecer más de 1400 hogares. “Asimismo, al adquirir energía a partir de fuentes renovables con 360Energy, Bridgestone reduce su huella de carbono, evitando emitir más de 2500 toneladas de CO2 anuales que hubieran sido liberadas en la atmósfera si hubieran utilizado combustibles fósiles”, remarcaron.

La energía provendrá del Complejo Solar más grande de la Argentina dedicado a la producción de energía solar para el sector privado. Este complejo, ubicado en la Provincia de La Rioja, dispone de las mejores radiaciones solares durante el año estimando su producción en más de 300 GWh/año.

, Redaccion EconoJournal

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La suba de la factura eléctrica, uno de los disparadores que aceleró el reclamo presupuestario de las universidades nacionales

El gobierno de Javier Milei no solo aplicó un recorte inédito en el presupuesto universitario medido a precios constantes, sino que prácticamente al mismo tiempo decidió eliminar el subsidio energético a los organismos públicos de salud y educación, entre los cuáles se incluyen las universidades nacionales. Ese efecto de pinzas quedó evidenciado este mes cuando comenzaron a llegar las facturas y se complicó aún más hacer frente a los gastos de funcionamiento.

La Universidad de Buenos Aires restringió el uso de la ilumación artificial.

A la Facultad de Ciencias Exactas de la Universidad Nacional de La Plata le llegó una boleta de 14.158.623 pesos, casi el triple de lo que había abonado en el bimestre anterior. La cifra es equivalente al 15% del presupuesto anual que tenía asignado para sus gastos de funcionamiento y fue consecuencia casi exclusiva de la quita del subsidio porque el consumo se mantuvo relativamente estable.  

Algo similar ocurrió en Córdoba donde la Universidad Nacional de Rio Cuarto recibió a mediados de este mes una factura de EPEC de 33 millones de pesos, casi el triple que el mes previo. A su vez, en la Facultad Regional San Francisco de la Universidad Tecnológica Nacional la factura de luz trepó a 4,2 millones, dos millones y medio más que lo abonado el mes anterior, cuando la boleta había sido de 1,7 millones. La casa de estudios informó que durante todo el año pasado había destinado 9 millones de pesos para pagar la boleta de luz, mientras que en solo tres meses de este año ese costo ya supera los 6 millones.

El caso que adquirió mayor trascendencia fue el de la Universidad de Buenos Aires. El pasado 10 de abril el Consejo Superior de la institución dictó la emergencia presupuestaria y a raíz de ello el rectorado fijo una serie de pautas que incluían la no utilización de aires acondicionados ni iluminación en aulas y oficinas que cuenten con luz natural y en espacios comunes, el apagado de las calderas y la decisión de restringir el uso de los ascensores solo para personas con movilidad reducida. En la nota enviada a las distintas facultades se mencionó que las facturas de energía eléctrica se multiplicaron casi por siete en el período abril 2023 – abril 2024 (577% de incremento) y un 324% con respecto a lo abonado en febrero.

Qué pasó con las tarifas

En febrero de 2021 el gobierno de Alberto Fernández subió 89% el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) para grandes usuarios (demandas mayores a 300 kW) a través de la resolución 131/2021, pero introdujo una subdivisión dentro de ese universo dejando al margen del aumento a hospitales, escuelas y universidades, a los cuales les mantuvo el subsidio.

El 5 de febrero de este año, la Secretaría de Energía eliminó esa subdivisión a través de la resolución 7/2024, lo que implicó un fuerte incremento en la tarifa eléctrica para esas entidades, pues el PEE subió de $15.584 a $44.401 por MWh (+185%), mientras que el Precio de Referencia de la Potencia por MW mensual pasó de $80.000 a $2.682.088 (+3253%).

Anexo I de la resolución 884/2023 vigente hasta el 31 de enero de 2024.

Anexo 1 de la resolución 7/2024 vigente a partir del 1 de febrero de 2024.

La potencia tiene una ponderación significativamente menor con respecto al PEE. La fuerte suba del precio de la potencia sería equivalente a que el PEE se hubiese incrementado aproximadamente otros $10.000 por MWh. Por lo tanto, el aumento de la energía eléctrica mayorista, principal componente de la factura, para estos organismos estuvo en torno al 250%, sin contar el ajuste en el margen de distribución.

Varios analistas sostienen que es correcto que la tarifa refleje el valor de lo que cuesta generar esa energía para que los usuarios tengan claro el precio que tiene y a su vez sean más cuidadosos al momento del consumo. Desde esta perspectiva, quienes no pueden pagar luego deberían ser asistidos por el Estado, pero con un subsidio a la demanda y no a la oferta como venía ocurriendo.

En el caso de los organismos públicos tiene todavía más sentido que paguen la tarifa plena porque es el propio Estado el que debe hacer frente a ese gasto y cuando están subsidiados también. La diferencia es que cuando llega la factura subsidiada el usuario pierde la dimensión del costo que supone la generación de ese recurso, mientras que al recibir la tarifa plena es consciente de ese impacto y probablemente sea más cuidadoso al momento del consumo.

Imagen aérea de la marcha universitaria del pasado 23 de abril.

Recorte en el presupuesto

El problema es que el gobierno decidió subirle la tarifa de luz a las universidades nacionales al mismo tiempo que les está aplicando un fuerte recorte en su presupuesto. La Asociación Civil por la Igualdad y la Justicia (ACIJ) estimó en base a datos del presupuesto abierto que el ajuste a precios de 2024 está cercano al 70%, aún luego del aumento que otorgó el gobierno para gastos de funcionamiento horas antes de la marcha.

La organización Chequeado llegó a una estimación similar en base a datos de la Oficina Nacional de Presupuesto, la inflación del Indec y la proyección de inflación para este año en base al Relevamiento de Expectativas de Mercado que todos los meses publica el Banco Central.

El gobierno efectivamente otorgó un aumento del 70% esta semana, pero que aplica solo sobre el 8,9% del total del gasto ya que alcanza a la partida “Asistencia financiera para el funcionamiento universitario” que representa el 7,9% del total y a la partida “Asistencia financiera a hospitales universitarios” que equivale al 1% del total.

El economista Javier Curcio, profesor de Finanzas Públicas en la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA y especialista en economía de la educación, hizo circular otra estimación donde muestra que el programa Desarrollo de la Educación Superior, fuente principal de financiamiento de más de 50 universidades, caería este año del 0,72% al 0,26% del Producto Interno Bruto. El dato de 2024 lo calcula a partir de la prórroga del presupuesto 2023 más la actualización del 70% anunciada por el gobierno para la partida “Asistencia financiera para gastos de funcionamiento” y el PIB nominal proyectado.

Pese a la contundencia de todas estas cifras, el gobierno insiste con que el presupuesto universitario aumentó. El subsecretario de Políticas Universitarias, Alejandro Álvarez (h) distribuyó a través de su cuenta de X un cuadro de un informe de la Tesorería General de la Nación que muestra que el presupuesto para las universidades aumentó cerca de un 180% entre el primer trimestre de 2023 y el mismo período de este año, pero esa cifra es a precios corrientes y el número consolidado del primer trimestre de 2024 tiene incluida la paritaria que fueron cobrando los docentes durante 2023.

Es como si a un trabajador le dijeran que este año su salario mejoró porque en el primer trimestre cobró un 180% más que en el primer trimestre de 2023 cuando la inflación interanual acumulada hasta marzo fue del 287,9%.  

, Fernando Krakowiak

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Vista proyecta una producción de 85.000 barriles equivalentes de petróleo para fin de año

Vista, segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, anunció este jueves que acelerará su actividad en Vaca Muerta tras la incorporación de un tercer equipo de perforación, que comenzará a operar en sus áreas en la segunda mitad del año. Frente a esto, Miguel Galuccio, fundador, presidente y CEO de Vista durante la presentación de resultados, aseguró: “Esto nos permitirá mejorar nuestras proyecciones de producción para el cuarto trimestre de 2024, estimadas en más de 85.000 barriles equivalentes de petróleo por día. Este equipo nos dará flexibilidad para acelerar significativamente nuestra actividad de perforación en nuestros bloques”.

Resultados

La compañía redujo sus costos operativos un 33%. Además, aumentó 5% su producción total año contra año y un 7% la de petróleo, respecto del mismo periodo de 2023. Desde la compañía precisaron que estos resultados “consolidan el modelo operativo basado en la eficiencia en Vaca Muerta”.

Durante el trimestre, Vista conectó 11 pozos nuevos: tres a mediados de febrero y ocho en el mes de marzo y, además, conectó un pad de tres pozos en el bloque Bajada del Palo Este la semana pasada, cuyos resultados se verán reflejados en el segundo trimestre del año.

En la actualidad, la empresa produce 62.000 barriles equivalentes de petróleo por día y proyecta un crecimiento de la producción de dos dígitos durante el segundo trimestre, en comparación con el trimestre anterior.

El precio promedio de petróleo crudo se situó en 70.3 $/bbl, lo que representó un incremento del 4% con respecto al trimestre anterior y un aumento del 6% en comparación con el mismo período de 2023. Además, en este trimestre, el 57% de los volúmenes de ventas de petróleo, sumando mercados internacionales y doméstico, se vendieron a precios de paridad de exportación.

El EBITDA ajustado para el primer trimestre de 2024 alcanzó 220.6 millones de dólares, reflejando un aumento del 8% en comparación con el mismo período del año anterior, impulsado principalmente por menores costos operativos e ingresos por ventas estables. Gracias a la reducción de costos obtenida, el margen de EBITDA ajustado fue del 68%, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales con respecto al primer trimestre de 2023, indicaron.

En el periodo, el flujo de efectivo libre fue negativo en 84 millones de dólares, dado el incremento en la actividad de perforación y completación en las áreas que la compañía opera en Vaca Muerta.

, Redaccion EconoJournal

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Enarsa y Petrobras formalizaron que negocian un intercambio de gas para garantizar el suministro en el invierno

La empresa estatal Enarsa y Petrobras, la petrolera bajo control estatal de Brasil, oficializaron este jueves que están manteniendo conversaciones por un intercambio de gas natural para garantizar el suministro al noroeste argentino durante el próximo invierno. La operación sería por un volumen de entre 5 y 6 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d), según fuentes consultadas por EconoJournal, que había adelantado a mediados de marzo que las empresas evaluaban el establecimiento de un swap de gas natural. Las conversaciones son contrarreloj debido a la imposibilidad material de concretar las obras de reversión del flujo del gasoducto Norte a tiempo.

A través de sendos comunicados, las empresas informaron que suscribieron un memorando de entendimiento (MOU) por un plazo de tres años y con diferentes propósitos, entre los que figura garantizar el suministro de gas a la Argentina en el invierno. La dirección de Enarsa fue un poco más explícita en cuanto al objetivo, al señalar que el acuerdo «le permitirá a Enarsa solucionar el abastecimiento de gas del NOA mientras se finalizan las obras recientemente licitadas de reversión del Gasoducto Norte».

Juan Carlos Doncel Jones, presidente de Enarsa, durante la firma del MOU con Petrobras.

La operación que Enarsa y Petrobras buscan concretar bajo este paraguas es un intercambio o swap de volúmenes de gas natural desde Bolivia a cambio de GNL. Petrobras cedería a Enarsa volúmenes de su contrato con la petrolera estatal boliviana YPFB. La empresa estatal argentina devolvería esos volúmenes como GNL a colocar en alguno de los puertos de regasificación en Brasil.

La devolución en GNL no supondría un costo excesivo para el Estado en virtud de los precios internacionales actuales. En la licitación para la importación de diez cargamentos de GNL realizada el mes pasado, Enarsa recibió ofertas de Glencore, BP, TotalEnergies,PetroChina, Trafigura y Vitol. Ninguna fue superior a los diez dólares por millón de BTU, lo que representa un valor barato en comparación con el que se registró en 2023 y extremadamente más bajo que el que pagó la Argentina en 2022.

Control de daños

La formalización de las conversaciones ocurre una semana después del viaje de la canciller Diana Mondino a Brasilia y San Pablo. «El principal mensaje que quiero transmitir en este momento es la seguridad que tenemos sobre la centralidad y relevancia de la relación bilateral. Se ha convertido en una verdadera política de Estado», dijo Mondino.

La canciller también realizó control de daños. El gobierno había informado que el presidente Javier Milei en su reunión con el empresario Elon Musk había ofrecido apoyo a este último en el conflicto legal que la red social X mantiene con la justicia brasileña. Mondino contradijo a Milei y aseguró que «Argentina no va a intervenir en los asuntos de Brasil». «Los temas internos y judiciales de cada país son propios de cada país», añadió en declaraciones a Folha de Sao Paulo.

, Nicolás Deza

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Recesión: la venta de combustibles cayó más de un 6% durante el primer trimestre del año

Durante el primer trimestre la venta de combustibles en Argentina sufrió una caída de más del 6% respecto al mismo período de 2023. Las cifras, publicadas en las tablas dinámicas que mes a mes actualiza la Secretaría de Energía de la Nación, indican que la demanda de gasoil bajó un 5,94% y la de nafta un 6,70%.

La suma de las ventas del gasoil (grado 2 y grado 3) en enero, febrero y marzo de este año acumuló un total de 3.308.214 de metros cúbicos comercializados contra los 3.517.134 vendidos en los primeros tres meses del año pasado. En esos 90 días, el despacho de naftas fue de 2.623.129 metros cúbicos, superior a los 2.447.269 vendidos el primer trimestre de este año.

En el trimestre las ventas de nafta de YPF cayeron 3,1% y las de naftas 1,03%.

Si el balance se focaliza únicamente en marzo, la caída interanual en las ventas del gasoil fue del 13,5% y en las naftas de 10,12%.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, había anticipado este escenario durante el foro Vaca Muerta Insights, evento energético organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal. Allí fue consultado acerca de una de las primeras decisiones que marcó el inicio de su gestión: reducir la brecha entre el precio local y el precio internacional de los combustibles.

La medida que adoptó el ejecutivo significó una recomposición agresiva de precios en los surtidores, sobre todo durante los primeros dos meses de este año. “La Argentina va a exportar crudo. Por eso digo que la eficiencia de YPF tiene que ser fuerte porque el import parity del producto define la rentabilidad de la refinería”, expresó Marín. En esa línea, el titular de la petrolera bajo control estatal indicó que “el precio va a seguir aumentando” y que “el objetivo que tenemos es llegar al export parity del crudo durante 2024”.

Martín remarcó: “A mí me preguntan: ‘Y vos, cuando baje el precio del petróleo, ¿vas a bajar la nafta?’ Sí, voy a bajar la nafta”. “Yo no puedo jugar a los dos lados porque no quiero que me subvencionen. YPF no tiene la rentabilidad en las refinerías acorde a worldclass. Estamos trabajando para hacer eso”, determinó Marín, que precisó que el objetivo de la compañía es “llegar a precios de exportación” y que, al retrotraerse el consumo, “tenemos que ir jugando con la oferta y la demanda”.

Las ventas de YPF

YPF padeció una caída menor en la demanda del gasoil y un leve crecimiento en el despacho de sus segmentos de nafta. En el primer trimestre de 2024, la compañía que conduce Marín comercializó 1.936.169 de metros cúbicos de gasoil, un 3,13% menos que los 1.998.716 vendidos en el mismo lapso de 2023. En relación a las naftas, la suma de los segmentos súper y premium fue de 1.438.198 de metros cúbicos vendidos durante los primeros 90 días del año, un 1,03% superior a los 1.423.548 comercializados el año pasado.

Si se realiza la comparación de manera interanual, en marzo de 2024 YPF despachó a través de sus surtidores 637.659 metros cúbicos de gasoil y 417.406 de nafta, un 13,5% y un 1,72% por debajo de lo vendido en marzo de 2023.

, Mauricio Luna

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Aconcagua Energía realizó un simulacro de incidente en el Yacimiento Entre Lomas

La empresa Aconcagua Energía, sexta productora de hidrocarburos líquidos de la Argentina, llevó adelante en el Yacimiento Entre Lomas un ejercicio en el que se simularon diferentes incidentes operacionales para medir la eficiencia en la respuesta y, de ser necesario, tomar medidas correctivas para mejorar el accionar.

En la actividad, se simuló una explosión en la Planta de Tratamiento de Gas del yacimiento; dentro del mismo ejercicio se reprodujo la situación en la cual un operario pudiera resultar herido y debiera recibir atención primaria en el lugar, y posteriormente ser trasladado en helicóptero a un centro médico de Neuquén para recibir atención especializada. El helicóptero sanitario, que pertenece a un consorcio conformado por operadoras, surgió como una iniciativa de las principales empresas de la cuenca neuquina y el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, dirigido por Marcelo Rucci.

El simulacro

Tras la simulación el gerente de Medio Ambiente, Seguridad y Salud de Aconcagua Energía, Guillermo Álvarez, señaló “el ejercicio salió muy bien y los tiempos de respuesta se cumplieron acorde a lo establecido. Estamos muy conformes con el resultado y con el excelente accionar de todas las partes involucradas, en especial la respuesta y coordinación brindada a través de la intervención del helicóptero sanitario”.

Por su parte, el gerente general de operaciones de Aconcagua Energía, Leonardo Deccechis, agregó “con este tipo de ejercicios, donde son muchas las instituciones que intervienen, buscamos estar permanente capacitados para responder a cualquier contingencia que pudiese presentarse. Estas actividades no solo contribuyen a la formación del personal de la operación, sino también a las empresas de servicios y a la comunidad en general de las áreas donde la compañía opera”.

Ejercicio

Este tipo de entrenamientos recurrentes en la industria energética permiten a las empresas e instituciones que intervienen, estar mejor preparadas, siendo que muchas veces la respuesta ante una emergencia puede provenir por alguna persona ajena a la operación misma, como en el caso de muchos superficiarios o de comunidades cercanas a las operaciones, precisaron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

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Nuevas tarifas de electricidad: no existe el “paga Dios”

La cuestión energética, una vez más, llega a las portadas de noticias. ¡Bienvenido! Esto ayuda a mirar la realidad con otros ojos y tomar decisiones más informados.

¿Cuál es el costo de la electricidad? Hay tres grandes ítems que lo comprenden:

El precio de su generación ($GEN) que debe abonarse a los productores;

El de transportarla hasta los centros de consumo ($TTE) que debe pagarse a los transportistas

El de distribuirla al usuario final ($VAD) que debe recibir cada distribuidora.

Normalmente, las facturas que pagan los usuarios a la distribuidora incluirían montos suficientes para afrontar los tres costos. La distribuidora retiene su $VAD y envía a CAMMESA los $TTE y los $GEN, que abona a los transportistas y distribuidores.

En los últimos años en la Argentina, esa “normalidad” se rompió. Como se ve en el gráfico arriba, los precios que pagan los usuarios son menores a los costos del sistema, los distribuidores no recaudan lo suficiente para cubrir su $VAD más los $TTE y los $GEN. ¿Entonces? El Estado le inyecta aportes a CAMMESA para cubrir lo que falte.

No es un tema menor: esos subsidios explican en buena medida nuestros problemas macroeconómicos. Por ello, muchos economistas insisten que Energía debería ser el tema principal de debate en la Argentina. Porque el destrozo de las cuentas públicas, el impacto en el déficit en la emisión, y en la inflación que ha generado la “cuestión energética” es brutal.

Esta cadena de pagos rota desde hace tiempo, generó muchos otros vicios que agravan la situación del sector: algunos consumidores, viendo que la energía “no vale nada” consumen en forma irracional y no pagan las facturas al día. Además, algunos distribuidores ven que el incumplimiento de pagos de las facturas que les manda CAMMESA no implica consecuencias, por lo que no se ocupan de cobrar a sus clientes o retienen su $VAD sino mucho más.

Así llegamos a un nivel sin sentido de quiebre en la cadena de pagos, desfinanciamiento, falta de inversión en infraestructura que asegure un suministro eléctrico de calidad y seguridad, obligación de recurrir a soluciones de corto plazo más caras e ineficientes.

El costo eléctrico no se incrementó. La cuestión es que los usuarios recibían una factura que mostraba un precio menor al real. Por decisión del Estado, ni conocíamos, ni pagábamos el valor real.

A partir de 2024, el gráfico muestra que los hogares de menores ingresos (N1 y N3) continuarán subsidiados. El resto – hogares N2, comercios, industrias, alumbrado público, organismos públicos-, deberán asumir el precio real de la energía eléctrica.

No existe el “paga Dios”. El importe de electricidad que no paga un usuario, lo hacía la ciudadanía en su conjunto. Es importante entender que aquello que como usuarios (hogar, comercio, industria, municipio, provincia) no queremos abonar, no es que “no se paga”. Lo hará otro.

Es importante y urgente recomponer la cadena de pagos del sector, decirnos verdad sin esconder los costos bajo la alfombra. Dejar atrás la idea de que la energía es un problema y transformarla en fuente de trabajo, desarrollo, valor agregado y divisas para la Argentina. Tenemos los recursos naturales y humanos suficientes para ello.

*CEO SAESA Internacional 

, Juan Bosch

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La producción de la industria química y petroquímica creció un 17% en febrero

El informe mensual, confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destacó que durante febrero de 2024 la producción del sector creció un 17% respecto a enero, favorecido por todos los subsectores a excepción de los productos finales agroquímicos. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observó una recuperación del 4%. Por su parte, el acumulado de los dos primeros meses reflejó valores negativos, cayendo un 5%, afectado por los productos básicos orgánicos y finales termoplásticos.

La reseña elaborada por la CIQyP® indicó que las ventas locales se desplomaron en las tres variables analizadas (14% intermensual, 23% interanual y 24% en el acumulado), producto de menores precios y volúmenes de ventas dada la coyuntura socioeconómica, teniendo en cuenta también que se priorizaron exportaciones en algunos casos puntuales.}

Exportaciones

Los datos relevados por la Cámara resaltan que las exportaciones, durante febrero 2024, tuvieron una variación a la suba del 39% con respecto a enero; mientras que se registraron caídas del 14% en el interanual y de un 23% en el acumulado.

El reporte confeccionado por la CIQyP® evidenció que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) tuvieron una recuperación en producción (8%) y ventas locales (12%) respecto a al mismo mes del año anterior; pero ambas variables cayeron respecto a enero de 2024 (producción -3% y ventas locales -5%). A su vez, en la variación acumulada tanto la producción como las ventas locales presentaron un crecimiento del 6%. Por su parte, las ventas externas crecieron un 35% en la variación mensual; y presentó caídas de un 34%, interanualmente y un 45% en el acumulado.

Balanza comercial

Durante febrero de 2024, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 29% mayor al mismo mes del año anterior, con variaciones positivas del 12,1% en las importaciones y negativas del 5,7% en las exportaciones.

Con respecto a la capacidad instalada de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta mostró que durante febrero de 2024 tuvo un uso promedio del 58% para los productos básicos e intermedios y del 90% 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 2024, alcanzaron los 254 millones de dólares, acumulando un total de US$ 526 millones en el primer bimestre del año.

“El primer bimestre del año muestra mejoras en producción y exportaciones, pero sigue en números rojos las ventas locales de productos químicos. Seguimos expectantes con respecto a la evolución de la actividad doméstica en general”, mencionó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Redaccion EconoJournal

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La solución de Neuquén para uno de los temas más conflictivos de la agenda Vaca Muerta: estudia reutilizar residuos peligrosos para asfaltar rutas

El gobierno de la provincia de Neuquén analiza un proyecto presentado por la empresa AESA, prestadora de servicios en Vaca Muerta, para convertir parte de los residuos que se producen en la extracción de petróleo en cápsulas que se podrían utilizar como pavimento debajo de la cinta asfáltica. La propuesta significaría una solución al asfalto de las rutas neuquinas, uno de los temas centrales de la agenda del sector para el desarrollo hidrocarburífero de Neuquén.

La novedad la dio a conocer el ministro de Energía, Gustavo Medele, durante el Vaca Muerta Insights 2024, evento organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJourna,l que se llevó adelante en el Casino Magic de Neuquén. El funcionario compartió un panel con su par de Río Negro, Andrea Corfini, sobre la mirada pública frente a los desafíos del sector energético.

Propuesta

La empresa AESA, subsidiaria de YPF, tiene la intención de realizar un piloto que permite impregnar recortes con lodos, encapsularlos y usarlos como pavimento debajo de la carpeta asfáltica. “Esto permite a las operadoras tener un sistema de disposición final convertida en una ruta en el yacimiento”, explicó Medele. que -en su intervención- puso el foco en temas como productividad, uso del gas neuquino y ciclo del carbono.

El funcionario hizo foco en la necesidad de comenzar con un proyecto de estas características, sobre todo frente al incremento continuo de producción petrolera en la provincia. “Hoy las tratadoras están trabajando al máximo y tenemos que pensar en alternativas en el tratamiento de estos lodos. Si hacemos la cuenta, con la producción de hoy que es de 350 mil barriles (diarios) y yendo a 700.000 o 1.000.000 de barriles, si hoy estamos estresados en el tratamiento de esos recortes, tenemos que pensar que vamos a seguir con problemas, por eso tenemos que buscar alternativas en el tratamiento de estos residuos”.

El gobierno de Neuquén busca “completar todo el ciclo de los grandes proyectos, poder bajarlo a la gente y traducirlos en mejoras para la población”, indicó Medele. Con este tipo de iniciativas, “lo que hacemos es minimizar o disminuir la cantidad de transporte que vamos a usar para mover ese lodo de perforación en el yacimiento”.

La intención del funcionario de la gobernación de Rolando Figueroa es bajar el costo de las rutas, encapsular el carbono y configurar “una estrategia en la que todos los actores del sector estemos cómodos haciendo una disposición final de estos residuos”, agregó Medele.

Neumáticos

Además de analizar la propuesta de AESA, desde el ministerio de Energía están teniendo conversaciones con la embajada de Canadá en la Argentina para aprovechar la experiencia de ese país en el tratamiento y reutilización de los neumáticos de los camiones, que es otro tipo de residuo en Vaca Muerta. “Vamos a seguir gastando muchas ruedas de camiones, por eso necesitamos tener una mirada que apunte a cómo vamos a tratarlos”, detalló el funcionario.

“Tenemos que convertirnos en el nexo entre esos grandes proyectos y traducirlos para la persona que vive en Añelo, Rincón de los Sauces o Chos Malal. Creo que ahí es donde estamos trabajando para poder bajar a tierra estas iniciativas importantes”, concluyó Medel.

, Redaccion EconoJournal

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Distribuidoras de gas comprometieron inversiones por $ 75.000 millones en 2024

Las distribuidoras de gas natural nucleadas en la Asociación de Distribuidores de Gas (ADIGAS) presentaron al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) sus planes de inversión para los ocho meses que restan de 2024 por un monto total de $74.110 millones. Según precisaron, el objetivo es mejorar la infraestructura de la red gasífera en materia de confiabilidad y la seguridad.

Entre las principales obras planificadas se encuentran la renovación de ramales y gasoductos, y de redes y servicios, el mantenimiento de los niveles óptimos de protección catódica de las cañerías. También, la innovación tecnológica destinada a mejorar la atención a los clientes y la adquisición de medidores para la incorporación de nuevos usuarios del servicio público.

Desde las distribuidoras aseveraron que las obras «se podrán materializar como consecuencia de la reciente actualización tarifaria. De esta manera, el aumento tarifario tiene su correlato en la recuperación de las inversiones, sustancialmente disminuidos durante los años de congelamiento tarifario».

Inversiones

Las inversiones varían según la dimensión, la cantidad de instalaciones y de clientes de cada compañía:

– Metrogas: $19.590 millones

– Grupo Naturgy (BAN y Gasnor): $18.950 millones

– Grupo Camuzzi (Gas Pampeana y Gas del Sur): $17.930 millones

– Grupo Ecogas (Distribuidoras del Centro y Cuyana): $11.540 millones

– Litoral Gas: $ 4.930 millones- Gasnea: $ 1.170 millones

, Redaccion EconoJournal

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Chubut y la PlataformaH2 Argentina realizarán un foro regional sobre hidrógeno verde y transición energética

El próximo 26 de abril se llevará adelante el Foro Transición energética e Hidrógeno Verde, organizado por la provincia de Chubut y la PlataformaH2 Argentina. El evento se desarrollará a través de cinco paneles, con ejes dedicados a la cooperación internacional para el impulso del hidrógeno verde; la infraestructura regional necesaria; el marco regulatorio; las cadenas de valor y las oportunidades de inversión y empleo para las provincias. Tendrá lugar en el Hotel Austral en Comodoro Rivadavia.

La apertura del encuentro estará a cargo del gobernador de Chubut, Ignacio Torres; el vicegobernador Gustavo Menna; el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvilli; Juan Carlos Villalonga, representante de la PlataformaH2 Argentina y el Embajador de la Unión Europea en Argentina, Amador S. Rico.

En base a esta iniciativa, Torres se refirió a la transición energética y al hidrógeno verde y sostuvo que “se trata del combustible del futuro y Chubut, que en el mundo tiene los mejores niveles de viento, debe empezar a aprovechar sus recursos naturales y ser vidriera de ese desarrollo”.

Asimismo, el gobernador instó a trabajar en “fomentar inversiones y regulaciones de las actividades productivas. Una provincia transparente, con equilibrio fiscal y con seguridad jurídica es una provincia que genera más laburo, que progresivamente va a estar mejor y que podrá industrializar sus recursos”.

Por su parte, Juan Carlos Villalonga, encargado de energía y cambio climático del Círculo de Políticas Ambientales (CPA) afirmó que “es imprescindible que la Argentina ordene su política en torno al hidrógeno, esto implica una política activa en materia de cooperación internacional, desarrollo industrial para el sector y el marco normativo que estas inversiones necesitan. De todo esto estaremos conversando en este foro”.  

El foro

El primer panel abordará la cuestión de la cooperación internacional para impulsar el desarrollo del hidrógeno verde en la Argentina. Participarán Pablo Iglesias Rumbo, agregado de cooperación, de la Dlegación de la Unión Europea en la República Argentina; Bernd Scholtz, Embajador adjunto y jefe de la Sección Comercial en la Embajada de Países Bajos en Argentina; Raimundo Ruíz Von Dessauer, oficial del Departamento Político de la Embajada de Alemania en Argentina; y Sebastián Murúa Giz, de la Agencia de Cooperación Alemana.

El segundo bloque estará a cargo de Juan José Rivera, secretario de Ambiente de la Provincia del Chubut; Raúl Bertero, presidente del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la UBA (CEARE); Fernando Antognazza, gerente General de la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA); Héctor Ruíz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA); y Juan Manuel Alfonsín, presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER). Allí disertarán sobre la infraestructura regional para el desarrollo de las energías renovables y el hidrógeno verde.

Otros ejes

El tercer panel estará dedicado al marco regulatorio para el despegue del hidrógeno verde. Allí brindarán su análisis el vicegobernador Gustavo Menna; la diputada Ana Clara Romero; el diputado Nicolás Massot; y la directora Centro de Transición Energética y Sustentabilidad UTN-BA, Natalia Catalano.

En el cuarto bloque, Ariel Pérez, de HYCHICO, Grupo Capsa y de la Plata Piloto de H2V de Comodoro Rivadavia; Jorge Zavatti, de la Cámara Industrial de Puerto Madryn (CIMA); Annika Klump, de la Cámara Argentino Alemana de Comercio e Industria (AHK); Ismael Retuerto, de Transición Energética Sostenible (TES); analizarán la producción de hidrógeno, su cadena de valor y las oportunidades para las provincias.

También, habrá un eje dedicado a las empresas e inversiones del que participarán Ignacio Devitt, de Genneia; Juan Pedro Agüero, de RP Global; Carlos Seijo de CWP Global; Sebastián Otero, de Fortescue; y Ariel Costanzo, de PCR.

Por último, Mariela Beljansky, subsecretaria de Planeamiento Energético de la Secretaria de Energía de la Nación; Jaime Álvarez, ministro de Energía de la Provincia de Santa Cruz; Alejandro Aguirre, ministro de Energía de la Provincia de Tierra del Fuego; y Nicolás Citadini, secretario de infraestructura, Energia y Planificación de la Provincia del Chubut; abordarán la perspectiva nacional y federal en el desarrollo del hidrógeno verde.

La inscripción previa se puede realizar a través de este link.

https://rb.gy/ah6zf8

, Loana Tejero

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España se aleja de sus metas de potencia eólica marina

En abril de 2022, la secretaria de Estado de Energía de España, Sara Aagesen, informó que a comienzos del año siguiente se realizaría la primera subasta de eólica marina en el país ibérico, anticipando la previa sanción de un marco normativo para organizar el crecimiento sectorial.

Hoy en día sólo se encuentran aprobados los Planes de Ordenamiento del Espacio Marítimo (POEM), de febrero de 2023, donde se delimitaron las aguas aptas para instalar emprendimientos de esta tecnología. El retraso se debe, en gran medida, a la anormal actividad electoral verificada en suelo español, que se prolongó durante casi todo el año.

En diálogo con EconoJournal, el CEO de la Plataforma Oceánica de Canarias (PLOCAN), José Joaquín Hernández Brito, señaló que esta demora en la regulación hace “altamente improbable” que se cumplan los objetivos planteados para el final de la década.

En su Hoja de Ruta de la Eólica Marina, España se propuso desarrollar entre 1 y 3 gigawatts (Gw) de potencia para 2030. Sin embargo, el directivo explicó que un parque comercial necesita entre siete a nueve años para poder desarrollarse, además de que aún restan aspectos regulatorios por definir. “Es difícil vaticinar cuándo podría alcanzarse la meta, al no registrarse avances en la regulación, pero lo más probable es que haya un par de años más de espera, y nos acerquemos a 2032. A no ser, claro, que se establezca un mecanismo de aceleración”, sostuvo Hernández Brito.

El CEO de PLOCAN, un consorcio público de las Islas Canarias creado para la investigación en el campo de las ciencias y tecnologías marinas, advirtió que las bases de la subasta tendrán que obtener el consenso de otras actividades marinas, como lo son el segmento pesquero y el turístico, quienes ya han presentado reclamos.

Luego de la publicación de los POEM, las principales asociaciones pesqueras, fundamentalmente en las Islas Canarias y Galicia, denunciaron una falta de entendimiento y diálogo por parte del Gobierno para la definición de estas zonas aptas para la eólica marina. “Creo que se hace bien en generar todo tipo de seguridad y consenso para que el avance de esta industria sea de una forma coordinada. Pero también tiene que haber una premura en los tiempos. Se deben acelerar los procesos de consulta, de toma de decisiones y de trámites burocráticos asociados”, aseguró.

Pérdida de I+D

Por el lado de los promotores de instalaciones piloto, que tienen sus emprendimientos en la plataforma de PLOCAN, Hernández Brito destacó que se encuentran expectantes de un marco normativo y de avances regulatorios específicos para estos bancos de ensayos de eólica marina y otras tecnologías experimentales. “Las empresas y los centros de investigación van a buscar los mejores y más rápidos caminos para sus proyectos, y hoy en día existe un mercado internacional de eólica marina que está creciendo fuertemente”, comentó el ejecutivo.

En este sentido, acotó que algunos de los desarrolladores ya están buscando alternativas en las aguas de otros países donde resulta más factible avanzar, ante la posibilidad de que la situación regulatoria en España se dilate en el tiempo. “Estamos a la espera de algún tipo de procedimiento administrativo o de vía de tramitación rápida para estas instalaciones”, enfatizó.

Lo que está sucediendo implica, a su entender, un retraso adicional para el crecimiento de la tecnología en el país, puntualmente en la actividad eólica en aguas profundas, donde aún está pendiente la ejecución de pruebas de costes en algunos procesos y anclaje en labores de conexión. “España no puede perder su posición de liderazgo y el potencial que tiene dentro del ámbito tecnológico y de innovación. Se debería animar e impulsar a las empresas para que mantengan los proyectos previstos en aguas españolas”, concluyó el CEO de PLOCAN.

, Julián García

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Brasil, entre los países de mayor capacidad renovable del mundo

La International Renewable Energy Agency (IRENA) lanzó el informe Renewable Capacity Statistics 2024, donde se publican las cifras de instalación renovable a nivel mundial durante 2023 y se evalúa la evolución sectorial desde 2014.

En este documento se destaca el crecimiento de Brasil, que alcanzó los 194.085 megawatts (Mw) de potencia renovable, en su gran mayoría proveniente de la generación hidroeléctrica, que suma 109.903 Mw.

Según estos números, el país vecino se encuentra en el tercer lugar a escala mundial, únicamente superado por los Estados Unidos, con 387.549 Mw, y por el coloso China, que acumula unos 1.453.701 Mw de capacidad renovable.

Los valores de Brasil marcan una clara diferencia con el resto de América del Sur, al concentrar un 67,12% del total de la región (289.173 Mw). Quien le sigue en la lista es Chile, con 21.061 Mw (7,28%).

Fuerte crecimiento solar

En cuanto al detalle de las distintas tecnologías, más allá del gran porcentaje de las hidroeléctricas Brasil se benefició con un importante incremento del 31,85% en la generación solar, que pasó de 24.163 Mw en 2022 a 37.449 Mw el año pasado.

Cabe destacar que esos 11.929 Mw de nueva potencia solar representan el cuarto mayor crecimiento de esta tecnología en 2023. Tan sólo Alemania (sumando unos 14.260 Mw), Estados Unidos (24.844 Mw) y -desde luego- China (216.889 Mw) experimentaron cambios superiores.

Según comentó la Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), durante el año pasado el sector atrajo más de 59.600 millones de reales en nuevas inversiones, un alza de un 49% en comparación con los desembolsos registrados hasta el final de 2022.

En cuanto a capacidad instalada, Brasil ocupa el sexto lugar con sus más de 37 gigawatts (Gw). Por encima se ubican China (609.921 Mw), Estados Unidos (139.205 Mw), Japón (87.068 Mw), Alemania (81.739 Mw) e India (73.109 Mw).

Notable impulso eólico

La energía eólica no se quedó atrás durante 2023, ya que Brasil expresó un aumento de 4.972 Mw en su potencia instalada, subiendo desde los 24.163 Mw de 2022 hasta los 29.135 Mw de finales del año pasado.

Este registro de casi 5 Gw es el tercer aumento de capacidad eólica del mundo, únicamente sobrepasado por los Estados Unidos, donde se instalaron 6.346 Mw en 2023 (148.020 Mw en total), y China, que desarrolló 75.931 Mw (441.895 Mw acumulados).

En términos de potencia eólica instalada, Brasil avanzó hasta el séptimo lugar a nivel mundial, acercándose a mercados tradicionales en esta tecnología, pero con un ritmo de instalación desacelerado en el último tiempo, tales como España (quinta con 31.028 Mw) y Reino Unido (sexta con 30.215 Mw).

De todos modos, aún figura lejos de otros países como la India, que aparece en el cuarto escalón con 44.736 Mw, y Alemania, que cierra el podio detrás de los mencionados China y Estados Unidos, con 69.459 Mw eólicos desarrollados.

A escala regional, al igual que con la generación fotovoltaica Brasil acapara la gran mayoría de la capacidad eólica. En total, representa el 73,12% del segmento en América del Sur. Nuevamente consolidado en un segundo lugar se posiciona Chile, con 4.510 Mw de potencia instalada.

, Julián García

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Catamarca y Galan Lithium firmaron un acuerdo para la exportación del concentrado de cloruro de litio

La minera australiana Galan Lithium -que posee el proyecto de litio Hombre Muerto Oeste– firmó un acuerdo comercial con el gobierno de Catamarca para apoyar el otorgamiento de permisos que permitan la comercialización de concentrado de cloruro de litio para su venta local o exportación.

Desde la compañía aseguraron que «se espera que la capacidad de la empresa para exportar concentrado de cloruro de litio facilite el acceso a una base de clientes más amplia a nivel nacional e internacional, ofreciendo potencialmente condiciones de compra mejoradas y oportunidades de financiamiento/pago anticipado».

El acuerdo

Según informaron desde la compañía, el acuerdo incluye un aumento en la tasa de regalías propuesta al 7% y posibles pagos anticipados. En este sentido, destacaron que esta propuesta es similar al régimen que opera en Australia (aplicado a la exportación de concentrado de espodumeno, que contribuyó a que Australia se convirtiera en el mayor exportador de litio del mundo en los últimos años).

«Esto incluye el compromiso de Galan Lithium de seguir rutas de procesamiento posteriores (por ejemplo, carbonato de litio, hidróxido de litio u otras alternativas), fuera del salar de Hombre Muerto, con la intención de ofrecer prioridad a una colaboración con la agencia gubernamental de Catamarca», aseveraron desde la firma.

El acuerdo también consolida un requisito previo requerido para la concesión de permisos de la fase 2 (actualmente en aplicación), lo que potencialmente permitirá la continuidad del desarrollo para la construcción de esa fase una vez finalizada la fase 1.

El proyecto

El proyecto Hombre Muerto Oeste producirá un concentrado de cloruro de litio (LICI) de alta calidad y bajo costo de 6 % Li, comparable a 13 % Li₂O o 32 % equivalente de carbonato de litio (LCE). Se proyecta su primera producción para el primer semestre de 2025.

, Loana Tejero

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¿Puede la jueza Loretta Preska volver a apuntarle a YPF en el juicio por la expropiación de la compañía?

La jueza de Nueva York, Loretta Preska, determinó en septiembre del año pasado que el Estado argentino deberá indemnizar con US$ 16.000 millones a los fondos de inversión Burford Capital y Eton Park por la expropiación de YPF concretada en 2012. En noviembre indicó que las acciones de la petrolera pertenecientes al Estado Nacional podrían ser utilizadas como garantía para evitar embargos futuros. Sin embargo, hasta ahora el gobierno no puso ninguna garantía y Burford reaccionó pidiéndole a la magistrada que ordene que le transfieran esas acciones como forma de pago en caso de que la apelación salga a favor de los demandantes. La duda que genera la jugada del fondo especulativo es si la compañía vuelve a estar en riesgo luego de que Preska determinara que era el Estado y no YPF quien debía compensar a los acreedores.

La jueza neoyorkina resolvió en marzo del año pasado que el Gobierno argentino debió haber realizado en 2012 una oferta pública a todos los accionistas de YPF, como prevé el estatuto de la compañía, y no solamente a la española Repsol, que tenía la mayoría del paquete. «Ellos tenían derecho a recibir una oferta pública de adquisición que les hubiera proporcionado una salida compensada, pero (Argentina) no lo hizo», aseguró.

La magistrada dictaminó en ese momento que la Argentina es responsable, pero accedió a la petición de YPF de desestimar los reclamos en su contra. De esta forma, liberó a la compañía de la obligación de resarcir a los fondos y le apuntó exclusivamente al Estado Nacional al determinar que deberá indemnizar a Burford y Eton Park nada menos que con U$S 16.000 millones.

Jueza Loretta Preska.

Burford presiona

La novedad de los últimos días es que YPF volvió a aparecer en el medio del conflicto por el resarcimiento ya que trascendió que Burford pidió quedarse con las acciones de la compañía como parte de la indemnización que le deben.

Fuentes al tanto de las actuaciones que tramitan en Nueva York aseguraron que existe una probabilidad minoritaria aunque real de que eso ocurra, sobre todo si el gobierno argentino no muestra predisposición para negociar con Burford alguna salida privada a esta situación.

Pese a todo, sigue siendo bastante más alta la probabilidad de que YPF quede afuera de esta disputa con el Estado argentino. Primero porque la jueza ya falló sobre el tema cuando condenó al Estado argentino (y excluyó a YPF del litigio) y segundo parece complejo que sea la jueza quien determine con qué activos ese Estado tiene que cancelar su deuda. Para decirlo claramente, YPF no es la Fragata Libertad que fue retenida en octubre de 2012 en el puerto ghanés de Tema cuando la Argentina se negaba a cumplir con el fallo del juez Thomas Griesa que ordenaba pagar el 100% de la deuda que tenían en su poder los fondos buitres. La petrolera argentina no navega por los mares del mundo. Por lo tanto, pareciera que el riesgo que enfrenta es menor.

Ahora bien, si la Argentina sigue haciendo caso omiso del planteo de la jueza y fingiendo que el fallo en su contra no existiese, es probable que la magistrada dé un paso más allá, como en su momento ocurrió con Griesa, y busque la manera de forzar el cumplimiento de la sentencia. En esa clave, aunque en la práctica no pueda embargar a la petrolera, si da lugar al pedido de Burford, eso sólo ya impactará en el valor que tiene la empresa, justo en un momento en el que la nueva conducción busca restructurar a la firma para lograr que se enfoque casi exclusivamente en Vaca Muerta con la intención de potenciar las exportaciones de hidrocarburos de cara a 2030.  

, Redaccion EconoJournal

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Con la designación de Luis Fasanella como presidente, confirmaron al nuevo directorio de la estatal Nucleoeléctrica

El gobierno designó este lunes a las nuevas autoridades de Nucleoeléctrica Argentina, la empresa estatal operadora de la centrales nucleares. Luis Fasanella, que en materia de energía está formado en el área de energías renovables (se desempeñó en CGC, la empresa de energía de Corporación América), es el nuevo presidente de la compañía, tal como EconoJournal había adelantado a fines de marzo. La vicepresidencia quedó a cargo de Julián Gadano, que cuenta con una amplia trayectoria en el sector nuclear y se desempeñó como subsecretario de Energía Nuclear durante la presidencia de Mauricio Macri. Como director suplente figura Sergio Falzone, el funcionario que la semana pasada fue designado como efímero subsecretario de Energía Eléctrica sólo por un breve lapso de tiempo en el primer bimestre del año.

La asamblea de accionistas de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) designó este lunes la conformación del nuevo directorio, que se completa con los directores titulares Santiago Casaux Alsina; Mario Hugo Levy, director de Energía Hidroeléctrica de la Secretaría de Energía (asumió el cargo durante la gestión de Federico Basualdo) y Damián San Filipo, quien en los próximos días sería oficializado como nuevo subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación. Como directora suplente también fue nombrada María Laura Alonso.

«Durante la asamblea, el presidente del Directorio, Luis Fasanella, destacó la importancia de mantener un enfoque centrado en la excelencia en la operación segura, confiable y competitiva de nuestras centrales», reza un memo interno de la compañía visto por este medio. También destacaron el trabajo realizado desde diciembre por el directorio transitorio conformado por Fernando Monserrat, Juan Cantarelli y Diego Garde.

Directorio y definiciones

La conformación del nuevo directorio no incluye nombres con trayectoria en la compañía generadora ni en el sector nuclear, con la excepción de Gadano, que fue subsecretario de Energía Nuclear de la Nación entre 2015 y 2019 y presidente de Nucleoeléctrica en los últimos meses de 2019. Fasanella, que llega a la conducción de NA-SA con el respaldo político del jefe de Gabinete, Nicolás Posse, viene de ser desarrollador de Nuevos Negocios en Corporación América.

Por otro lado, Falzone es el hombre que el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo intentó colocar primero como subsecretario de Energía Eléctrica y luego en la vicepresidencia de Cammesa, la compañía administradora del despacho eléctrico. En ambos casos chocó con la falta de apoyo interno y la falta de aval por parte del ministro de Economía, Luis Caputo.

La designación del nuevo directorio acelerará otras definiciones en el sector nuclear en los próximos días. El gobierno convocó para esta semana a una reunión de directorio en Dioxitek, la empresa que produce el dióxido de uranio para el combustible de las centrales nucleares. Santiago Casaux Alsina ocuparía la presidencia de la empresa, según dos fuentes consultadas por EconoJournal sin contacto entre sí.

Por otro lado, para asumir la presidencia de la Comisión Nacional de Energía Atómica suenan los nombres de los ingenieros Germán Guido Lavalle y Luis Rovere. La presidenta de la institución, Adriana Serquis, lleva semanas presionando en público al gobierno para que designen nuevas autoridades.

Extensión de vida de Atucha I

Nucleoeléctrica opera las centrales nucleares Atucha I y II en Buenos Aires y Embalse en Córdoba. La compañía estatal tiene en su horizonte inmediato el comienzo del proyecto de extensión de vida de Atucha I.

La empresa ya licitó tres tramos del fideicomiso NASA IV para la prolongación de vida de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados para Atucha II (ASECG II). El fondeo total asciende a US$ 180 millones. La extensión de vida tiene un costo estimado de US$ 450 millones y la construcción del ASECG II tendría un costo similar al ASECG I, puesto en operación en 2022, que demandó una inversión de 6000 millones de pesos.

Con estos proyectos, Nucleoeléctrica garantizará la operación de las centrales nucleares en el largo plazo. Atucha II comenzó a operar en 2014, aunque registró dos paradas largas por distintos inconvenientes que la mantuvieron más fuera de servicio que en operación. La central Embalse comenzó en 2019 un segundo ciclo de operación por otros 30 años más, luego de una parada por obras de extensión de vida entre 2016 y 2018 que demandó una inversión de casi US$ 2000 millones.

Por otro lado, el gobierno también tendrá que tomar una decisión sobre el proyecto Atucha III, la cuarta central nuclear con financiamiento de China, que continua formalmente en pie. Con el aval del Ministerio de Economía, conducido por Sergio Massa en ese momento, Nucleoeléctrica y China National Nuclear Corporation (CNNC) firmaron en octubre una prórroga del contrato de Ingeniería, Suministros y Construcción (EPC) para la construcción de la cuarta central. El contrato seguirá vigente hasta abril de 2025.

, Nicolás Deza

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Primera medida de Luis Lucero en Minería: destraba importaciones de equipamiento para no frenar la actividad

El nuevo secretario de Minería, Luis Lucero, designado formalmente el martes pasado, implementó una medida para destrabar las importaciones de equipamiento e insumos para los proyectos que estaban frenadas por la falta de un funcionario que firme las autorizaciones de las compras en el exterior. Se trata de importaciones que tienen beneficios arancelarios bajo el paraguas de la Ley de Inversiones Mineras.

Mediante la resolución 6, publicada este martes en el Boletín Oficial, Luis Lucero autorizó a que se amplíe la nomina de funcionarios con competencia para firmar lo que en la jerga se conoce como los certificados mineros, que -en los hechos- son las autorizaciones para que los proyectos puedan importar materiales.  

Las demoras se habían generado porque después de la salida de Flavia Royón de la Secretaría de Minería el 10 de febrero, el gobierno tardó casi dos meses en nombrar a un nuevo secretario del área. Recién el 25 de marzo el ministro de Economía, Luis Caputo, y el jefe de Gabinete, Nicolás Posse, se decidieron por Lucero. Pero el nombramiento formal fue recién el 16 de abril.

La medida era esperada por el sector porque las trabas en las compras en el exterior ya estaban ocasionando serias demoras en las operaciones. Para la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) fue un tema prioritario en la reunión que tuvo con el secretario de Minería hace diez días.

Los certificados mineros permiten que un proyecto pueda importar bienes de capital, repuestos e insumos sin el pago de los aranceles, tal como lo habilita la Ley 24.196 de Inversiones Mineras, que -entre otras regulaciones- otorga beneficios impositivos a los proyectos.

Ampliación de la nómina

Antes de la resolución 6 publicada este martes, sólo podían firmar los certificados mineros los funcionarios a cargo de la Subsecretaría de Desarrollo Minero, la Dirección Nacional de Inversiones Mineras o la Dirección de Fiscalización de Inversiones Mineras.

Ahora, la medida habilita a que “las autorizaciones de importación, desafectación o transferencia” se agilicen a través de los funcionarios a cargo de la Subsecretaría de Desarrollo Minero, la Dirección Nacional de Inversiones Mineras, la Dirección de Inversiones Mineras y por la Dirección de Análisis y Desarrollo de Proyectos de Inversión Minera”.

Luis Lucero continúa con la mudanza de las oficinas de la Secretaría de Minería del edificio de la avenida Presidente Julio A. Roca 651 (Diagonal Sur) al noveno piso del Ministerio de Economía y todavía no nombró -al menos formalmente- a los funcionarios de su cartera.

El titular de Minería es un abogado especializado en derecho minero y energía y fue miembro del estudio Marval O’Farrell Mairal, entre otros. Pero que antes de que lo llame Caputo para que se sume al gobierno se desempeñaba como consultor externo de ese estudio jurídico.

, Roberto Bellato

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Central Puerto ingresa en el negocio minero y tracciona el desembarco de un gigante canadiense en la Argentina

Central Puerto, la principal generadora privada del país, adquirió un porcentaje minoritario de AbraSilver Resource, una junior canadiense cuyo principal activo en la Argentina es el proyecto de oro y plata Diablillos, ubicado en la provincia de Salta. El desembarco del grupo local fue clave para incentivar la llegada al país de Kinross Gold, un gigante canadiense valuado en más de US$ 45.000 millones que tiene activos en Chile y Brasil, entre otros países. Es la primera inversión en el sector minero de Central Puerto, cuyos principales accionistas son Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany.

Fuentes del mercado consultadas por EconoJournal afirmaron que la entrada de Kinross Gold es clave porque el gigante minero opera el proyecto chileno La Coipa y creen que Diablillos tiene características similares desde el punto de vista geológico. Por eso, la apuesta a futuro de ambas compañías es configurar técnicamente un proyecto más grande de lo que es hoy. En la actualidad Diablillos está en prefactibilidad y la fase de factibilidad demandará entre seis y doce meses.

Por este motivo, lo más probable es que Kinross Gold termine comprando la parte mayoritaria de Diablillos y Abrasilver, que es firma una junior, salga del proyecto. Así, Central Puerto, que cuenta con 13 plantas de generación de energía y opera un total de 7.200 megawatts (MW) en el país, se posiciona como socio estratégico de Kinross Gold en la Argentina.

En la actualidad, Abrasilver, que también opera en San Juan el proyecto de exploración de oro y plata La Copita, tiene un valor de mercado de 220 millones de dólares canadienses (US$ 170 millones). En tanto, Diablillos tiene un valor presente neto de alrededor de US$ 500 millones, según el estudio de prefactibilidad. El proyecto podría entrar en producción entre 2027 y 2030 en función del tamaño que finalmente tenga.

Las mismas fuentes del mercado indicaron a EconoJournal que esta sería la primera inversión en la industria minera de Central Puerto, pero que el objetivo es convertirse en un actor relevante del sector, sobre todo en yacimientos de cobre, plata y oro.  

Diablillos

El desembolso que realizó Central Puerto para quedarse con el 4% de Abrasilver es de casi US$ 7,3 millones (10 millones de dólares canadienses). El mismo monto y porcentaje obtuvo Kinross Gold. La apuesta a futuro de ambas compañías es acelerar los tiempos y configurar un proyecto más grande.

Diablillos está ubicado en la Punta salteña a más de 4.000 metros sobre el nivel del mar y cerca de los megaproyectos de cobre como Taca Taca y Lindero. Además, hasta el momento tiene una estimación actual de reservas de mineral probada de 42,3 millones de toneladas (Mt) con ley de 91 g/t Ag y 0,81 g/t Au, que contienen aproximadamente 124 millones de onzas (Moz) de plata y 1,1 Moz de oro, con un importante potencial de exploración adicional.

El ingreso de Central Puerto en Abrasilver Resources implica que, entre otras cosas, la compañía argentina tendrá con un miembro el en el comité técnico (contará con cinco miembros: dos de Abrasilver, dos de Kinross y uno por CEPU), que pone el foco en las decisiones de nueva exploración y el aumento de las reservas y recursos.

La generadora de energía también integrará el comité estratégico y operativo de Diablillos, que llevará adelante temas de financiamientos, impositivos, inversión, infraestructura, regulatorios y los relaciones con organismos públicos y privados.

, Roberto Bellato

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Cuáles son los lineamientos que estableció el ENRE para la revisión tarifaria integral de las transportistas eléctricas

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) aprobó el Programa de revisión tarifaria 2024 para las transportistas eléctricas, a través de la resolución N° 223 publicada la semana pasada en el Boletín Oficial a fin de actualizar los precios del segmento de transporte.

En la normativa, que lleva la firma del interventor del ente, Darío Arrué, se señala que mediante el artículo 3 del decreto N°55 se determinó el inicio de la revisión tarifaria y se estableció que la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes no podrá exceder del 31 de diciembre de 2024.

En el texto se detalla que Transener, Transba, Transpa, Distrocuyo, Epen, Transnea, Transnoa y Transcomahue deberán solicitar la aprobación del cuadro tarifario, el cual será válido por un período de cinco años que comenzará el 1 de enero de 2025.

Las compañías deberán presentar toda la documentación que fundamente su propuesta para establecer las nuevas tarifas, sumado a los requerimientos del ente, que luego dictaminará la entrada en vigencia de los nuevos cuadros.

Tarifas

En la resolución, se establece que la remuneración que propongan las transportistas deberá reflejar el costo económico de los recursos involucrados en la función de transporte de energía eléctrica. También, que deberán ir en línea con la sostenibilidad y la eficiencia productiva.

Desde el organismo regulatorio precisaron que las tarifas proveerán a las compañías la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una tasa de rentabilidad que guarde relación con el grado de eficiencia y eficacia operativa de la empresa, y ser similar a la de otras actividades de riesgo similar o comparable nacional e internacionalmente, en la medida en que las empresas operen en forma económica y prudente.

Además, que la tarifa deberá asegurar el mínimo costo razonable para los usuarios, compatible con la obligatoriedad de suministro.

Inversiones

La realización del plan de inversiones que surja de la aprobación de la revisión tarifaria será objeto de un control por parte del ENRE. Las transportistas tendrán la posibilidad de proponer modificaciones al procedimiento, siempre que demuestren que se mejora el control físico del plan de inversiones y se logra un régimen de sanción que estimule la inversión en el mantenimiento y la mejora de la calidad.

Las compañías deberán presentar los planes de inversión que serán considerados obligatorios para los próximos cinco años posteriores a la entrada en vigencia de la revisión tarifaria, desagregando los montos destinados para reposición, para alcanzar la calidad objetivo y para la seguridad pública y ambiental. Al mismo tiempo, estimarán para el próximo período tarifario los costos de operación y mantenimiento, y administración estrictamente necesarios para proveer el servicio al mínimo costo compatible con un nivel determinado de calidad de la prestación.

Estos costos se estimarán por tipo de equipamiento, es decir, conexión, transformación, compensación de reactivo, capacidad de transporte, automatismos, etc. Para su desagregación, se tendrá en cuenta los criterios y rubros definidos en el Sistema de la Contabilidad Regulatoria.

Cálculo de ingresos

Las transportistas determinarán el requerimiento de ingresos utilizando el método de flujos de fondos descontado de forma de cumplir con la condición de equilibrio. Allí se tendrá en cuenta el capital inicial, los ingresos requeridos, los costos operativos, las inversiones y los impuestos.

En cuanto a la tasa de rentabilidad, El ENRE calculará el costo de capital, según la metodología del WACC (Weighted Average Cost of Capital), que define el valor de la tasa de rentabilidad como el promedio ponderado entre el capital aportado por los accionistas (capital propio) y el capital de terceros (deudas con entidades financieras y bonos corporativos), según precisaron.

Sanciones

En el documento, se indica que se aplicará un régimen de sanciones por incumplimientos de las exigencias mínimas en materia de calidad por parte de las compañías, que podrán ser progresivamente crecientes en el transcurso del período tarifario. A su vez, que habrá un régimen sancionatorio por incumplimientos en el plan de inversiones de cumplimiento obligatorio determinado en la revisión tarifaria.

El ENRE definirá cuál será el valor de las penalizaciones que induzca a la mejora de la operación y mantenimiento, estimule la inversión en el mantenimiento y la mejora de la calidad, minimizando la ocurrencia de fallas. También, establecerá un esquema de ajuste de sanciones y premios.

, Loana Tejero

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El tándem Figueroa-Weretilneck, la nueva alianza política que marca el pulso político de la agenda de Vaca Muerta

Con miras a solucionar problemas en común y potenciar las vías de desarrollo de Vaca Muerta, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa y el de Río Negro, Alberto Weretilneck, formaron una alianza estratégica que también promoverá que la provincia rionegrina se convierta en la plataforma de producción y exportación de gas natural licuado (GNL).

En esta sinergia, los mandatarios hablaron de complementar el declino que vive la producción convencional en Río Negro con el salto exportador al que apunta Vaca Muerta. Figueroa reafirmó esta unión asegurando que “Neuquén va a hacer todo lo que esté a su alcance para que el GNL salga desde puertos rionegrinos. Queremos producción patagónica con venta, servicios y mano de obra patagónica”.

Weretilneck agregó que su provincia está lista para convertirse en un hub de exportación de crudo y GNL, y comprometió para este fin un paquete de beneficios fiscales e impositivos que aseguren que sea Río Negro la plaza elegida. “Nuestra aspiración es consolidarnos con el crudo en Vaca Muerta Sur y con el GNL en el Golfo de San Matías, además de generar un sitio de exportación de la formación no convencional. Vamos a hacer todo lo posible para que los proyectos de GNL estén y tengan salida desde Río Negro”, afirmó el mandatario.

En este marco, detalló que su provincia le asegurará a las empresas del primer y segundo anillo la exención de todos los impuestos provinciales durante lo que dure la fase de construcción de las iniciativas de licuefacción y también durante etapas posteriores. “Vamos a ser agresivos para llevar adelante estos proyectos complementarios de Neuquén. Brindaremos garantías de estabilidad jurídica y fiscal, planteándolas hasta las jurisdicciones de tribunales. Queremos ser concretos, puntales y muy transparentes para que todo lo que se genere con Vaca Muerta Sur y el GNL de la industria”, declaró.

Weretilneck recordó que Río Negro es parte de los tres últimos proyectos centrales del Midstream: Duplicar de Oldelval, el Gasoducto Néstor Kirchner (GNK) y el oleoducto Sierras Blancas-Allen, a cargo de Shell. Estas obras, destacó, le permitieron sumar experiencia en materia normativa para poder albergar un puerto de exportación.

Provincializar las rutas

Entre los temas más urgentes a encarar, las provincias se comprometieron a abordar la problemática del estado de las rutas. Las vías que conforman la entrada y la salida de Vaca Muerta hoy muestran un gran deterioro, junto con una capacidad de tránsito bastante limitada, inconvenientes al que se le suma la falta de fondos para nuevas obras de infraestructura por parte de Nación.

Los gobernadores coincidieron en solicitar al Gobierno nacional la provincialización de las rutas 22 y 151 para poder generar el mantenimiento y las mejoras requeridas mediante fondos de inversión privados y peajes. “Tenemos rutas nacionales que no están siendo mantenidas y queremos que nos den un acuerdo por determinada cantidad de años para mantenimiento, concesión y establecer peajes”, puntualizó Figueroa, quien ya había planteado a las operadoras en la Mesa Vaca Muerta la necesidad de financiar este tipo de obras.

De cara al futuro, reveló, se proyecta una ruta estratégica desde 25 de Mayo y Catriel hasta Octavio Pico, la cual permitirá acceder a Rincón de los Sauces y promoverá un ahorro de 400 kilómetros (km) en el recorrido de los camiones. “La logística necesita un trabajo en conjunto. Con las operadoras lo estamos logrando en las rutas 7, 17 y 51, aparte de la 6, donde vamos a concesionar y establecer peajes”, confirmó.

Weretilneck, por su parte, coincidió en el pedido de concesionar las rutas nacionales y abogó por encontrar una solución definitiva a este problema en el transcurso de 2024. “Tener una ruta nacional en el vigente contexto nos atrasa a todos. Podemos plantear un esquema nuevo con un financiamiento”, dijo.

RIGI neuquino y parques industriales rionegrinos

En cuanto a la nueva Ley Bases que debatirá el Congreso, Figueroa confirmó que desde su provincia se trabajó para perfeccionar los artículos referidos al sector hidrocarburífero, especialmente aquellos que iban contra la denominada ‘Ley Corta’ (Ley 26.197).

Además, adelantó que impulsará en la Legislatura provincial un Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) local con el mismo espíritu que el nacional. “Venimos delineando una ley de grandes inversiones porque las mismas son absolutamente necesarias para la industria. Asimismo, estamos haciendo una planificación para trabajar en infraestructura con las empresas en un win-win que le asegura al Estado sustentabilidad social, mayor competitividad y más regalías”, argumentó.

Weretilneck, en tanto, remarcó la importancia de generar nuevos parques industriales “que miren a Vaca Muerta” y planteó la necesidad de contar con nuevos polos a la vera de la Ruta 151. “Los parques industriales de Río Negro fueron pensados en la Dictadura, mirando a Viedma y no a Neuquén. Hoy están atrás de las ciudades y lejos de las rutas, lo que los vuelve inviables. Por eso vamos a fomentar nuevas áreas industriales y de servicios limítrofes a la Ruta 151, que es la manera en la que podemos complementar lo que Neuquén no puede captar”, completó.

, Laura Hevia

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Conectando Vaca Muerta: pymes de servicios se capacitan en digitalización e inteligencia artificial

Con el objetivo de desmitificar el uso de la Inteligencia Artificial (IA) y aplicarlo a la cotidianeidad de las empresas, se realizó en Neuquén una nueva edición del espacio Conectando Vaca Muerta, que organiza el Distrito Industrial Río Neuquén.

El evento contó con la presencia de 400 personas que integran la cadena de valor de la cuenca Neuquina y esta vez, apuntó a que las compañías locales puedan encarar la transformación digital sumando a la IA en sus operaciones, tareas diarias y marketing. Las charlas estuvieron a cargo de Nicolás Terreri, fundador de DOOIT y socio de GV Connection, y de Cecilia Rodríguez, referente en comunicación efectiva y oratoria.

Lucas Albanesi, gerente comercial del Distrito Industrial Río Neuquén, comentó que “el evento fue diseñado para vincular activamente y encontrar oportunidades de negocios para empresarios de distintos sectores de Vaca Muerta”. Luego, resaltó que la finalidad es “fomentar los lazos entre las personas, simplemente unidas por objetivos y necesidades comerciales”.

En este contexto, se contó con la presencia de Terreri, especialista en el aprovechamiento de tecnologías, quien explicó en detalle las aplicaciones de la IA que puede aprovechar la industria hidrocarburífera y de servicios.

El analista enfatizó en que entre sus principales ventajas se destaca que no tiene grandes costos y permite a las empresas armar estrategias y anticipar situaciones: “No se necesita una gran infraestructura ni grandes inversiones sino iniciativa intelectual para armar una telemetría de datos. Las herramientas de IA están bastante a la mano y eso es lo más interesante porque hay muchas aplicaciones gratuitas para trabajar”, comentó.

En este sentido, el consultor recomendó a los empresarios tomar a la Inteligencia Artificial como un copiloto o compañero de trabajo: “No se trata de confiar ciegamente o abusar de un recurso tecnológico, es una herramienta”, aclaró.

En cuanto a sus usos, explicó que comúnmente se la puede utilizar para generar estrategias de marketing diferenciadas según el tipo de cliente, pero resaltó que, a partir de la base de datos de una compañía, la IA puede anticipar comportamientos o situaciones, como la vida útil de una máquina, o generar patrones de conducta.

Herramientas

“La charla apuntó a invitarlos a probar las herramientas conversacionales como Chatgpt para que vean cómo funcionan. Creo que aún hay muchas expectativas de cómo lo aplica cada uno, se espera a ver qué hace el otro y hay pocas iniciativas”, consideró Terreri, quien resaltó que el objetivo es hacer estas tecnologías más amigables a las empresas.

Por último, el evento contó con la disertación de Cecilia Rodríguez, especialista en habilidades comunicativas, quien brindó herramientas claves para potenciar el liderazgo y la comunicación efectiva en el ámbito empresarial.

Distrito Industrial Río Neuquén es un desarrollo urbanístico ubicado en la localidad de Vista Alegre, a la vera de la Ruta del Petróleo (Ruta 51), en un punto estratégico entre Neuquén y Añelo. El proyecto busca satisfacer la demanda del segmento corporativo-industrial vinculado, principalmente, al mercado hidrocarburífero y de servicios de Vaca Muerta.

Cuenta con 114 hectáreas en las que se ubican 263 lotes para complejos industriales privados, 9.400 metros cuadrados para área comercial de servicios, 9.100 m2. para estación de servicio y espacios verdes.

, Redaccion EconoJournal

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El gobierno se sobregira y podría forzar la ruptura de los contratos de generación eléctrica por primera vez en 20 años

El Ministerio de Economía volvió a tensar este viernes la relación con las principales empresas del sector eléctrico y escaló al máximo nivel un conflicto que podría complicar seriamente el acceso de las compañías energéticas al mercado de capitales local e internacional. En una videollamada realizada hoy al mediodía con la primera línea del negocio de generación —Pampa Energía, Central Puerto, AES, MSU Energy, Albanesi e YPF Luz, entre otras—, Diego Aduriz, jefe de asesores del ministro Luis Caputo, planteó que el gobierno pretende patear hacia adelante la cancelación de una deuda millonaria en favor de los privados. Se trata de un pasivo que se acumuló durante los meses de diciembre y enero por la decisión de Economía de no pagar la transacción económica de Cammesa, que cubre los costos de producción y transporte de energía. Caputo pisó los pagos a las generadoras desde que asumió —es decir, dejó en default los compromisos contractuales con las generadoras— como parte de un esquema para alcanzar el superávit fiscal de las cuentas públicas a partir del primer mes del año. Son unos US$ 1200 millones que se tendrían que haber desembolsado a las empresas durante los últimos cuatro meses, según cuantificaron fuentes consultadas por este medio.

Con ese tablero de fondo, Aduriz, hombre de máxima confianza del ministro Caputo, señaló hoy que el Estado apunta a normalizar el envío de fondos a Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), a partir de abril, tal como informó EconoJournal, pero que necesita encapsular y prorrogar para adelante el pago del stock de deuda correspondiente al bimestre diciembre-enero. La de este mediodía fue una conversación con pasajes de alto voltaje en la que Aduriz, que es primo del titular del Palacio de Hacienda (es hijo de Manuel Aduriz, hermano de la madre de Nicolás Caputo y tío de Luis ‘Toto’ Caputo), llegó a mencionar que “las generadoras no saldrán indemnes de esta situación”.

El conflicto con los generadores escaló justo cuando el ministro de Economía estaba de gira por EE.UU..

Mariano Palacios, abogado y representante en el cónclave virtual del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, que por motivos de salud se mantuvo al margen de las negociaciones, intentó forzar argumentos legales para defender la posición del gobierno. “Sostuvo que los contratos PPA son contratos ‘regulados’ que el Estado podría modificar unilateralmente y afirmó que los generadores deberían aceptar liquidaciones con fecha de vencimiento a definir, que es lo mismo que aceptar unos papeles sin aplicación efectiva”, indicó otra de las fuentes consultadas. Ni el kirchnerismo más duro se animó a tanto.  

Entramado legal

Aduriz repitió hoy  lo mismo que les había dicho el miércoles personalmente a los directivos del sector en una reunión en el Palacio de Hacienda. Los privados escucharon la propuesta, pero advirtieron que la implementación de una solución de ese tipo desembocaría en la ruptura de los contratos de compra de energía vigentes (PPA’s, por sus siglas en inglés), una medida inédita desde que se empezaron a utilizar dos décadas atrás como herramienta para ampliar el parque de generación de energía en tiempos de congelamiento de tarifas y precios atrasados de la energía.

Las generadoras intentaron explicarle al funcionario de Economía que el incumplimiento de los contratos desembocaría, incluso más allá de la voluntad de las empresas eléctricas, en un potencial conflicto de alcance internacional porque esos compromisos están calzados sobre préstamos y créditos financiados por los principales fondos de inversión del planeta. “Los contratos PPA de Cammesa (firmados por instrucción de la Secretaría de Energía a través de las resoluciones 220/2007, 21/2016 y 287/2017) sirven de respaldo de bonos que cotizan en Nueva York por unos US$ 5000 millones«, explicó un experto legal que trabaja en uno de los principales estudios jurídicos de la city porteña. «Por eso, la profundidad de las consecuencias de una decisión como la que propuso el Ministerio de Economía pueden ser tan complicadas”, añadió.

Sobregirados

De ahí que si finalmente el Ejecutivo avanza por la vía que formuló esta semana, las compañías deberán informar de manera formal sobre el hecho a la Comisión Nacional de Valores (CNV) y a la Security Exchange Comission (SEC) de Nueva York. De hecho, este viernes la CNV empezó a intimar a algunas empresas a que aclaren a la Bolsa porteña mediante un hecho relevante cuál es el estado de las acreencias que poseen con Cammesa. “¿Cuál es el sentido de poner en alerta al mercado financiero local y a los mayores fondos de inversión del mundo cuando el gobierno aspira a levantar el cepo en los próximos meses y para hacerlo precisará del acompañamiento de esos actores?”, se interrogó sin respuesta un alto ejecutivo del sector.  

En el fondo, las empresas entienden la necesidad fiscal del gobierno, pero afirman que el atraso en los pagos —que ronda los 120 días— podría encauzarse bajo del paraguas legal contemplado por los contratos vigentes, sin la necesidad de crear una nueva regulación para dejar sin pagar —encapsulada— la deuda generada en diciembre y enero. “Sería preferible seguir rolleando la deuda para adelante. No queremos que se pongan al día, sabemos que no hay fondos para hacerlo. Por eso planteamos que si Cammesa empieza este mes a girar los fondos, esa plata se impute al pago de la transacción de diciembre y no a la de febrero como pretende Economía. Es un tema de naturaleza legal, porque hacer lo que propuso Economía afectaría el funcionamiento de los contratos”, se sinceró uno de los principales ejecutivos del sector.

El tema escaló en las últimas horas a la primera línea de la administración de Javier Milei. Incluso YPF, accionista mayoritario de YPF Luz, una de sus subsidiarias junto con GE, se vería afectada por la decisión que puso sobre la mesa Economía. «Se entiende la posición de Caputo, pero uno puede hacer lo que pretende como un carnicero o puede buscar mecanismos de acuerdo. Da la impresión que fueron por la primera opción», se lamentó otro hombre de negocios.

, Nicolas Gandini

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Caputo bloquea la designación de un hombre clave de Rodríguez Chirillo en Cammesa y avanza en el control del área energética

El gobierno decidió este jueves postergar la asamblea de accionistas de Cammesa donde se iba a elegir como vicepresidente al ingeniero Sergio Falzone, un hombre del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo. Ese puesto es clave porque tiene influencia de manera transversal tanto en la operación del sector eléctrico como en el gasífero. Los representantes del Estado en la compañía que se encarga del despacho de energía pidieron un cuarto intermedio hasta el 2 de mayo ya que el ministro de Economía, Luis Caputo, y el jefe de Gabinete, Nicolás Posse, quieren evaluar otras opciones para ese puesto. De hecho, fuentes de la industria mencionaron a EconoJournal que ese lugar podría ser ocupado por Mario Cairella, quien ya estuvo como gerente general del organismo en 2019 cuando se produjo el blackout que dejó sin electricidad a todo el país durante gran parte del Día del Padre de aquel año. Desde la Secretaría de Energía optaron por no responder a las consultas formuladas por EconoJournal antes de publicar esta nota. 

El de ayer fue el segundo veto que recibe Falzone pues Rodríguez Chirillo tenía decidido ponerlo al frente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, pero Caputo también le bajó el pulgar y finalmente este viernes terminó designando a Damián Eduardo Sanfilippo. Lo insólito en ese caso es que como Falzone estuvo en los hechos al frente de la subsecretaria durante el primer trimestre, el decreto que este viernes oficializó el nombramiento de Sanfilippo también designó a Falzone para el mismo cargo, pero solo en el período que va del 8 de enero al 20 de marzo, noticia que fue destacada este viernes por Clarín e Infobae.

Una especulación es que Falzone fue nombrado fugazmente no solo para que pueda cobrar esos dos meses y medio durante los cuáles trabajó sino para evitar que alguien decida impugnar la última audiencia pública que se realizó el 29 de febrero porque el propio Falzone expuso allí en representación de la Secretaría de Energía.    

Sergio Falzone en la última audiencia pública por tarifas realizada el 29 de febrero.

Lo que deja entrever esa decisión es que Caputo no confía en la gestión de Rodríguez Chirillo y ha decidido tener mayor participación en el área. Uno de los temas que generó conflicto fue el diseño de la política tarifaria y en particular la gestión de los subsidios energéticos que paga el Tesoro. Falzone venía teniendo, en esa discusión, un papel preponderante hasta que le sacaron bolilla negra porque era uno de los encargados de calcular el impacto de la quita de los subsidios en la factura final que pagan los hogares. Las diferencias también quedaron en evidencia con la decisión de Caputo de poner gente de su propia tropa a negociar con las generadoras eléctricas.

Diferencias por las tarifas

El cortocircuito entre Caputo y Rodríguez Chirillo se remonta a la decisión de mantener congelado el precio mayorista de la electricidad que tomó la Secretaría de Energía a comienzos de febrero. A través de la resolución 7/2024, el gobierno decidió en ese momento fijar un nuevo precio estacional para los usuarios sin subsidio (Nivel 1) de 44.401 pesos por MWh, pero dejó congelado el precio en 2981 pesos por MWh para los sectores de ingresos bajos (Nivel 2) y en 3756 pesos para los sectores medios (Nivel 3), dos categorías que concentran al 65% de los usuarios del sistema.

El congelamiento del precio de la energía mayorista para los usuarios N2 y N3 se tomó para evitar una judicialización porque el decreto 332/22 de Martín Guzmán establece que el aumento para los usuarios de menores ingresos tiene un tope anual equivalente al 40% del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior; mientras que para los sectores medios el tope anual del aumento es equivalente al 80% del CVS de 2023.

La intención oficial era avanzar con el diseño de una Canasta Básica Energética que reemplazara la segmentación de Guzmán, la cual iba a estar vigente a partir de mayo, pero hasta ahora se pudo avanzar poco y nada en el diseño de esa herramienta. Por eso, el gobierno se encuentra frente a una encerrona porque no tiene del todo claro cómo hacer para dejar atrás el congelamiento de la energía mayorista que rige para esos dos segmentos de usuarios, que representan un 65% del total de los hogares de todo el país.

Va a ser necesario calibrar bien el ajuste porque si la suba es muy fuerte podría ser impugnada en la Justicia y si se sigue así el costo fiscal será cada vez mayor (si los precios de la energía para los usuarios N2 y N3 no cambian, Economía debería erogar subsidios por US$ 900 millones a Cammesa para cubrir el costo de generación durante el invierno). En el Ministerio de Economía el tema es prioridad número 1. Caputo quiere poner gente de su propia tropa e incluso pidió asistencia a Jefatura de Gabinete y también a YPF para avanzar en esa tarea.

Además, los cuadros de Edenor y Edesur que se publicaron a mediados de febrero contenían algunos errores técnicos que generaron malestar en Economía y Jefatura de Gabinete. Por ejemplo, el fuerte salto que experimentaba el cargo fijo al pasar de la categoría R3 a la R4 en los usuarios sin subsidio: si el usuario consumía entre 401 y 600 kWh por mes era un R3 y pagaba un cargo fijo de 5691,94 pesos, pero si consumía más de 600 kWh por mes pasaba a ser R4 y le correspondía desembolsar la friolera de 30.391,24 pesos, un 434% más.

Esa escala fue cuestionada públicamente por el especialista en tarifas Fernando Navajas, en el diario La Nación: “Un consumidor de 600 kwh al mes es un departamento de clase media que ahora pagará alrededor de $48.000 de cargo variable y $30.000 de fijo. Eso equivale a $78.000. Si se le suman los impuestos, la boleta final puede alcanzar los $110.000. Lo que está mal son los $30.000 de costo fijo. Ni siquiera en Estados Unidos se cobra un nivel tan alto. Generalmente, fueron menos de US$15″, dijo Navajas.

“Decirle a la clase media que va a pagar $120.000 por los cargos fijos es una locura. Y todavía faltan los aumentos en las tarifas de gas. Va a haber judicialización y no se van a pagar. Todos sabíamos que la transición iba a ser difícil, pero hay que diseñarla bien”, agregó el economista de FIEL.

En este caso el diseño del cuadro tarifario ni siquiera les representaba un ingreso adicional significativo a las distribuidoras porque los que están en R4 son una minoría dentro del conjunto de los usuarios. Si se hubiera subido menos el cargo fijo del R4 y un poco más los cargos fijos más bajos seguramente la recaudación hubiese sido mayor.

Finalmente, el miércoles 3 de abril se publicaron dos resoluciones rectificatorias que volvieron a modificar las tarifas de Edesur y Edenor para tratar de hacer más gradual la suba del cargo fijo.

Ahora volvieron a observarse problemas similares en las tarifas del gas natural. Por ejemplo, para un usuario de Metrogas Nivel 2 (ingresos bajos) de la categoría R34 que vive en la localidad de Avellaneda el cargo fijo mensualizado aumentó de 1310,24 a 28.722,14 pesos (+2092,1%), mientras que para el mismo usuario en la localidad de La Boca el cargo fijo trepó de 1308,65 a 52.852,51 pesos (+3938,70%), pese a que es cliente de la misma compañía, en la misma área de concesión, tiene el mismo nivel de ingresos e integra la misma categoría de usuario de acuerdo a su consumo.

Negociación con generadoras

Luego del “default energético” que llevó adelante Caputo, consistente en suspender el pago de la gran mayoría de compromisos y obligaciones que posee el Estado con el sector de gas y electricidad, el gobierno tomó la decisión de normalizar el flujo de pagos que le corresponde afrontar con las generadoras a través de Cammesa y al mismo tiempo abrió una negociación con las empresas para negociar la forma en que se cancelará la deuda acumulada de más de 2200 millones de dólares, tal como informó EconoJournal.  

El dato llamativo en este caso es que la negociación no estuvo comandada por Rodriguez Chirillo, ni por algún hombre de su confianza, sino por Diego Aduriz, un hombre que responde a Caputo.

Cuando el gobierno de Macri llevó adelante una negociación similar con los generadores, quien llevó la voz cantante en esos encuentros había sido el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren, pero ahora Energía quedó relegada, lo que muestra una vez más el avance del ministro.  

Un detalle sugestivo en la Ley Bases

El avance de Caputo sobre Energía también se puede rastraer en un pequeño detalle del proyecto de Ley Bases. El gobierno envió hace unos días al Congreso una nueva versión del texto. El Título VIII que incluye todas las reformas propuestas para el sector energético es idéntico al que contenía el último borrador que había circulado a mediados de marzo, salvo por un único cambio. La versión anterior contenía un artículo que modificaba el artículo 97 de la ley de hidrocarburos 17.319 para explicitar que la aplicación de dicha ley le “compete a la Secretaría de Energía de la Nación o a los órganos u organismos que dentro de su ámbito se determinen”. Esa modificación no figura en la última versión.

Al no introducirse ese cambio, sigue vigente el artículo 97 actual de la ley de Hidrocarburos, el cual dice que “la aplicación de la presente ley compete al Ministerio de Energía y Minería o a los organismos que dentro de su ámbito se determinen”. A primera vista pareciera un detalle sin importancia. Sin embargo, fuentes oficiales confirmaron a EconoJournal que con la redacción vigente la firma queda en manos de Caputo, y no de Rodríguez Chirillo, porque lo que prima es el rango ministerial.

Es decir, si la aplicación de la ley correspondía originalmente al Ministerio de Energía y ahora ese ministerio no existe más, la responsabilidad recae sobre el ministerio que ahora tiene bajo su órbita a la Secretaría de Energía y no sobre la propia Secretaría. Distinto sería si la Ley Bases incorporara un artículo donde se dijera de modo explícito que la aplicación de esa ley compete a la Secretaría de Energía. Por eso Caputo quitó el artículo.

, Fernando Krakowiak y Nicolás Gandini

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Referentes de la industria energética disertarán sobre la relevancia del gas y el petróleo en el desarrollo de la Argentina

Bajo el lema “La relevancia del gas y el petróleo en el desarrollo de la República Argentina”, la Sociedad de Ingenieros en Petróleo (SPE, por sus siglas en inglés) llevará a cabo una nueva edición del IX Seminario Estratégico. El encuentro reunirá a los principales actores de la industria, se llevará a cabo los días 24 y 25 de abril y tendrá lugar en el Hotel Libertador, en Buenos Aires.

Desde la SPE destacaron que el Seminario servirá como un espacio para compartir y difundir el hecho de que la industria de los hidrocarburos puede lograr un impacto significativo y multiplicador en la economía, el trabajo y las finanzas de nuestro país. También, para identificar cualquier obstáculo que pueda interferir con ese objetivo y que deba ser atendido con suficiente anticipación.

El seminario

Dentro de sus ejes temáticos se podrán presenciar mesas vinculadas a las siguientes temáticas:

Vaca Muerta. Su enorme potencial y el desafío de convertirlo en más producción y más reservas.

La importancia de la exploración y los actuales desarrollos “off-shore” en Argentina.

  Transporte y exportación de HC (Crudo, Gas, GNL, GLP). La llave de acceso a los mercados.

  Revitalización de yacimientos maduros convencionales. Aún queda mucho petróleo bajo tierra.

Políticas públicas e infraestructura para favorecer inversiones en el área de los hidrocarburos.

Potencial impacto de los hidrocarburos en la economía y la balanza de pagos.

El papel fundamental de los hidrocarburos en la Transición Energética.

Factores que facilitarían el desarrollo masivo de nuestros recursos.

En el encuentro, los referentes del sector darán cuenta de lo que se proyecta en Argentina en materia de desarrollo, producción, transporte y exportación de hidrocarburos. Fortalezas, oportunidades, debilidades y amenazas. El potencial de nuestra industria y los desafíos a la vista.

Mayor información sobre el simposio, inscripciones y posibilidades de patrocinio o exhibición puede obtenerse a través de este link  o bien comunicándose con Eventear 11-4042-5900.

, Redaccion EconoJournal

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Paraguay quiere construir un gasoducto que lleve el gas de Vaca Muerta a Brasil y se reunió con productoras en Argentina para sondear su interés

La danza de proyectos para llevar el gas natural de Vaca Muerta al Brasil se amplia. Paraguay reafirmó recientemente su interés en construir un gasoducto para conectar la producción en la Argentina con los consumidores en San Pablo a través de su territorio. Las conversaciones entre gobiernos están comenzando. Mientras tanto, ya hubo contactos en San Pablo y Buenos Aires con potenciales clientes, productoras de gas y constructoras para sondear el interés en el proyecto. Representantes de Techint, Tecpetrol y Pluspetrol participaron en estos diálogos, según pudo reconstruir EconoJournal de distintas fuentes.

Funcionarios del Paraguay acaban de concluir viajes por la Argentina y el Brasil para incorporar el proyecto en la agenda regional y sondear el interés entre actores privados. Los cancilleres del Brasil, Mauro Vieiria, y del Paraguay, Rubén Ramírez, confirmaron el martes en conferencia de prensa que el tema está en agenda. Luego de una reunión que giró centralmente sobre la tarifa que el Brasil paga por la energía generada en Itaipú, Ramírez afirmó que abordaron “otros puntos vinculados con la integración energética», entre ellos un proyecto de gasoducto «de carácter trinacional».

Previamente en Buenos Aires, funcionarios del Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones fueron recibidos en la Secretaria de Energía por el subsecretario de Hidrocarburos, Luis de Ridder. También mantuvieron reuniones con representantes de constructoras como Techint y productoras de gas como Tecpetrol y Pluspetrol. «El proyecto es de un grupo de compañías privadas de Paraguay», apuntó una de las fuentes con conocimiento del tema.

El gobierno paraguayo también presentó los fundamentos del proyecto a representantes de la consultora energética Rystad Energy. “Paraguay tiene una posición geográficamente hablando muy estratégica, deseada y es el momento para aprovechar esa cualidad”, dijo W. Schreiner Parker, vicepresidente de Rystad.

Gasoducto por el Paraguay

El proyecto consiste en una traza de 1050 kilómetros que correría en paralelo a la Ruta Bioceanica en el Paraguay. La propuesta es llevar el gas del gasoducto del Norte en la Argentina al gasoducto Gasbol del lado brasileño. El futuro del Gasbol preocupa al Brasil debido al declino de la producción de gas en Bolivia.

El gasoducto tendría tres trazas: 110 km en territorio argentino, 530 km del lado paraguayo y 410 km del lado brasilero. La intención es que tenga una capacidad de transporte de 32 millones de m3/día, según una de las fuentes al tanto del proyecto.

Funcionarios del Paraguay mantuvieron contactos en San Pablo con potenciales tomadores del gas en Brasil. Si bien el principal mercado de colocación del gas es el brasileño, el gobierno paraguayo también proyecta un renacimiento de la demanda doméstica, principalmente para generación eléctrica y abastecimiento a industrias. «Piensan en una central a gas para acompañar la generación solar», afirmó otra de las fuentes consultadas.

, Nicolás Deza

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Marín dio detalles sobre la venta de activos de YPF: “El 1 de septiembre no estaremos en ninguna de las áreas»

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que 60 empresas ya mostraron interés por las áreas convencionales que la petrolera puso en venta en Chubut, Santa Cruz, Neuquén, Mendoza, Río Negro y Tierra del Fuego. «El Banco Santander nos dijo que hay 60 empresas que ya se han anotado. El 1 de septiembre no estaremos en ninguna de las áreas”, aseguró al participar del foro Vaca Muerta Insights, evento energético organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal.

La iniciativa, bautizada como “Proyecto Andes”, quedó a cargo del Banco Santander, el cual distribuyó la semana pasada una presentación inicial que agrupa a las áreas en una serie de clústeres ubicados en Mendoza, Neuquén, Río Negro, Chubut y Tierra del Fuego. Los interesados deberán ofertar por clúster y no por área. En el informe se detallan 30 áreas convencionales que YPF tiene previsto ceder en su totalidad. El listado no incluye ningún yacimiento de Santa Cruz porque la compañía no terminó de negociar con el gobernador Claudio Vidal como se llevará adelante el proceso.

En la actualidad, se encuentran buscando inversores en Estados Unidos y en Canadá para el traspaso de las 55 áreas convencionales. ¿Cuál es el cronograma? ¿De qué manera la solución que se puede hallar en ese proceso puede resultar beneficiosa para YPF y para todo el sistema? –le preguntaron a Marín en el evento.

–Hoy el vicepresidente de Estrategia, Nuevos Negocios y Control de Gestión de YPF, Maximiliano Westen, llegó a Estados Unidos. Mañana hablaremos en el IAPG de Houston y pasado vamos a Calgary. Ayer participamos de un encuentro en la Embajada de Canadá con la Cámara de Comercio argentino -canadiense. El viernes van a salir solicitadas en todos los diarios nacionales acerca del proceso. Nosotros contratamos al Banco Santander para que haga el proceso a fin de darle transparencia y también a una empresa de renombre internacional americana que evaluó todos los activos teniendo en cuenta los pasivos. Ese es el marco de transparencia que tenemos en el Directorio para aprobar cada una de las ventas. Esta semana el proceso es de difusión. El Banco nos dijo que había 60 empresas que ya se habían anotado. Son muchas compañías. La semana que viene vamos a poner el contrato marco. Queremos terminar el proceso, que dependerá de las aprobaciones de las provincias, el 1 de septiembre. Las cosas se hacen rápido o no se hacen. Quizás puede ser antes. El 1 de septiembre no estaremos en ninguna de las áreas.

Sobre este proceso, había planteado que una de las alternativas que se barajan es que surjan nuevas Uniones Transitorias de Empresas (UTE) que prestan servicios en campos convencionales, que tendrían la oportunidad de dar un salto de calidad y transformarse en operadores. ¿Cuán madura ve a la industria para dar ese paso? ¿Cómo puede contribuir YPF?

–Yo me formé en las empresas de los campos maduros que estoy convocando. Es un proceso natural. En las áreas, se invertían 1.000 millones de dólares más los costos operativos. Hoy YPF tiene 1,7 millones de deuda e invierte 5.000 millones de dólares. ¿Quieren que YPF se dedique a los campos maduros y Vaca Muerta quede dormido? Es muy potente lo que estamos haciendo. Esto es lo que tiene que hacer YPF para la industria, para las pequeñas y medianas empresas y para la República Argentina. Si nosotros exportamos 30.000 millones de dólares no me vengan con que va a haber problema de tipo de cambio en 2030. Esa es la mayor contribución que tenemos que hacer para nuestros hijos y nietos.

Advierte que si YPF sale de estas áreas es para tomar carrera y encarar el desafío que supone la infraestructura de Vaca Muerta, el midstream, la capacidad de evacuación, el LNG. Este año tienen comprometidos en Neuquén cerca de 3.000 millones de dólares de inversión en áreas operadas por la compañía.

–Cada área en la que está YPF, incluida las inversiones de socios, representa US$ 5.400 millones para 2024. Propios son 3.047 millones de dólares.

Capacidad de evacuación

El ejecutivo trazó además un panorama sobre cuáles serán los pasos a seguir para que la Argentina se convierta en un país exportador de hidrocarburos. Se refirió a la capacidad de evacuación de crudo como uno de los obstáculos que afectan al sector y aseguró que “para el 1 de julio de 2026 se terminará el cuello de botella de petróleo para Vaca Muerta”.

¿Cuál es el racional con el que asigna cada inversión? -le preguntaron al presidente y CEO de YPF.

–Hoy es petróleo. ¿Por qué no podemos ir más rápido? Por la salida al Atlántico, los oleoductos. Por eso vino a trabajar a la compañía Gustavo Gallino, que es el que hizo técnicamente el Gasoducto Néstor Kirchner (GNK). Nosotros tenemos la fuerza impulsora para que la Argentina exporte 30.000 millones de dólares. En el oleoducto Vaca Muerta Sur, él ya le redujo seis meses de ejecución gracias a su conocimiento. Para el 1 de julio de 2026 se terminó el cuello de botella de petróleo para Vaca Muerta. Porque si el país cuenta con el Duplicar que serán 500.000 barriles, Otasa con 100.000 más, sumado al Vaca Muerta Sur que dará 360.000 y que alcanzará los 800.000 barriles cuando se sumen las tres estaciones de bombeo, se llegará al 1.400.000 de barriles. Ahora YPF no puede invertir sin poder producir. Por eso, estamos con los 15 rigs. En el momento en que se vaya el cuello de botella nosotros vamos a ser una compañía de 20 rigs, de siete sets de fractura. SLB y Halliburton van a traer los mejores sets de fractura y me los van a tener que dar a mi porque soy YPF. Este escenario lo veo a partir de 2026 en adelante. Esto va a depender de la obra. Gallino fue a Estados Unidos y allí le mostramos el proyecto a una compañía que va a venir a la Argentina. Les dijimos que sean socios.

¿En qué etapa se encuentran en el proyecto Vaca Muerta Sur?

–Tenemos todo el proyecto hecho. Ahora tenemos el caño más los tanques onshore.  La parte offshore del puerto está contemplada en otra fase para ir más rápido. Lo tenemos prácticamente hecho. Nosotros queremos tener el proyecto bien hecho. No queremos ser el energy transfer de la Argentina. Ese no es el objetivo. YPF no quiere ser un midstream grande. Se trata de algo colaborativo que hay que hacerlo para que Argentina comience y que Vaca Muerta empiece a subir.

¿Cuánto tiempo puede llevar esta discusión con socios?

–Tiene que ser rápido. Es un caño. Es Gustavo Gallino.

¿Tienen el Duplicar Plus y el Triplicar en agenda?

–El Triplicar no. El proyecto Vaca Muerta Sur permite que haya barcos de dos millones de barriles. Que permiten 1.600.000 dólares de ahorro por día. Si se llega a un oleoducto de esas características y la sumatoria da 1.400.000 no tiene sentido entrar el Proyecto Triplicar por una cuestión de rentabilidad.

Proyecto de LNG

Marín también adelantó que desde la petrolera están trabajando en proyectos de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés), que el objetivo es que sean colaborativos para que las iniciativas funcionen y que la Argentina pueda exportar a nivel global y regional. Sobre esto, Marín precisó que su idea consiste en un proyecto de LNG dedicado, con tres ductos similares al gasoducto Néstor Kirchner.

En el último tiempo hubo mucha hidraulicidad en Brasil, fue un año térmico acá. Hubo pozos de gas cerrados. Hoy el objetivo está en encontrar la demanda. Ante este escenario, ¿cómo empalma el proyecto de LNG? -le consultaron a Marín.

-El proyecto tiene tres fases. Una que es con un solo socio y se trata de un barco que en 2026 va a estar en Punta Colorada, en Río Negro, y va a empezar a exportar. Queremos comenzar a exportar y que se empiece a mover la rueda. Este no es un proyecto colaborativo. El otro proyecto es el de Petronas en el que ya empezamos a hacer la infraestructura. Hay dos fases. La primera tiene que ver con la ingeniería. Son 40 millones de metros cúbicos (m3) en dos barcos. Hemos encontrado un momento para que sea un valor muy competitivo hasta incluso mejor que el onshore. Un barco va a ser para YPF y Petronas, que va a estar para el 2029 y el otro barco para la industria, que estará en 2030. Y el onshore LNG que estaría en 2031. Se trata de 80 millones de m3. Con esto, duplicaríamos la producción de gas y exportaríamos 30.000 millones de dólares. El camino es la eficiencia. Tenemos que ser más rentables en las refinerías. Nos faltan varios dólares por barril para ser worldclass. Tenemos un programa y lo vamos a lograr. En la actualidad, medimos la productividad en las refinerías. Es lo que yo llamo como anarquía productiva. Esto es lo mismo que se midió en México, en Colombia, en Ecuador, en Salta, en Fortín de Piedra y en Comodoro Rivadavia. Es necesario tener procesos. Es burdo decir que el responsable es el operario cuando el responsable es el operador que no se dedica a la actividad. Todo esto lo estamos haciendo con gremios, con gobernadores. Es una mejora para todos.

La idea para el LNG es compartir una plataforma en común de gasoductos, puertos, armar un hub. En este momento estamos viendo precios de LNG bajos. ¿Cómo analiza este escenario?

–Siempre se mejora la productividad. A ocho dólares por millón de BTU es competitivo. No se pierde plata. Estamos obligados a hacerlo. Son 150 TCFs. El mercado regional es momentáneo. Veo un proyecto de LNG dedicado, con tres ductos como el GNK. No es rentable hacer pozos por dos meses. A medida que la Argentina mejore en la infraestructura, el pico cada vez va a ser más pequeño. Veo que la terminal de Escobar va a continuar. Tenemos que exportar, si no hay demanda en Argentina, a Chile. A Brasil prefiero ir con LNG. Hay un riesgo altísimo de suministro si no se hace LNG. Es transición energética. Se puede meter LNG. Exportar por un lado y por el otro.

¿Cómo edifica esta iniciativa teniendo tres caños dedicados de exportación en un mercado que tiene una contractualización con el Plan Gas?

–El LNG escapa al Plan Gas. Que haya un Plan Gas a partir de 2028 estando nosotros con LNG lo veo raro, estando en precios de exportación. Yo no veo que haya un Plan Gas después, no veo ese problema. Siempre tiene que haber una rentabilidad buena y va a depender de cómo vayan los precios mundiales. Yo creo que es una traba hoy. Cuando estás muy regulado te volvés loco. En una idea de energía abierta como estamos planteando, esto se va a acomodar y va a haber prosperidad. Esto da ciento de millones de regalías por mes para las provincias, no sé cómo va a hacer Neuquén.

Operación

La industria ha hecho un esfuerzo enorme con condiciones macroeconómicas complejas. Planteó que quiere que YPF sea eficiente en no convencional. ¿Qué está pensando en términos de operación?

–YPF en fractura es extraordinaria. Bombeamos casi 85%. Es una cosa impresionante. Es comparable con Estados Unidos. En perforación, cuando Pablo (Iuliano) pasó de Fortín de Piedra a YPF hizo mucho trabajo. Estamos midiendo el tiempo y haciendo estándares tanto en perforación como en fractura. Vine a una compañía extraordinaria. En dos semanas voy a ir a Toyota y vamos a aplicar la industria automotriz en la industria petrolera, vamos a definir socios estratégicos y hacer que la construcción del pozo sea igual a la construcción de un automóvil. Nos van a dar la forma de hacerlo y vamos a aplicar su modelo en YPF. Para poder hacer esto se necesitaban seis rigs. Va a ser extremadamente competitivo. Es disruptivo. Creemos que tenemos que ser el mejor de la Argentina. Vamos a ser colaborativos. Es posible que busquemos asociación. Cuando sea rentable haremos la planta colaborativa para todos.

–¿Cuál es el escenario en cuanto a Operación y Mantenimiento (OyM)?

–No lo llegué a ver terminado, pero en Tecpetrol se estaba trabajando en GPS que permiten saber en cuánto tiempo están listas las tareas. Eso anda muy bien. No lo tenemos en YPF y lo debemos tener. YPF Luz no está integrada, pero necesitamos un consumo de megas gigante y se va a tener que integrar. Tenemos que tener un operador puesto en logística. AESA va a hacer nuestra operación y mantenimiento. La gente de AESA tiene que estar en operación, sacar todas las líneas de supervisores y trabajar con una empresa integrada para bajar el costo operativo. Hay que hacerlo.

–¿Qué le preocupa?

–No estoy tan preocupado. Es mucho trabajo, de muchas personas. Nos dicen que tenemos pasión. La gente ama YPF. Hay que estar en YPF para sentirlo. Es la mayor adrenalina que tuve en mi carrera laboral. Es algo que no se puede explicar. Yo camino los yacimientos, las refinerías, y los operarios me abrazan y me dicen que siga así, porque la Argentina tiene que salir adelante.

Empresas de YPF

–En todo lo que es el porfolio de empresas de YPF, hay compañías que generan interés, sobre todo las vinculadas al sector petroquímico por poseer materia prima a precios competitivos. ¿Qué van a hacer en este sentido?

–Y-TEC es una compañía de investigación y desarrollo de energía. No vamos a dedicarnos al cultivo de soja, ni de choclo. El foco está en la energía. En 2031 empieza otro ciclo y espero que elijan de CEO a alguien que esté trabajando abajo conmigo y que sea brillante. Yo tengo en mente quiénes pueden ser. Y que esa persona se mate para pensar el YPF 4X4 2031. Lo vamos a ayudar con investigación y desarrollo en el hidrógeno, en todas energías alternativas. Queremos hacer la Y-TEC a la canadiense. Tenemos que hacer consorcio. YPF Luz es extraordinaria. Es una empresa que da ganancia, que va a seguir creciendo, que va sola. Una empresa del futuro. Fueron inteligentes y pusieron hasta los directorios en inglés. Es una estructura que tiene autonomía y funciona. Eso lo vamos a dejar. Metrogas no es para YPF, pero no vamos a vender ahora. Si Profertil es muy rentable, ¿por qué la tengo que vender? Todos tenemos incoherencias, yo las tengo con Profertil.

Tienen un socio que está en una situación compleja en Profertil

–YPF sigue. Va a haber una expansión. A mí me vienen a ver desde cualquier lado. Ayuda mucho la política de gobierno, es muy clara. Conmigo son extraordinarios, no se meten en nada. Ayuda que dijimos ‘vamos para allá’. Creo que lo que está pasando en la Argentina sumado a que sabemos a dónde queremos ir genera un círculo vicioso.

Combustibles: export parity

Una decisión marcada de su gestión fue tratar de reducir la brecha entre el precio local y el precio interno de los combustibles. Eso significó una recomposición agresiva de precios en surtidor, sobre todo en los primeros dos meses del año. ¿Cómo analiza ese sendero?

–Nosotros vamos a export parity de crudo porque la Argentina va a exportar crudo. Por eso digo que la eficiencia de YPF tiene que ser fuerte porque el import parity del producto me define la rentabilidad de la refinería. Yo no puedo jugar a los dos lados porque no quiero que me subvencionen. YPF no tiene la rentabilidad en las refinerías acorde a worldclass. Estamos trabajando para hacer eso. Queremos llegar a precios de exportación. La demanda de combustible cayó. Tenemos que ir jugando con la oferta y demanda. El precio va a seguir aumentando. El objetivo que tenemos es llegar al export parity del crudo durante 2024.

, Loana Tejero

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Albanesi puso en marcha una central térmica en Ezeiza y expande su negocio en Perú

El Grupo Albanesi, que cuenta con diez centrales térmicas en la Argentina y Perú, puso en marcha la ampliación de la central térmica en Ezeiza y finalizó el cierre del ciclo combinado, con lo que logró duplicar la potencia de la planta, que pasó de 150 a 300 megawatts (MW). La central ya opera al tope de su capacidad. Además, Albanesi informó que comenzó a operar una planta de cogeneración de 100 MW ubicada en la ciudad de Talara, al norte de Perú.

Ezeiza

La obra de ampliación de la Central Térmica Ezeiza demandó una inversión de más de US$ 220 millones, y consistió en la incorporación de una nueva turbina de gas de 50 MW Siemens SGT-800 y dos turbinas de vapor Siemens SST-400, lo que permitió brindar empleo a más de 700 operarios, señaló la compañía generadora. La inyección de estos 150 MW adicionales al sistema eléctrico beneficiará a más de 200 mil hogares.

El presidente del grupo, Armando Losón, destacó que “la conclusión de esta obra reafirma el compromiso de Albanesi con la inversión y el desarrollo productivo del país. Al duplicar la capacidad instalada de la Central Térmica Ezeiza, damos un nuevo paso alineado al propósito de contribuir con el proceso de transición energética, logrando una mayor eficiencia en el sistema”.

Además, agregó que “el cierre de ciclo de Ezeiza, junto con los otros proyectos que tenemos en marcha, afianzan nuestra posición como uno de los principales generadores de energía de la Argentina con una capacidad instalada de casi 2.000 MW completando el año”.

Perú

Luego de finalizar con todas las tareas de puesta a punto necesarias, como el testeo correspondiente de las calderas y turbinas, el Grupo Albanesi también recibió de parte de autoridades peruanas la habilitación para comenzar la operación -a partir del viernes 19 de abril- de la planta de cogeneración de 100 MW y 900 tn/h de vapor de proceso para la industria, ubicada en la ciudad de Talara, al norte de Perú.

A fines de 2022, Petroperú adjudicó a Albanesi “la operación por 20 años de la planta de cogeneración, que se encuentra dentro de una de las refinerías de conversión profunda más modernas de la costa sur del Pacífico, y le suministra vapor, agua y energía a través de un contrato de largo plazo”, destacó el comunicado del grupo.

“El inicio de las operaciones es un hito relevante para el Grupo Albanesi, ya que representa su primer proyecto fuera de la Argentina en materia energética, lo cual implica un reconocimiento a sus capacidades y expertise en generación de energía”, añadió.

Otros proyectos

En cuanto a la obra de ampliación de la Central Térmica Maranzana, el grupo Albanesi informó que “avanza fuertemente con el proyecto de cierre de ciclo combinado de la planta ubicada en Río Cuarto”. Esta central cuenta con potencia de 350 MW, constituyéndose en la planta más grande que del grupo en todo el país.

Una vez concluida la obra, que demandará una inversión superior a los US$ 190 millones, la central tendrá una capacidad instalada total de 475 MW. El grupo estima que su ingreso en operación se realizará durante el tercer trimestre de 2024. En la actualidad, la central produce el 25% de la energía eléctrica que demanda la provincia de Córdoba.

Por otra parte, Albanesi avanza en la construcción de la Central de Cogeneración Arroyo Seco, provincia de Santa Fe. La obra demandará una inversión superior a los US$ 150 millones y contará con 130 MW de potencia instalada que se inyectarán al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y 180 tn/h de vapor de proceso para la industria.

El vapor y la energía resultantes de la operación serán entregados al complejo industrial de Louis Dreyfus Company para su proceso productivo. Se estima que la primera etapa se encuentre operativa durante el tercer trimestre de 2024, y que la segunda lo haga en el primer trimestre de 2025.

, Redaccion EconoJournal

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Petroleras respaldaron las reformas que impulsa el gobierno y remarcaron la necesidad de ampliar la capacidad de transporte para producir más

Ejecutivos de distintas compañías petroleras se mostraron conformes con las reformas macroeconómicas que viene llevando adelante el gobierno y aseguraron que el objetivo del sector es producir un millón de barriles diarios de petróleo (bdp). No obstante, pusieron el foco en la necesidad de evitar las restricciones en el sistema de transporte de petróleo para escalar la producción.

Coincidieron en este análisis Ricardo Rodríguez, CEO de Shell, Adrián Vila, CEO de Pluspetrol; Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources (PGR); y Matías Weissell, Operations Manager de Vista, que participaron del panel “Cómo incrementar las exportaciones de petróleo de Vaca Muerta” que se realizó en el Vaca Muerta Insights, el evento que se realizó en el Hotel Casino de la provincia de Neuquén y fue organizado por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal. El moderador del panel fue Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía.

Los ejes del panel fueron tres: el contexto macroeconómico y regulatorio que necesita el sector; cómo evitar en el futuro las restricciones del transporte que el sector viene sufriendo y cómo afectará la transición energética al desarrollo de la producción de petróleo en la Argentina en las próximas décadas.

Planes y desafíos

Ricardo Rodríguez (Shell) destacó quela compañía “produce 55.000 barriles diarios de petróleo (bdp) de los cuales 37.000 bdp son operados por nosotros. Tenemos proyectos construidos para llegar a 70.000 bdp en los próximos dos años. Esto incluye la planta de Sierras Blancas, que son 42.000 bdp, donde también tenemos planes de ampliación. Adicionalmente estamos haciendo una planta de procesamiento en Bajada de Añelo de 15.000 bdp”.

El CEO de Shell advirtió que “lo que nos impide ir al objetivo de 70.000 bdp es el nudo que hay en los sistemas de evacuación. El proyecto Duplicar (de Oldelval) lo esperábamos para junio, pero tuvo unos retrasos por la situación macroeconómica del país. Creemos que para 2025 se podrá empezar a resolver”.

En tanto, Matías Weissell (Vista) señaló que “en la actualidad estamos produciendo 60.000 bdp. Tenemos un plan público de producción acelerado con una capacidad de inversión anual de 900 millones de dólares. Tenemos un target para 2026 de volver a duplicar la compañía (lleva sólo seis años en Vaca Muerta) y alcanzar los 100.000 bdp”. “Para avanzar con este plan, desde el punto de vista de la infraestructura lo que hicimos fue contractualizar en firme al 2026 esa capacidad de transporte, con lo cual no es un cuello de botella porque lo resolvimos en ese momento”, añadió.

Adrián Vila (Pluspetrol) confirmó que “este jueves estamos ingresando el primer gas a la planta de procesamiento de La Calera que va a llevar la capacidad de producción a 10 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas y elevar la producción de líquidos a 10.000 bdp. En los últimos dos años invertimos alrededor de 800 millones de dólares por todo concepto en la Argentina”. También remarcó que el próximo paso de expansión de La Calera tiene un plazo de 14 meses y el objetivo de Pluspetrol es llegar a los 15 MMm3/d de gas procesado.

En cuanto a la visión de la macro, el ejecutivo sostuvo que “somos muy optimistas hacia dónde se está yendo, creemos que la convergencia del mercado doméstico con los precios internacionales nos parece sumamente relevante para poder alinear las inversiones y los repagos. Creemos que las políticas que se están aplicando para desregular al sector y que podamos hacer negocios de una manera más eficiente también convergen en que al final del día haya más intenciones de compañías locales e internacionales de invertir”.

“Otro punto relevante de la macroeconomía que nos parece destacable es el libre movimiento de los capitales, que hoy en el país es bastante limitado y cuesta con los inversionistas y bancos conseguir la voluntad para invertir en la Argentina, algo que es necesario justamente por lo que implican después las regulaciones que están alrededor del movimiento de los capitales”, agregó Vila.

Si estas condiciones macro se dan, continuó, “luego nos toca resolver las cuestiones intrínsecas de los activos. No creemos que haya complicaciones en el desarrollo del activo en sí. Creemos que hay un desafío importante en la evacuación. Incluso, no nos preocupan los caños y las plantas que se necesitan en los proyectos porque sabemos hacerlo. Lo relevante en este sentido es trabajar ya mismo en el desarrollo de los mercados. Es decir, cómo y a quién les vamos a vender. El mercado del LNG es tremendamente competitivo y necesitamos contratos de corto y largo plazo para poder ubicar el gas”.

“El Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI) nos parece fundamental. Si nosotros no conseguimos regulaciones de estabilidad tributaria, reglas del juego, las retenciones, entre otros puntos, va a ser muy difícil materializar proyectos de la magnitud del Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) por el financiamiento que se requiere”, concluyó el CEO de Pluspetrol.

Por su parte, Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources (PGR), compañía que está produciendo en la actualidad 16.000 bdp, señaló que “en el medio de la pandemia viajamos para ver al accionista principal y convencerlo de que tenía que quedarse en la Argentina y comprometer inversiones. Nuestro accionista mayoritario es Mercuria. Logramos la incorporación del segundo rig. Este año vamos a estar completando una inversión en Vaca Muerta de 270 millones de dólares”.

Además, añadió que “estamos terminando la ingeniería de una nueva planta para tratar unos 40.000 bdp en el área Mata Mora. Esperamos un desarrollo mínimo en Vaca Muerta para 2030 de 30.000 bdp, aunque creo que van a ser más. Estamos trabajando en la eficiencia entre Confluencia Norte y Mata Mora que son linderas”. “Tenemos un escenario potencial de alcanzar los 70.000 bdp si las condiciones del país lo permiten. Solamente con dos rigs para 2030 vamos a estar invirtiendo 2.700 millones de dólares. En las próximas dos semanas vamos a mover el equipo de perforación para empezar a hacer el primer pad de tres pozos horizontales en Confluencia”, finalizó Bizzotto.

Transición

Los cuatro referentes del sector también analizaron cómo afectará la transición energética al desarrollo de la producción de petróleo en la Argentina en las próximas décadas y comentaron los planes que tienen al respecto.

Bizzotto comentó el proyecto para reducir la desforestación de bosques que tiene la compañía Mercuria (PGR) en Misiones. “Los fundadores de Mercuria crearon un fondo de inversión que se llama Silvania y cuenta con 800 millones de dólares para proyectos de soluciones ambientales. Tenemos un gran foco en este tema. En 2021 concretamos el primer acuerdo jurisdiccional del mundo, una provincia y una empresa privada. Certificamos así créditos de carbono. El proyecto va avanzando, en los próximos días llegan auditores a Misiones.

Respecto a la transición energética, Rodríguez, CEO de Shell, afirmó que “lanzamos un plan para medir la huella de carbono y reducirla, mejorar nuestro sistema de operación, hacer inversiones en infraestructura para poder electrificar nuestras operaciones y que la energía venga de fuentes renovables. Esto va a posicionar a Vaca Muerta de una manera mejor, pese a que ya es competitiva en temas de huella de carbono”.

Weissell se refirió a que el desarrollo de las energías renovables “tienen restricciones desde el punto de vista de acceso a los minerales, regulatorio y de confiabilidad. Hasta que se produzca el ramp up de las renovables, los hidrocarburos de baja huella tienen una oportunidad enorme y Vaca Muerta”.

Por último, Vila de Pluspetrol señaló que “el desafío de nuestras compañías en la transición es encontrar un modelo de negocios que nos permita seguir haciendo lo que nosotros sabemos hacer. Por eso me parece importante que nuestro negocio sea sostenible en el tiempo, tenemos que encontrar alternativas de diversificación, en nuestro caso fue el litio, aunque ahora estamos viendo fuertemente la posibilidad del cobre, parecido al modelo de negocios extractivo en el cual nosotros tenemos nuestro conocimiento”.

, Roberto Bellato

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El IPA llevará adelante la jornada “La petroquímica argentina frente a una nueva oportunidad, el camino al desarrollo sostenible”

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA) realizará el próximo 4 de junio, en el salón Ceibo de La Rural, la jornada “La petroquímica argentina frente a una nueva oportunidad. El camino al desarrollo sostenible”, en el marco de la Exposición Internacional del Plástico “ARGENPLÁS 2024”. 

Este evento representa una oportunidad invaluable para todos los actores involucrados en la industria petroquímica en Argentina y en la región, ya que ofrecerá un espacio único para la actualización, intercambio de conocimientos y networking entre profesionales, académicos, investigadores y empresas del sector, destacaron desde el Instituto.

La petroquímica es un sector estratégico para el desarrollo económico y tecnológico de Argentina, ya que desempeña un papel fundamental en la generación de empleo, la innovación y la competitividad de la industria nacional. En este sentido, la jornada sobre la petroquímica argentina frente a una nueva oportunidad y en camino al desarrollo sostenible, se presentará como una plataforma de excelencia para abordar los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector en la actualidad, así como para promover la colaboración y la sinergia entre los diferentes actores involucrados. En esta edición, el presidente de dicha jornada será Sergio Nabaes, gerente de Estrategia y Desarrollo Sostenible de Profertil.

La jornada

Durante la jornada, se llevarán a cabo conferencias, mesas redondas, paneles de discusión y presentaciones técnicas a cargo de destacados expertos nacionales e internacionales en el campo de la petroquímica. Se abordarán temas de actualidad y relevancia para la industria, como la innovación tecnológica, la sostenibilidad ambiental, la eficiencia energética, la seguridad industrial y la normativa vigente, entre otros.

ARGENPLÁS 2024, la cita obligada cada dos años, se desarrollará bajo el lema “Últimas innovaciones en cumplimiento del concepto de la economía circular”, y se llevará a cabo en el pabellón verde de La Rural, del 4 al 7 de junio de 2024. 

Los interesados se pueden comunicar al email ipainfo@ipa.org.ar para más información.

Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA

, Redaccion EconoJournal

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YPF busca inversores en EE.UU. y Canadá que participen del proceso de traspaso de 55 campos convencionales

YPF lanzó el proyecto “Andes” –proceso de venta y cesión de 55 áreas convencionales operadas por la petrolera bajo control estatal en seis provincias petroleras: Chubut, Santa Cruz, Neuquén, Mendoza, Río Negro y Tierra del Fuego– y avanza en la búsqueda de optimización de su portafolio el marco del plan aprobado por el Directorio el 29 de febrero. En esa línea, los principales directivos de la compañía participarán en foros internacionales para dar a conocer las alternativas de este proceso.

Esta semana, el vicepresidente de Estrategia, Nuevos Negocios y Control de Gestión de YPF, Maximiliano Westen, participará de un encuentro en la Embajada de Canadá con la Cámara de Comercio argentino -canadiense. También, viajará a la ciudad de Houston, donde disertará ante empresarios del sector en una jornada coordinada junto al IAPG Houston y al Consulado argentino el 18 de abril. Luego, partirá a Calgary, capital de la localidad de Alberta en Canadá, donde participará de un encuentro organizado por el CGEF, el Foro de Energía canadiense, el viernes 19.

El proceso

La compañía designó al Banco Santander como encargado de la gestión de este proceso. Para lograr un mejor resultado, las áreas convencionales se agruparon en diferentes clusters que comprenden las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro, Chubut y Tierra del Fuego.

“YPF mantiene un diálogo abierto con todos los actores involucrados, en especial con los gobernadores y sindicatos, buscando las mejores alternativas para garantizar los puestos de trabajo durante la transición y contribuir al desarrollo local, ya que esta decisión dinamiza a la industria en su conjunto porque incorpora nuevos actores al desarrollo de estas áreas”, informaron desde la petrolera.

A su vez, detallaron que la compañía optimizará su inversión al concentrase en aquellas áreas convencionales y no convencionales que generen mayor valor para la firma y sus accionistas y sean más acordes a su escala.

Este es uno de los pilares del nuevo Plan Estratégico de YPF que busca cuadriplicar el valor de la compañía en los próximos cuatro años. “La nueva estrategia, bautizada “Plan 4×4”, busca transformar a YPF en una compañía de energía de “clase mundial” y aspira a transformar al país en un gran exportador de hidrocarburos para el año 2030”, aseguraron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

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MATER: generadoras ofrecieron instalar proyectos de energía renovable por casi el triple de la potencia licitada por Cammesa

Más de 20 empresas generadoras —Genneia, YPF Luz, MSU Green Energy, PCR, Aconcagua y Capex, entre otras— ofrecieron construir proyectos de generación por casi 4800 megawatt (MW) en la licitación realizada la semana pasada por Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), bajo el paraguas del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). En rigor, la potencia neta (máxima) incluida en esta nueva ronda del MATER está limitada en 3.702 MW, pero aún así las ofertas registradas triplican la cantidad de generación que originalmente buscaba adjudicar Cammesa, que en función de la capacidad de despacho disponible rondaba los 1.400 MW.

En total participaron 27 compañías que presentaron 48 proyectos de energía eólica y solar fotovoltaica.

Fuentes privadas consultadas por EconoJournal explicaron que “el interés de las compañías en esta ronda tiene que ver con que en los últimos meses y por cuestiones de distinta índole (se cayeron varios proyectos que estaban adjudicados y se flexibilizó el criterio de despacho, entre otros) se liberó una capacidad de despacho de más de 1.400 MW, cuando habitualmente las licitaciones del MATER buscan potencia por 300 MW o 400 MW. Lo destacado ahora es que se encontraron 1.000 MW nuevos. El sector privado lo ve como agua en el desierto”, añadieron.

¿De dónde surgen los 1.400 MW que Cammesa tenía previsto adjudicar en la ronda? Están referidos, en rigor, a unos 800 MW de capacidad de despacho disponible en el sistema en las regiones Centro y Comahue y otros 600 MW en el Noroeste Argentino (NOA).

Factor de mayoración

En los hechos, como Cammesa recibió más ofertas de lo que estaba pensado será clave la instancia de desempate incorporada por en las rondas del MATER para dirimir este tipo de situación. En definitiva, la compulsa se resolverá a partir del factor de mayoración que proponga cada compañía, que es el mecanismo de adjudicación utilizado por Cammesa para para asignar proyectos en nodos de transporte saturados. La compañía que administra el MEM fijó en una cifra de 500 dólares por MW adjudicado (que se paga de forma trimestral) el monto base de que deberá abonar cada generadora que gana un proyecto dentro del MATER desde el momento en que se le adjudica la obra hasta que ingresa en operación. Es una especie de garantía para asegurarse la capacidad de transporte en una red de alta tensión saturada.

Cuando se presentan más proyectos de los que habilita la capacidad disponible en el sistema de transporte (o sea, cuando varias iniciativas compiten por asegurarse un lugar en una red sobredemandada), Cammesa estableció que cada oferente debe ofrecer un factor de mayoración para desempatar, es decir, tiene que proponer un multiplicador de la garantía base (500 US$/MW/Trimestre) que refleje cuánto está dispuesto pagar por adjudicarse el proyecto. «Cada compañía puede ofrecer, por ejemplo, pagar 3, 5 o 10 veces el factor de mayoración base. Incluso en algunos casos se llegó a ofrecer más de 50 veces esa cifra», explicó un directivo del sector.

Así, por ejemplo, si una empresa elije pagar cinco veces como factor de mayoración abonará 2.500 dólares por MW por trimestre y le ganará a otra que haya presentado un factor (o multiplicador) menor. Los fondos que recauda Cammesa por este mecanismo de desempate en las rondas del MATER va al Fideicomiso Obras de Transporte para el Abastecimiento Eléctrico (FOTAE). La compañía administradora tiene previsto recaudar alrededor de US$ 150 millones el próximo año y medio a través de este mecanismo de desempate. Con los fondos está previsto realizar algunas obras complementarias de transporte.

Las compañías que presentaron más proyectos y MW son Genneia, que alcanzó los 1.374,4 MW ofertados. Luego sigue YPF Energía Eléctrica con 461 MW, la empresa Eoliasur con 285,6 MW del parque eólico Vientos Choele I, la firma Luz de Tres Picos (PCR) con 260,6 MW, Parques Eólicos Las Pasturas (Eoliasur) con 133 MW, entre otros.

Licitaciones

El MATER es el contrato de compra y venta de energía renovable entre privados y los proyectos compiten en licitaciones organizadas por Cammesa para obtener capacidad de despacho y poder inyectar la energía al sistema. Uno de los principales problemas para el desarrollo de las renovables en el país es que las redes de transporte de energía están saturadas hace años y no hay prácticamente capacidad para que se sume nueva generación.

Por eso en el sector llamó la atención que en esta licitación de Cammesa haya tres veces más de capacidad de despacho de lo habitual. Las compañías tenían hasta el 5 de abril para presentar los proyectos y el 19 de este mes se informarán las propuestas que necesitan ir a un desempate en el proceso de asignación. El próximo 30 de abril se conocerán los proyectos ganadores que obtendrán capacidad de despacho para volcar la generación en el sistema, una vez construidas las plantas de generación.

¿Por qué hay más capacidad en esta licitación?

A Través de la resolución 360 del año pasado, la Secretaria de Energía habilitó lo que se conoce como Asignación de Prioridad de Despacho Tipo Referencial A, que permite que un proyecto pueda entregar hasta un 8% menos de su capacidad máxima de producción. En la jerga se conoce como curtailment  o recorte de producción de energía. Esto se produce ante un momento de mayor oferta que demanda o por limitaciones en el transporte, como ocurre en las redes argentinas.

Las mismas fuentes también indicaron que “hay proyectos que tienen 2% o 3% de curtailment, incluso (normativamente) puede llegar a 8%, y quedaba libre un montón de capacidad. Es decir, el sector sabe que en determinados nodos, Cammesa puede llegar a recortar y liberar capacidad. Esto explica la aparición de los 1.400 MW en esta licitación y el interés que despertó”.

No hay certeza de que vuelva a haber esta capacidad disponible tan importante en las próximas rondas del MATER, por eso podría ser la última licitación para proyectos grandes, al menos por un tiempo. Seguramente quede alguna capacidad muy menor para desarrollos pequeños de energías renovables”, concluyeron.

, Roberto Bellato

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Nombraron al nuevo secretario de Minería y designaron a dos funcionarios en Energía

El ministro de Economía Luis Caputo designó a 20 funcionarios de la nueva estructura del Palacio de Hacienda. En lo que respecta al sector energético, se oficializó la designación de Luis De Ridder al frente de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos y de Mariela Beljansky en la de Transición y Planeamiento Energético. Ambas designaciones de la Secretaría de Energía que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo se realizaron a través del decreto 311 publicado este martes en el Boletín Oficial. Al mismo tiempo, el gobierno formalizó también al nuevo secretario de Minería, Luis Lucero, mediante el decreto 307.

De Ridder, con extenso pasado en el grupo Techint, había sido nombrado en febrero de manera transitoria al frente del área de Hidrocarburos hasta que se confirmara la nueva estructura del Economía y la de Energía. Tenía bajo su órbita los temas que involucraban tanto al sector del petróleo como el del gas.

Pero la nueva estructura de la cartera de Rodríguez Chirillo, formalizada el 8 de abril, contempla dividir en dos la Subsecretaría de Hidrocarburos para formar el área de Combustibles Líquidos (De Ridder) y la Subsecretaría de Combustibles Gaseosos (que iba a denominarse Subsecretaría de Gas Natural), que estará a cargo de Fernando Solanet, actual gerente de perforación de President Energy, pero que todavía no se publicó su designación en el Boletín Oficial.

Por otra parte, Rodríguez Chirillo confirmó a Mariela Beljansky al frente de Transición y Planeamiento Energético. La funcionaria tuvo una participación relevante como representante del gobierno en las audiencias públicas que se realizaron durante el verano sobre las tarifas de electricidad y gas. El otro funcionario que se espera que en breve sea nombrado formalmente es Damián Sanfilippo, que estará al frente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica.

Minería

Luego de ser confirmado públicamente mediante un comunicado de la Casa Rosada, ahora el gobierno designó formalmente a Luis Lucero como nuevo secretario de Minería, tal como había publicado EconoJournal. El ex abogado del estudio jurídico Marval O’Farrell Mairal ya había dado los primeros pasos como funcionario.

El decreto 307 que designa a Lucero en la cartera minera a partir del 4 de abril, también acepta la renuncia a partir del 9 de febrero de Flavia Royón como titular de Minería. Ahora se espera que Lucero designe a los funcionarios a cargo de las dos subsecretarías que tendrá bajo su órbita: Desarrollo Minero y Política Minera. También tendrá que nombrar a responsables de distintas direcciones nacionales.

, Roberto Bellato

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Cuál es el plan del Gobierno para alcanzar el déficit cero en la empresa estatal Yacimientos Carboníferos Río Turbio

La empresa estatal Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT) atraviesa una grave crisis financiera, con un déficit anual que en 2023 superó los 140 millones de dólares, una deuda que ronda los 46 millones de dólares y una producción de energía que solo funciona al 4% de su capacidad total.

“La situación del 2023 es inaceptable. Tenemos que tratar de que la empresa no pierda plata por no operar. La mina tiene que producir. Estamos trabajando para revertir la situación en la compañía”, explicó el ingeniero Thierry Decoud, actual interventor de YCRT, dialogó con EconoJournal. Entre las metas planteadas, se buscará que en mayo la producción alcance las 50.000 toneladas y, a partir de agosto, el número ascienda a 100.000 por mes.

La compañía, que tiene a su cargo la explotación de carbón y la generación de energía eléctrica en Santa Cruz, fue incluida nuevamente dentro del proyecto de la nueva “Ley de Bases” que envió el presidente Javier Milei al Congreso. “El formato de intervención debió haber sido transitorio y temporal. Ahora la discusión es si debería ser una SA (Sociedad Anónima), SAPEM (Sociedad Anónima con participación estatal mayoritaria) o una sociedad unipersonal. Esa decisión se definirá en base a lo que determine la Jefatura de Gabinete de la Nación”, agregó Decoud.

De la rentabilidad a la privatización

El plan que trazó el Gobierno a través de Decoud tiene dos etapas y un mismo objetivo: reducir el déficit de la compañía a cero mediante la exportación de buques de carbón. El trazado de este programa parte de la premisa de que para que algún privado exprese interés de invertir capital en YCRT, la empresa no debe perder dinero.

El acuerdo estratégico para alcanzar dicho escenario requiere la puesta en marcha de una segunda locomotora que, junto a la que está en funcionamiento, abastezca de carbón a un buque carguero que se espera llenar durante mayo.

Con los precios internacionales del carbón, la exportación de un buque completo cubriría el 50% del déficit de la compañía. Para agosto, el objetivo es abastecer dos buques en el puerto y alcanzar el déficit cero.

YCRT integra el listado de las empresas que el Gobierno busca privatizar, con la salvedad de que se la incluyó dentro del grupo de las empresas que “sólo podrán ser privatizadas parcialmente, debiendo el Estado Nacional mantener la participación mayoritaria en el capital o en la formación de las decisiones societarias».

En relación a los pasivos heredados, el monto asciende a los 46 millones de dólares: casi 24 millones son de obligaciones comerciales, más de 10 de cargas sociales, otros nueve fiscales y el resto de incumplimientos fiscales.

Baja productividad

EconoJournal accedió a un documento en el que se describe el cuadro de situación y la disposición estratégica de YCRT para los próximos meses. Allí se destaca que, en 1979, con casi 1.400.000 millones de toneladas de carbón, la mina alcanzó su marca histórica de producción.

Entre 1994 y 2002, período en el que el yacimiento fue privatizado, la producción tuvo como piso las 400 mil toneladas, superando en algunos años las 600 mil. Entre 2015 y 2023, la misma no superó las 200 mil toneladas anuales. La proyección para 2024 es que la producción alcanzará las 850 mil toneladas.

Actualmente, la empresa posee una planta de 2178 trabajadores y abona además la diferencia para que 1407 jubilados de la empresa alcancen el 82% móvil, compromiso que asumió la empresa en el año 2007. Una de las iniciativas del plan es que esta masa jubilatoria sea transferida directamente a la Anses.

Desde el Gobierno precisaron a este medio que una de las causas que redujo la producción en la mina está relacionada con las pocas horas efectivas en el frente de trabajo. Esto se da porque por ley los trabajadores solo pueden realizar tareas durante seis horas debido a la insalubridad que se padece en el lugar: calor, falta de iluminación, aspiración de polvos, entre otras cuestiones.

El principal inconveniente es que, para llegar a la mina, que tiene nueve kilómetros desde el ingreso hasta el puesto de trabajo, cada trabajador requiere de 45 minutos de caminata. Luego varios minutos para colocarse el traje y así transitar el último kilómetro. El informe estipula que de las seis horas cada empleado utiliza una hora y media para llegar y el mismo tiempo para regresar.

A partir de esto, Decoud implementó una gestión de turnos para que estos se solapen y así se evite apagar y prender las máquinas continuamente. En los primeros meses, esta dinámica ocasionó mejoras en el frente productivo, el cual también se trasladó a la planta de tratamiento. En relación al apoyo del Ejecutivo nacional, Decoud sostuvo: “Nos está dando toda la asistencia y está trabajando con nosotros para que la empresa funcione como debería”. El plan que encabeza el interventor también contempla que, una vez logrado el equilibrio económico, los activos de YCRT puedan ser transferidos a la provincia de Santa Cruz.

, Mauricio Luna

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La crisis presupuestaria en el sector nuclear ya afecta servicios básicos como las guardias médicas y el transporte

La falta de presupuesto que enfrenta el sector nuclear ya no solo pone en riesgo la continuidad de los grandes proyectos del área sino también la gestión cotidiana por la interrupción de servicios básicos como las guardias médicas y el transporte. El gerente del área de coordinación Operativa y Administrativa de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Javier Caccavelli, emitió este viernes a la noche una nota por el sistema GDE dirigida a los gerentes de las distintas áreas del organismo donde informa que la empresa proveedora del servicio de medicina laboral normalizará sus prestaciones a partir del lunes “no propiciando una suspensión total de los servicios médicos de guardia para atención de emergencias y urgencias en el Centro Atómico Constituyentes, Centro Atómico Ezeiza, Sede Central y Predio CAREM Lima”.

La comunicación interna llegó luego de una semana crítica para el organismo debido a que la prestadora del servicio de salud interrumpió parcialmente su cobertura por falta de pago, situación que forzó la paralización de algunas tareas que no se pueden llevar adelante si los trabajadores no tienen una guardia médica de respaldo.

Caccavelli remarcó que el lunes la prestadora retomará “las actividades de exámenes médicos, juntas médicas, visitas médicas domiciliarias, prácticas de autorizaciones específicas para posiciones licenciables y, especialmente, no propiciando una suspensión total de los servicios médicos de guardia para atención de emergencias y urgencias”.

Un comunicado conjunto de los gremios APCENEAN, ATE CNEA, Asociación de Técnicos CNEA y UPCN había confirmado más temprano que las autoridades realizaron los pagos que le habían prometido al Instituto de Medicina y Radiomedicina (IMERASE) para que normalice la prestación de sus servicios. No obstante, Caccavelli remarcó en su nota que “es menester comunicar que esta solución alcanzada es transitoria y de muy corto alcance”.

La CNEA informó también que desde el lunes se normalizará el servicio de transporte que prestan las compañías Tienda León, Rutatlantica, Marygo y Amisol, las cuales no estuvieron trabajando esta semana por falta de pago. El servicio de traslado es clave porque, por ejemplo, al Centro Atómico Ezeiza no llega el transporte público y muchos trabajadores no tienen forma de llegar si no es con estos micros.

“Ni siquiera durante la crisis de 2001 nos quedamos sin micros en Ezeiza y mucho menos sin servicio médico en talleres donde se realizan actividades con herramientas que son peligrosas y en instalaciones nucleares”, aseguró a EconoJournal una fuente de la institución.

Nota enviada por el gerente del área de coordinación Operativa y Administrativa de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA),

Desfinanciamiento

Las autoridades de la CNEA le remarcaron al gobierno de Javier Milei que el organismo necesita este año un presupuesto de $270.000 millones para sostener al menos las actividades mínimas, sin contar la construcción del reactor Carem, el RA-10, la puesta en marcha de Planta Industrial de Agua Pesada y el otorgamiento de nuevas becas. Sin embargo, desde el Poder Ejecutivo solo les garantizaron $100.000 millones.

“Si bien la institución viene realizando todos los esfuerzos internos presupuestarios posibles para poder mitigar y demorar el impacto de la situación presupuestaria que se atraviesa, sucede que tanto por la propia situación económica que presentan los proveedores, como la que presenta la institución por no poder resolver las urgentes necesidades de pago que a la fecha se tiene con muchos de ellos, esta solución transitoria alcanzada en el día de la fecha se reiterará, quizás ya con una cuasi imposibilidad de resolución por parte de la institución, en el plazo de algunas semanas comenzando el mes de mayo, si no se pudiera reestablecer una regularidad en las transferencias de fondos para poder realizar una habitual cadena de pagos a proveedores”, advirtió Caccavelli en la nota interna.

, Fernando Krakowiak

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Límites a las emisiones de GEI en la industria hidrocarburífera

Los conceptos de seguridad y transición energética, instalados con mayor énfasis a partir del conflicto bélico entre Rusia y Ucrania, evolucionaron rápidamente hacia un consenso general, nacional e internacional, en la necesidad, por un lado, de desarrollar con mayor rapidez tecnologías de generación de energía a partir de fuentes renovables y de descarbonizar todos los sectores de la economía, por el otro.

Al respecto, la medición y reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) es un aspecto que los países han abordado a través de distintas estrategias de incentivo o sanción.

Medición y reducción de emisiones

En la Argentina, durante 2022 y 2023 se puso énfasis en implementar herramientas de fomento al desarrollo de la industria del hidrógeno de bajas emisiones. Durante el segundo semestre de 2023, se envió al Congreso un proyecto de “Ley de Promoción del Hidrógeno de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero” y se publicó la “Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno”.

Particularmente el citado proyecto de ley prevé que se fijen estándares de emisiones de carbono y gases de efecto invernadero aplicables a los procesos de producción de cada tipo de hidrógeno, los que deberán ser establecidos conforme parámetros reconocidos internacionalmente y ser unívocos para todos los proyectos a desarrollarse en el Territorio Nacional.

Por otra parte, la Secretaría de Energía dictó el 30 de noviembre de 2023 la Resolución N° 970/23 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”. La misma contempla la presentación de un Plan Anual de Medición de Emisiones Fugitivas y de un Plan Integral a cinco años, de reducción y/o captación de emisiones fugitivas, que deberá “implementar medidas concretas, priorizando la eficiencia y aprovechamiento del recurso gas, y la reducción y/o captación de emisiones”. Esta norma requiere de una reglamentación que a la fecha no ha sido dictada.

Verónica Tito

Proyectos de Ley

En paralelo varios proyectos de ley fueron presentados por distintos partidos políticos al Congreso Nacional, con el objetivo de implementar sistemas de GEI y medición de huella de carbono. Uno de ellos específicamente propone establecer presupuestos mínimos de protección ambiental de gestión de emisiones de metano en el sector de hidrocarburos.

Más allá de estos esfuerzos regulatorios y sin perjuicio de las políticas de sustentabilidad y eficiencia energética internas de cada empresa, aún no hay en la Argentina una exigencia legal o un incentivo fiscal relacionado con los límites de emisiones.

Sin embargo, el actual gobierno ha dado señales claras en tal sentido.  Al respecto, el primer proyecto de  “Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos” facultaba al Poder Ejecutivo Nacional a asignar derechos de emisión de GEI a cada sector y subsector de la economía compatibles con el cumplimiento de las metas de emisiones de GEI comprometidas por el país para el 2030 y sucesivas; y por el otro a establecer anualmente límites de derechos de emisión de GEI, de cumplimiento anual y obligatorio para todos los sujetos del sector público y privado.

Propuestas regulatorias

Si bien el actual borrador del nuevo proyecto de Ley de Bases ya no contempla esta propuesta normativa (se eliminó por completo la Sección IX del Capítulo IX – Energía,  que trataba sobre la Transición Energética), el Decreto N° 293/24 dictado el pasado 5 de abril, que aprobó el nuevo organigrama de la Administración Nacional centralizada hasta nivel de subsecretaría, revela que entre los objetivos de la Secretaría de Energía se encuentran el de participar en la planificación de políticas e implementación de programas tendientes al cumplimiento de las metas de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) comprometidas por el país”, poniendo en cabeza de la actual Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético la tarea de proponer medidas y regulaciones que establezcan límites de derechos de emisión de cumplimiento obligatorio para todos los sujetos del sector público y privado; así como implementar procedimientos de asignación de derechos de emisión gratuitos a cada sector y subsector de la economía, para el cumplimiento de las metas de emisiones de GEI del país.

Habrá que aguardar entonces estas propuestas regulatorias encomendadas a la autoridad de aplicación energética y si se decide avanzar o no con la reglamentación de la Resolución S.E. 970/23. De cualquier modo, el tema está instalado, la industria lo contempla, existen prácticas recomendadas por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) al respecto, pero hay incertidumbre sobre el alcance de las futuras limitaciones a las emisiones, su implementación y especialmente su eventual régimen sancionatorio.

Mientras tanto, el mundo aborda la temática discriminando aquellos productos que en su cadena de valor tengan mayores emisiones. Como informó este medio en su publicación del 11 de abril, el Parlamento Europeo votó un acuerdo con los países de la Unión Europea para avanzar en una reglamentación en virtud de la cual quienes pretendan exportar GNL y petróleo a ese mercado deberán cumplir con ciertos requisitos de monitoreo, reporte y verificación en las emisiones de metano, a partir de enero de 2027.

*Abogada y Magister en Gestión de la Energía. Consultora en Regulación Energética, Transición y Sustentabilidad (Akribos Energy).

, Verónica Tito

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Milicic comenzó su primera experiencia en Paraguay

Milicic comenzó los trabajos para la empresa Paracel S.A. en Paraguay, necesarios para la construcción de una Planta Industrial de pasta celulosa en la región de Concepción, a 430 kilómetros de Asunción.

“Trabajar en un proyecto de semejante envergadura como Paracel nos habilita a expandirnos a nuevos mercados fuera de Argentina y continuar con el proceso de internacionalización, tal como lo hicimos en Uruguay y lo estamos haciendo en Perú”, expresó Federico Liquitay, jefe de Proyecto de Milicic.

Trabajos iniciales

Se ha comenzado con un contrato de trabajos iniciales, denominado Alternativa 7, de un año de duración, y previo a la ejecución de los trabajos del contrato principal. Dentro del alcance se encuentra la ejecución de movimientos de suelos de diferentes áreas que incluyen 1.200.000 m2 de limpieza del terreno, 900.000 m3 de excavación y 600.000 m3 de relleno correspondientes a las obras de infraestructura de la futura planta.

Finalizados estos trabajos, se dará comienzo al contrato principal de movimientos de suelos e infraestructura de toda la planta, a través del consorcio Milicic-Tocsa-Ecomipa. “Existe una muy buena coordinación con la UTE. Tienen un amplio conocimiento de proveedores, subcontratistas e información local para el desarrollo de las actividades de forma sostenible”, agregó Liquitay.

Paracel proyecta una producción anual de 1.8 millones de toneladas de celulosa blanqueada de alta calidad, cumpliendo los más altos estándares de sustentabilidad, de forma responsable con la sociedad y el medioambiente.

“Trabajamos con altos estándares de cuidado del medioambiente, con un fuerte compromiso de conservación de flora y fauna, reforestación, etc.”, señaló Liquitay.

El proyecto emplea en esta etapa 130 colaboradores directos e indirectos de la UTE Milicic-Tocsa-Ecomipa. Además, el consorcio trabaja con 70 equipos para estas actividades, de los cuales 25 son provistos por Milicic.

, Redaccion EconoJournal

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Caputo se comprometió a pagar a partir de abril la factura de Cammesa para evitar un colapso del sistema eléctrico

El ministro de Economía, Luis Caputo, se comprometió este miércoles a regularizar los pagos con las generadoras eléctricas para sostener los subsidios a los hogares de ingresos medios y bajos, según revelaron a EconoJournal fuentes privadas al tanto de la negociación. En el primer trimestre, el gobierno prácticamente había interrumpido el pago de la transacción de Cammesa, lo que le permitió mostrar superávit primario, pero al mismo tiempo derivó en el quiebre de la cadena de pagos en el sector eléctrico.

Con los cuadros tarifarios vigentes, las distribuidoras tienen que pagar aproximadamente el 65% de la cuenta y el 35% restante le corresponde al Estado porque se tomó la decisión de seguir subsidiando el precio mayorista de la energía que pagan los hogares Nivel 2 (bajos ingresos) y Nivel 3 (ingresos medios). Últimamente el Estado no paga su parte y muchas distribuidoras tampoco están pagando la suya.

La Secretaría de Energía publicó el lunes 5 de febrero la resolución 7/2024 con el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) vigente para el período febrero-abril. Para los hogares sin subsidio (Nivel 1) el PEST trepó a $44.401 por megawatt por hora (MWh), mientras que para los usuarios N2 lo mantuvo congelado en $2.981 por MWh y para el N3 en $ 3.756. La diferencia entre lo que pagan estos usuarios y los que no tienen subsidio es lo que sí o sí debe abonar el Estado.

Lo que tiene que desembolsar

El costo de esa factura son aproximadamente 230.000 millones de pesos mensuales sin IVA. Esa es la cifra que deberá desembolsar el Estado el próximo lunes 15 para cancelar la transacción económica de Cammesa que cubre los costos de generación y transporte de energía registrados en febrero.

No obstante, en el trimestre más crudo del invierno (junio, julio y agosto) el costo monómico, lo que cuesta generar la electricidad que consumen los usuarios, va a trepar a unos 80.000 por MWh. Por lo tanto, lo que tendrá que pagar el Estado en esos meses trepa a 350.000 millones de pesos mensuales sin IVA. Se espera que el Estado actualicé los precios de la energía que pagan los usuarios N2 y N3 mediante la implementación de la canasta energética anunciada por el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, para de ese modo reducir esa cifra.

Lo que queda pendiente de resolución es la deuda que acumuló el Estado durante estos meses, que suma unos 2300 millones de dólares. EconoJournal reveló el lunes que el gobierno evalúa otorgarles un bono a las empresas, pero el tema todavía no está definido.

, Redaccion EconoJournal

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Geopark negocia con Phoenix los detalles finales de un acuerdo para desembarcar en Vaca Muerta

Geopark, una de las principales petroleras independientes de América latina, anunció este jueves que está negociando los detalles finales de un acuerdo para adquirir una participación en un proyecto no convencional de Vaca Muerta. Si bien el comunicado de la petrolera no especifica con quién está negociando, EconoJounal pudo confirmar de dos fuentes privadas sin contacto entre sí que se trata de Phoenix Oil&Gas, la petrolera controlada por Mercuria Energy, uno de los mayores traders de combustibles del planeta, que opera el área Mata Mora. Consultados por este medio, desde Phoenix declinaron de realizar comentarios.

Si la negociación se concreta, algo que Geopark espera que ocurra en las próximas semanas, Geopark asociará con Phoenix bajo un contrato de no-operador. Es decir, la operación del bloque —tal como se conoce en la jerga hidrocaburífera a la potestad de definir y ejecutar los planes de desarrollo de un campo— seguirán en cabeza de la compañía que en la Argentina es conducida por Pablo Bizzotto.

Desde GeoPark se precisó que se encuentran en «negociaciones exclusivas por bloques no convencionales en Vaca Muerta» y que «a la fecha, la oferta presentada ha sido aceptada por el vendedor, y las partes están trabajando en exclusiva para la ejecución de acuerdos definitivos».

Noticia en desarrollo…

, Nicolas Gandini

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YPF Full espera superar las 1.000 tiendas en todo el país

FULL es la tienda de conveniencia de YPF. Para este año, la compañía espera sumar 120 tiendas a su red, superando las 1.000 Full en todo el país.

En el 2023 se incorporaron 137 nuevas tiendas, con un 70% de ellas con nueva imagen. Entre los servicios que se destacan por la aceptación de los clientes está la APP YPF que logró una alta penetración como medio de pago electrónico con 7.2 millones de transacciones en el 2023, una penetración promedio del 12,6% en el último trimestre y un ticket promedio un 40% mayor que el ticket de tienda.

Las tiendas de conveniencia se volvieron un competidor en el rubro gastronómico con las principales cadenas del país. En este contexto, YPF FULL se posicionó como el principal jugador del mercado de café, con más de 34 millones de cafés vendidos, un promedio mensual de 2.800.000 cafés. Además, se ubicó en el segundo lugar en el mercado del fast food, un gran hito para una compañía de energía.

También, suma productos y variedad de servicios para sus clientes. Con una marca propia, FULL ya presentó en el mercado los MIX de frutos secos y del bosque, alfajores, galletitas de limón y café molido entre otros. Todos los productos tienen una muy buena aceptación del público.

Desde la compañía aseveraron: “Ante estos logros, el desafío no es solo seguir creciendo sino sostener la calidad de los servicios en toda la red. Por esa razón, para FULL es muy importante contar con procesos estandarizados de operación que garanticen una misma experiencia por medio de una capacitación constante. De esta manera, desde YPF vamos a acompañar a los millones de clientes que eligen sus productos diariamente”.

, Redaccion EconoJournal

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La UE demandará que las petroleras midan sus emisiones de metano para vender crudo y GNL en Europa

Los productores de gas natural licuado (GNL) y de petróleo que quieran exportar su producción a la Unión Europea deberán medir y notificar sus emisiones de metano a partir de enero de 2027. Las nuevas condiciones son parte del Reglamento de la Unión Europea para reducir las emisiones de Metano en el sector energético, una iniciativa que acaba de ser respaldada por amplia mayoría en el poder legislativo europeo. De esta forma, los productores y exportadores de gas y petróleo deberán medir y reducir sus emisiones de metano si quieren ingresar al mercado europeo.

El Parlamento Europeo adoptó este miércoles un acuerdo político provisional con los países que integran la Unión Europea para avanzar con una ley para reducir las emisiones de metano en el sector energético. Con 530 votos a favor, 63 en contra y 28 abstenciones, es la primera legislación europea destinada a reducir las emisiones de metano.

El metano es uno de los gases de efecto invernadero más potentes. Hay 200 veces menos metano que dióxido de carbono en la atmósfera, pero el primero es varias veces más potente que el CO2. La U.E. y Estados Unidos lanzaron en 2021 el Compromiso Global de Metano, cuyo objetivo es reducir las emisiones globales de este gas para el 2030 en al menos un 30% con respecto a los niveles de 2020. Es un acuerdo internacional no vinculante al que Argentina adhirió.

Metano e importaciones en Europa

El reglamento europeo establece normas para la medición, cuantificación, seguimiento, notificación y verificación de forma precisa y correcta de las emisiones de metano del sector energético en la U.E., así como normas para su reducción. Las normas también alcanzan a las emisiones de metano que ocurren fuera del bloque europeo, en lo que respecta al petróleo crudo, al gas natural y al carbón que se importa y comercializa dentro del bloque.

Las normas serán aplicaradas sobre la exploración y producción de petróleo y gas natural, transporte y distribución de gas e instalaciones de GNL en la U.E., entre otros eslabones del sector. En lo que respecta a las importaciones, el capítulo 5 del reglamento indica que los importadores que firmen contratos luego de enero de 2027 deberán demostrar que el petróleo, gas o carbón que van a importar en la U.E. cumple con los mismos estándares de seguimiento e informes establecidos por el reglamento.

Para contratos previos, los importadores deberán hacer todos los esfuerzos posibles para garantizar que sus proveedores cumplan con los requisitos, manteniendo a las autoridades actualizadas cada año y explicando cuándo no se cumplen los requisitos.

Los productores de petróleo y gas dentro de la U.E. deberán presentar informes anuales a las autoridades competentes con estimaciones de emisiones de metano. Con el tiempo, los operadores deberán realizar mediciones directas a nivel de sitio, siguiendo los lineamientos del Protocolo para el Metano en Petróleo y Gas de las Naciones Unidas (UN-OGMP), que establece cinco niveles de medición de las emisiones del gas. El nivel cinco o «estándar de oro» implica la medición de las emisiones en las instalaciones en tiempo real.

, Nicolás Deza

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Petroleros en alerta: la nueva Ley Bases contempla la vuelta del Impuesto a las Ganancias para cerca de 30.000 trabajadores

NEUQUÉN.- El proyecto de Ley de Medidas Fiscales Paliativas y Relevantes que impulsa el oficialismo propone la vuelta del pago del Impuesto a las Ganancias para unos 30.000 trabajadores de la industria petrolera a nivel nacional. El texto, que fue incorporado a la nueva Ley Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos y que aún no fue presentado formalmente en el Congreso, incluye una reforma de la Ley 26.176, que excluye a la mayor parte de los empleados de la industria hidrocarburífera del pago del tributo.

En rigor, el artículo 81 de la nueva Ley Bases prevé la eliminación del régimen especial creado por la Ley 26.176, que contempla una exención del 25% de la base imposible para liquidar Ganancias a los trabajadores de la industria petrolera. La modificación que impulsa el gobierno de Javier Milei reistringe, en cambio, que ese esquema especial se aplique únicamente al «comúnmente denominado personal de pozo”.

De esta forma, si el proyecto de Ley es aprobado por el Poder Legislativo, la reforma provocaría que al menos a 16.000 empleados en Neuquén —sobre todo personal jerárquico, administrativo y gerencial de empresas petroleras y de servicios— pasen a liquidar Ganancias con el régimen general. Si a esa cifra se le suman trabajadores jerárquicos y también de los gremios de petroleros privados de Chubut, Santa Cruz, Cuyo y el norte del país, se estima que, en total, el número final de trabajadores afectados por esta medida asciende a unas 30.000 personas.

¿A cuánto podría ascender la pérdida en el salario neto que sufrirán esos empleados?

La liquidación final del salario depende de múltiples variables (antigüedad, asignaciones familiares y cantidad de horas extras trabajadas), pero cálculos conservadores indican que el recorte en el sueldo del bolsillo partirá de una base del 20% con relación a los salarios percibidos en marzo, según consultas realizado por EconoJournal a fuentes privadas y sindicales.

Sindicatos en alerta

La medida tiene en alerta a los principales referentes de los sindicatos petroleros del país, quienes ya habían anticipado su oposición al tema en otras ocasiones. Consultado por este medio, Manuel Arévalo, secretario general de Petroleros Jerárquicos de Neuquén, aseguró que “el gremio no puede hacer otra cosa que rechazar este cambio». «¿Cómo nos van a cobrar un impuesto al trabajo? Esto ya lo hemos rechazado muchas veces”, advirtió.

El gremialista afirmó que aún no obtuvo una confirmación acerca de si esta reforma fiscal será presentada en el Congreso y anticipó que “los gobernadores de todas las provincias petroleras están en contra porque causa un gran daño en el sector”, por lo que consideró tendrá una recepción negativa entre los diputados.

Arévalo declaró que hasta que el proyecto no se presente de manera formal y tenga la firma del presidente Javier Milei no tomarán medidas, pero anticipó que planteará el tema en una reunión que tiene prevista el miércoles 17 con el nuevo secretario de Trabajo, Julio Cordero.

Otros recortes de beneficios

El nuevo texto de la Ley Bases eleva el piso mínimo de Ganancias hasta los 1.800.000 pesos que se computará desde enero, es decir que, de lograr su sanción, el cálculo se hará de forma retroactiva considerando los meses de enero, febrero, marzo y abril.

Por otro lado, el artículo 70 del proyecto elimina los incisos x), y) y z) del artículo 26 de la Ley de Impuesto a las Ganancias de 2019, que dejan afuera del cálculo al aguinaldo y horas extras, que también recibirían deducciones.

Además, el impuesto alcanza a otroso beneficio de los operarios de la industria como viandas (que representa un ingreso adicional para los trabajadores petroleros de hasta 40.000 pesos por día), vales de combustibles, uso de tarjetas de compra y viajes, entre otros. Solo excluye la ropa de trabajo, elementos vinculados con la indumentaria y con el equipamiento del trabajador para uso exclusivo en el lugar de trabajo o montos destinados al pago de cursos de capacitación o especialización.

Petroleros, doblemente perjudicados

Un especialista en relaciones laborales del sector petrolero advirtió que esta nueva reforma “será un problema serio para los sindicatos de Neuquén y de la Patagonia” ya que también elimina el beneficio de Zona Patagónica que aumenta un 22% los montos deducibles.

Por otro lado, afirmó que el mínimo imponible de 1.800.000 además “es una locura para el sector, sobre todo teniendo en cuenta que se computarán los primeros cuatro meses del año, lo que significaría para algunos trabajadores perder un sueldo entero”.

, Laura Hevia

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La agenda de Luis Lucero, el hombre de Caputo en Minería: agilizar la gestión, régimen de grandes inversiones y mudanza a Economía

El nuevo secretario de Minería, Luis Lucero, todavía no designado formalmente aunque ya confirmado por la Casa Rosada, comenzó a dar los primeros pasos para poner en funcionamiento la cartera, que estuvo casi dos meses sin autoridad desde la salida de Flavia Royón a comienzos de febrero. El abogado, de larga trayectoria en el estudio jurídico Marval O’Farrell Mairal, prepara una mudanza de las oficinas de Minería al Ministerio de Economía.

Además, trabaja en una agenda de temas que incluye desde resolver los escollos burocráticos que provocan demoras en los proyectos hasta un plan de incentivos para recuperar la exploración en oro y plata, el régimen de inversiones para el cobre y un mecanismo de fijación de precios para los proyectos de litio, entre otras iniciativas.

Mudanza

En primer lugar, ya comenzó la mudanza de las oficinas de la Secretaría de Minería del edificio de la avenida Presidente Julio A. Roca 651 (Diagonal Sur) al noveno piso del Palacio de Hacienda. Ahora trabaja en un despacho transitorio en el histórico quinto piso de Economía en Hipólito Yrigoyen 250, con el visto bueno de Luis Caputo.

Lucero está conformando el equipo que lo acompañará. Para completar el organigrama, tiene que designar a los subsecretarios de Desarrollo Minero y Política Minera y algunas direcciones nacionales. Fuentes consultadas por EconoJournal señalaron que este viernes podría haber novedades sobre los funcionarios que designará en la cartera. El martes a la mañana reunió a todo el personal de la Secretaría para presentarse y estuvo acompañado de funcionarios de Economía.

Certificados mineros y RIGI

Lucero se reunió con autoridades de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y luego tendrá una seguidilla de encuentros directos con ejecutivos de distintas compañías. La agenda que compartió con la cámara tuvo como tema urgente resolver las demoras que genera la ausencia de funcionarios con firma para aprobar los certificados mineros. La cuestión es relevante porque están frenadas importaciones e impide el desarrollo de los proyectos. Mañana viernes podría anunciarse al funcionario responsable de la firma.

En materia de grandes inversiones, como los proyectos de cobre Josemaría, Pachón, Los Azules, Altar, Agua Rica y Taca Taca, el nuevo titular de Minería apuesta a que se apruebe el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) de la nueva versión de la Ley de Bases que presentó el gobierno. El sector privado cree que ninguno de los proyectos de cobre podría avanzar sin el RIGI o tendrían que esperar a que se ordene –a largo plazo- la macroeconomía del país.

Reposición de la exploración

El gobierno podría impulsar en las próximas semanas un plan de incentivo a la exploración, sobre todo con foco en los proyectos de oro y plata, según pudo saber EconoJournal. Este tema fue acordado con CAEM porque preocupa en el sector que prácticamente no haya reposición de proyectos nuevos de exploración en el país.

El dato que llama la atención es que no hay ningún proyecto nuevo de oro o plata que pueda entrar en producción en los próximos 4 o 5 años. Como parte del plan de incentivos, Lucero también está analizando impulsar un mecanismo de aceleración de los plazos para la devolución del IVA en los desarrollos mineros.

Caída del precio del litio

En cuanto al litio, Lucero y CAEM coincidieron que los proyectos están atravesando una situación compleja por la caída del precio a nivel internacional. En un año cayó 80% y llegó a alrededor de 15.000 dólares la tonelada. Si bien podría estabilizarse nuevamente al alza, la cartera minera está trabajando en un mecanismo de fijación de precios, aunque fuentes consultadas por este medio indicaron que todavía no hay nada definido.

Crisis no metalífera

En la reunión entre Lucero y CAEM también se analizó la crisis de la minería no metalífera. La caída de la producción de cemento, cal y roca de aplicación, entre otros, está directamente vinculada a la caída de la construcción en el país.

El freno de la obra pública impulsada por el gobierno de Javier Milei provocó un fuerte descenso de la demanda de estos materiales. En marzo, los despachos de cemento tuvieron una baja de 42,9% respecto al mismo mes de 2023 (también cayó 7,2% respecto a febrero), registrando el peor período en cuatro años, según la Asociación de Fabricantes de cemento portland (AFCP).

, Roberto Bellato

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Llega una nueva edición de Vaca Muerta Insights, el evento que reúne a los máximos líderes de la industria de Oil&Gas

Está todo listo para la tercera edición de Vaca Muerta Insights, evento energético organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal que se llevará a cabo el 17 de abril en el Hotel Casino, en Neuquén. Durante la jornada, funcionarios del sector y ejecutivos de empresas productoras de hidrocarburos analizarán cuál es el escenario que tiene por delante la industria y anticiparán detalles de los programas de inversión previstos para el corto y el mediano plazo.

El objetivo principal del encuentro será conocer de primera mano cuáles son las oportunidades y retos que deberá afrontar la Argentina en los próximos años a fin de aprovechar todo el potencial que posee en materia de recursos energéticos. Asimismo, para ayudarnos a entender cuál es la posición del sector público ante un escenario tan desafiante estarán presentes el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; su par de Río Negro, Alberto Weretilneck; y el CEO y presidente de YPF, Horacio Marín.

Nuevo ciclo

En esta tercera edición, el foco de Vaca Muerta Insights estará puesto en el cambio de gobierno y en la incertidumbre que genera el nuevo ciclo político. Frente a esto, representantes de las empresas más relevantes del sector energético ofrecerán diferentes diagnósticos y brindarán su visión sobre cómo se desenvolverá el segmento no convencional en lo que resta de 2024.

Ricardo Rodríguez, CEO de Shell; Adrián Vila, CEO de Pluspetrol; Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources (PGR); y Matías Weissell, Operations Manager de Vista, disertarán sobre cómo incrementar las exportaciones de petróleo de Vaca Muerta.

A su vez, Gustavo Medele, ministro de Energía de Neuquén; y Andrea Confini, secretaria de Energía de Río Negro, analizarán los múltiples desafíos de la actividad energética desde la mirada del sector público.

Por su parte, Catherine Remy, directora general de TotalEnergies; Fausto Caretta, Upstream Managing Director de Pan American Energy (PAE); Horacio Turri, director ejecutivo de Pampa Energía; y Ricardo Ferreiro, presidente de Exploración & Producción (E&P) de Tecpetrol, debatirán sobre cómo poner en valor las reservas gasíferas de la Argentina.

Quienes deseen adquirir entradas pueden hacerlo a través de la web de Eventbrite.

, Loana Tejero

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Tras la suba de tarifas, el gobierno quiere que las distribuidoras compren su propio gas para cubrir el pico de consumo de invierno

La estatal Enarsa realizó este martes la primera subasta para revender a las distribuidoras el Gas Natural Licuado (GNL) importado para cubrir el pico de consumo residencial que se registra durante los meses de frío. Si bien el concurso —que se realizó bajo el paraguas del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA), una plataforma controlada por la Bolsa de Comercio porteña— terminó desierto porque las empresas gasíferas desistieron de participar en desacuerdo con las condiciones económicas definidas en el pliego, la medida impulsada por la Secretaría de Energía buscó transmitir que los privados —no sólo las distribuidoras, sino también las comercializadoras y los grandes usuarios— deberán contratar su propio gas para garantizarse por su cuenta el suministro de gas durante el invierno. Por eso, la de ayer fue tan sólo la primera subasta de otras que vendrán en los próximos meses, según indicaron fuentes privadas consultadas por EconoJournal.

La cartera que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo apunta a descargar lo más posible el costo del gas importado (primero del GNL adquirido por Enarsa para la terminal de Escobar, pero luego podría incluirse el gas importado desde Bolivia) en los actores privados del mercado de gas (con excepción de los productores). Energía quiere terminar con una inercia que viene de años, que en los hechos consiste en que el GNL adquirido por Enarsa termina siendo consumido por distribuidoras, comercializadoras e industrias sin control ni contractualización alguna. Por eso, es común que todos los inviernos se registren importantes desbalances (una empresa toma del sistema de transporte más gas del que tiene efectivamente contratado) que complican la operatividad del sistema.

Por eso, la nueva gestión de Enarsa, que encabeza Juan Carlos Doncel Jones, y la conducción de la Secretaría de Energía quiere que, de manera gradual, el costo del gas importado —dos o tres veces más caro que el producido localmente— sea incorporado como una variable más que deben gestionar los privados. En rigor, el gobierno quiere que Enarsa deje de absorber —a través de subsidios que paga el Tesoro— casi todo el costo de abastecimiento de gas de invierno, como sucede desde hace 15 años.  

“Es cierto que cuando llegan los días de frío el GNL importado por Enarsa termina siendo consumido sin control por industrias, comercializadoras y distribuidoras. De hecho, como el gas es fungible y fluye por el sistema, recién se puede saber a posteriori qué empresa demandó más gas del que tenía contratado”, explicó un directivo de una productora de gas.

Primer paso testimonial

La subasta entre distribuidoras realizada esta semana por MEGSA debe leerse en esa clave. ¿Por qué la subasta se realizó ayer? Porque el primer cargamento importado por Enarsa empezará a descargar en la terminal regasificadora de Escobar el próximo 22 de abril.

El viernes pasado, Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente de Enarsa, explicó a representantes de las empresas gasíferas —Metrogas, Naturgy, Camuzzi, EcoGas, Gasnea, Litoral Gas y Gasnor— que la decisión del gobierno es que las distribuidoras empiecen a comprar a un precio de mercado el GNL importado por Enarsa (ya compró 10 cargamentos en marzo y se estima que deberá importar al menos otros 10 más para los meses de julio, agosto y septiembre).

¿Qué implica pagar un precio de mercado? Enarsa definió que el precio mínimo de la subasta de ayer era de 12,90 por millón de BTU. Esa cifra se desompone de la siguiente manera: 9,90 US$/BTU de precio promedio de importación más 2 dólares de costo de regasificación y 1 US$/MMBTU de costo financiero y overhead (gastos de estructura) que afrontó la empresa estatal.

Como era previsible, ninguna distribuidora quiso convalidar ese precio de gas porque no tienen garantizado el pass through correspondiente, es decir, el Enargas no les reconoció en los cuadros publicados esta semana una tarifa suficiente para pagar ese precio del gas de invierno. De hecho, el ente regulador sólo les autorizó a trasladar a las facturas un precio de 4,50 US$/MMBTU por el gas de invierno (entre mayo y septiembre) contra los 12,90 dólares que Enarsa estableció como piso para revender el GNL. Para este miércoles está prevista la realización de una subasta similar a la de ayer pero entre comercializadoras e industrias. Habrá que ver si hay interés de los privados o también queda desierta.

Mecanismo de compensación

Fuentes de la industria interpretan que en las próximas semanas el gobierno insistirá en su intento de que las distribuidoras consigan por su cuenta —sin depender exclusivamente de Enarsa— el volumen de gas que precisan para cubrir el pico del invierno. Mejía Aravena dejó entrever el viernes que, en esa dirección, el Enargas trabajará en resolver el esquema de Diferencias Diarias Acumuladas (DDA’s), que en los ’90 funcionó como el instrumento para que las distribuidoras recuperen los sobrecostos generados en el período invernal. ¿Cómo funciona el sistema de DDA’s? En términos simplificados prevé que si una distirbuidora pagó a un productor o comercializado un precio más elevado del gas que el que tiene reconocido en los cuadros tarifarios sancionados por el Enargas tiene derecho a reclamar que el Estado traslade las tarifas ese sobrecosto para recuperar ese desembolso.

Es difícil que el esquema de DDA’s pueda ser utilizado para solventar el extracosto que implicaría que las distribuidoras cubran el pico de invierno íntegramente con GNL (cada cargamento ronda los US$ 40 millones). Pero habrá que ver qué solución encuentra el gobierno”, explicaron desde una empresa.

, Nicolas Gandini

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Caputo negociará un bono con petroleras y eléctricas para cancelar una deuda de US$ 2200 millones que se acumuló en el primer trimestre

Generadoras eléctricas y productores de gas intentaron durante las últimas semanas edificar canales de articulación con distintos estamentos del gobierno para resolver el tema que más las preocupa en la actualidad: regularizar la deuda a su favor que se acumuló durante el primer trimestre por la decisión del Estado de no pagar las bonificaciones del Plan Gas y reducir al mínimo las transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) que se encarga de afrontar los costos de generación y transporte de la electricidad. Hasta el momento, las gestiones realizadas por los privados fueron más bien magras, porque no lograron que el Ejecutivo indique cómo saldará ese pasivo.

Desde que asumió en el Ministerio de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, llevó adelante una especie de default energético, que implicó suspender el pago de la gran mayoría de compromisos y obligaciones que posee el Estado con el sector de gas y electricidad. Esa fue, de hecho, una de las cuatro medidas que, a groso modo, explicaron el superávit fiscal que exhibió el gobierno desde enero. Las otras tres fueron la licuación de jubilaciones y salarios —que se actualizaron muy por debajo de la inflación y devaluación—; el freno de la obra pública, y la ralentización de las transferencias a las provincias.

En materia de energía, Caputo y Rodríguez Chirillo dejaron de pagar a través de Cammesa la remuneración que les corresponde a los generadores por producir energía en centrales térmicas e hidroeléctricas y tampoco están abonando a las petroleras el gas natural que se utiliza en las usinas para generar energía. A la fecha, Cammesa incluso adeuda el pago del gas que consumieron las centrales térmicas en diciembre. Las petroleras tampoco cobraron el gas que vendieron, bajo el paraguas del Plan Gas, a las distribuidoras para cubrir la demanda de hogares, comercios y pequeñas industrias.

Lo que preocupa a los privados no es tanto el pasivo que se acumuló y que muy probablemente se seguirá acumulando en los próximos meses, dado que entienden que migrar hacia un paradigma de libre mercado como al que apunta la administración de Javier Milei llevará tiempo, sino la falta de horizontes para poder interpretar cómo se ordenará el pasado. “Da la impresión que el gobierno tiene poco nivel de detalle sobre la profundidad de las consecuencias que provocará las decisiones que están tomando. Hay un montón de signos de interrogación hacia adelante”, explicaron desde una compañía.

Canje por un bono

Fuentes oficiales consultadas por EconoJournal aseguraron que el Ejecutivo terminará ofreciéndoles a los privados un bono del Tesoro o algún instrumento similar para regularizar el stock de deuda que acumuló, aunque advierten que por ahora el tema no es prioritario. No es una solución desconocida por las empresas: la administración de Mauricio Macri canceló por la misma vía en 2018 un pasivo acumulado con las petroleras durante la gestión de Cristina Kirchner.

La deuda actual con generadores —Central Puerto, Pampa Energía, AES, MSU Energy, Genneia y Albanesi, entre otros— y productores de gas —YPF, TotalEnergies, PAE, Wintershall Dea (que está en proceso de venta a Harbour Energy), Tecpetrol, Pampa y CGC— se ubica en torno a los 2200 millones de dólares. Unos 900 millones corresponden a la deuda con petroleras y el resto es consecuencia de prácticamente no haberle pagado a las generadoras por la electricidad que brindan al sistema a través de Cammesa.

La problemática es mayor porque ese stock de deuda no está congelado. Se acreciente todos los meses cuando el Tesoro no completa el pago de sus obligaciones. El miércoles de la semana que viene, por ejemplo, vencerá el pago de una nueva transacción de Cammesa, que mensualmente ronda los US$ 350 millones. Como las tarifas eléctricas para los hogares de menores ingresos (Nivel 2 según la escala establecida por el gobierno anterior en 2022) y de sectores medios (Nivel 3) siguen muy desfasadas (sólo pagan un 10% del costo real de la energía), el Estado debe cubrir más de la mitad de esa cifra, es decir, unos 170 millones de dólares. Si Caputo repite el modus operandi empleado hasta ahora y deja impago la mayor parte de esa cifra, la deuda trepará por encima de los US$ 2300 millones. Y si el incumplimiento se repite durante los próximos dos meses, orillará los US$ 2500 millones. De ahí la preocupación de los privados.

¿Por qué pese a la suba de tarifas el Estado debe seguir cubrir los costos de generación de energía?

Primero, por la decisión de dejar prácticamente congelado el precio de la energía que pagan los hogares N2 y N3, que representan casi un 65% de los usuarios residenciales de todo el país y abonan menos de $ 4000 por MWh consumido, un 10% del costo real (monómico) del sistema, que ronda los 45.000 pesos. Segundo, porque si bien el gobierno ya aumentó las facturas de electricidad (a mediados de febrero) y de gas natural (la semana pasada), esa mejora aún no termina de impactar en la caja de las distribuidoras, porque el proceso de cobro y facturación de las nuevas tarifas demanda entre tres y cuatro meses. A raíz de eso, muchas distribuidoras siguen sin pagar la totalidad de la factura de Cammesa.

En reuniones con directivos del sector privado realizadas durante marzo, el Secretaría de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, sostuvo que la recomposición de las tarifas contribuirá a reducir los subsidios que el sector energético requiere por parte del Estado, además de restituir la sustentabilidad de la cadena de pagos. Pero, en los hechos, las distribuidoras eléctricas del AMBA, que en enero y febrero prácticamente no le pagaron nada a Cammesa, desembolsarán este mes sólo un 40-50% de la factura de la energía que toman del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Recién estarán en condiciones de pagar el 100% de la factura en unos 45 días.

Patear para adelante

En el gobierno de Mauricio Macri ocurrió algo similar a lo que está pasando ahora. En 2016, durante el primer año de gestión, el entonces ministro de Energía Juan José Aranguren acumuló deuda por no pagar los subsidios del Plan Gas I. Finalmente, en abril 2018 se anunció un plan de pagos para cancelar el equivalente a US$ 1500 millones en 30 cuotas mensuales y consecutivas que recién comenzaron a ser abonadas en enero de 2019. La dilación tuvo una motivación meramente fiscal que ahora vuelve a estar presente.

Fuentes gubernamentales indicaron, no obstante, que antes de avanzar el Ministerio de Economía podría buscar negociar una quita con los privados, pues afirman que no corresponde reconocer una indexación por el tipo de cambio de la deuda, cuando Cammesa absorbió la mayor parte del costo de la devaluación de diciembre ya que está a cargo de la provisión de combustible. Fuentes de las empresas responden, sin embargo, que ese argumento no tiene mucha fuerza porque el Estado adeuda todavía los pagos definitivos del Plan Gas del año 2022. Esa deuda, que está expresada en dólares al tipo de cambio oficial de ese momento, no posee ninguna cláusula de indexación por lo que los privados deberán absorber las pérdidas provocadas por las sucesivas devaluaciones.

, Nicolas Gandini

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Una interna política en torno a Petrobras podría afectar la posibilidad de que el noroeste argentino reciba gas durante el invierno

Una interna política en el gobierno del Brasil puede afectar la posibilidad de concretar el swap de gas natural para garantizar el suministro en el norte argentino durante el invierno. El presidente Lula da Silva está evaluando pedirle la renuncia al CEO de Petrobras, Jean Paul Prates. Prates había admitido a EconoJournal en el CERAWeek la existencia de conversaciones para liberar al noroeste argentino una parte del gas que Bolivia suministra al Brasil. Su potencial remoción del cargo dejaría al gobierno argentino sin un interlocutor valioso en una conversación multinivel y a contrarreloj que el presidente Javier Milei complicó por motivos ideológicos.

Jean Paul Prates, CEO de Petrobras.

Las versiones sobre una salida de Prates comenzaron a principios de marzo luego de una intervención directa de Lula da Silva para anular un pago de dividendos extraordinarios a los accionistas de la petrolera estatal. Las acciones de Petrobras se derrumbaron 10% el día posterior a la intervención presidencial.

En público ningún funcionario puso en duda la continuidad de Prates, pero las diferencias entre Petrobras y el área energética que conduce el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira quedaron expuestas. La prensa brasileña reveló el fin de semana que Lula había convocado a una reunión de ministros para el domingo por la noche con el objetivo de evaluar la continuidad de Prates.

Pese a la escalada de rumores, el CEO de Petrobras se mostró activo en la tarde del lunes en sus redes sociales, con anuncios relativos a trabajos en refinerías de la empresa. «El trabajo no para», añadió Prates en sus posteos en la red social X.

O trabalho não para (5). Confira as obras da Unidade de Abatimento de Emissões (#SNOX) da Refinaria Abreu e Lima, em Ipojuca, Região Metropolitana do Recife, em Pernambuco, com mais de 1.200 trabalhadores envolvidos. As obras também incluem o Revamp da unidade, que garantirá o… pic.twitter.com/20X1x9B71a

— Jean Paul Prates (@jeanpaulprates) April 8, 2024

Prates también utilizó a Petrobras para responder a una serie de cuestionamientos difundidos por el Ministerio de Minas y Energía en los últimos días. La empresa envió por la noche del lunes las respuestas de Prates en exclusiva a CNN de Brasil.

Swap de gas

La interna política afecta a Petrobras, uno de los actores necesariamente involucrados en la concreción del swap de gas con la Argentina. Energía Argentina (Enarsa), la Secretaría de Energía que conduce Eduardo Rodríguez Chirillo y el Ministerio de Minas y Energía del Brasil ya están conversando sobre el tema, que en el Brasil se presenta como una «ayuda humanitaria» frente a la urgencia de garantizar el suministro de gas para el noroeste del país.

Petrobras podría liberar unos cuatro o cinco millones de metros cúbicos diarios de su contrato con la petrolera estatal boliviana YPFB a partir de julio, según pudo saber EconoJournal. A cambio, Enarsa se compromete a devolver el mismo volumen en forma de GNL.

La demora en la licitación de las obras para la reversión del gasoducto Norte y el declino de los volúmenes suministrados por Bolivia dejó al gobierno sin muchas opciones para garantizar el suministro en el noroeste. Las conversaciones para llegar a un acuerdo ahora son a contrarreloj y entre dos gobiernos tensados por las diferencias ideológicas entre sus presidentes.

Interna política

Lula había convocado a los ministros de Finanzas, Fernando Haddad, de Minas y Energía, Alexandre Silveira, y de la Casa Civil, Rui Costa, el domingo por la noche para discutir la continuidad o salida de Prates, pero la información fue filtrada a la prensa y optó por cancelarla.

Prates quedó en el ojo de la tormenta al no alinearse por completo con la decisión del gobierno de no pagar dividendos extraordinarios. Con el visto bueno de Prates, el consejo directivo de la compañía impulsaba un reparto de dividendos por R$ 43.900 millones, casi tres veces el pago mínimo que Petrobras debe repartir anualmente según el estatuto de la compañía.

Pero el consejo de administración de la empresa, que es controlado por el gobierno, votó en contra de ese reparto de dividendos. Prates se abstuvo de votar, atizando aún más la interna política que mantiene con el ministro Silveira por motivos que exceden este caso puntual. El presidente del Banco de Desarrollo (BNDES), Aloizio Mercadante, es uno de los candidatos para reemplazar a Prates.

, Nicolás Deza

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Los módulos fotovoltaicos se abarataron un 30% en Brasil 

Fundada hace 17 años para diseñar estrategias orientadas a empresas e inversionistas del sector, la consultora brasileña Greener publicó un informe analizando la generación distribuida en Brasil. Basado en datos de 2023, el estudio destaca que los módulos fotovoltaicos en general vieron una caída en sus precios de un 30% interanual en enero de este año.

Los sistemas residenciales (de hasta 4 kilovatios pico -kWp-) tuvieron una merma en sus valores de un 28% en términos interanuales, al bajar desde los 17.560 hasta los 12.680 reales, y de cerca de un 14% en la comparación con junio de 2023.

El precio medio de un sistema comercial (de 50 kWp) en enero de 2024 experimentó una caída interanual de un 34% en el primer mes del año, y de un 13,7% en relación con junio de 2023. Mientras que costaba R$ 186.500 durante la temporada pasada, ahora su valor es de R$ 122.500.

Según el informe de Greener, la principal explicación para este fuerte descenso en los costos es el exceso de capacidad productiva proveniente de China.

Impacto en el CAPEX

Por otro lado, el documento pone el foco en el impacto positivo que esta caída en los precios de los sistemas tuvo en el retorno de la inversión para los usuarios brasileños.

Según la consultora, gracias al abaratamiento de estos equipos se redujo en un 25% el período de recuperación para las instalaciones residenciales locales en relación con enero de 2023.

Las instalaciones comerciales de más de 50 kWp, en tanto, registraron un acortamiento de un 26% en el retorno de la inversión y expresaron una reducción de un 7% con respecto a mediados de 2023.

En cuanto a los sistemas fotovoltaicos industriales, que poseen una potencia de más de 300 kWp, el trabajo indicó que el período para recuperar lo invertido disminuyó un 24% interanual.

Comportamiento de la demanda

Otro aspecto que destaca el informe de Greener es que Brasil demandó 17,5 gigavatios pico (Gwp) de módulos fotovoltaicos en 2023. Esto representa una ligera reducción de un 1,7% en comparación con 2022. La generación centralizada y las instalaciones de gran tamaño compensaron la caída en la demanda de los sistemas de pequeña escala.

Del volumen nacionalizado en 2023, 11,4 gigawatts (Gw) -o sea, un 66% del total- fueron destinados a atender al mercado de generación distribuida, lo que representa una reducción de 2 Gw con respecto a la capacidad demandada en 2022. Los restantes 6,1 Gw (34%) fueron dirigidos al mercado de generación centralizada. 

Durante el cuarto trimestre de 2023, las importaciones superaron los 5 Gw. Se trató del mayor volumen trimestral histórico para Brasil.

Entre las 90 marcas que suministraron módulos al mercado brasileño, las 10 principales fueron responsables de un 77% del volumen importado el año pasado. Debe resaltarse que en 2022 esa proporción había sido de un 81 por ciento.

, Julián García

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Por decreto, el gobierno reestructuró las dependencias de la Secretaría de Energía

El gobierno publicó este lunes el decreto 293/24 que modifica el organigrama de la Secretaría de Energía que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo. En el sector se esperaba que el ministro de Economía, Luis Caputo, le dé el visto bueno a la nueva estructura. Se oficializaron las cuatro subsecretarías de la cartera energética: Energía Eléctrica, Combustibles Líquidos, Combustibles Gaseosos y Transición y Planeamiento Energético.

La Subsecretaría de Energía Eléctrica va a estar a cargo de Damián Sanfilippo, ex gerente General de la Empresa Distribuidora de Energía Norte (EDEN). En tanto, en la Subsecretaría de Combustibles Líquidos quedará Luis De Ridder, un ex directivo de Techint que ya había sido nombrado transitoriamente en febrero en la cartera de Hidrocarburos para que se valide el funcionamiento del Plan Gas.

Por su parte, la Subsecretaría de Combustibles Gaseosos (que iba a denominarse Subsecretaría de Gas Natural) estará a cargo de Fernando Solanet, actual gerente de perforación de President Energy, una petrolera independiente de origen británico.

Por último, en la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético Rodríguez Chirillo ya había designó a Mariela Beljanski, que participó en las audiencias públicas sobre las tarifas de electricidad y gas natural durante el verano.

Minería

La Secretaría de Minería continuará con las subsecretarías de Desarrollo Minero y Política Minera. El nuevo titular de la cartera minera es Luis Lucero, ex abogado del estudio jurídico Marval O’Farrell Mairal. Por el momento no se conocen los nombres para asumir en estas dependencias.

, Roberto Bellato

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Optimum OG: la solución de BLC Oil & Gas para potenciar la producción consolida su posición en el mercado

BLC Oil & Gas, empresa integrante del grupo BLC Global, concretó la primera venta de su solución Optimum OG a una importante empresa situada en uno de los países con mayor producción de petróleo a nivel mundial. Este logro marca un punto de inflexión en la trayectoria de la empresa, consolidando el esfuerzo y dedicación por ofrecer soluciones innovadoras respondiendo a las necesidades del mercado, según precisaron desde la firma.

Optimum OG es resultado de un trabajo interdisciplinario que combina tecnología de última generación con un profundo conocimiento del sector. La solución tiene como propósito potenciar la producción de petróleo y gas mediante la generación de información en tiempo real, obtenida tras el monitoreo, diagnóstico y control del sistema de producción. Esto posibilita que los propietarios de campos petroleros y las empresas operadoras de yacimientos adopten decisiones estratégicas y eficaces que optimicen sus procesos de explotación.

Optimum OG

“El éxito de BLC Oil & Gas es el resultado de un arduo trabajo sostenido que comenzó en el año 2016. Esto es producto de la decisión adoptada por la empresa, focalizarse en la optimización de la producción de hidrocarburos, lo que implicó la conformación de equipos multidisciplinarios integrados por expertos de diversos sectores con el fin de desarrollar conjuntamente una solución innovadora con conocimiento experto embebido”, destacaron desde la compañía.

Como parte de este proceso, se llevó a cabo una fase de comercialización que se inició con la ejecución de una prueba “Try and Buy” de Optimum OG, optimizando cinco pozos en un clúster ubicado en instalaciones de nuestro cliente. Durante esta prueba, se superaron ampliamente las expectativas, demostrando de esta forma la potencialidad de su solución.

Mervin Quiñones, Gerente Comercial de BLC Oil & Gas, comentó:Este es un paso muy importante para la compañía. Nuestra solución es una aliada invaluable para aquellas empresas que buscan optimizar su producción”. Además, agregó que “Optimum OG fue creado, mejorado y probado en estos últimos ocho años. Nos llena de satisfacción que tanto esfuerzo haya desembocado en este resultado tan significativo”.

Este proyecto, que se termina de concretar, implica la optimización de 66 pozos e incluye la instalación de los sistemas de instrumentación para la medición de las variables de proceso, así como la adquisición de los Gateway necesarios para integrar dichas variables con los servidores de Optimum OG.  

Mejora y optimización de las soluciones

Carlos Cerrutti, CEO de BLC Global, expresó: “Estamos muy orgullosos de este importante hito. Esta primera venta es un testimonio de la pasión y el compromiso de nuestro equipo por mejorar y optimizar nuestras soluciones”.

De igual manera, el ejecutivo sumó: “El gran diferencial de Optimum OG es que se adapta a las necesidades del cliente, característica que se logra gracias a la flexibilidad de nuestra solución, factor clave para el logro de los objetivos buscados”. 

BLC Oil & Gas tiene una visión clara de la importancia de optimizar la producción de hidrocarburos, razón por la cual, durante el año pasado la empresa estuvo presente en distintos eventos, por ejemplo, en la Argentina visitó yacimientos en la Cuenca del Golfo San Jorge, realizó presentaciones técnicas a empresas operadoras y también participó en un evento anual llevado a cabo en la ciudad de Comodoro Rivadavia junto a importantes empresas del sector.

En mayo del 2024 participará, por segunda vez consecutiva, en el evento Offshore Technology Conference (OTC) a realizarse en Estados Unidos. Estas instancias, permiten a la compañía visualizar las nuevas tendencias de la industria y fomentar la creación de alianzas con empresas líderes en el mercado, fortaleciendo así su posición como referente en la industria.

, Redaccion EconoJournal

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Proyecto Andes: el Banco Santander abrió de forma oficial el proceso de venta de 55 campos convencionales de YPF

El Banco Santander abrió la semana pasada de manera oficial el proceso de venta y cesión de 55 áreas convencionales operadas por YPF en seis provincias petroleras: Chubut, Santa Cruz, Neuquén, Mendoza, Río Negro y Tierra del Fuego. La iniciativa fue bautizada dentro de la petrolera como ‘Proyecto Andes’.

La entidad envió el viernes durante la tarte a las empresas interesadas una presentación inicial que enumera cuáles son los campos maduros de los que pretende desprenderse YPF bajo el paraguas del plan estratégico diseñado por el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, que prevé que esos campos pasen a ser explotados por operadoras más pequeñas o independientes que se enfoquen en la eficientización productiva de reservorios que llevan décadas en actividad. EconoJournal accedió al documento que describe los clústers en que están agrupadas las áreas que prevé ceder YPF. La petrolera bajo control estatal prevé comunicar oficialmente el lanzamiento del proceso este lunes.

La documentación enviada por el Banco Santander, que estará a cargo del proceso de venta, es apenas un primer contacto formal con posibles empresas compradoras. Las que demuestren interés deberán firmar un acuerdo de confidencialidad (Non Disclosure Agreement o NDA, por sus siglas en inglés) para poder acceder al data room con los datos técnicos y económicos de las áreas, así como también a las condiciones de venta que definió YPF. Luego, los interesadas tendrán un plazo de alrededor de 30 días más para formular ofertas concretas por cada uno de las áreas. El objetivo de YPF es tratar de finalizar el proceso en julio. El retiro de los campos maduros de la empresa había sido aprobado por el Directorio de la compañía en marzo pasado.

En la documentación a la que accedió EconoJournal se detalla cómo quedaron integrados los clústers (grupos) de bloques en cada una de las empresas. YPF diseñó un paquete de forma tal que en un mismo cluster convivan áreas de mayor interés con otras que tienen menor potencial. Fue la manera que encontró la petrolera que dirige Marín para desprenderse no sólo de los yacimientos productivos, sino también de áreas marginales mucho menos atractivas.

Los interesados deberán ofertan por todo el cluster de bloques, que están definidos en el archivo que envío el viernes el Santander. La única provincia de la que aún no se dio a conocer información es Santa Cruz, dado que YPF aún está terminando de discutir con la gobernación que encabeza Claudio Vidal cómo se estructurará el proceso de venta en esa provincia. Lo más probable es que la mayor parte de los bloques operados por YPF sean revertidos a Fomicruz, la empresa provincial de Santa Cruz, para que sea la compañía pública la encargada de relicitar las áreas.

Clúster y áreas

En Mendoza, YPF aspira a retirarse de 14 áreas convencionales, que fueron divididas en tres clústers: Mendoza Norte, agrupa a los bloques maduros Barrancas, Río Tunuyan, Ceferino, Mesa Verde, La Ventana y Vizcacheras. La producción total de Mendoza Norte, ubicado sobre la cuenca Cuyana, es de 11.725 barriles diarios de petróleo (bbl/d), mientras que suma 99 km3/d de gas.

Mendoza Sur, que está también en la cuenca Neuquina, contiene El Portón, Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, Chuhuido de la Salina S y Concluencia Sur. Produce 2.090 bbl/d de crudo y 844 km3/d de gas. El clúster Llancanelo cuanta con las áreas Llancanelo y Llancanelo R y produce 1.818 bbl/d de petróleo y 2 km3/d de gas.

Por su parte, Río Negro (dos campos) tiene el clúster SP-PB con el área Señal Picada – Punta Barda, que produce 4.022 bbl/d de petróleo y 86 km3/d de gas y el clúster EFO, donde está el campo Estación Fernández Oro, con una producción de 1.389 bbl/d de crudo y 890 km3/d de gas.

En tanto, Chubut (cinco campos) tiene el clúster El Trébol con el área El Trébol – Escalante, con 7.112 bbl/d de petróleo y 38 km3/d de gas, y el clúster Campamento Central – Cañadón Perdido con el área homónima, que alcanza los 1.546 bbl/d de crudo y 5 km3/d de gas. Además, Chubut cuenta con el clúster que agrupa a las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga con 416 bbl/d de petróleo y 15 km3/d de gas.

La provincia de Neuquén (siete áreas) tiene Neuquén Norte que agrupa los campos maduros Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz y Las Manadas y produce 2.665 bbl/d de crudo y 121 km3/d de gas. El clúster Neuquén Sur con Al Norte del Dorsal, Octágono y Dadin y tiene una producción de petróleo de 1.266 bbl/d y 419 km3/d de gas.

Por último, Tierra del Fuego (dos bloques) tiene las áreas en un mismo cluster (TDF) con los campos Poseidón y Magallanes, con una producción de 1.693 bbl/d de crudo y 1.131 km3/d de gas.

, Roberto Bellato

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Continúa la incertidumbre entre los importadores de paneles solares

Una de las principales barreras que enfrentó el sector fotovoltaico en los últimos años estuvo ligada a la importación de elementos necesarios para la construcción de paneles a raíz de la inestabilidad en la administración y de los constantes cambios en la tramitación.

En su momento, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) presentó una carta al por entonces ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, cuestionando el hecho de que los paneles solares no fueran considerados como bienes capitales.

Hoy en día, algunas voces del sector privado reconocen que parte de esas trabas se han ido eliminando con el nuevo Gobierno de Javier Milei. Sin embargo, también advierten que muchos actores aún se muestran reticentes a traer elementos fotovoltaicos al país.

En diálogo con EconoJournal, el socio gerente de Argenware SRL, Gonzalo Rodríguez, confirmó este diagnóstico. “Si bien parece que se están destrabando algunas barreras, todavía hay actores que no se atreven a hacer importaciones de equipamiento”, señaló.

Este posicionamiento del sector, explicó, se debe a la falta de estabilidad en los términos para ingresar al medio local los elementos fotovoltaicos, una situación habitual durante el pasado gobierno de Alberto Fernández. No obstante, precisó el directivo, con Milei el Impuesto País subió desde un 7,5% a un 17,5 por ciento. “El sector está esperando que se logre una estabilidad en ese sentido, que se sepa cuánto tiempo durarán los actuales valores”, sostuvo.

Inseguridad cambiaria

Otro aspecto donde se percibe inestabilidad entre las empresas y constructores locales pasa por el valor del dólar a la hora de importar, ya que las firmas no saben si tienen acceso al mercado libre de divisas.

Según Rodríguez, este obstáculo afecta principalmente a los pequeños y medianos actores, que son quienes necesitan realizar pedidos puntuales, no como las empresas distribuidoras que han continuado con las importaciones en pos de tener un stock constante. “Todos mis clientes que están con proyectos de mediana potencia me comentaron que, al menos hasta el segundo semestre de este año, no tienen planeada ninguna importación”, reveló. 

La decisión de no importar hasta la segunda parte de 2024, expresó, también estará sujeta a la situación del país, a la espera de que la misma se estabilice. “Nadie sabe realmente qué puede suceder con el correr de los meses, porque el nuevo gobierno entró con un discurso, pero hoy en día se desconoce el futuro del escenario económico”, comentó.

Hasta no estar seguros de los números finales con los que van a hacer una importación, indicó, los dueños de los proyectos no quieren ejecutar negocio alguno. “El fabricante o el distribuidor extranjero prefiere esperar a qué se tenga esta certidumbre para accionar. Cotizarle a alguien de la Argentina no tiene sentido. El mercado local es muy pequeño todavía y las reglas del juego no son claras”, se lamentó.

Desde su óptica, los inversores en el sector también se encuentran a la espera de la decisión que tomará el Gobierno nacional con respecto al valor de las tarifas energéticas.

Cabe recordar que a comienzos de este año el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, anticipó un “sinceramiento” de dichos valores, que actualmente representan un 45% del costo mayorista real. “Sin embargo, para que esta tecnología despegue totalmente en la Argentina hacen falta meses y meses de estabilidad, tanto en lo político como en lo económico”, concluyó el directivo.

, Julián García

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Edesur instaló uno de los dos transformadores que precisa la subestación destruida por el incendio en Caballito

Este miércoles la distribuidora Edesur energizó con éxito el primer transformador de 80 megavolt-ampere (MVA) de la subestación Caballito, que el último sábado 10 de febrero se prendió fuego y quedó totalmente destruida. El nuevo transformador está a cielo abierto porque el edificio quedó sin techo. Luego de la instalación del primer transformador -de los dos que necesita- este jueves Edesur pudo “transferir el servicio de los generadores a la red de una buena cantidad de los 100.000 usuarios totales que fueron afectados por el incendio”, según indicaron fuentes de la distribuidora a EconoJournal.

El primer transformador de 80 MVA que instaló Edesur en la subestación Caballito.

En las últimas horas, Edesur comenzó a apagar y retirar algunos de los gigantescos grupos electrógenos que tuvo que instalar en las inmediaciones de la subestación para abastecer a los usuarios. En total, había conectado 48 megawatts (MW) a partir de 35 grupos electrógenos de gran potencia y siete equipos Four Packs, que son los containers que se instalan cuando hay cortes de electricidad prolongados.

Según cálculos de la compañía, el alquiler de los equipos y el consumo de gasoil demandaron hasta ahora más de 10 millones de dólares. Luego de la instalación del transformador nuevo, Edesur dejará los equipos Four Packs, que harán de back up hasta que ingrese en operación el segundo.

Equipos

La distribuidora estima que a fines de mayo estará operativo el segundo transformador de 80 MVA, una unidad de potencia utilizada en grandes instalaciones de generación de energía eléctrica. En total, la subestación recuperará los 160 MVA originales distribuidos en el incendio a partir de dos transformadores AT/MT de 80 MVA cada uno, con cuatro barras y 8 salidas MT por sección. También instalará los nuevos tableros de operación.

El edificio de la subestación Caballito tiene 25 metros de frente por 40 de fondo y quedó destruido por completo. Edesur terminará la reconstrucción de la parte eléctrica a fines de mayo, pero la obra civil estará lista en octubre o principios de noviembre. “Normalmente construir una subestación de estas dimensiones demora casi dos años”, señalaron fuentes del sector eléctrico a EconoJournal.

La subestación Caballito está ubicada en José María Moreno 333 de la ciudad de Buenos Aires y se renovó y repotenció en 2015, según informaron desde Edesur. Transforma la energía de alta a media tensión y se distribuye en baja a los hogares y comercios. Las llamas destruyeron la planta baja y el primer piso por completo.

Luego del apagón que se provocó, Edesur pudo abastecer una parte desde otras subestaciones, pero quedaron más de 60.000 usuarios sin servicio. Según informó la distribuidora, que pertenece al grupo italiano Enel, el incendio se provocó cuando una cuadrilla realizaba trabajos programados y hubo una filtración de aceite en una máquina de tratamiento que se utiliza para realizar el mantenimiento en los transformadores.

, Roberto Bellato

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Una empresa importará 60.000 medidores inteligentes de gas para el mercado argentino

Integrity First, una compañía dedicada al abastecimiento de medidores de gas y energía para el segmento domiciliario e industrial, anunció que está avanzando con su cronograma de abastecimiento de medidores de la marca Honeywell -uno de los principales fabricantes de este tipo de tecnologías a nivel global- y aseguró que entregará más de 10.000 medidores comerciales y otros 50.000 medidores residenciales en los próximos meses.

El primer cargamento de medidores llegará a la Argentina el 15 de mayo, mientras que el cronograma completo de suministro para 2024 comprende volúmenes suficientes para abastecer la totalidad de la demanda insatisfecha para mediados de este año; conforme fuera anticipado en un comunicado difundido en febrero, según destacaron desde la firma.

Entrega de medidores

“En Integrity First estamos comprometidos a mantener la disponibilidad constante de estos productos esenciales para satisfacer las necesidades de nuestros clientes, esperando que este lote inicial de 60.000 medidores sea de máxima utilidad para cada una de las distribuidoras que han confiado en nosotros”, destacaron desde Integrity First.

A su vez, afirmaron que continuarán trabajando para atender las necesidades del mercado manteniendo los estándares de calidad requeridos por la industria.

Por último, desde la compañía expresaron: “Agradecemos el acompañamiento de las empresas del sector, ENARGAS, INTI y la Secretaría de Comercio Interior, que han permitido acelerar este proceso a fin de alcanzar la plena regularización del suministro de medidores en tan corto plazo”.

, Redaccion EconoJournal

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Ocho puntos clave para entender la suba de las tarifas del gas natural

El gobierno puso en vigencia este miércoles los nuevos cuadros tarifarios para el servicio de gas natural en todo el país. El tema genera preocupación en un contexto de subas generalizadas de precios porque no es fácil precisar cuánto va a terminar pagando cada hogar, ya que eso depende de una multiplicidad de variables como la escala de ingresos, el nivel de consumo, el período del año y la región en la que vive cada usuario. Además, el gobierno introdujo cambios en la metodología de facturación, lo que complejiza todavía más la compresión y llamativamente todos los funcionarios con responsabilidad en el área energética decidieron llamarse a silencio. Lo que sigue es un intento por responder los principales interrogantes.    

A partir de mayo, las tarifas se ajustarán mensualmente.

1) ¿Cuánto aumentan las tarifas?

La suba varía de acuerdo a la región en la que se encuentre el usuario y la categoría de consumo a la que pertenezca. En el caso de Metrogas, la compañía informó a EconoJournal que los hogares sin subsidio (Nivel 1) de la Ciudad de Buenos Aires agrupados en la categoría R1, cuyo consumo es hasta 500 metros cúbicos al año y que representan al 52% de los clientes de la compañía, tendrán que afrontar un incremento en la factura promedio mensual de 5453 pesos y pagarían en promedio 7000 pesos mensuales con impuestos incluidos.  El R1 corresponde a una casa o departamento que cuenta con calefón o termotanque, cocina, horno y una estufa.

Por ejemplo, un usuario que en abril consuma 25 m3 venía pagando 2026,24 pesos de tarifa final con impuestos y ahora pagará 7895,76 pesos, 289,6 por ciento. Eso es porque el cargo fijo le aumenta de 401,5 a 2212,22 pesos por mes y el cargo variable de 47,2 a 158,5 pesos por metro cúbico, a lo que se le debe sumar un 28 por cierto de impuestos.

A su vez, un usuario Nivel 1 de la categoría R22, que consume entre 600 y 800 metros cúbicos anuales, deberá afrontar una suba de 19.755 pesos al mes y pasaría a pagar unos 24.319 pesos mensuales con impuestos. El R22 corresponde a una casa o departamento que cuenta con cocina con horno, termotanque/calefón o caldera, dos estufas. El 72 por ciento de los usuarios residenciales de Metrogas se incluyen en las categorías R1, R21 y R22.

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, informó en su cuenta de X (ex Twitter) que los usuarios con consumos promedios de 102,3 metros cúbicos mensuales desembolsarán 24.284 pesos por mes en promedio si son N1, 15.830 pesos si son N2 (ingresos bajos) y 23.678 pesos si son N3 (ingresos medios).

Así quedarían las facturas finales para usuarios residenciales, teniendo en cuenta consumos promedios, con los nuevos cuadros tarifarios que publicó @enargas. pic.twitter.com/w3AfGiY0DM

— Eduardo R. Chirillo (@chirilloeduardo) April 3, 2024

Es importante aclarar que todos los valores están calculados a partir del cuadro tarifario vigente el cual volverá a modificarse a partir de mayo por la indexación mensual y por la entrada en vigencia de un nuevo precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte. Por lo tanto, en invierno, cuando se consume la mayoría del gas, los precios serán otros (ver puntos 5 y 6)

2) ¿Se van a comenzar a pagar cifras muy altas?

Lo que buscó garantizar el gobierno es que la mayoría de los usuarios comience a pagar por el servicio público de gas en promedio una cifra similar a la que desembolsa todos los meses por un abono de televisión por cable e internet. Ahora bien, en términos porcentuales algunas subas resultan muy altas porque lo que se venía pagando en términos absolutos era muy bajo. El ejemplo del usuario R1 sin subsidio citado en el punto anterior muestra que cerca del 50 por ciento de los usuarios venía pagando por el gas fuera del invierno unos 2500 pesos mensuales como máximo, casi lo mismo que un café con leche con medialunas en cualquier confitería de la Ciudad de Buenos Aires. Ahora pagará cerca de 8000 pesos mensuales y cuando se acerque el invierno ese monto aumentará significativamente porque el consumo será mayor y los precios también subirán. Para el 30 por ciento de los usuarios que está en las categorías de consumo más altas el impacto en términos absolutos será, obviamente, más significativo y la expectativa oficial es que el consumo de gas natural sea más mesurado de lo que viene siendo. Una mención aparte merece la Patagonia donde las temperaturas son muy frías durante gran parte del año y por lo tanto los consumos son significativamente más altos (ver punto 4)

Más allá de cuán bajo era lo que venía pagando la mayoría de los usuarios, también está en discusión la velocidad con la que se aplican las subas porque muchos hogares venían acostumbrados a destinar un monto relativamente menor a la canasta de servicios públicos y ahora deberán reordenar sus gastos en un contexto donde no suben solo las tarifas sino todos los bienes y servicios de la economía, mientras los salarios pierden cada vez más valor en términos reales.

3) ¿Por qué es una reforma tarifaria y no un simple aumento?

El gobierno decidió no solo aumentar las tarifas del gas sino modificar también el modo en el que computa los diferentes componentes que la integran. La tarifa contempla el costo del gas en boca de pozo (o importado), el Valor Agregado de Transporte (VAT) y el Valor Agregado de Distribución (VAD). Luego se suman los impuestos. Hasta ahora, el 50% del VAD le daba forma al cargo fijo y el resto se canalizaba a través del cargo variable. Sin embargo, a partir del 1 de abril todo el VAD se aplica sobre el cargo fijo. El objetivo es aplanar la tarifa e independizar así los recursos que perciben las distribuidoras de la estacionalidad que evidencian los consumos. De ese modo, pueden hacer frente con mayor facilidad a una estructura de costos que no varía sustancialmente entre el invierno y el resto del año.

A raíz de ese cambio, la suba del cargo fijo arrojó un incremento porcentual tan alto que el gobierno optó por mensualizar su cobró para tratar de disimular el impacto, tal como reveló EconoJournal. Es decir, el cargo fijo que figuraba hasta marzo en los cargos tarifarios era bimestral, pero como la facturación es mensual se cobraba la mitad de ese cargo fijo cada mes. Ahora, el monto que figura en los cuadros tarifarios es mensual. Por lo tanto, para obtener la suba porcentual hay que calcularla sobre la mitad del cargo fijo que figuraba en el cuadro tarifario anterior.

Un ejemplo puede ayudar a comprender mejor lo que hicieron: en los nuevos cuadros tarifarios de Metrogas para los usuarios RT4 sin subsidio (Nivel 1) de la Ciudad de Buenos Aires, los que consumen más de 1800 m3 de gas por año, el cargo fijo trepó a 52.852 pesos por mes. Ese mismo usuario venía pagando 3595,86 pesos, pero ese monto era bimestral. Si se hubiera mantenido la periodicidad bimestral, el cargo hubiera trepado a 105.705 pesos, pero para no poner esa cifra en los cuadros tarifarios lo que se hizo fue mensualizar el cargo fijo y lo que figura ahora es la mitad de ese monto, es decir, 52.852 pesos. Sin embargo, si se compara con lo que el usuario venía pagando por mes la suba no es de 1369,8% sino de 2839,6%. Lo que llama la atención en este caso es que la modificación del cargo fijo se haya introducido como parte de un acuerdo transitorio con las distribuidoras y no se haya esperado hasta que se discuta una nueva Revisión Tarifaria Integral quinquenal.

4) ¿Por qué las tarifas aumentaron más en la Patagonia?

El gobierno decidió por ahora mantener el régimen de zonas frías que establece descuentos de hasta un 50% sobre la tarifa final de gas antes de impuestos. Sin embargo, fijó el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) en un valor similar para todo el país, cuando hasta ahora en la Patagonia venían pagando poco menos de la mitad de lo que pagaba el resto debido al frío intenso que deben soportar durante gran parte del año. 

Por ejemplo, en PIST que pagaban los usuarios de Metrogas en abril de 2023 era de 4,41 dólares por millón de BTU, mientras que los usuarios de Camuzzi Gas del Sur en Santa Cruz desembolsaban 2,11 dólares. Durante este mes, en cambio, para los usuarios de Metrogas el PIST costará 2,89 dólares y para los de Camuzzi de Santa Cruz 2,80 dólares, según establece la resolución 41/2024 de la Secretaría de Energía publicada el miércoles 27 de marzo.

¿Cómo impacta eso en la tarifa? Un usuario de la provincia de Santa Cruz R33 (entre 1501 y 1800 m3 anuales), que en el bimestre marzo-abril suele consumir 200 m3, en abril del año pasado le correspondía pagar una tarifa final mensual de 2937,65 pesos y en abril de este año sube a 36.359,25 pesos, un 1137,6 por ciento. Eso es porque el cargo fijo le subió de 744.65 pesos (1489,39 pesos dividido por 2) a 26.496,25 pesos (+3458,2%), mientras que el cargo variable por el consumo de 100 m3 en el mes le aumentó de 2193 a 9863 pesos. Eso es porque el monto por metro cúbico pasó de 21,93 a 98,63 pesos (+349,74 por ciento). Las cifras son sin impuestos y antes de que se aplique el descuento por zona fría.

Lo que se busca con esta medida es desalentar parcialmente el consumo de gas en la Patagonia, pues afirman que debido a los bajos precios los usuarios no realizaban un uso racional del recurso.

Esta situación empeorará durante el período que va de mayo a septiembre, cuando el frío es más intenso, porque el PIST para los clientes de Camuzzi de Santa Cruz subirá a 4,28 dólares por millón de BTU, frente a los 2,80 dólares pagarán este mes. Lo mismo ocurrirá para el resto de las distribuidoras del país. Por ejemplo, Metrogas pagará el gas a 4,43 dólares por millón de BTU, bastante más de los 2,89 dólares previstos para abril y casi lo mismo que había pagado un año antes (4,41 dólares por millón de BTU).  

5) ¿Por qué a partir de mayo la tarifa aumentará todos los meses?

Hasta ahora las tarifas de gas solían actualizarse dos veces por año. Sin embargo, las distribuidoras venían reclamando la implementación de un índice de actualización mensual para poder mantener sus ingresos reales constantes en un contexto de alta inflación. A raíz de ello, el gobierno pondrá en marcha a partir de mayo una “Fórmula de actualización de los cargos de distribución y tasas y cargos por servicios” que se aplicará de manera automática todos los meses tomando en cuenta la evolución del índice de salarios del sector privado registrado, el índice de precios mayoristas y el costo de la construcción.

Al índice de salarios del sector privado registrado que publica el Indec le asigna una ponderación de 0,490 y aclara que se tomará en cuenta el dato del cuarto mes previo a la actualización. El Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM), también del Indec, tendrá una incidencia de 0,368 y se tomará para el cálculo el segundo mes previo a la actualización. Por último, se considerará el Índice del Costo de la Construcción en el Gran Buenos Aires, capítulo Materiales, que también publica el Indec, con una ponderación de 0,142 correspondiente al segundo mes previo al de la actualización. De este modo, el número con el que las empresas ajustarán todos los meses el Valor Agregado de Distribución, uno de los tres principales componentes que integra la tarifa, surgirá en un 49% de la variación del índice salarial del sector privado registrado, en un 36,8% de la inflación mayorista y en un 14,2 por ciento del costo de la construcción.

Además, como el valor del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) está fijado en dólares, pero la tarifa se cobra en pesos, todos los meses se ajustará el precio del PIST tomando en cuenta la cotización promedio del dólar oficial en la primera quincena del mes previo al ajuste.

6) ¿Está previsto un nuevo aumento durante el año más allá del ajuste mensual del cargo de distribución?

La fórmula de ajuste mensual es para los cargos de distribución, pero además la resolución 41/2024 del 27 de marzo estableció nuevos precios del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que varían de acuerdo al período del año. Por ejemplo, los clientes de Metrogas deben afrontar en abril un precio del gas de 2,89 dólares por millón de BTU, entre mayo y septiembre ese precio sube a 4,43 dólares y entre octubre y diciembre baja nuevamente a 2,89 dólares. Esto significa que en el período de mayor consumo de gas la tarifa será sustancialmente mayor, lo que contradice el objetivo de aplanar el monto convalidando una mayor incidencia del cargo fijo en el valor final de la factura.

7) ¿Por qué el nuevo cargo fijo de Metrogas para los hogares de mayor consumo de CABA casi triplica al de otras distribuidoras como Naturgy Gas Ban?

Si bien todos los cargos fijos sufrieron un fuerte aumento a partir de este mes, sorprendió particularmente la suba que se le aplicó a los usuarios de Metrogas de la Ciudad de Buenos Aires agrupados en la categoría R34, donde se ubican aquellos que consumen más de 1800 m3 por año.

Metrogas informó que son apenas el 4% del total de sus clientes, aunque canalizan un porcentaje mucho mayor en términos de consumo de gas. Dentro de ese universo se incluyen casas y/o departamentos de grandes dimensiones y los servicios centrales de consorcios de departamentos de propiedad horizontal.

Para un usuario Nivel 1 (sin subsidio) de esa categoría de consumo el cargo fijo trepó de 3595,86 a 52.852,51 pesos mensuales (+1369,8%) para un usuario Nivel 3 (ingresos medios) pasó de 2863,62 a 52.852,51 pesos (+1745,6%) y para un usuario Nivel 2 (ingresos bajos) se fue de 2617,30 a 52.852,51 pesos (+1019,3%).

El cargo fijo que le cobra Metrogas a los usuarios R34 de la Ciudad de Buenos Aires es un 174,1% más caro que el cargo fijo que le cobra Naturgy Gas Ban a ese mismo tiempo de usuarios en provincia, los cuales desembolsan 19.278,86 pesos. Incluso la propia Metrogas les cobra a sus clientes R34 de la provincia de Buenos Aires un cargo fijo de 28.722,14 pesos. De este modo, un usuario R34 de la Boca paga un cargo fijo un 84% más caro que un R34 de Avellaneda, pese a que son dos localidades limítrofes abastecidas por la misma compañía, a las que solo las separa el Riachuelo.   

El racional que justifica este diferencial de precios no es claro y el silencio del gobierno tampoco ayuda. Fuentes conocedoras del sector aseguraron a EconoJournal que el mayor cargo fijo que se le cobra a los R34 de la Ciudad de Buenos Aires tiene relación con la mayor cantidad de consorcios con servicios centralizados que están dentro de esta categoría en esa jurisdicción. Si esa es la causa, lo más lógico hubiera sido agruparlos en una categoría diferenciada como ocurre en el caso de la electricidad. Sin embargo, lo que hizo el gobierno fue subirle el cargo fijo a toda esa categoría de usuarios. De este modo, algunos usuarios que no son consorcios también pagarán ese cargo fijo exorbitante que le pone a la factura un piso cercano a los 70.000 pesos mensuales con impuestos.    

8) ¿Por qué el ahorro que realicen los usuarios para pagar menos no tendrá un impacto inmediato en la factura de gas?

A diferencia de lo que ocurre en el sector eléctrico, las categorías de cada usuario se definen a partir de sus consumos anuales, tomando en cuenta los 12 meses previos a la emisión de la factura. Por lo tanto, la baja de categoría es consecuencia de una reducción en el consumo que inevitablemente es gradual. Eso significa que, si un usuario consumo menos tendrá una reducción inmediata en el cargo variable, pero no en el cargo fijo, cargo que ahora es sustancialmente más alto porque la totalidad del VAD se cobra por esa vía. 

Por ejemplo, un hogar que en los últimos 12 meses consumió 1956 m3 pudo haber llegado a esa cifra gastando 112 m3 en el segundo bimestre el año pasado (marzo-abril), 310 m3 en el tercero (mayo-junio), 586 m3 en el cuarto (julio-agosto), 570 m3 en el quinto (septiembre-octubre), 273 m3 en el sexto (noviembre-diciembre) y 105 m3 en el primer bimestre de este año (enero-febrero). Si en el segundo bimestre redujera su consumo a 90 m3, un 20% respecto del mismo período del año anterior, igual seguiría siendo R34 porque su consumo anual quedaría en 1934 m3. Si en el tercer trimestre (mayo-junio) hiciera un esfuerzo mayor y consumiera solo 200 m3, un 35,5% menos que en el mismo período de 2023, igual seguiría siendo R34 ya que el acumulado anual arrojaría 1824 m3. Si en el cuarto bimestre, ya en pleno invierno, gastara 300 m3 estaría logrando una baja interanual del 48,8% y recién ahí el acumulado de los últimos 6 bimestres se ubicaría en 1538 m3 anuales pudiendo bajar a la categoría R33 donde se ubican los que consumen entre 1501 y 1800 m3 anuales. De ese modo, y luego de un esfuerzo significativo, recién en septiembre pagaría un cargo fijo menor.

, Fernando Krakowiak

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Vista electrificó el primer equipo de perforación de Vaca Muerta y la primera compresora de Sudamérica con energía renovable

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, dio un paso clave en su plan para descarbonizar sus operaciones al electrificar el primer equipo de perforación de Vaca Muerta alimentado íntegramente con energía renovable.

Se trata del equipo Nabors F-24, actualmente en operación en el bloque Bajada del Palo Oeste, el cual marca un paso significativo hacia prácticas más sostenibles en la industria. Junto con ello, Vista ha activado la primera electro-compresora de Sudamérica abastecida exclusivamente de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables.

Este logro se ha llevado a cabo como parte de un proyecto integral que incluyó la conexión de Vista al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), desde la Estación Transformadora Loma Campana (ETLC) del EPEN, en Neuquén. El proyecto abarcó múltiples aspectos, desde la ampliación de la ETLC hasta la construcción de una nueva subestación para alimentar la electro-compresora, así como el tendido de más de 30 km de línea de media tensión.

Es importante destacar que Vista viabiliza el abastecimiento a sus instalaciones en Vaca Muerta con energía renovable gracias a un acuerdo estratégico con la empresa Genneia.

Reducir la intensidad de las emisiones

Este avance forma parte de la ambición de Vista de convertirse en un operador net zero para 2026, mediante la implementación de un plan integral que apunta a reducir la intensidad de sus emisiones de gases de efecto invernadero a 7 kg de CO2 equivalente por barril de petróleo en el mismo año. Entre 2020 y 2023, la empresa ya ha logrado reducir un 26% sus emisiones en términos absolutos y un 60% en intensidad, medida por unidad de hidrocarburo producida.

Según precisaron desde la compañía, estos logros de Vista no solo son significativos para la empresa en sí, sino que también consolidan a Vaca Muerta como una formación low cost y low carbon, cuya capacidad para proveer al mundo de energía confiable, asequible y sustentable queda demostrada.

, Redaccion EconoJournal

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El gobierno mensualizó el cargo fijo de las tarifas del gas y las subas porcentuales son exorbitantes

Los nuevos cuadros tarifarios del gas que oficializó el gobierno este miércoles contemplan una fuerte suba de los cargos fijos porque ahora todo el margen que perciben las distribuidoras se cobra dentro de ese concepto. En el caso de Metrogas un usuario R34 sin subsidio de la Ciudad de Buenos Aires, que consume más de 1800 m3 por año, pasará a pagar 52.852 pesos por mes, lo que sumado a los impuestos le pone a la factura un piso de casi 70 mil pesos. Al comparar con el cargo fijo de 3595,86 pesos que venía pagando ese usuario la suba es de 1369,8%. Sin embargo, el gobierno introdujo otro cambio que hasta ahora pasó relativamente desapercibido y es que el cargo fijo, ya no es bimestral sino mensual, según pudo confirmar EconoJournal con varias fuentes del sector. Por lo tanto, en el ejemplo citado la suba no es del 1369,8% sino de 2839,6%.

La situación en términos porcentuales es todavía peor para un usuario de Metrogas de bajos recursos (Nivel 2) de la categoría R34 porque venía pagando 2617,3 pesos de cargo fijo por bimestre, es decir, 1308 pesos mensuales y ahora pagará 52.852 pesos, lo mismo que el usuario Nivel 1 porque el gobierno unificó un solo cargo fijo para los tres niveles de segmentación. En ese caso la suba llega al 3940%.

Eduardo Rodríguez Chirillo, secretario de Energía.

Alguno podría decir que el ajuste que deben afrontar los usuarios R34, ya sean de altos o bajos recursos, constituye un caso extremo, pero este no es un problema que afecte solo a ese universo de hogares ni que se circunscriba a la Ciudad de Buenos Aires. En la Patagonia las subas porcentuales también son extremadamente altas.

Un usuario R1 de bajos recursos (Nivel 2) que vive en Tierra del Fuego, abastecido por Camuzzi Gas del Sur, venía pagando de cargo fijo 393,6 pesos bimestrales, 196,8 pesos por mes, y ahora deberá pagar 7397,85 pesos por mes, un 3659% más por mes.

Un usuario de bajos recursos R21 de Santa Cruz, que consume entre 501 y 600 m3 por año, venía pagando un cargo fijo de 411,4 pesos bimestrales, 205,7 pesos por mes, y ahora pagará 11.180,29 pesos, un 5335,2% más por mes.  

A raíz de esta situación, la suba porcentual promedio de la factura final, no del cargo fijo, para los usuarios de bajos recursos (Nivel 2) supera con comodidad el 500%, pese a que el precio del gas para ese segmento continúa fuertemente subsidiado.

La estrategia oficial

El gobierno es consciente de esta situación porque la decisión de mensualizar el cargo fijo busca justamente disimular el brutal impacto que supone esta reforma tarifaria, la cual va más allá de un simple aumento. Lo sorprendente es que no solo decidió mensualizar el cargo fijo, sino que además decidió no informar públicamente ese cambio y, obviamente, tampoco se encargó de aclarar que el porcentaje de aumento de los cargos fijos y de las facturas finales es mayor al que comenzó a trascender en los medios.

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, no salió a hablar por ningún lado. Lo único que hizo fue postear un slide en la red social X (ex Twitter) donde figura cuanto pagarán de factura final los usuarios con consumos promedios de 102,3 metros cúbicos mensuales, sin ninguna otra aclaración. Allí dice que un usuario sin subsidio Nivel 1 desembolsará 24.284 pesos, un usuario N2 de ingresos bajos 15.830 pesos y un N3 de ingresos medios 23.678 pesos.

Así quedarían las facturas finales para usuarios residenciales, teniendo en cuenta consumos promedios, con los nuevos cuadros tarifarios que publicó @enargas. pic.twitter.com/w3AfGiY0DM

— Eduardo R. Chirillo (@chirilloeduardo) April 3, 2024

Post subido por el secretario de Energía luego de la publicación de los cuadros tarifarios.

Es cierto que en términos absolutos la mayoría de las facturas en el Área Metropolitana de Buenos Aires estarán en línea con lo que un hogar paga de televisión por cable e internet porque los usuarios R34 citados arriba forman parte de un caso extremo. También es verdad que comparar el cargo fijo viejo mensualizado con el cargo fijo nuevo no es del todo correcto porque una parte de la tarifa que antes se canalizaba a través del cargo variable, ahora se computa exclusivamente dentro el cargo fijo.  Se puede coincidir, además, en que los valores absolutos que estaban pagando la mayoría de los usuarios de la Patagonia son bajos por la doble bonificación que tenían (descuento por zona fría y precio del gas diferencial) y eso alentaba un derroche del recurso. No obstante, todos esos argumentos no justifican el intento deliberado por tratar de disimular lo que se hizo.

Tarde o temprano los analistas que siguen al sector se iban a dar cuenta que en los nuevos cuadros tarifarios el cargo fijo figura en “$/mes”. Incluso los propios usuarios iban a sospechar que algo andaba mal cuando el cargo fijo que antes se dividía por dos en cada boleta, al igual que los m3 cúbicos consumidos (porque la medición es bimestral, pero la facturación es mensual) les empezara a llegar de manera completa todos los meses.

No es la primera vez que el gobierno intenta algún tipo de maniobra distractiva. A mediados de febrero dijo que los aumentos de tarifas para los usuarios de Edenor y Edesur iban a oscilar entre el 65% y el 150% y luego los cuadros tarifarios evidenciaron que la mayoría de los usuarios iban a tener que enfrentar subas que iban del 150% a más del 300%. De hecho, el propio gobierno publicó el miércoles pasado una resolución rectificatoria para suavizar ese ajuste. Habrá que ver qué pasa en esta oportunidad.  

, Fernando Krakowiak

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Pan American Energy incorpora líderes con experiencia operativa

Pan American Energy (PAE) lanzó un programa que busca incorporar perfiles con experiencia en supervisión de equipos de trabajo, que quieran reconvertir su perfil técnico, y sumarse a la industria energética, sector clave para el desarrollo de Argentina.

Bajo el lema “Reinventá tu perfil”, la iniciativa está orientada a la formación de Company Man / Company Woman, rol clave en las operaciones de campo, a través de un plan intensivo de aprendizaje técnico y experiencia en yacimiento, de la mano de referentes de la industria. La convocatoria estará abierta hasta el viernes 19 de abril a través de esta página.

Los desafíos que ofrece la posición son diversos: ejecución de los planes de trabajo, velando por el cumpliendo de las normas de Seguridad, Calidad y Medio Ambiente; supervisión de contratistas; comunicación constante con las distintas áreas de la operación y realización de informes diarios sobre la actividad en el campo en sistemas informáticos específicos.

El programa

Para participar del programa es necesario contar con estudios de tecnicatura o universitarios completos, experiencia en la conducción de equipos de trabajo operativos, disponibilidad para realizar diagramas de trabajo rotacional y, fundamentalmente, ganas de aprender nuevos conocimientos y formas de trabajo. 

“Es la primera edición de este programa que fue diseñado junto con el equipo de operaciones. Estamos muy entusiasmados en incorporar personas que quieran reconvertir su perfil para sumarse a nuestra industria, que es motor de desarrollo, bajo el lema de que ‘Nunca es Tarde’. En esta etapa inicial, los postulantes seleccionados tendrán la oportunidad de trabajar en nuestras operaciones del Golfo San Jorge”, sostuvo Victoria Traverso, Gerente Corporativo de Atracción, Aprendizaje y Desarrollo de Talento de Pan American Energy.

“Reinventá tu perfil” se suma a las distintas iniciativas que PAE tiene en marcha hace varios años en el país con el objetivo de incorporar talento a la industria, a través de diversos programas que buscan fomentar la pluralidad en la compañía: prácticas profesionales, pasantías nacionales e internacionales, jóvenes profesionales, y este nuevo programa que busca personas con experiencia liderando equipos operativos.

, Redaccion EconoJournal

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Tenaris sumó un nuevo set y ya son 10 los equipos de completación en Vaca Muerta

El mes de marzo volvió a arrojar cifras positivas para la actividad de Vaca Muerta. Al crecimiento verificado en las etapas de fractura, que llegaron a su mejor registro histórico, se le sumó la incorporación de un nuevo set de perforación. Gracias a este equipo, el décimo en la formación no convencional, durante abril podrían superarse las 2.000 fracturas.

Los números se desprenden del informe que presenta mes a mes Luciano Fucello, country manager de la empresa NCS Multistage. El experto destacó que Tenaris, brazo petrolero del Grupo Techint, puso en marcha su segundo set de perforación en Vaca Muerta.

“Tenaris subió un set más que ya está ubicado en Fortín de Piedra. Antes Vista había sumado otro de Calfrac a sus operaciones e YPF había incorporado uno de Weatherford para completar sus pozos”, indicó Fucello, quien detalló que en total ya son 10 los equipos en funcionamiento.

Desde el sector se estima que la inclusión del nuevo set de Tenaris permitirá aumentar considerablemente el nivel de producción en la Cuenca Neuquina. “Se está llegando al límite técnico, dado que con el equipo actual el máximo sería de 2.000 etapas, promediando eficiencias”, aclaró el referente de NCS Multistage.

Lo que en verdad faltan, acotó Fucello, son equipos de perforación. “No obstante, en el segundo semestre del año se podrían sumar otros cinco a la actividad”, aseguró.

Producción en alza

A lo largo de marzo, las operadoras superaron los registros de febrero e incrementaron la producción en Vaca Muerta en más de un 21%, con 1.643 etapas de fractura, cifra récord en la actividad.

Un mes antes, Vaca Muerta había presentado un nivel sostenido al alcanzar las 1.348 etapas de fractura, apenas por debajo de las 1.351 de enero. Vale resaltar que el valor de marzo batió la marca máxima de 1.389 etapas, alcanzada en septiembre de 2023.

En la comparación entre operadoras, YPF se posicionó en primer lugar, con un total de 662 fracturas. El podio también lo ocuparon Vista y Shell, con 323 y 153 punciones, respectivamente.

El resto del listado lo completan Pampa Energía, con 133 etapas; Tecpetrol, con 130; Pluspetrol, con 117; Total, con 59; Chevron, con 34; y Pan American Energy (PAE), con 32.

Halliburton, por su parte, fue la compañía de servicios con más etapas registradas (729), seguida por SLB (430), Calfrac (166), Tenaris (189) y Weatherford (129).

, Mauricio Luna

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Sendero Resources informó que halló recursos de oro en el proyecto Peñas Negras

La compañía canadiense Sendero Resources Corp. anunció los resultados que obtuvo en su programa inaugural de perforación en el proyecto de cobre y oro Peñas Negras, en el Cinturón de Vicuñas en La Rioja. La firma interceptó 256 m de 0,53 g/t de oro equivalente en el pozo PNDH003 (La Ollita).

Según informaron desde la empresa, la perforación en curso en La Ollita -que contempla los pozos PNDH004-PNDH006- está confirmando la presencia de un gran litocap epitermal argílico avanzado mineralizado telescopado -zonas de alteración ácida que comprenden distintos minerales- en un sistema de pórfido de oro y cobre. La compañía cree que el litocap podría ser mucho más extenso y que la exploración de extensiones será un foco para futuras perforaciones.

Resultados

El presidente ejecutivo de Sendero, Michael Wood, expresó: “Estamos encantados con los resultados iniciales de La Ollita, que confirman nuestra tesis de que se trata de un sistema telescópico epitermal/pórfido de alta sulfuración, al igual que otros depósitos importantes en el distrito de Vicuña, como Filo del Sol, y con calidad comparable a la calidad del recurso en Josemaría”.

A su vez, el ejecutivo advirtió que “estos sistemas telescópicos crean sistemas minerales grandes y diversos y La Ollita será el único foco para el resto del programa de perforación actual mientras buscamos obtener una mejor comprensión de la geometría del depósito, la distribución de leyes y la mineralogía”.

, Loana Tejero

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Exportación de GNL, una oportunidad para Argentina

El año 2024 recibió a la Argentina no solo con importantes cambios a nivel país, sino que además con el anuncio del presidente Biden de los Estados Unidos suspendiendo la aprobación de nuevas autorizaciones de exportación de gas natural licuado (GNL), incluyendo importantes proyectos que estaban destinados al abastecimiento de Europa y Asia.  La suspensión se fundamenta en cuestiones ambientales principalmente asociadas a las políticas de ese país en materia de cambio climático.

Ahora bien, ¿cómo se relaciona esta noticia con la Argentina? ¿Tiene Argentina los recursos y la capacidad para reemplazar los proyectos suspendidos? ¿Qué faltaría para que la Argentina alcance este objetivo?

Se proyecta que al 2050, un 75% de la demanda de GNL provendría de países asiáticos alcanzando un volumen de unas 500 millones de toneladas anuales.  Además, la guerra en Ucrania y ahora el conflicto en Gaza acentúan la tendencia en el mundo hacia la contractualización en el largo plazo del suministro de GNL.  La posibilidad de contractualización en el largo plazo es de primaria importancia para la viabilidad de los proyectos argentinos, ya que el respaldo de estos contratos con Offtakers (compradores) extranjeros es vital para el financiamiento de la infraestructura que debe construirse para viabilizar los proyectos locales.

A partir del descubrimiento del yacimiento no convencional Vaca Muerta y la factibilidad técnico-comercial de su explotación, sabemos que existen recursos suficientes para abastecer las necesidades de gas natural de los argentinos por varias generaciones.  Además, las empresas operando en la Argentina ya han demostrado en más de una década de actividad no convencional que cuentan con la capacidad técnica y operativa para eficientemente desarrollar y operar diligentemente estos recursos en gran escala.

Pablo Rueda

GNL argentino

Así, el GNL argentino cuenta hoy con demanda global, recursos excedentes, y también una razonable política de estado que hizo que desde el 2014, cualquiera sea el gobierno de turno y a pesar de severas crisis macroeconómicas, el sector continúe creciendo casi en solitario del resto del país.

Existiendo una ventana de entrada en el mercado global de GNL, y contando con los recursos y una decisión política de avanzar con estos proyectos apoyada por gobierno y oposición, ¿Cuáles son los pendientes para que estos proyectos superen la decisión final de inversión y comiencen a construirse?

Identificamos tres pendientes principales. Falta un marco legal especial para regir durante muchos gobiernos futuros. El marco jurídico aplicable a los proyectos de exportación de GNL necesita quedar blindado con garantías de estabilidad cambiaria, impositiva y regulatoria que viabilicen su financiamiento externo y sobrevivan a lo largo de los distintos gobiernos que se sucedan en la Argentina, sean de la orientación que sean. 

Falta un estudio a nivel nacional del que resulte la suficiencia de recursos y el interés nacional que justifique el otorgamiento de autorizaciones firmes de largo plazo de exportación de GNL. Sin esa certeza y estabilidad en el largo plazo de las autorizaciones de exportación, no existirán instituciones dispuestas a financiar los proyectos ni compradores offtakers dispuestos a comprometerse en firme a la compra del GNL argentino en el largo plazo.   Ejemplo de estos estudios se encuentran en las autorizaciones emitidas por los Estados Unidos y Canadá para la exportación de gas natural.

Finalmente falta posicionar a los proyectos de exportación de GNL argentino dentro el proceso global de transición energética hacia las energías renovables. Las políticas internacionales de mitigación del cambio climático cada vez hacen más difíciles el desarrollo de proyectos de exportación de GNL, no solo por las autorizaciones a nivel del país exportador, como es el caso de los Estados Unidos, sino también por las políticas de los países importadores de energía.  Por eso  la Argentina debe trabajar desde el sector público y el sector privado en  el desarrollo de proyectos de captura de carbono asociados a los proyectos de exportación de GNL, colocando estos proyectos en la agenda de mitigación del cambio climático fomentando el uso del gas natural en los mercados globales como una etapa necesaria en la transición energética del carbón hacia las energías renovables, y así convertir al gas natural en una herramienta para el logro de los objetivos del Acuerdo de París, y no como un obstáculo para alcanzarlos.

Resueltos estos pendientes, la Argentina estará en condiciones de acceder al mercado global de GNL.

*Socio de MHR Abogados.

, Pablo Rueda

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Cambio del régimen tarifario del gas: por qué los efectos en el ahorro del consumo no se verán en lo inmediato para un hogar

El aumento de las tarifas del gas que oficializó el gobierno este miércoles contempla una fuerte suba del cargo fijo, tal como adelantó EconoJournal el sábado. En el caso de los usuarios residenciales de Metrogas que registran los mayores consumos, ese componente llega a 52.852 pesos. Si se suma el 28% de impuestos, el monto mínimo que deberán desembolsar esos hogares es de 67.650 pesos por mes, sin contar los metros cúbicos consumidos.  Eso significa que, si a partir de ahora deciden no gastar ni una sola molécula de gas, igual deberán pagar ese monto en su próxima factura.

Eso es porque, a diferencia de lo que ocurre en el sector eléctrico, las categorías de cada usuario se definen a partir de sus consumos anuales, tomando en cuenta los 12 meses previos a la emisión de la factura. Por lo tanto, la baja de categoría es consecuencia de una reducción en el consumo que inevitablemente es gradual.

Entre los usuarios residenciales de Metrogas que registran los mayores consumos el cargo fijo aumenta a 52.852 pesos.

La decisión de elevar la incidencia del cargo fijo por sobre el cargo variable constituye una reforma sustancial del régimen tarifario. Hasta ahora, las distribuidoras venían cobrando la mitad de su ingreso a través del cargo variable y la otra mitad a través del cargo fijo, pero pidieron que todo el VAD se aplique sobre el cargo fijo para tener más previsibilidad en sus ingresos a lo largo del año.

El objetivo que se buscó es aplanar la tarifa e independizar así los recursos de la estacionalidad que evidencian los consumos. De ese modo, pueden hacer frente con mayor facilidad a una estructura de costos que no varía sustancialmente entre el invierno y el resto del año. Sin embargo, para muchos usuarios tendrá un fuerte impacto en los primeros meses, sobre todo para los agrupados en la categoría R34, donde se incluyen aquellos hogares que durante el último año demandaron más de 1800 m3 de gas natural.

Consumos de un R34

Por ejemplo, un hogar que en los últimos 12 meses consumió 1956 m3 pudo haber llegado a esa cifra gastando 112 m3 en el segundo bimestre el año pasado (marzo-abril), 310 m3 en el tercero (mayo-junio), 586 m3 en el cuarto (julio-agosto), 570 m3 en el quinto (septiembre-octubre), 273 m3 en el sexto (noviembre-diciembre) y 105 m3 en el primer bimestre de este año (enero-febrero).

Si en el segundo bimestre redujera su consumo a 90 m3, un 20% respecto del mismo período del año anterior, igual seguiría siendo R34 porque su consumo anual quedaría en 1934 m3.

Si en el tercer trimestre (mayo-junio) hiciera un esfuerzo mayor y consumiera solo 200 m3, un 35,5% menos que en el mismo período de 2023, igual seguiría siendo R34 ya que el acumulado anual arrojaría 1824 m3.

Si en el cuarto bimestre, ya en pleno invierno, gastara 300 m3 estaría logrando una baja interanual del 48,8% y recién ahí el acumulado de los últimos 6 bimestres se ubicaría en 1538 m3 anuales pudiendo bajar a la categoría R33 donde se ubican los que consumen entre 1501 y 1800 m3 anuales. De ese modo, y luego de un esfuerzo significativo, recién en septiembre pagaría un cargo fijo menor.

Cuántos están en esa situación

Fuentes de Metrogas informaron a EconoJournal que solo el 4% de sus clientes son R34. Como el total de usuarios que tiene la compañía llega a 2,4 millones, se estima que son cerca de 100 mil, aunque en la empresa afirman que en realidad son unos 70 mil porque el número de “usuarios activos” es menos de 2,4 millones. Dentro de ese universo se incluyen casas y/o departamentos de grandes dimensiones y los servicios centrales de consorcios de departamentos de propiedad horizontal.

Desde la empresa aseguraron que la fuerte suba del cargo fijo para los R34, que llega al 1369% para los usuarios sin subsidio y a 1919% para los usuarios de ingresos bajos agrupados en el Nivel 2, se aplicó pensando en los consorcios de servicios centrales que prorratean el cargo fijo entre varios propietarios, pero no precisaron cuántos de esos 70 mil usuarios son consorcios.

Otra opción hubiera sido crear directamente la categoría “consorcios”. Una fuente del sector privado aseguró a EconoJournal que el gobierno evalúa crearla, pero inicialmente decidieron avanzar de este modo para no demorar la implementación del aumento.

, Fernando Krakowiak

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Oficializaron las nuevas tarifas de gas natural: cargo fijo repotenciado y mayor aumento para los hogares de la Patagonia

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), a cargo del interventor Carlos Casares, publicó este lunes los nuevos cuadros tarifarios de las licenciatarias de transporte y distribución de gas por redes y también la fórmula de actualización mensual que se utilizará a partir de mayo para aumentar las tarifas de forma automática mes a mes.

A través de 12 resoluciones publicadas en este miércoles en el Boletín Oficial – que corresponden a las transportistas de gas TGS y TGN y a las distribuidoras Metrogas, Gasnor, Gas Cuyana, Naturgy Ban, Camuzzi Gas Pampeana, Gasnea, Litoral Gas, Camuzzi Gas del Sur, Redengas y Distribuidora Gas del Centro– se confirmó que, tal como había adelantado este sábado EconoJournal, el gobierno decidió reformar el régimen tarifario y aplicar una fuerte suba del cargo fijo en las facturas del gas, sobre todo en las categorías de mayor consumo. También, que los hogares de la Patagonia percibirán mayores aumentos.

La decisión del gobierno afectará en mayor medida a los usuarios encuadrados dentro del Nivel 1 (N1), de altos ingresos, que representan el 40% de la totalidad, y en un segundo plano a los hogares N2 y N3, de sectores populares e ingresos medios, que tendrán un aumento menor. La medida de trasladar la actualización del Valor Agregado de Distribución (VAD) completamente en el cargo fijo responde a una solicitud de las distribuidoras para aplanar sus ingresos a lo largo de todo el año y de esa manera, tener más previsibilidad.

Incrementos en la Patagonia

En el caso de la Patagonia, el cargo fijo -que no varía en función del consumo-, el Enargas autorizó una fuerte suba para el cargo variable incluido dentro del nuevo cuadro tarifario, que cubre el precio del gas y el margen de transporte.

De los nuevos cuadros tarifarios de Camuzzi Gas del Sur para la provincia de Neuquén surge, por ejemplo, que para los usuarios del Nivel 1 que correspondan a un hogar R1 (consumo de hasta 500 m3 anuales) que venían abonando un cargo fijo de $ 531,70, a partir de ahora deberán pagar $ 3.038,18, es decir, un 471,4% más.

Para los hogares R23 (consumo de 801 a 1000 m3 anuales), que venían pagando un cargo fijo de $ 728,90 ahora deberán desembolsar $ 6.780,53, un 830,24% más, y además percibirán un aumento del 311,85% en el cargo variable.

A su vez, los hogares R33 (consumo de1501 a 1800 m3 anuales) que hasta el mes pasado abonaban un cargo fijo de $ 1485,69, empezará a pagar $ 11.798,47, un 694,14% más y también un 293,58% adicional del cargo variable.

En Santa Cruz, para los hogares N1 de la categoría R1 el aumento en el cargo fijo fue de 1243%. Para los hogares R23 el incremento del cargo fijo trepó a un 1966%. Asimismo, para los usuarios agrupados en la categoría R33 el cargo fijo se incrementó en un 1679% y el cargo variable en un 349,74%.

, Loana Tejero

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Marín: “Para el 2030 el país tiene que alcanzar una producción de un millón de barriles diarios de petróleo. Trabajo para que la Argentina exporte US$ 30.000 millones”

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, se refirió al desarrollo de Vaca Muerta y a los objetivos que se han planteado desde la petrolera para los próximos cuatro años. En ese sentido, expresó: “Para el 2030 el país tiene que alcanzar una producción de un millón de barriles diarios de petróleo.Trabajo para que la Argentina exporte 30.000 millones de dólares”, en diálogo con Radio Mitre.

El ejecutivo dio cuenta del plan 4×4 que se diseñó desde la firma, que tiene como objetivo cuadriplicar a YPF en cuatro años y sostuvo: “Vamos a superar todos los obstáculos para alcanzar ese objetivo. Para destrabar la producción y llegar al millón de barriles estamos construyendo un oleoducto para unir Vaca Muerta con Río Negro”.

El desarrollo de GNL

Asimismo, Marín destacó el rol del Gas Natural Licuado (GNL) como uno de los pilares fundamentales del plan que impulsa para la petrolera y aseguró: “Estamos avanzando en un único proyecto liderado por YPF para toda la industria: ‘Argentina LNG’”. “El objetivo es duplicar la producción de gas para su exportación”, adelantó.

En esa misma línea, consideró que YPF tiene que mejorar las eficiencias a través de la industrialización de sus operaciones y rever el rol de las empresas asociadas con la finalidad de concentrar la actividad de YPF en la energía.

Campos maduros

Además, el titular de la petrolera bajo control estatal habló de los campos maduros y aseveró que “YPF tiene que alocar el capital donde es más rentable y permitir que otras empresas desarrollen esas áreas”.

Por último, concluyó que “la petrolera es una sociedad anónima que debe generar valor para los accionistas. Un gran activo es que sus empleados, los ypfianos, sienten una gran motivación de trabajar en la compañía. Hay que estar acá para saber lo que es trabajar en YPF es impresionante”.

, Redaccion EconoJournal

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Las claves detrás del cruce de versiones sobre la paralización de la construcción del reactor CAREM

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) esta reclamando una deuda equivalente a unos 9 millones de dólares por la construcción de los reactores CAREM y RA-10. Así surge de una notificación remitida por la CNEA a la Secretaria de Energía vista por EconoJournal. La situación fue admitida públicamente por la titular del organismo nuclear, Adriana Serquis. El reactor RA-10 es un proyecto que esta prácticamente terminado y que fuentes del sector nuclear creen que el gobierno no dejará sin fondos. Pero la perspectiva para el CAREM es otra: las cifras estimadas para la concreción del proyecto chocan de frente con el objetivo de superávit fiscal primario del Ministerio de Economía conducido por Luis Caputo.

La notificación remitida el viernes 22 de marzo advierte de un inminente corte de servicios en centros atómicos y parada de obra en los proyectos CAREM, RA-10 y el plan de medicina nuclear por un corte de pagos desde diciembre de 2023.

En el caso del proyecto CAREM la CNEA se ha visto impedida de efectuar pagos a las contratistas del
proyecto, los cuales son canalizados a través de un fideicomiso. La deuda total asciende a 3.643.712.501,39 de pesos (US$ 4.159.489 al tipo de cambio oficial). En el caso del reactor RA-10 la deuda reclamada es por 4.484.921.874 de pesos (US$ 5.119.773 al tipo de cambio oficial) correspondiente a certificados de los meses de diciembre 2023 y enero 2024.

La CNEA advirtió que el corte derivó en problemas financieros «en los pequeños proveedores de servicios en los centros atómicos y regionales, como también en los constructores de nuestras principales obras estratégicas» y advierte de un corte de obra en CAREM y RA-10 desde el lunes 25. Efectivamente, un centenar de trabajadores abocados a la obra del reactor CAREM en el complejo Atucha fueron desvinculados ese día. La noticia fue confirmada por el secretario General de UOCRA Seccional Zárate, Julio González. Ninguno de los trabajadores son empleados de CNEA; la mayoría son empleados de Masoero y Asociados, empresa contratada por Nucleoeléctrica Argentina, la empresa operadora de las centrales nucleares y actualmente el contratista principal en la obra del reactor.

Cruce de versiones

La noticia de la paralización de la obra del CAREM choca de frente con la promoción del proyecto realizada hace poco por el secretario de Estrategia Nacional, el ex brigadier Jorge Jesús Antelo, en una cumbre mundial de energía nuclear en Bélgica organizada por el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA). Desde la Jefatura de Gabinete comandada por Nicolás Posse, a la que responde Antelo, hicieron circular que «las obras del programa nuclear argentino tienen continuidad en el marco de un proceso técnicamente ajustado a las capacidades de financiamiento existentes«.

En declaraciones radiales, la presidenta de la CNEA explicó que la incertidumbre sobre los proyectos tiene origen en el recorte generalizado de los fondos fiduciarios ordenado por el gobierno. «Lo que pasó esta semana fue que como entra dentro de la lista de los fideicomisos, que nos dijeron que no iba a entrar, estamos sin poder ejecutar ni un centavo de ese proyecto», explicó acerca del fideicomiso asignado a la construcción del CAREM.

«Por ese tema de los fideicomisos es que se le informó a NASA que no se le podían hacer los pagos. Con lo cual NASA decidió que a una de las subcontratistas no continuase con esa partecita de la obra y eso implicaba despedir a 69 trabajadores. Se ha pedido una conciliación de parte de UOCRA», remarcó Serquis a radio Splendid.

Perspectivas para el CAREM

En el contexto del congelamiento de los presupuestos en el Estado y el freno de pagos en distintas áreas para alcanzar la meta de superávit fiscal primario para este año establecida por el Ministerio de Economía no sorprende demasiado que los proyectos nucleares también sean alcanzados. En el área energética, Caputo incumplió la obligación del Estado de pagar la transacción económica mensual de CAMMESA que es para cubrir los costos de generación y transporte eléctrico, además de incumplir los pagos del Plan Gas.

Fuentes del sector nuclear consultadas por este medio coinciden en que habrá presupuesto para la finalización del reactor RA-10 en Ezeiza, que se encuentra próximo a su finalización y se espera su puesta en operación en 2025. Pero el escenario para el CAREM luce distinto debido a las cifras en juego.

La CNEA informaba poco tiempo atrás que el proyecto CAREM tiene una fecha de finalización estimada para el 2028, pero no hay una estimación pública sobre la inversión requerida para su finalización. La construcción comenzó en 2014 y la inversión realizada hasta ahora asciende a unos US$ 600 millones. Las cifras de inversión faltante relevadas entre fuentes del sector nuclear vinculadas con el proyecto oscilan entre los 200 y 300 millones de dólares.

Socio externo para el proyecto

Frente a la necesidad de inversión y las restricciones presupuestarias, existen conversaciones para abrir el proyecto a la participación de un socio externo. La CNEA comenzó a recorrer esa posibilidad tiempo atrás con la creación de una gerencia para la comercialización del CAREM. También firmó recientemente con INVAP un acuerdo para impulsar exportaciones y oportunidades vinculadas al reactor.

El CAREM es un prototipo de reactor modular pequeño (SMR por sus siglas en inglés) de 25 MW eléctricos. Es el primer reactor de potencia (de generación de electricidad) que se diseña en el país. El objetivo del prototipo es probar el diseño y las tecnologías que permitirán avanzar a una versión CAREM comercial, de más potencia, en módulos de más de 100 MW.

La Agencia de Energía Nuclear (NEA), el ente nuclear de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE), ubicó al CAREM entre los diseños con los mayores niveles de avance en las variables consideradas: licenciamiento, emplazamiento (construcción), financiamiento, cadena de suministros, «engagement» y combustible.

Efectivamente, el prototipo CAREM es uno de los pocos proyectos modulares pequeños que se encuentran en construcción en el mundo, pero gigantes de la industria nuclear como GE Hitachi o Westinghouse apuntan a comenzar a construir sus primeros SMR antes del 2030. Otras compañías nuevas, como Terra Power, del magnate Bill Gates, también tienen proyectos.

Desafíos de ingeniería

Una decena de fuentes con ascendencia en el sector nuclear explicaron a este medio que un proyecto innovador como este suele presentar retrasos por los desafíos relacionados con el diseño del reactor y de ingeniería de los componentes. «Nuestro país esta construyendo un prototipo mientras que el resto de las compañías apuntan a construir una versión comercial directamente, a nadie debería sorprenderle si también encuentran desafíos durante el desarrollo y construcción», explicó una de las fuentes.

Como ejemplo, otra fuente citó la complejidad para fabricar los 12 generadores de vapor que irán dentro del reactor. «Cada generador es una camisa de tubos muy finos con un armado muy complejo y que demanda tiempo», graficó. Conuar, empresa contratista para la fabricación de los generadores, terminó en 2023 la fabricación de uno de los doce equipos.

Una tercera fuente contrasta este proyecto con el RA-10. «El CAREM es un caso completamente distinto al del RA-10, que es para producción de radioisótopos médicos. INVAP lleva décadas exportando reactores de este tipo», concluyó.

, Nicolás Deza

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EXCLUSIVO: el gobierno reforma el régimen tarifario y aplica una fuerte suba del cargo fijo en las facturas del gas

El gobierno decidió elevar sustancialmente la incidencia del cargo fijo en el monto de la factura final de los usuarios de gas natural. En Naturgy Ban la suba llega hasta el 424,8% y en Metrogas se dispara hasta un 1745,6%. Para precisar el impacto en la factura final resta saber cuál será la variación del cargo variable por m3 consumido, el cual no figura en los acuerdos firmados por las distribuidoras, a los que accedió EconoJournal en exclusiva, pero forma parte de los cuadros tarifarios que Enargas deberá publicar en las próximas horas.

La decisión de elevar la incidencia del cargo fijo por sobre el cargo variable constituye una reforma sustancial del régimen tarifario tomada a raíz de una solicitud de las distribuidoras. Hasta ahora, estas empresas venían cobrando la mitad de su ingreso a través del cargo variable y la otra mitad a través del cargo fijo, pero pidieron que todo el VAD se aplique sobre el cargo fijo para tener más previsibilidad en sus ingresos a lo largo del año.

El objetivo es aplanar la tarifa e independizar así los recursos que perciben de la estacionalidad que evidencian los consumos. De ese modo, pueden hacer frente con mayor facilidad a una estructura de costos, fundamentalmente los salarios, que no varía sustancialmente entre el invierno y el resto del año. No obstante, la medida genera polémica porque especialistas consultados por EconoJournal aseguraron que lo que corresponde es distribuir los costos de acuerdo al consumo de cada usuario.

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Cómo impacta el cargo fijo

Lo que sigue es un detalle de cómo variará el cargo fijo para las distintas categorías de consumo de un hogar de Metrogas ubicado en la Ciudad de Buenos Aires y en uno de Naturgy Ban en el Gran Buenos Aires. El monto no cambia de acuerdo a los niveles de segmentación de ingresos vigentes (Nivel 1, 2 o 3) porque todos pagan lo mismo, pero en el caso de Metrogas el aumento es mayor en todas las categorías y la brecha con Naturgy Ban se amplía en los consumos más altos, algo que deberán explicar las autoridades de la Secretaría de Energía y del Enargas.

Metrogas

Hogar R1 (consumo de hasta 500 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 639,61 pesos mensuales y ahora deberá desembolsar 2212,22 pesos por este mismo concepto, un 245,8% más.

Hogar R21 (501 y 600 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 676,05 pesos mensuales y ahora deberá desembolsar 6558,67, un 870% más.

Hogar R22 (651 a 800 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 773,04 pesos mensuales y ahora pagará 7955,95 pesos, un 929,2% más.

Hogar R23 (801 a 100 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 874,14 pesos mensuales y ahora pagará 10.057,72 pesos, un 1050,58% más.

Hogar R31 (1001 a 1250 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 1139,2 pesos mensuales y ahora pagará 12.390,85 pesos, un 987,6% más.

Hogar R32 (1251 a 1500 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 1321,41 pesos mensuales y ahora pagará 16.253,92 pesos, un 1130% más.

Hogar R33 (1501 a 1800 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 1770,46 pesos mensuales y ahora pagará 22.198,39 pesos, un 1153,8% más.

Hogar R34 (más de 1801 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 2863,62 pesos mensuales y ahora pagará 52,852,51 pesos, 1745,6%.

Naturgy Ban

Hogar R1 (consumo de hasta 500 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 847,22 pesos mensuales y ahora deberá desembolsar 1800,37 pesos por este mismo concepto, un 112,5% más.

Hogar R21 (501 y 600 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 896,74 pesos mensuales y ahora deberá desembolsar 4017,81, un 348% más.

Hogar R22 (651 a 800 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 1041,92 pesos mensuales y ahora pagará 5024,27 pesos, un 382,2% más

Hogar R23 (801 a 100 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 1541,72 pesos mensuales y ahora pagará 6193,62 pesos, un 301,7% más.

Hogar R31 (1001 a 1250 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 1541,72 pesos mensuales y ahora pagará 7687,39 pesos, un 398,6% más.

Hogar R32 (1251 a 1500 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 1789,30 pesos mensuales y ahora pagará 9391,20 pesos, un 424,8% más.

Hogar R33 (1501 a 1800 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 2384,34 pesos mensuales y ahora pagará 11.215,7 pesos, un 370,3% más.

Hogar R34 (más de 1801 m3 anuales): venía pagando un cargo fijo de 3869,86 pesos mensuales y ahora pagará 19.278,86 pesos, 398,1%.

Inversiones y demandas

Como parte de la negociación para avanzar con la actualización de tarifas, Metrogas se comprometió en la cláusula cuarta del acuerdo a invertir 19.590 millones de pesos en obras durante 2024, mientras que Naturgy Ban desembolsará 15.050 millones de pesos.

El dinero deberá orientarse a “obras de infraestructura gasífera, priorizando la seguridad de la red, la confiabilidad del sistema y la calidad del servicio, así como mejoras en la facturación, atención al usuario y equipamiento tecnológico”.

A su vez, las licenciatarias se comprometen en la cláusula quinta de sus respectivos acuerdos a “la suspensión, mantenimiento o prórroga de la suspensión de todos los reclamos, recursos, acciones, demandas o planteos de cualquier índole, en curso o en vías de ejecución, en foros nacionales, extranjeros o internacionales, sea en sede administrativa, arbitral, judicial u otro mecanismo de solución de controversias, que se encuentren fundadas o vinculadas de cualquier modo a la Renegociación Tarifaria Integral”.

“Asimismo, la licenciataria manifiesta en este acto que realizará sus mejores esfuerzos para evitar el inicio de reclamos, recursos o acciones por parte de sus accionistas por las causas antes mencionadas”, dice otro párrafo de la cláusula quinta.

No obstante, se aclara que “si (a) durante el mes de abril de 2024 los cuadros tarifarios resultantes del presente acuerdo no entraran en vigencia o (b) si no se aplicase la actualización mensual prevista en la cláusula tercera del presente acuerdo, entonces la licenciataria podrá denunciar unilateralmente el presente acuerdo, quedando en libertad de retomar todas las acciones suspendidas y/o iniciar las que considere apropiadas”.

, Fernando Krakowiak

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EXCLUSIVO: cómo será la fórmula con la que todos los meses se actualizarán de modo automático las tarifas de gas a partir de mayo

El gobierno firmó el martes pasado una serie de acuerdos con transportistas y distribuidoras de gas para avanzar ahora con la adecuación de tarifas y poner en marcha en mayo una fórmula de actualización mensual automática para evitar que vuelvan a atrasarse en términos reales. EconoJournal accedió en exclusiva a los respectivos acuerdos donde se explicita que la formula tomará en cuenta la evolución del índice de salarios del sector privado registrado, el índice de precios mayoristas y el costo de la construcción.

Los acuerdos de adecuación transitoria de tarifas establecen en su cláusula tercera que “a partir del mes de mayo de 2024 y hasta tanto entren en vigencia los cuadros tarifarios que resulten de la revisión tarifaria (conforme lo previsto en el artículo 3 del decreto 55/2023), el Enargas procederá a actualizar la tarifa de distribución de la licenciataria utilizando la fórmula contemplada en el anexo III”.

Componentes de la ecuación

En dicho anexo, titulado “Fórmula de actualización de los cargos de distribución y tasas y cargos por servicios” se presenta una ecuación que contempla las tres variables que se tomarán en cuenta para el ajuste con su respectiva ponderación.

Al índice de salarios del sector privado registrado que publica el Indec le asigna una ponderación de 0,490 y aclara que se tomará en cuenta el dato del cuarto mes previo a la actualización. El Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM), también del Indec, tendrá una incidencia de 0,368 y se tomará en cuenta el segundo mes previo a la actualización. Por último, se considerará el Índice del Costo de la Construcción en el Gran Buenos Aires, capítulo Materiales, que publica el Indec, con una ponderación de 0,142 correspondiente al segundo mes previo al de la actualización.

De este modo, el número con el que las empresas ajustarán las tarifas todos los meses surgirá en un 49% de la variación del índice salarial del sector privado registrado, en un 36,8% de la inflación mayorista y en un 14,2 por ciento del costo de la construcción.

La idea de actualizar las tarifas mensualmente con un índice que acompañe a las principales variables de la economía ya había comenzado a analizarse durante el gobierno de Alberto Fernández cuando la inflación empezó a despegar cada vez más. EconoJournal había adelantado en agosto que Enargas estaba trabajando en un indicador de esas características, aunque una vez publicada la información fue desmentida el ente a pedido del subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal.  

, Fernando Krakowiak

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Luis Fasanella, el apuntado para asumir la presidencia de la estatal Nucleoeléctrica

El gobierno ya eligió un nombre para asumir la presidencia de Nucleoeléctrica Argentina (NASA), la compañía operadora de las centrales nucleares. El elegido es Luis Fasanella, un hombre de larga trayectoria en Corporación América, el holding empresarial de Eduardo Eurnekián, según pudo confirmar EconoJournal de tres fuentes sin contacto entre sí. Se trata del primer movimiento de relevancia del gobierno de Javier Milei dentro del sector nuclear a más de cien días de su asunción y en el contexto de versiones cruzadas sobre una paralización inminente en las obras de los reactores RA-10 y CAREM de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

De bajo perfil público, Fasanella, que llegará a la conducción de NASA con el respaldo político del jefe de Gabinete, Nicolás Posse, es un ingeniero egresado del ITBA y en los últimos años se especializó en el área de energías renovables. Se desempeñó hasta ahora como desarrollador de Nuevos Negocios en Corporación América, con una trayectoria de 14 años en el grupo empresarial. Es oriundo de General Roca, Río Negro, y no tiene especial formación en el sector nuclear. En Compañía General de Combustibles (CGC), la empresa de energía que preside Hugo Eurnekian, fue el encargado de negociar con INVAP, una de las naves insignias de la industria atómica local, la construcción de un proyecto eólico en Cerro Policía en la provincia patagónica, que finalmente no prosperó. También fue docente de ingeniería electrónica en el ITBA.

Luis Fasanella, el elegido para presidir Nucleoeléctrica.

Fasanella viajó la semana pasada a Bélgica para presenciar la Nuclear Energy Summit, la primera cumbre mundial para el reimpulso de la energía nuclear organizada por el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA). La Argentina estuvo entre los 32 países que participaron de la cumbre. Al frente de la comitiva estuvo el secretario de Estrategia Nacional, el bridadier Jorge Jesús Antelo. El secretario general del OIEA, Rafael Grossi, recibió a Antelo, Fasanella y otros funcionarios y representantes de empresas argentinas.

Luis Fasanella, de corbata rosa (segundo desde la derecha de corbata rosa), en la reunión con Rafael Grossi.

Extensión de vida de Atucha I

Nucleoeléctrica opera las centrales nucleares Atucha I y II en Buenos Aires y Embalse en Córdoba. La compañía estatal tiene en su horizonte inmediato el comienzo del proyecto de extensión de vida de Atucha I. El secretario de Estrategia Nacional señaló en Bélgica que se avanzará con el proyecto.

«Este año nuestra primera central nuclear, Atucha I, cumple cincuenta años en operación y ya estamos comenzando las actividades de extensión de vida para que opere otros 20 años más«, declaró Antelo. La central parará en septiembre para comenzar con los trabajos de extensión, que demandarán unos 30 meses.

La empresa ya licitó tres tramos del fideicomiso NASA IV para la prolongación de vida de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados para Atucha II (ASECG II). El fondeo total asciende a US$ 180 millones. La extensión de vida tiene un costo estimado de US$ 450 millones y la construcción del ASECG II tendría un costo similar al ASECG I, puesto en operación en 2022, que demandó una inversión de 6000 millones de pesos.

Con estos proyectos, Nucleoeléctrica garantizará la operación de las centrales nucleares en el largo plazo. Atucha II comenzó a operar en 2014, aunque registró dos paradas largas por distintos inconvenientes que la mantuvieron más fuera de servicio que en operación. La central Embalse comenzó en 2019 un segundo ciclo de operación por otros 30 años más, luego de una parada por obras de extensión de vida entre 2016 y 2018 que demandó una inversión de casi US$ 2000 millones.

Proyecto Atucha III

El gobierno también tendrá que tomar una decisión sobre el proyecto Atucha III, la cuarta central nuclear con financiamiento de China, que continua formalmente en pie.

Con el aval del Ministerio de Economía, conducido por Sergio Massa en ese momento, Nucleoeléctrica y China National Nuclear Corporation (CNNC) firmaron en octubre una prórroga del contrato de Ingeniería, Suministros y Construcción (EPC) para la construcción de la cuarta central. El contrato seguirá vigente hasta abril de 2025. Fue la segunda prorroga firmada bajo el gobierno de Alberto Fernández debido a la falta de una definición política sobre el proyecto, cuyas negociaciones iniciaron en la segunda presidencia de Cristina Fernández de Kirchner.

El contrato es por un reactor Hualong One (HPR1000) de 1200 MW eléctricos (1150 MW netos) . Es un reactor de tercera generación diseñado en China por CGN y CNNC.

, Nicolás Deza

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El gobierno mantiene el régimen de Zonas Frías, pero sube casi hasta un 500% el precio del gas sobre el que aplica el beneficio en la Patagonia

El gobierno decidió por ahora mantener el régimen de zonas frías que establece descuentos de hasta un 50% sobre la tarifa de gas. Sin embargo, fijó el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) en un valor similar para todo el país, cuando hasta ahora en la Patagonia venían pagando poco menos de la mitad de lo que pagaba el resto. De este modo, las subas del PIST en el sur del país llegan casi el 500%, mientras en Buenos Aires se ubican en torno al 150%.

Doble beneficio

Debido a las bajas temperaturas que enfrentan durante gran parte del año, los usuarios patagónicos tenían dos beneficios. Por un lado, reciben un subsidio conocido como Fondo Patagónico creado en 2002 a través de la ley 25.565, que les cubre el 50% de la factura de gas antes de impuestos y que en 2021 amplió a casi la mitad del país a través de la ley 27.637 de Zonas Frías. Además, venían pagando el PIST a menos de la mitad de lo que se lo abona en el resto del país. Esta distinción la introdujo el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner a través de la resolución 226/2014 que incrementó el precio de gas en boca de pozo para todos los usuarios menos para los de Camuzzi Gas del Sur.

El gobierno primero le apuntó a Ley de Zonas Frías, la cual buscaba eliminar a través de su proyecto de Ley Ómnibus. Sin embargo, debido a la resistencia de los gobernadores finalmente el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, descartó su eliminación cuando asistió al Congreso en enero. No obstante, decidió ponerle fin al precio diferencial del PIST que los usuarios de Camuzzi Gas Sur venían percibiendo desde hace 10 años, lo que provocará aumentos sustancialmente mayores en la Patagonia.

Los aumentos

Por ejemplo, un cliente Nivel 1 (sin subsidio) residente en la provincia de Neuquén venía pagando hasta ahora un PIST de 0,50 dólares por millón de BTU, mientras los clientes N1 de Metrogas en el AMBA pagaban cerca de 1,10 dólares. La resolución 41/2024 de la Secretaría de Energía publicada este miércoles elevó el precio del PIST para los clientes N1 de Metrogas a 2,89 dólares para este mes de abril, un 162% más, mientras que los clientes de Camuzzi Gas del Sur de Neuquén deberán empezar a pagar 2,93 dólares, un 486% más.

El precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte subió 486% para un cliente N1 de Neuquén.

El aumento será todavía peor en el período mayo-septiembre ya que la resolución 41/2024 contempla un incremento adicional del precio del gas para el invierno. El PIST que pagan los usuarios de Neuquén trepará en esos meses a 4,50 dólares. Es decir, un 800% más de lo que pagan ahora.

Algo similar ocurre con los usuarios de bajos recursos nucleados en el Nivel 2. Los que son clientes de Metrogas venían pagando el PIST a 0,32 dólares por millón de BTU y ahora deberán pagar 0,77 dólares, un 140% más, mientras que en Neuquén los clientes de Camuzzi Gas del Sur pagaban 0,19 y ahora pagarán 0,78 dólares por millón de BTU, un 310% más. En este caso, todavía no está definido cuando deberán pagar a partir de mayo.   

En Tierra del Fuego un usuario Nivel 3 de ingresos medios venía pagando hasta ahora 0,19 dólares por millón de BTU y con el nuevo ajuste tendrá que desembolsar 0,74 dólares, un 289,4% más.

Fuentes oficiales aseguraron a EconoJournal que lo que se busca con esta medida es desalentar parcialmente el consumo de gas en la Patagonia, pues afirman que debido a los bajos precios los usuarios no realizaban un uso racional del recurso.

La paradoja de las zonas frías

El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales, conocido como Fondo Patagónico, beneficiaba inicialmente a unos 800 mil hogares. En lo formal se financiaba con un recargo que pagan los usuarios del resto del país y las distribuidoras transfieren al productor que opera como agente de retención, aunque en los hechos, y debido al congelamiento tarifario, en distintos momentos se terminó cubriendo una parte sustancial con recursos del Tesoro.

En 2021 el gobierno de Alberto Fernández amplió ese beneficio a otros 3 millones de hogares ubicados ya no solo en lugares fríos sino también en regiones templadas cálidas. Entre las nuevas regiones beneficiadas se encuentran gran parte de la provincia de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, la provincia de Mendoza y casi la totalidad de la provincia de San Luis. 

Cuando el proyecto se discutió en el Congreso, el entonces titular del Enargas, Federico Bernal aseguró, que la medida no iba a implicar un crecimiento de los subsidios, que fue lo que finalmente ocurrió.

Como esa iniciativa se aprobó por ley y cuenta con el respaldo de muchos gobernadores, el gobierno resignó por ahora ese frente de batalla y decidió solo poner fin al precio del gas diferencial que beneficiaba a la Patagonia. Como consecuencia de ello, se da la paradoja que los que deberán enfrentar los mayores aumentos del gas son aquellos hogares que sí viven en las regiones más frías del país.

, Fernando Krakowiak

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A contramano de la línea que baja el gobierno de Javier a Milei, Salta frenó el aumento de las tarifas eléctricas

La administración del gobernador salteño Gustavo Sáenz, a través del Ente Regulador de los Servicios Públicos, dispuso este miércoles la suspensión por 120 días de la actualización tarifaria del servicio de electricidad, aprobada el 31 de enero. En esa misma línea, comunicó a la Empresa Distribuidora de Salta para que se abstenga de aplicar los aumentos previstos para las boletas de luz y que emita las facturas acordes a los cuadros tarifarios vigentes a febrero de 2024.

La iniciativa de Sáenz, que se dio a conocer luego de la cumbre de gobernadores del Norte Grande que se realizó en Salta y en la que participó el ministro del Interior de la Nación, Guillermo Francos, generó señales contradictorias. Por un lado, el gobernador anfitrión buscaba generar una foto en señal de acercamiento de cara al tratamiento en el Congreso de la nueva Ley Bases y Puntos de Partida y para el paquete de reformas fiscales. Sin embargo, al mismo tiempo, impulsa una medida que va contramano del objetivo que persigue en gobierno de recomponer las tarifas y trasladar los precios reales a la demanda.

Esto es así porque el Gobierno eliminó todos los subsidios a la luz, a excepción de los usuarios residenciales segmentados como N2 y N3 de ingresos bajos y medios, e incrementó el costo estacional de la energía de manera uniforme en todo el país. En el caso del Valor Agregado de Distribución (VAD) los incrementos desde marzo son dispares de acuerdo a las jurisdicciones, y están en distinta etapa de actualización.

A contramano

Esta iniciativa puede generar un precedente contrario a la normalización de las deudas que distribuidoras provinciales públicas o privadas y cooperativas de todo el país mantienen con Cammesa por la compra de energía, lo que las compañías sólo afrontarían mediante la actualización del VAD, el único valor que fijan las autoridades provinciales.

La decisión del gobierno salteño se dio a conocer luego de las fuertes críticas encabezadas por el líder opositor, el ex candidato a gobernador y actual diputado nacional de Unión por la Patria (UxP), Emiliano Estrada, quien se sumó a la Cámara Hotelera Gastronómica y Afines de Salta y a la Cámara de Comercio e Industria de Orán, ante los aumentos pautados en los nuevos cuadros tarifarios.

Nuevos cuadros tarifarios

En el caso de la empresa distribuidora, el ente regulador le había impuesto un plazo de 90 días para presentar el convenio con la operadora de despacho del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a los fines de regularizar la situación de mora.

El Ente Regulador había resuelto a fines de enero aprobar un nuevo cuadro tarifario con una readecuación progresiva estableciendo para febrero un aumento del 78%, ya que la empresa venía operando con costos a valores de marzo del 2023.

La falta de actualización del VAD -la parte de la tarifa que corresponde a los ingresos propios de la distribuidora para desarrollar su actividad- impidió que la empresa pudiera cumplir con sus obligaciones, contrayendo una deuda importante con Cammesa. En ese sentido, para marzo estaba previsto un incremento del 11,84% y para abril otro 11,84 por ciento.

Ante este escenario, con la medida impulsada por Sáenz y la aplicación parcial de los incrementos que actualiza el VAD, vuelve a ponerse en cuestionamiento la capacidad de regularizar la deuda con Cammesa.

De la lectura de la factura de luz, según se afirmó desde la empresa, el 60% del total se compone por el precio de la energía (37%), el precio del transporte (4%) y la carga impositiva (19%), en tanto que el restante 40% es responsabilidad de las distintas autoridades provinciales y corresponde al VAD.

, Redaccion EconoJournal

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El gobierno volvió a modificar las categorías de usuarios de Edenor y Edesur y redujo el cargo fijo en los hogares de mayor consumo

Luego de haber reducido en febrero de 9 a 4 las categorías de consumo de Edesur y Edenor, el gobierno dio marcha atrás de modo parcial y reestableció este miércoles dos de las 5 categorías que había eliminado. La incorporación de las categorías R5 y R6 es para hacer más gradual la suba del cargo fijo, el cual incluso se redujo levemente para los usuarios de mayor consumo.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) publicó en el Boletín Oficial las resoluciones 198 y 199 que fijan los nuevos valores de los cuadros tarifarios de Edenor y Edesur y aprueba la modificación de las categorías. De este modo, se morigeran las subas en el cargo fijo para los usuarios de consumos más altos y por ende en la factura final.

El especialista en tarifas de FIEL, Fernando Navajas, había advertido en el diario La Nación que “cobrar el costo fijo US$30 a cualquier usuario que consuma 600 kwh al mes es un despropósito”, si se tiene en cuenta un tipo de cambio de 1000 pesos. “Un consumidor de 600 kwh al mes es un departamento de clase media que ahora pagará alrededor de $48.000 de cargo variable y 30.000 pesos de fijo. Eso equivale a 78.000 pesos. Si se le suman los impuestos, la boleta final puede alcanzar los 110.000 pesos. Lo que está mal son los 30.000 pesos de costo fijo. Ni siquiera en Estados Unidos se cobra un nivel tan alto. Generalmente, fueron menos de US$15″, sostuvo Navajas.

El gobierno tomó nota de la crítica y retrocedió sobre sus pasos. Por ejemplo, un hogar de ingresos bajos (Nivel 2) que venía consumiendo 650 kWh por mes: estaba pagando hasta febrero 12.642,64 pesos sin impuestos, pues desembolsaba 5713,64 pesos de cargo fijo y 6929 pesos de cargo variable (650 x 10,66 pesos). Luego empezó a pagar 50.918,24 pesos, un 302,7% más porque le correspondía abonar 30.391,24 pesos de cargo fijo y 20.527 de cargo variable (650 x 31,58 pesos). Ahora, en cambio, pagará 45.339,6 pesos, un 258,6% que lo que venía pagando hasta mediados de febrero porque desembolsará 24.910,6 pesos de cargo fijo y 20.429 de cargo variable (650 x 31,43 pesos).

Los cambios sirvieron para aminorar el impacto sobre los usuarios de mayores consumos, pero, según informaron fuentes del sector, se está trabajando en una reformulación integral que derivará en subas mayores del cargo fijo para los usuarios R1 y R2 que son el 60% de los usuarios y pagan cifras que impiden cubrir el Valor Agregado de Distribución (VAD)

Nuevas categorías

Las seis categorías definitivas de usuarios según tipo de consumo quedaron del siguiente modo:

Usuario R1: sigue agrupando a todos aquellos que consumen hasta 150 kWh por mes y el cargo fijo, que en febrero había pasado de 211,7 a 783,4 pesos, ahora permanece sin cambios.

Usuario R2: sigue concentrando a los que consumen entre 151 y 400 kW/h por mes y el cargo fijo, que en febrero había subido de 428,5 a 1644,4 pesos por kWh, ahora sigue igual.

Usuario R3: esta categoría agrupaba a quienes consumían entre 401 y 600 kWh por mes, pero ahora incluirá solo a los que consuman entre 401 y 500 kWh por mes. El cargo fijo para los que venían consumiendo entre 401 y 500 kWh sigue en 5651,9 pesos por kWh, aunque es importante recordar que para los que consumían entre 401 y 450 kWh ese cargo ya había trepado en febrero de 788,59 a 5651,9 pesos por Kwh, un 616,7%. Por otra parte, los que ahora venían consumiendo entre 501 kWh y 600 kWh pasan a ser R4.

Usuario R4: esta categoría incluye ahora a los que consumen entre 501 y 600 kWh y venían siendo R3. Esos usuarios a mediados de febrero habían comenzado a pagar 5651.9 pesos y ahora pagarán 9216,8 pesos por kWh, un 63% más. A mediados de febrero el cargo fijo de este grupo de usuarios aumentó de 2156,5 a 5651,9 pesos y ahora trepó a 9216,8. En total la suba acumulada llega al 327,3%.

-Usuario R5: está categoría ahora incluye a los que consumen entre 601 y 700 kWh. Hasta ahora formaban de la categoría R4 que incluía a todos los que consumían más de 600 kWh y el precio del cargo fijo les había subido en febrero un 431,9% al pasar de 5713,6 a 30.391,2 pesos por kWh. Ahora pagarán 24.910,6 pesos, un 18,1% menos, reduciendo la suba acumulada al 335,9%.

Usuario R6: está categoría ahora incluye a los que consumen más de 700 kWh. Hasta ahora formaban de la categoría R4 creada en febrero que incluía a todos los que consumían más de 600 kWh. Por lo tanto, venían pagando un cargo fijo de 30.391,2 pesos y ahora pagarán 28.592,5 pesos, un 5,9% menos.

, Roberto Bellato

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Rodríguez Chirillo resolvió un conflicto entre transportistas y generadoras eléctricas derivado del quiebre de la cadena de pagos de Cammesa

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, estableció una modificación en el orden de prioridad de pagos de Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), con el objetivo de atenuar el impacto del quebranto en la cadena de pagos del sector eléctrico provocado por la decisión del ministro de EconomíaLuis Caputo, de autorizar por goteo las transferencias del Tesoro a Cammesa para pagar los costos de generación y transporte de electricidad. En concreto, a través de la resolución N°34/2024 se determinó darle prioridad de pago a las empresas de transporte de energía eléctrica entre las que figuran Transener, Distrocuyo, Transba y Transcomahue, entre otras, por sobre las empresas de generación (Pampa Energía, Central Puerto, Enel y AES).

La resolución que firmó el titular de Energía apunta a administrar un periodo de escasez hasta que se recomponga la cadena de pagos por los aumentos de las tarifas eléctricas autorizado por el gobierno nacional y por las gobernaciones provinciales. Muestra de ello es que, en la última semana, el gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, aprobó los cuadros tarifarios de la distribuidora del interior bonaerense Edelap.

Nuevo esquema de pagos

Hasta ahora, Cammesa tenía cinco prioridades de pago. Debía realizar la cancelación del Impuesto al Valor Agregado (IVA), también el reembolso de sus gastos y/o inversiones, la integración de los saldos netos mensuales -correspondientes a los fondos, cuentas de apartamientos y de excedentes de la transacción económica-, y el pago correspondiente al Fondo Nacional de Energía Eléctrica. En el quinto lugar, debía efectuar el pago a las transportistas y distribuidoras, el cual se realizaba de forma proporcional entre las compañías. Ahora, la novedad que introduce la normativa es que primero se les abonará a las transportistas -que representan cerca de un 3% de los gastos de Cammesa-y el resto se repartirá entre los generadores.

Este nuevo esquema se desprende de las medidas impulsadas por Caputo para alcanzar superávit financiero. Esto es así puesto que, desde la asunción de Javier Milei, el gobierno decidió girarle fondos a cuentagotas a Cammesa, situación que derivó en que la compañía no pueda cumplir con las obligaciones que tiene contractualmente con el mercado eléctrico.

¿Cómo se llegó a esta situación? Producto del atraso tarifario, las distribuidoras eléctricas dejaron de pagar el total de la factura a Cammesa y el Estado fue quien cubrió los costos del sistema. Sin embargo, la decisión del titular del Palacio de Hacienda fue frenar las transferencias a la compañía, lo que provocó que Cammesa no cuente con los fondos necesarios para abonarle a los generadores y a las transportistas.

Ante esta situación, Transener, encargada de operar el sistema de alta tensión del país, advirtió que no contaba con los fondos para cubrir los salarios de marzo. De allí se desprende la decisión de Rodríguez Chirillo de modificar el esquema a fin de que se garantice el servicio. Aun así, la intención del gobierno es que los usuarios abonen directamente los costos reales de generación y transporte, a través de los aumentos en el precio de la energía como en el del Valor Agregado de Distribución (VAD).

, Loana Tejero

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Tarifas de gas: aumento atenuado para sectores medios y populares e intento de aplanar las facturas residenciales

Los máximos directivos de las empresas distribuidoras —Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas, entre otras— y transportistas —TGN y TGS— firmaron este martes actas acuerdos en la sede del Enargas mediante las que aceptaron las condiciones generales que les ofreció el gobierno para recomponer las tarifas de gas. La rúbrica de esos documentos es, tal como viene sucediendo desde haces años, una condición necesaria para que el ente regulador del gas pueda avanzar con la publicación de los nuevos cuadros, algo que está previsto para mañana (jueves) o incluso para el sábado en una edición especial del Boletín Oficial, según indicaron a EconoJournal fuentes privadas.

Mientras tanto, la Secretaría de Energía dio a conocer este miércoles cuáles serán los nuevos precios de gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) que deberán afrontar los hogares y comercios a partir del 1º de abril. A través de la resolución 41 , la cartera que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo definió que los usuarios residenciales que por su nivel de ingresos estén categorizados dentro del Nivel 1 (alto poder adquisitivo) pasarán a pagar a partir del lunes entre 2,70 y 2,96 dólares por millón de BTU, tres veces más que lo que están pagando en la actualidad (cerca de 1 US$/MMBTU).

Un mes más tarde, desde el 1º de mayo, los hogares N1 tendrá que pagar un ‘precio de invierno’ del gas (estará vigente hasta el 30 de septiembre) que trepará un escalón para llegar a los 4,50 dólares, según está definido en el anexo II de la resolución. En los hechos, el precio de invierno que definió la administración de Javier Milei es casi idéntico, en términos reales (medido en dólares), que el que había definido el ex ministro de Economía Sergio Massa en marzo de 2023. En las tarifas publicadas durante ese mes, el precio del gas para los hogares N1 llegaba a los 4,30 dólares.

Aumento atenuado

La resolución firmada por Rodríguez Chirillo definió que a partir de octubre de este año, los usuarios N1 volverán a abonar cerca de 3 dólares (el importe de abril). Energía optó por trasladarle a los hogares de alto poder adquisitivo la señal real de costos del gas natural, dado que durante los meses de frío el costo medio del sistema se eleva por la necesidad de cubrir el pico de consumo domiciliario mediante importaciones de Gas Natural Licuado (GNL), cuyo precio se ubica hoy en día en torno a los 10 US$/MMBTU, más del doble que el costo promedio del gas local.

Para viabilizar política y por qué no judicialmente la suba de las tarifas de gas, el gobierno optó por diferir la mayor parte del ajuste que deben afrontar los hogares de clase media (Nivel 3) y de bajos ingresos (Nivel 2), que representan en conjunto casi un 61% del universo total de usuarios de gas natural a nivel nacional. En concreto, se definió que esos segmentos afrontarán un incremento atenuado de sus facturas dado que se les trasladará a sus tarifas sólo una parte minoritaria del costo real del gas.

La resolución 41 fijó un precio del gas en el PIST mucho más bajo para esos dos niveles. En concreto, los hogares de sectores populares (N2), que explican un 36% del total de los hogares de todo el país, pasarán a pagar en abril US$ 0,78 por MMBTU (contra los 0,20 dólares que están vigentes en la actualidad), mientras que a los usuarios N3, que explican un 24% del total de los usuarios, se les cargará un precio de 1,16 dólares por el bloque base de su consumo (por el excedente deberán pagar US$ 2,96 por MMBTU) cuando en la actualidad están pagando sólo US$ 0,40 por MMBTU, una décima parte del costo real del gas.  

Servicio regulado

Con la resolución publicada hoy en el Boletín Oficial se conoció cuánto aumentará uno de los tres componentes que conforma la factura de gas: el precio del gas en el PIST. Pero el valor agregado de distribución (VAD), tal como se denomina técnicamente a los ingresos que percibe cada distribuidora por operar, mantener y expandir las redes de distribución de gas natural, y el margen que perciben las transportistas por opera el sistema troncal de gasoductos, se conocerán recién cuando el Enargas publique en los próximos días los nuevos cuadros tarifarios que entrarán en vigencia en abril.

Fuentes privadas indicaron a EconoJournal que la recomposición del VAD que cobran las distribuidoras se ubicará en la banda del 500% y en algunos casos podría trepar al 600 por ciento. Desde una distribuidoras explicaron que el último incremento de sus ingresos data de marzo del año pasado. A diferencia de las distribuidoras eléctricas, a las que en 2023 el ex ministro de Economía Sergio Massa les autorizó una actualización del 250% de sus haberes, la recomposición de las gasíferas el año pasado se ubicó en torno al 95%, muy por debajo de la inflación registrada en el año. A raíz de eso, las empresas advierten que su situación económica es apremiante. Este medio pudo constatar que por la endeblez de su caja una distribuidora le pagó a su proveedor habitual de gas (una petrolera) sólo un 30% de la factura de marzo, en tanto que el sindicato de trabajadores del gas (Stigas) realizó ayer una movilización a las oficinas de Camuzzi y EcoGas en Buenos Aires en reclamo de una mejora salarial, dado que los sueldos se mantienen sin cambios desde noviembre, antes del salto inflacionario registrado en el verano.

Aplanamiento

Una novedad importante de los cuadros tarifarios del gas es que el aumento del VAD que cobran las distribuidoras se trasladará mayoritariamente sobre el cargo fijo de las facturas y no en forma repartida con el cargo variable, tal como sucedía hasta ahora. ¿Qué significa eso? Que los hogares residenciales pasarán a pagar un cargo fijo más alto todos los meses para acceder al servicio del gas natural. El cargo variable, que se cobra en función de cuánto gas haya consumido efectivamente cada hogar, pasará a reflejar fundamentalmente el precio del gas y no el VAD.

La medida viene en respuesta, en realidad, a un pedido de los privados que argumentan que su estructura de costos es la misma durante todo el año (el personal y vehículos no varía), por lo que prefieren tener mayor previsibilidad cobrando lo mismo todos los meses (a través del cargo fijo más alto) en lugar de concentrar sus ingresos durante los meses de frío (cuando se registra el pico de demanda residencial), tal como sucedió históricamente.

En rigor de verdad, el planteo apunta también a neutralizar el impacto de un contexto con alta nominalidad sobre la economía de las empresas, dado que la elevada inflación termina licuando el ingreso en pesos de las distribuidoras. A su vez, al aumentar más el cargo fijo que el variable, el Enargas intenta aplanar, aunque sea en parte, el costo de las facturas de gas, que por cuestiones estacionales se empuntan en el invierno por el mayor consumo y tienden a diluirse durante el verano. Por eso, muchas veces los hogares pierden la referencia de cuál es el costo que afrontarán en su próxima factura. Al repotenciar el importe del cargo fijo, el piso de las facturas residenciales se incrementará y tendrá menos variaciones de un mes a otro.

El ente regulador también oficializará en la próxima semana la creación de un Índice del Gas para indexar en forma automática el valor de las tarifas en función de lo que suceda con la economía argentina. EconoJournal había adelantado en agosto del año pasado que el organismo estaba trabajando en un índice de esas características. Pese a que el ex subsecretario de Hidrocarburos Federico Bernal ordenó desmentir la publicación de este medio, evidentemente la información iba en la dirección correcta.

Lo que se definió es que el Índice del Gas de ajuste mensual entrará en vigencia en mayo y se determinará a través de una fórmula polinómica compuesta por diferentes variables. Una de ellas, que explicará el 50% de la ponderación polinómica, será el índice de salarios del sector. También incidirán el IPC y el IPIM.

, Nicolas Gandini

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La minera Mansfield y Secco firman acuerdo para incorporar energía solar en Mina Lindero

A partir del acuerdo con Mansfield Minera S.A., Secco desarrollará un proyecto de vanguardia que convertirá en híbrida la actual central de generación eléctrica de Mina Lindero, ubicada a 420 kilómetros de la ciudad de Salta. Se trata del primer proyecto híbrido en la puna salteña, que brinda una solución confiable y eficiente a través de la generación de energías limpias. La Secretaría de Minería y Energía, mediante Resolución 10/23 aprobó el documento ambiental y social más importante: el Informe de Impacto Ambiental, autorizando así la construcción.

El parque

El parque solar contará con una potencia total de 6.55 MWp y un sistema de almacenamiento de energía por baterías de Litio-Ion con una potencia de 11,7MWh, aptas para funcionar a una altura de 3.800 msnm.

De este modo, el sistema fotovoltaico brindará energía al sistema aislado del proyecto minero durante el día, almacenando los excedentes en las baterías con el fin de generar una reserva que permita utilizarla cuando la demanda del proceso lo requiera, optimizando el aprovechamiento de la energía renovable y brindando confiabilidad al sistema.

Mediante estos desarrollos tecnológicos, se incorporará energía renovable a la central térmica con la que hasta el momento se abastecía el total de la energía requerida por Mansfield, con el fin de disminuir radicalmente sus emisiones de CO2.

Secco es una empresa argentina con más de 80 años de experiencia en la industria, operando tanto a nivel nacional como internacional, con más de 1.500 MW de generación de energía y 225.000 HP en compresión de gas, instalados en 200 plantas y centrales.

“A través de los servicios que brinda en cada rincón del país con más de 2.000 colaboradores, apuesta a la generación de energía sustentable trabajando con la última tecnología en proyectos solares, híbridos, de cogeneración y de aprovechamiento de biogás de diferentes orígenes (relleno sanitario, aguas servidas o desecho de animales)”, remarcaron desde la compañía.

También han sido pioneros en soluciones con almacenamiento de energía, siempre con el fin de ofrecer respuestas a medida de cada cliente.  

Por su parte, Mansfield minera S.A. (subsidiaria de la canadiense FORTUNA SILVER MINES INC.), que se dedica a la exploración y desarrollo de proyectos mineros en la Provincia de Salta hace más de 25 años reafirma su compromiso de crecimiento sostenido a través de esta nueva alianza estratégica con Secco, empresa líder en generación eléctrica que se especializa en suministro y provisión de energía eléctrica en proyectos mineros, entre otros.

El proyecto actual representa otro importante aporte hacia la minería sostenible, contribuye al desarrollo sustentable de las comunidades y áreas cercanas a la operación de Mina Lindero, fomentando la protección y cuidado del medio ambiente.

, Redaccion EconoJournal

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Cámaras mineras del norte argentino celebraron su primera reunión para construir una agenda conjunta

Los presidentes de las tres cámaras mineras que nuclean a las empresas de exploración y operación de litio, oro, plata, cobre y demás minerales – la Cámara de la Minería de Salta, la Cámara Minera de Catamarca, y la Cámara Minera de Jujuy – celebraron este martes su primera reunión en conjunto para construir una agenda de trabajo integral para el desarrollo minero sostenible de la región.

El encuentro tuvo por objetivo la articulación entre las cámaras mineras, con un enfoque claro en el trabajo integral y el establecimiento de una estrategia común que impulse las mejores propuestas en términos de regulaciones provinciales, estandarización de normas y promoción de buenas prácticas para el desarrollo de la industria minera en el norte argentino, según precisaron.

Los participantes de esta reunión fueron Simón Pérez Alsina, presidente de la Cámara de la Minería de Salta y representante de Ganfeng Lithium; José Ignacio Costa, presidente de la Cámara Minera de Catamarca y representante de Arcadium Lithium (Minera del Altiplano); Carlos Carrillo, presidente de la Cámara Minera de Jujuy y también representante de Arcadium Lithium (Sales de Jujuy); Abás Tanus Mafud, director ejecutivo de la Cámara Minera de Catamarca; Marie-Pierre Lucesoli, gerente de la Cámara de la Minería de Salta; y Rubén Agüero, gerente de la Cámara Minera de Jujuy.

, Redaccion EconoJournal

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Marín: «La salida de las áreas convencionales bajará a la mitad el costo de producción de YPF»

HOUSTON.- El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, fue el principal orador de un evento organizado el viernes por la filial en Houston del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), donde brindó una exposición de casi una hora en la que detalló los pilares del plan 4×4 con el que prevé cuadruplicar el valor y la producción de YPF hacia fines de la década. Marín expresó que el norte de su conducción es multiplicar las exportaciones argentinas de hidrocarburos. «La misión central de YPF es crear rentabilidad para todos sus accionistas. Hago hincapié en esto porque las decisiones que tomó la empresa en el pasado no siempre fueron tomadas en esa dirección«, evaluó ante unos 200 directivos de empresas petroleras y de servicios con base en esta ciudad.

Al final de su presentación, el titular de la petrolera argentina accedió a contestar preguntas de los asistentes. Uno de ellos lo indagó acerca de para qué accionista de YPF buscará generar valor al frente de la compañía. “¿Para el dueño del 51% (en referencia al Estado nacional) o para el 49% que está manos privadas?”, lo consultó. La respuesta de Marín fue concluyente: “La persona que me ofreció el cargo (la presidencia de YPF) lo único que pidió es que cree valor para la empresa y me aclaró que el gobierno no me iba a dar ninguna indicación”, indicó. Antes, durante su presentación, había admitido que fue “uno de los que perdió dinero comprando acciones de YPF” en el pasado. “Cuando acepté tuve que venderlas, por los que es algo extraño para mí porque hoy el precio de la acción es casi el doble de cuando asumimos”, afirmó Marín en un guiño risueño con la audiencia.

El titular de la petrolera bajo control destacó “el problema de YPF era de foco y dirección, pero no de staff, que es muy alto nivel”. “El valor de la acción de YPF vienen perdiendo cayendo desde 2005. Si se compara esa evolución con la de otras petroleras durante las últimas dos décadas, queda claro que YPF no ha tenido un desempeño acorde con la calidad de sus activos. Tenemos que revertir esa situación realizando cambios extraordinarios en la gestión”, enfatizó Marín en el salón principal del hotel Hilton DoubleTree, en las afueras del centro de Houston. EconoJournal fue el único medio que cubrió la jornada realizada en la ciudad de Texas.

Marín conversa con directivos al final de su presentación en el Hilton DoubleTree en Houston (Foto: gentileza IAPG Houston).

Eficiencia

La apuesta principal es acelerar el desarrollo de Vaca Muerta, con foco a corto plazo en la explotación de proyectos no convencionales de petróleo. «La combinación actual de la producción convencional y del shale es de 50-50. Aspiramos a avanzar en el futuro hacia un balance del 80% de shale y un 20% de convencional«, definió Marín. «Mi visión es que de aquí a un año YPF debe ser la mejor empresa no convencional del mundo. Tenemos que ser la más rentable y la más eficiente de todas «, se ilusionó.

El CEO de YPF destacó la importancia del programa de salida de YPF de alrededor de 55 áreas convencionales. El proceso, adelantó, se pondrá en marcha oficialmente en abril una vez que se el banco contratado por la petrolera (la selección final de la entidad está prevista para esta semana) dé a conocer a los interesados el data room con toda la información de los bloques.

El desprendimiento de esos campos maduros tendrá un impacto positivo inmediato sobre la estructura de costos operativos de la empresa. “A finales de este año, luego del proceso de venta de gran parte de nuestro porfolio de áreas convencionales, el lifting cost de YPF se reducirá a la mitad y, con el paso de los años, seguirá reduciéndose», detalló Marín.

YPF confía en que el ingreso de nuevos actores —fundamentalmente petroleras independientes y nuevas UTE’s de empresas de servicios que puedan reconvertirse como operadoras— recuperarán la producción de esos campos. La referencia inmediata es Petrobras, que en 2015 transfirió sus campos convencionales a empresas más pequeñas más eficientes. “La producción de hidrocarburos (de los yacimientos que desinirtió Petrobras) se duplicó entre 2016 y 2024. En tanto que desde 2016, el precio de la acción de Petrobras creció significativamente», comparó Marín. “Queremos que el proceso de salida de los campos maduros sea rápido, muy rápido, nos gustaría tenerlo terminado para julio”, añadió.

El CEO de YPF contestó preguntas de los asistentes al final de su exposición (Foto: gentileza IAPG Houston).

GNL

El directivo, que estuvo acompañado por Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente de Gas y Energía, Max Westen, de Estrategia y Desarrollo de Negocios, y Lisandro Deleonardis, de Asuntos Públicos, aseguró que, a mediano plazo, uno de los pilares sobre los que trabajará la empresa será la construcción de una planta de licuefacción de Gas Natural Licuado (GNL).

YPF comunicó la semana pasada que avanzará formalmente con los trabajos de ingeniería para instalar una terminal junto con la petrolera malaya Petronas. Sobre ese punto, Marín señaló que buscará sumar nuevos socios para viabilizar la inversión. “Si bien tenemos un socio estratégico (Petronas), necesitamos incluir a otros productores. Es lo que estamos haciendo ahora mismo. Invitamos a 4 o 5 compañías para mejorar la economía de escala para todos los actores con inversiones en infraestructura común, como gasoductos, plantas de acondicionamiento de gas y puertos. De esta manera, podremos hacer un proyecto competitivo a escala global”, explicó el ejecutivo.

Este mes comenzaremos a trabajar con otros actores de la industria del gas para acordar un proyecto único”, comentó. Sin embargo, advirtió que la instrumentación de la inversión es compleja. “Aunque empresas de Europa y Medio Oriente han manifestado su interés en ser offtakers del proyecto, necesitamos cubrir un montón de pasos antes de estar en condiciones de avanzar”, concluyó.

, Nicolas Gandini

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Lula y Petrobras empujan la opción de importar el gas de Vaca Muerta a través de Bolivia

El debate sobre las opciones que Brasil tiene para importar gas natural desde la Argentina fue abordado de lleno por funcionarios del gobierno de Lula da Silva y por representantes de Petrobras en el CERAWeek 2024. Por primera vez el gobierno y la petrolera estatal del Brasil dieron una señal de respaldo a la opción de importar el gas de Vaca Muerta a través de Bolivia.

El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, explicó que Brasil está explorando formas de importar el gas natural de Vaca Muerta. En declaraciones a la agencia Reuters, Silveira mencionó como opciones la importación de gas a través de Bolivia o alternativas de transporte a través de Uruguay o Paraguay.

Aprovechamiento del Gasbol

El declino de la producción y exportación de gas boliviano al Brasil esta dejando capacidad de transporte ociosa en el tramo brasileño del gasoducto Gasbol. Para Silveira el aprovechamiento de esa infraestructura representa la opción menos costosa para importar el gas desde Vaca Muerta y es ventajosa para Bolivia inclusive. «Ese gas sería muy importante para ellos (Bolivia), para su seguridad energética», dijo el ministro.

La importación de gas argentino a través del Gasbol fue bien ponderada también en Petrobras. El director de Transición Energética y Sostenibilidad de la petrolera, Mauricio Tolmasquim, subrayó que el aprovechamiento de esta infraestructura es una mejor opción frente a otras alternativas como la construcción del segundo tramo del gasoducto Néstor Kirchner o en forma de gas natural licuado.

“Hablando de la mayor reserva de gas (en la región), Vaca Muerta, para mí lo más natural sería aprovechar el Gasbol, cambiar el sentido del flujo de gas, que hoy tiene lugares donde Bolivia ahora suministra gas a Argentina. Cambiar ese flujo y mandar el gas desde la Argentina para el Brasil a través del Gasbol”, dijo Tolmasquim en una entrevista a la agencia de noticias epbr.

“Creo que tenemos que seguir una escala de intentos, del más barato al más caro, del más fácil al más difícil, hasta que podamos converger”, analizó Tolmasquim al considerar las alternativas.

Guiño de YPFB

Tolmasquim puntualizó que esta opción necesita de un acuerdo entre Bolivia y Argentina. “No es tan fácil, porque no hay acuerdos entre argentinos y bolivianos. A los argentinos les gustaría pasar gas por el gasoducto boliviano, los bolivianos quieren comprar gas a Argentina y venderlo a Brasil. Pero creo que no hay nada que no podamos sentarnos con los tres países y tratar de pensar en una solución”, dijo el representante de Petrobras.

En cualquier caso, Bolivia abrió el año pasado la posibilidad de un acuerdo para que el gas argentino llegue al Brasil. El presidente ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen, dijo que su país tiene los gasoductos para transportar el gas desde Vaca Muerta hasta Brasil. «Uno de los mayores problemas de Vaca Muerta es el transporte y Bolivia tiene una de las llaves para la solución«, dijo Dorgathen en la Reunión Regional de la Asociación Internacional de constructores de Pipe Line & Off Shore (IPLOCA) que se realizó en Santa Cruz de la Sierra.

Tenemos un problema claro con la producción, hay una declinación hace bastante tiempo de nuestros campos que son reservorios naturalmente fracturados”, reconoció el directivo de YPFB.

Bolivia abastece de gas a su vecino a través del gasoducto Bolivia-Brasil, también llamado Gasbol, un ducto con una extensión de 3150 km y una capacidad de transporte de 30 MMm3/d. El tramo del lado boliviano (557 km) es operado por Gas Transboliviano, filial de YPFB, mientras que el tramo del lado brasileño (2593 km) es operado por TBG.

, Nicolás Deza

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Chevron Argentina y la Universidad Patagonia Argentina se unen para formar operadores en Petróleo y Gas

Chevron Argentina y la Universidad Patagonia Argentina anunciaron el lanzamiento de un programa para formar operadores de petróleo y gas en Rincón de los Sauces, Neuquén. La iniciativa apunta a personas con ciclo secundario completo y busca desarrollar habilidades laborales en las actividades y procesos de la industria de petróleo y gas.

Las capacitaciones se estructuran en cinco módulos que otorgan certificaciones parciales y generarán una salida laboral en Vaca Muerta, con competencias ajustadas a sus necesidades.

Ejes

Los ejes que cubre el programa incluyen la seguridad laboral e higiene profesional en el marco de la actividad hidrocarburífera, así como el mantenimiento general y la cultura de las organizaciones. Estos ejes recorren las cuatro áreas que forman al operador en el conocimiento de tareas básicas en los procesos de perforación, fractura hidráulica, operación de planta, producción y mantenimiento.

Para poder certificarse en la Diplomatura como Operador Junior para la Industria de Gas y Petróleo es necesario cursar un módulo introductorio nivelador, para luego completar los 4 cursos módulos restantes, que van otorgando certificaciones parciales a medida que los estudiantes los aprueban. Esto ayuda a acelerar la inserción laboral, en un contexto de alta demanda de habilidades para la industria.

La iniciativa

Marcelo Loyarte, rector de la Universidad Patagonia Argentina, comentó al respecto: “Esta alianza con Chevron Argentina nos permitió diseñar un programa a medida de las necesidades de la industria. Los contenidos se prepararon con la participación de mandos medios de la empresa, con sólidos conocimientos y experiencia en operaciones, para establecer con precisión los distintos aspectos de la formación. Esta iniciativa da respuesta a una demanda recurrente de la industria para incorporar personal calificado”.

Por su parte, Dante Ramos, Gerente de Asuntos Corporativos de Chevron América Latina, indicó: “Esta capacitación es una propuesta que permite continuar y potenciar la experiencia educativa virtuosa que construimos durante los últimos dos años en Rincón de los Sauces. Con este programa, damos un paso más para fortalecer el vínculo entre el mercado laboral y la formación técnica, desarrollando mano de obra calificada vinculada a las actividades del sector de petróleo y gas en las zonas donde operamos, y así facilitar la salida laboral en la industria”.

El Municipio de Rincón de los Sauces ha dado apoyo a esta iniciativa, reconociendo el valor de la academia en la articulación público-privada de iniciativas para aportar soluciones concretas a la formación de personal calificado que la industria de gas y petróleo requiere, según precisaron.

De acuerdo con lo informado por la Universidad, las preinscripciones arrancan en marzo de 2024, para iniciar clases a fin de abril y finalizar la cursada en diciembre de 2024. La modalidad incluye encuentros presenciales en instalaciones áulicas de Rincón de los Sauces y clases virtuales.

Para más información sobre el programa, enviar mail a capacitaciones@upatagonia.edu.ar ó por WhatsApp al 2993249679

, Redaccion EconoJournal

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Cuáles fueron las razones por las que Caputo eligió a Luis Lucero como nuevo secretario de Minería

El nuevo secretario de Minería de la Nación será el abogado Luis Lucero, que se desempeñó como profesional en el estudio jurídico Marval O’Farrell Mairal. La decisión la tomó el ministro de Economía, Luis Caputo, de quien depende la cartera. Lucero “está especializado en la industria minera, en derecho de los recursos naturales y con amplia experiencia en financiamiento de proyectos», afirma el comunicado oficial del gobierno difundido este lunes.

Caputo tenía como principal candidato a asumir la cartera minera a Alberto Carlocchia, ex titular de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), según distintas fuentes consultadas por EconoJournal del sector público y privado. Pero, finalmente, designará a Lucero, un abogado que ahora ejerce como consultor independiente y no responde a una cámara empresaria.

Desde la abrupta salida de la cartera minera de Flavia Royón el 10 de febrero, el gobierno demoró un mes y medio en nombrar a un funcionario al frente de la Secretaría de Minería. Las razones tienen que ver con que en la Casa Rosada y el Palacio de Hacienda evaluaron durante las últimas semanas restructurar la cartera y convertirla en Subsecretaría, reduciendo las direcciones en menos de la mitad, tal como pudo reconstruir EconoJournal de distintas fuentes consultadas.

La idea estaba inspirada en replicar la Subsecretaría de Minería de la década de 1990, cuando Carlos Menem era presidente (hasta que el gobierno de Eduardo Duhalde la elevó a Secretaría). Quienes estaban coordinando la restructuración eran el propio Caputo y el jefe de Gabinete, Nicolás Posse. Ambos funcionarios recibieron en la Casa Rosada el 12 de marzo a ejecutivos de la compañía del grupo Río Tinto, uno de los mayores del sector minero del mundo que en la Argentina opera el proyecto de litio Rincón.

Por ahora la decisión del Poder Ejecutivo es que Minería siga siendo Secretaría. “En principio por ahora todo sigue igual”, aclararon desde el gobierno ante la consulta de este medio. Es decir, con la misma estructura permanecerían las subsecretarías de Política Minera y Desarrollo Minero.

Quién es Lucero

Desde 2011, Luis Lucero fue socio de Marval O’Farrell Mairal, uno de los principales estudios jurídico del país. En la actualidad ejerce como asesor externo de la firma. Antes, había formado parte de los estudios Cárdenas, Di Ció, Romero, Tarsitano & Lucero (2007-2010), Fortunati & Lucero (2003-2007) y Cárdenas, Cassagne & Asociados (1994-2003). Está especializado en derecho minero y energía.

Lucero se recibió de abogado en la Universidad de Buenos Aires, cursó un posgrado en Derecho Empresario en la Universidad Argentina de la Empresa y realizó luego varios cursos y seminarios de especialización, “destacándose los de política de gobierno y estrategia corporativa en minería en la Universidad de Dundee, en negociación en Harvard Law School, en fundamentos de ciencias de la organización, tanto en Columbia Business School como en la Universidad de Cambridge”, resalta el curriculum que difundió el gobierno. “Lucero además recibió el título de Master of Arts, con honores, por University College London (UCL)”, añade.

También se desempeñó como consultor en derecho extranjero en Pillsbury Winthrop Shaw Pittman en Estados Unidos y ocupó posiciones en el directorio y comisiones fiscalizadoras de diversas empresas mineras, distribuidoras de gas, industriales y financieras.

, Roberto Bellato

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Advierten que el RIGI dejaría fuera de los beneficios a las pymes de Vaca Muerta

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) que el gobierno nacional impulsa a través de la nueva versión Ley Ómnibus podría dejar afuera de sus beneficios en los hechos a las pequeñas y medianas empresas que operan en Vaca Muerta. Así lo advirtió Ariel Kogan, ex vicepresidente de Cammesa y asesor en temas energéticos. En conversación con Econojournal, aseguró que el RIGI contempla beneficios fiscales e impositivos a los titulares de grandes inversiones, pero no tiene en cuenta a las empresas prestadoras de servicios que deberían costear insumos y equipos sin ningún tipo de reducción fiscal.

El RIGI tiene como objetivo impulsar grandes inversiones extranjeras y nacionales bajo un marco que brinde “certidumbre, seguridad jurídica y protección especial” a los sectores considerados de mayor potencial para el desarrollo económico del país, como Agroindustria, Minería, Energía, Gas y Petróleo, Tecnología e Infraestructura.

El proyecto busca incentivar inversiones en Agroindustria, Minería, Energía, Gas y Petróleo, Tecnología e Infraestructura.

En este sentido, Kogan remarcó que “hay un bache dentro del régimen ya que para las empresas titulares de los proyectos de inversión tiene una serie de beneficios relacionados con el Impuesto a las Ganancias, la amortización del IVA y la exención del pago de derechos de importación y exportación sobre los bienes que van a utilizar en dicho proyecto, pero esto no se replica a empresas prestadoras de servicios”.

De esta forma, dejaría afuera a toda la cadena de valor de Vaca Muerta que participa directamente en las operaciones del upstream, pero no lo hace bajo la titularidad del proyecto de inversión, tal como marca el RIGI incluido en el proyecto de ley.

“Las empresas no pueden competir en materia de costos con la propia operadora titular autogestionando sus servicios”, manifestó. “Por ejemplo, si hace falta importar una grúa especial la empresa madre del proyecto necesita un servicio que la incluya y, en ese caso, las prestadoras quedan en inferioridad de condiciones”, agregó el ex funcionario.

Kogan indicó que el régimen podría funcionar adecuadamente en otros sectores de la economía, pero en el caso de hidrocarburos o minería haría falta que tome en cuenta al resto de la cadena de valor. “De otra forma, lo que se está haciendo es obligar a la operadora a prestar el servicio, lo que les complicaría la vida a todas las pymes neuquinas”, analizó.

En el caso de las obras de midstream, aseguró que se daría la misma situación: “El RIGI tal como está genera todo lo contrario a lo que sería razonable que exista, que es mayor participación al valor agregado de la industria de empresas las nacionales y locales”, sostuvo el consultor.

Por último, consideró que la solución a este problema podría darse a través de la redacción de un artículo dentro del régimen que contemple las inversiones que son realizadas a través de concesiones y que impliquen la contratación de servicios especiales.

“Aún no se cumple el Compre Neuquino”

Fuentes de la Federación de Cámaras Empresarias del Sector Energético de Neuquén (FECENE) opinaron que “hay intereses en conflicto con las grandes empresas. No creo que la omisión haya sido un simple descuido ya que tampoco han tenido interés en aplicar el Compre Neuquino (Ley provincial 3338). Lamentablemente, no hay multas por incumplirlo y en la realidad funciona porque hay mucho trabajo para todas las empresas locales”.

Otra fuente del sector empresarial neuquino consultada, agregó que el RIGI “no tiene un tipo de beneficios ni apoyo concreto a las Pymes, pero tampoco las excluye. Lo que hace es empujar la inversión a través de volúmenes grandes y no hace una distinción por tamaño de empresa sino por monto de inversión”.

Según indica el texto, al RIGI podrán adherirse los vehículos de proyecto único (VPU) que califiquen como gran inversión en los sectores considerados prioritarios, explicitando el único objetivo de llevar adelante tal proyecto. Dentro de los VPU se podrán considerar sociedades anónimas, sucursales de sociedades extranjeras, sucursales dedicadas, uniones transitorias y contratos asociativos.

Los VPU adheridos al RIGI tendrán, entre otros beneficios, la posibilidad importar y exportar libremente bienes y servicios para la construcción, operación y desarrollo del proyecto adherido, “sin que puedan aplicárseles prohibiciones ni restricciones directas, restricciones cuantitativas, cupos o cuotas, de ningún tipo”.

, Laura Hevia

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Martínez Álvarez: “Quizás todavía no se ve todo el potencial que tiene el sector energético como transformador de la economía argentina”

HOUSTON.- Javier Martínez Álvarez, presidente para el Cono Sur de Tenaris, el mayor proveedor de tubos sin costura para la industria hidrocarburífera, analizó cómo la industria energética global está recalibrando la discusión en torno a la transición energética de cara a reducir las emisiones de carbono a la atmósfera, una agenda que en la Argentina queda relegada de manera recurrente por las urgencias coyunturales ligadas a los avatares macroeconómicos.

En diálogo con EconoJournal, que lo entrevistó durante el CERAWeek by S&P, la mayor conferencia de energía que se realiza esta semana en esta ciudad, el ejecutivo percibe un cambio de lectura dentro de la agenda de transición, que parece haber dejado de demonizar a los hidrocarburos para buscar soluciones pragmáticas que mitiguen el nivel de emisiones hasta que nuevas tecnologías estén en condiciones reales de reemplazar el rol del petróleo y el gas como principal fuente de suministro de energía global.

“Entonces hay como una madurez en la idea de lo que cuesta y el tiempo que va a llevar la transición energética”, advirtió el directivo.

Javier Martínez Álvarez, presidente para el Cono Sur de Tenaris.

–¿Qué impresiones se llevó de la agenda que se discute en el CERAWeek, que abordó tópicos distintos a los que habitualmente discutimos en la coyuntura argentina como transición energética, descarbonización y reposicionamiento geopolíticos, entre otros?

–Una primera impresión es que percibí una actitud o un humor positivo en la industria global, que creo que es algo valioso. Entre los hitos relevantes que ocurrieron en el último tiempo, destaco la decisión de Arabia Saudita, en medio de la ‘La guerra de Putin’, como dicen ahora acá en Estados Unidos, de buscar una estabilidad de precios en niveles sostenidos para el petróleo, que están alimentando de alguna manera este buen humor que se observa. Eso se sostiene.

El segundo hito que veo diferente de la música o de la tendencia que se veía hasta hace algún tiempo atrás es una mayor toma de conciencia del conjunto del sistema (la sociedad, la política y las industrias) de los costos implícitos de la transición energética. Entonces hay como una madurez en la idea de lo que cuesta y el tiempo que va a llevar la transición energética. Existe un reconocimiento del crecimiento que están teniendo las renovables, que es muy sostenido, muy bueno, pero que no llega a acompañar el crecimiento del consumo energético. Me llamó mucho la atención, en ese sentido, el análisis de cómo hay industrias que uno no las tenía tanto en el radar que están traccionando la demanda global.

–¿Cómo cuáles por ejemplo?

–La industria de la inteligencia artificial, por ejemplo. Industrias nuevas que aparecen que son voraces en el consumo de energía. Entonces, ahí es donde se empieza a ver una toma de conciencia del costo de la transición. Se comienza a hablar, entonces, de manera más elaborada y sofisticada en dónde tiene que ser el salto, por ejemplo, en el tema vehicular, el auto híbrido o el auto eléctrico. Y una toma de conciencia también respecto a que los países van a tener distintas soluciones con distintas velocidades.

Una mirada también de lo que a nivel global están llamando como ‘Global South’, en referencia a países que ponen el foco en la importancia de proveer energía competitiva a sus ciudadanos, como una prioridad respecto a otras y a otros lugares del planeta donde hay prioridades que pueden ser diferentes. Este es un segundo tema que me pareció interesante de esta edición.

–Durante la primera jornada, Amin Nasser, CEO de Saudi Aranco, puso como eje de la transición los materiales, como el acero o el cemento, haciendo alusión a cuánto se puede mejorar la durabilidad, la huella de carbono. ¿Qué mirada tiene sobre ese análisis?

–Lo escuché y creo que comparte nuestros valores (en Tenaris). Empresas como la nuestra tienen un rol en esta mirada un poco más sofisticada a la que hacía referencia antes, de poner la atención en la mejora del ambiente trabajando principalmente en los procesos industriales internos. Te pongo un ejemplo nuestro. Nosotros acabamos de hacer un primer proyecto eólico terminado y conectado. Estamos encarando un segundo, dentro de un programa de Tenaris, de reducción de su footprint (huella) de carbono del 30% al 2030. Tiene que haber mucho de esto hecho y yo creo que es una parte importante de esta transición energética inteligente.

Creo que sí va a haber una ventana siempre del petróleo y otra ventana muy grande del gas natural. Creo que se vio en esta edición, y es otro de los highlights del encuentro, una potencia muy importante en el gas, con un doble rol: por un lado, como sustitutivo del carbón y el petróleo para mejorar las emisiones y por otro lado, como complementario de las renovables para balancear la intermitencia que justamente tienen las renovables. Ese doble juego del gas me pareció interesantísimo y abre una proyección hacia futuro enorme para la Argentina, en línea también con la suspensión de la habilitación de nuevos proyectos de LNG en EE.UU. por decisión de la administración Biden, tal vez con algún punto de impacto en la Argentina.

-A nivel global, la identidad del grupo Techint está muy marcada por los siderúrgicos. Si tuviese que marcar, desde lo siderúrgico, tres o cuatro ejes que van a trabajar en los próximos 10 años sobre esta agenda de transición, ¿cuáles serían?

–En los distintos scopes que tiene el tema del dióxido de carbono, el más relevante para nosotros son las fuentes de energía, por eso estamos haciendo lo que estamos haciendo en Argentina: 200 MW de parques de energía renovables que van a permitir de nuestra planta en Argentina tener prácticamente 100% de su abastecimiento de fuentes renovables energéticas.

Después existe un trabajo muy difícil de comunicar, pero terriblemente complejo dentro de nuestra empresa, que es trabajo en cada uno de nuestros procesos industriales. Nosotros tenemos mucho para mejorar en cada uno de nuestros procesos. Para poner un paralelo, muchas de las industrias de la energía están en un proceso de descarbonización o de reducción de sus emisiones en los pozos. Van a seguir produciendo petróleo, pero tienen que reducir las emisiones de metano al mínimo posible en los pozos productores. No es tan lindo para comentar, es terriblemente efectivo, terriblemente costoso, trabajoso como esfuerzo dentro de las compañías y absolutamente necesario para la transición energética. Y después el tercer eje que tenemos que trabajar es sobre nuestros proveedores y clientes para reducir en ellos sus emisiones.

–¿Qué puentes se pueden establecer para que la Argentina empiece a caminar también en esa dirección?

–Me gustó la presencia argentina en este evento, aunque me hubiera gustado ver mucho más. Fijate que el momento es el adecuado. Uno ve, por algunos comentarios, que hay entre curiosidad e interés por la Argentina. Creo que es algo a explotar más en un ámbito como este. Hay una oportunidad adecuada para el país, que sería bueno que se aproveche en toda su magnitud. Me gusta la presencia de compañías, pero me gustaría ver todavía más.

–¿En dónde radica el interés por la Argentina?

–Hay una ventana para el desarrollo del petróleo, pero las ventanas no son infinitas. Hay que aprovechar esa ventana. Se está haciendo mucho, pero tenemos que ver todo lo demás que se podría hacer. Hay una oportunidad extraordinaria con el gas natural. La pausa que definen las autoridades de la administración americana en la aprobación de nuevos proyectos de LNG tal vez sea una oportunidad porque esto genera incertidumbre a los compradores. Y de vuelta, episodios que han ocurrido en el pasado reciente, como la guerra en Medio Oriente y “la guerra de Putin”, abren ventanas de oportunidad para la Argentina. Es feo decir que estas guerras producen ese efecto, pero lo producen, hay una ventana de oportunidad. Después están todos los deberes que tiene que hacer la Argentina para aprovechar el momento. Algunos se ven mejorando, otros todavía están en el tintero. Yo creo que hay que unir estas tres patas. El sector energético puede ser un game changer para la economía argentina. Ya estamos empezando a ver esto. Vaca Muerta ya se empieza a ver como una realidad más palpable, quizás todavía no se ve todo el potencial que tiene el sector energético como transformador de la economía argentina, cuando estás acá (en el CERAWeek) lo ves.

“Existe una mayor madurez en la idea de lo que cuesta y el tiempo que va a llevar la transición energética”, aseguró Javier Martínez Álvarez. , Nicolás Gandini (desde Houston)

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YPF reactivó la producción de Gas Licuado de Petróleo en Loma la Lata

YPF reactivó la producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP) a través de la separación del propano y butano (gases ricos, C3 y C4) en Loma de la Lata, luego de 17 años. Esto permitirá que Hidenesa -empresa dependiente del ministerio de Infraestructura provincial y que distribuye el GLP en el interior de la provincia-, no deba ir más a buscar a Bahía Blanca este fluido que se produce en Neuquén y que pueda abastecer desde la provincia a 16 localidades. Según precisaron, esto significará un ahorro de unos $ 2.000 millones al año.

El gobernador Rolando Figueroa había adelantado el trabajo que se venía realizando con Hidenesa que tenía como objetivo que la empresa deje de ir a buscar el GLP a Bahía Blanca, dado que es un recurso que se produce en Neuquén. “Para cada planta que nosotros hoy abastecemos tenemos que ir a buscar en camión nuestro gas a Bahía Blanca, por supuesto eso lo encarece y es lo que termina pagando la provincia y cada uno de los usuarios”, había manifestado.

El ministro de Infraestructura de Neuquén, Rubén Etcheverry, consideró que “esto es un beneficio para la población del interior neuquino que va a recibir el GLP, porque la carga para la distribución se va a realizar en nuestra provincia”. Además, manifestó que “es algo que estábamos esperando, porque ir a buscar el GLP a Bahía Blanca implicaba un costo importante en el transporte para nuestra provincia y ahora se convierte en un ahorro”.

Por último, expresó: “Nosotros producimos la mayor parte de gas del país y teníamos que ir a buscar al polo petroquímico de Bahía Blanca el GLP, porque allí se procesaba y luego regresaba a nuestros usuarios del interior neuquino”. Y agregó: “Para este año ya tenemos previstas unas 40.000 toneladas de GLP para distribuir en las 16 localidades del interior, donde el mayor porcentaje se da de mayo a septiembre”.

, Redaccion EconoJournal