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Pan American Energy inauguró Novo Horizonte, un complejo eólico de 423 MW en Brasil

BRASIL (enviado especial).- Pan American Energy (PAE), la segunda productora de hidrocarburos de la Argentina, inauguró este martes el complejo eólico Novo Horizonte en el nordeste del Brasil. El complejo localizado en el estado de Bahía comprende 10 parques eólicos con una capacidad instalada total de 423 MW. Con una inversión de US$ 600 millones, PAE concreta su desembarco en el Brasil, como parte de su estrategia de regionalización y de transformación en un player principal en energías renovables.

Marcos Bulgheroni.

El acto de inauguración contó con la presencia del ministro de Energía y Minas de Brasil, Alexandre Silveira; el gobernador de Bahía, Jerónimo Rodrigues; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; y el director general de PAE en Brasil, Alejandro Catalano, entre otras autoridades nacionales, estaduales y municipales de Bahía.

«Buscamos ser protagonistas del proceso de transición energética en la región y la puesta en marcha de este complejo eólico significa un paso concreto en esa dirección. Asimismo, en Argentina seguiremos creciendo en la producción de gas natural, combustible que puede tener un rol fundamental en el desarrollo económico de la región«, destacó Bulgheroni.

«Estar ingresando en el mercado brasilero con este proyecto es un gran orgullo para nosotros. Brasil es la economía más grande de la región. Apostamos a que sea el primero de muchos proyectos de inversión», añadió.

A su turno, el ministro de Minas y Energía del Brasil destacó la inversión realizada por PAE y su impacto positivo en términos de generación de empleos y oportunidades y aportes socioambientales. «Con la llegada de PAE y el parque Novo Horizonte el pueblo bahiano ganó efectivamente lo que le corresponde», dijo Silveira.

Complejo Novo Horizonte

Novo Horizonte es un complejo eólico con 94 aerogeneradores Vestas distribuidos en un predio de 2700 hectáreas (equivalente al 15% de la superficie de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires) desplegado entre los municipios de Novo Horizonte, Boninal, Ibitiara, Piatã, Oliveira dos Brejinhos y Brotas de Macaúbas, en el estado de Bahía.

El proyecto fue estructurado en forma de 10 parques conectados por una red de media tensión, y esta a su vez con una subestación eléctrica propia. PAE también construyó 80 km de líneas de alta tensión de 500 kV para conectar la subestación con el Sistema Interligado Nacional del Brasil (SIN). También se requirió el tendido de 240 km de líneas de transmisión. Novo Horizonte tendrá una producción estimada de más de 2.000.000 MWh/año, equivalentes a una reducción anual de más de 500.000 toneladas de CO2e.

Las obras, que comenzaron en mayo de 2022, demandaron una inversión de 3000 millones de reales (unos US$ 600 millones), distribuidos en 1800 millones con financiamiento propio y 1200 millones aportados por el Banco Nacional de Desarrollo del Brasil (BNDES) y del Banco del Nordeste.

Durante las obras, PAE generó más de 3200 puestos de trabajo priorizando la mano de obra local. Asimismo, la compañía implementó 30 programas socioambientales destinados a mejorar la calidad de vida de las 52 comunidades cercanas al complejo.

«Logramos construir el complejo eólico según lo planificado, cuidando a las personas y al entorno, siguiendo los más altos estándares de seguridad y ambiente», dijo Catalano.

Novo Horizonte generará ingresos estimados entre US$ 80 y 100 millones por año.

Potencial híbrido

La compañía también diseñó el parque pensando en la posibilidad de sumar potencia solar y transformar al parque en un importante proyecto híbrido. PAE podría tomar una decisión final de inversión el próximo año, apuntaron desde la empresa.

«Los vientos soplan mayormente durante la noche. Con los paneles podemos generar un bloque de entrega de energía. La complementariedad acá es excelente», añadieron.

El complejo solar en evaluación tendría una potencia de 400 MW, lo cual llevaría la potencia total en Novo Horizonte a más de 800 MW. Esto transformaría a PAE en uno de los principales generadores pure play de energías renovables. «Los players puros de renovables tienen más o menos uno o dos gigas en Brasil y la región», dijeron desde la empresa.

, Nicolás Deza (enviado especial)

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Vaca Muerta: se conectaron 31 nuevos pozos de shale oil y shale gas durante mayo

La producción no convencional sigue creciendo en Vaca Muerta. De acuerdo al último informe presentado por la consultora Economía y Energía, que dirige Nicolás Arceo, durante mayo se conectaron 31 pozos, 16 de shale oil y 15 a shale gas. Los resultados van en línea con el crecimiento interanual de 23,8% que registró la producción de crudo no convencional y de 34,5% que se obtuvo en shale gas.

Producción de gas

Pluspetrol fue la compañía que más pozos gasíferos conectó, con un total de ocho en el bloque La Calera. En segundo lugar, se ubicó Tecpetrol, con cuatro pozos en Fortín de Piedra, y por último Pampa Energía con tres pozos en Sierra Chata.

Producción de petróleo

En cuanto a la producción de shale oil, la compañía que más pozos conectó fue YPF. La petrolera bajo control estatal activó 11 pozos, seis en Bandurria Sur y cinco en Loma Campana.

Por su parte, Vista conectó cuatro pozos más en Bajada del Palo Oeste y Shell uno en el bloque Sierras Blancas.

Principales bloques productores

Los principales bloques productores de petróleo no convencional en mayo fueron Loma Campana con 78,7 kbbl/d, que registró un incremento del 0,9 interanual. La Amarga Chica con 69,5 kbbl/d, que obtuvo un crecimiento del 17,3 respecto a la producción de mayo de 2023. Por último, Bajada del Palo Oeste con 47,2 kbbl/d, con un incremento del 18,8 interanual.

En cuanto al gas, los bloques con mayor producción fueron Fortín de Piedra con 19,6 millones de m3/d; Aguada Pichana Oeste con 10,2 millones de m3/d; y Aguada Pichana Oeste con 10 millones de m3/d.

, Loana Tejero

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La cúpula del sindicalismo petrolero se reunió en Buenos Aires en alerta por la modificación del Impuesto a las Ganancias

Los máximos referentes del sindicalismo petrolero de todo el país se dieron cita este martes en Buenos Aires para definir una posición común sobre un tema excluyente: el alcance de la modificación sobre el Impuesto a las Ganancias que introdujo el gobierno en la Ley Bases que se aprobó la semana pasada en el Congreso, que podría provocar que unos 30.000 trabajadores petroleros de todo el país pasen a estar alcanzado por el tributo, tal como adelantó este medio el 10 de abril de este año.

Con ese telón de fondo, la cúpula del gremialismo sectorial se reunió ayer por la mañana en la sede que el sindicato de Santa Cruz posee en el centro porteño para delinear un plan de acción frente a la medida. Del encuentro participaron Marcelo Rucci, secretario del sindicato de petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa; Jorge ‘Loma’ Ávila, de Petroleros Privados de Chubut; José Lludgar, de petroleros Jerárquicos de Patagonia Austral (Santa Cruz y Chubut); Manuel Arévalo, de Jerárquicos de Neuquén; Julián Matamala, de petroleros privados de Mendoza, y el anfitrión Rafael Guenchenen, del sindicato de Santa Cruz, según pudo constatar EconoJournal de fuentes privadas.  

El texto de la norma aún no fue promulgado, pero de no mediar modificaciones se estima entre el 70% y 80% de los operarios de la industria hidrocarburífera empezarán a pagar Ganancias, por lo que su salario real podría reducirse en más de un 20%. De ahí que los gremios esperan algún gesto del Ejecutivo para amortiguar ese impacto en el bolsillo de los trabajadores.

Marcelo Rucci, secretario del sindicato de petroleros privados de Neuquén, el más poderoso del país.

Empresas y sindicatos, alineados

Paradójicamente, a contramano de lo que suele suceder cuando se discuten temas de la agenda sindical, en esta oportunidad los intereses de las empresas petroleras y de los gremios están alineados. Las principales compañías productoras de hidrocarburos —con YPF, PAE, Tecpetrol, Vista y Pampa, entre otras— saben que si el gobierno no tomar alguna acción atemperadora lo más probable es que sean los privados quienes tengan que solventar con recursos propios la recomposición del salario de los trabajadores post-aplicación de Ganancias.

La mayoría de las fuentes consultadas comparte una lectura: es casi imposible, en términos políticos, que se pueda aplicar un recorte efectivo en la práctica del sueldo de los trabajadores petroleros y menos en un momento en el que el gobierno pretende que las empresas incrementen la inversión en Vaca Muerta para elevar la actividad y la exportación de hidrocarburos.

Desde esa óptica, lo que pase a recaudar el Estado por la eliminación del régimen especial de Ganancias creado en 2005 por la Ley 26.176 —o al menos una parte importante de esa corrección— tendrían que reponerlo las compañías petroleras de su bolsillo. El ‘costo-empresa’ sería millonario. De ahí que tanto los gremios como los privados esperan alguna señal del gobierno.  

, Nicolas Gandini

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Brasil se acercará a los 60 Gw de generación distribuida en 10 años

Esta semana se lanzó en Brasil el Cuaderno de la Micro y Minigeneración Distribuida (MMGD), como parte de los estudios del Plan Decenal de Expansión de Energía 2034 (PDE 2034). Con esta segunda parte del PDE 2034 se le da continuidad al proceso de planificación energética del país vecino, cuyo cierre está previsto para el segundo semestre de 2024.

El documento, presentado por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) y el Ministerio de Minas y Energía de Brasil, analiza la evolución de la micro y minigeneración distribuida, además de ofrecer una perspectiva sobre la entrada de las baterías en unidades consumidoras, todo dentro del periodo de los próximos 10 años, desde 2025 hasta 2034. En ese sentido, se realizaron dos simulaciones sobre el futuro de la generación distribuida en suelo brasileño, con un resultado mínimo y uno máximo, que indican una capacidad instalada acumulada de entre 47 y 71 gigawatts (Gw) para 2034.

Según su propia proyección, la EPE vaticina que la potencia instalada se situará en torno a los 59 Gw instalados hasta 2034, cubriendo a más de 7 millones de unidades consumidoras.

El Cuaderno expone que la inversión necesaria para ese periodo podría tener un tope de 162.000millones de reales (en el caso de máxima capacidad), y un mínimo de 70.400 millones. Para las cifras que señala EPE, en tanto, serían necesarios 116.600 millones de reales.

Poniendo el foco en los tipos de tecnología, el informe explica que la gran mayoría serían instalaciones fotovoltaicas (98,3%), pero que también habría lugar para la generación termoeléctrica (0,8%), la energía eólica (0,6%) y la hidroeléctrica (0,3%).

Con respecto a las baterías, en el documento se examinaron diversas aplicaciones tanto para consumidores residenciales como para los comerciales. Desde un punto de vista estrictamente financiero, las baterías podrían no ser viables en la próxima década.

No obstante, aspectos eléctricos y/o ambientales podrían motivar a un grupo específico de consumidores a optar por esta tecnología, centrados en el uso de baterías para medidas complementarias, como aumentar la resiliencia ante los apagones.

Otra de las simulaciones que se realizaron tuvo que ver con el costo que tendrán las baterías en el país, ubicando actualmente el valor en los 4.000 reales por kilowatt/hora (Kwh). La estimación mostró una caída hasta los 2.800 reales para el año 2034.

Cabe recordar que dentro de la Ley 14.300/2022, que brinda un marco legal para este tipo de instalaciones, se establece un pequeño y gradual descuento en la energía inyectada a la red. Esto implica que hoy es poco beneficioso instalar una batería.

Sin embargo, este panorama puede cambiar a partir de 2029, cuando la energía inyectada a la red sea valorada según un cálculo de sus costos y beneficios. A medida que disminuya la remuneración por la energía inyectada desde la generación distribuida, aumentará la viabilidad de las baterías.

, Julián García

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Anabática busca ser la primera empresa de asesoría renovable en la región

Fundada en Chile en el año 2013, Anabática Renovables es una empresa de asesoría financiera y técnica para proyectos de energías renovables. Entre las tecnologías que abarca se encuentran la eólica, la fotovoltaica, el hidrógeno verde y el almacenamiento energético.

Si bien históricamente ha trabajado con distintos clientes en la Argentina, hace unas semanas la compañía anunció la apertura de sus primeras oficinas en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

En diálogo con EconoJournal, Ricardo González, gerente general de Anabática Renovables, reivindicó el “crecimiento orgánico” alcanzado. “Este logro encaja muy bien con nuestro propósito de ser la primera empresa latinoamericana de servicios de asesoría de proyectos de energías renovables”, definió.

Sin ninguna duda, expuso, el mercado argentino contiene gran parte de los ingredientes naturales necesarios para el desarrollo de proyectos energéticos basados en generación renovable. “Además, es una plaza con fuerte potencial de crecimiento que conocemos y nos atrae”, agregó.

La compañía

A decir de González, Anabática ha sabido “aprovechar” las variaciones de los mercados y, al mismo tiempo, adaptarse a las verdaderas necesidades de quienes requieren de sus servicios. “Me refiero a empresas tanto pequeñas y medianas como de gran envergadura”, aseguró.

Acerca del crecimiento proyectado en el país, el ejecutivo comentó que el mismo irá acompañado de las necesidades técnicas y de la expansión del mercado local. “Tenemos la predisposición de ir evolucionando en ese mismo ritmo”, sostuvo.

Poniendo el foco en la actualidad del negocio renovable local, argumentó que la generación con fuentes verdes ha demostrado tener un potencial explosivo en la mayoría de los países donde se inserta. “La Argentina es un claro ejemplo de ello”, opinó.

Desde su óptica, el país tiene recursos propios para sostener el crecimiento energético con base en fuentes tradicionales de energía, y dijo que un balance de la matriz de generación con penetración renovable será fundamental para “articular un desarrollo sostenido en el tiempo”, acompañando esta situación con compromisos asumidos por leyes nacionales y con políticas adoptadas por las multinacionales para abastecerse energéticamente de manera sustentable.

Pensando en el corto y mediano plazo, el directivo anticipó un “crecimiento rápido de proyectos fotovoltaicos”, como así también un desarrollo de parques eólicos, todo esto acompañado por sistemas de almacenamiento energético con baterías. “En un mercado energético donde existe generación renovable basada en tecnología fotovoltaica y eólica, las cuales son ante todo variables, donde las líneas de trasmisión son finitas, y donde las proyecciones de demanda podrían verse fuertemente incrementadas por la electrificación del consumo doméstico, creemos que es relevante el desarrollo de una regulación apropiada para los sistemas BESS&LESS”, especificó.

El directivo acotó que, tal como ya ocurre en otros países, los sistemas de almacenamiento van a “marcar la pauta de crecimiento del sector”. Y esto no sólo porque implican una importante reducción de costos de instalación, sino también porque permiten almacenar el recurso renovable variable, aprovechando al máximo su potencial.

Para finalizar, hizo González una auspiciosa mención sobre el hidrógeno verde: “Sin menoscabo de lo anterior, estamos viendo con muy buenos ojos cierto interés por la generación de este vector energético, más allá de las dificultades para encontrar offtakers apropiados. Estamos a la espera de señales de largo plazo que darán el marco normativo, las cuales sin duda marcarán la agenda de dicho proceso en la Argentina”, completó.

, Julián García

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Mike Meding, gerente del megaproyecto Los Azules: “La aprobación del RIGI pone a la Argentina cerca de otros países mineros”

La minera canadiense McEwen Copper logró un financiamiento de US$ 70 millones para realizar el estudio de factibilidad para el proyecto de cobre Los Azules, uno de los yacimientos no explotados más grandes del mundo de este mineral. El estudio se publicará en el primer trimestre de 2025. Los Azules está ubicado en la provincia de San Juan. Mike Meding es el vicepresidente de McEwen Copper y gerente General de Los Azules y dialogó con EconoJournal después de la aprobación en el Congreso del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).

La construcción del proyecto demandará una inversión de US$ 2.500 millones y podría comenzar a producir a partir de 2030. La Argentina dejó de producir cobre en 2018, cuando cerró Bajo Alumbrera. Megaproyectos de cobre como Los Azules, Josemaría, El Pachón, Taca Taca, Altar, Filo del Sol, entre otros, esperan incorporarse al RIGI.

– ¿Qué impulso aportará el RIGI en proyectos de cobre como Los Azules?

La aprobación del RIGI pondrá a la Argentina cerca de otros países mineros en materia impositiva y de seguridad jurídica, ya que esto, como venimos sosteniendo, nos daría reglas claras para los años venideros y posibilitaría que San Juan tenga una mina de cobre, o muchas minas más de clase mundial, en producción.

– Los Azules acaba de obtener financiación por US$ 70 millones para el estudio de factibilidad. ¿Cuáles son los próximos pasos para 2024 y 2025?

A partir de ahora comenzamos una nueva etapa que es el diseño de la ingeniería del proyecto, que será luego volcada en el estudio de factibilidad, que proporcionará la información necesaria para que los potenciales financiadores tomen decisiones informadas sobre la viabilidad y rentabilidad del proyecto. También ayuda a identificar posibles riesgos económicos y financieros, permitiendo desarrollar estrategias para mitigarlos. Esto asegura que el proyecto generará beneficios y es sostenible a largo plazo. Por lo cual, será un trabajo fuerte con expertos en el diseño de proyectos de esta envergadura para lograr la factibilidad.

Este año también están esperando la aprobación ambiental

Esperamos la aprobación del informe de impacto ambiental presentado en abril del año pasado, con el que ya hemos tenido intercambios y devoluciones positivas con las autoridades de la comisión evaluadora. Que, por cierto, hacen un gran trabajo detallado de revisión en las más que 4.000 páginas que hemos presentados.

– ¿Cuál es el avance del proyecto hasta el momento?

Los Azules es un proyecto de cobre que está en la etapa de exploración avanzada con su Informe de Impacto Ambiental presentado. Este año terminamos una campaña de exploración avanzada histórica, con más de 70.000 metros perforados y 23 máquinas perforadoras trabajando día y noche en el sitio durante la temporada 2023-2024. Estamos muy contentos con el trabajo realizado y los resultados obtenidos, por cual agradecemos a toda la comunidad que fue parte de este proceso.

¿Tuvieron inconvenientes en los últimos tiempos vinculados a la fragilidad de la economía del país?

Los Azules, como cualquier desarrollo industrial en la Argentina, no es ajeno a la realidad y el contexto en el que están enmarcados, sin embargo eso no nos detuvo en nuestro objetivo de trabajar intensamente para poner en el futuro una mina de cobre en producción en San Juan y la Argentina.

Accionistas claves

Los Azules está cerca de la frontera con Chile. En febrero, McEwen Copper informó una mejora en la recuperación de mineral.La compañía estima una producción de 183.000 toneladas (tn) anuales de cobre de alta calidad (tiene 13.400.000 tn en reservas estimadas).

El año pasado, la automotriz Stellantis(dueña de Peugeot, Fiat y Chrysler, entre otras) ingresó como accionista al megaproyecto para asegurarse el abastecimiento de cobre en su estrategia de avanzar en la electrificación de los vehículos y la electromovilidad.

Los principales accionistas en la actualidad de McEwen Copper para desarrollar Los Azules son: McEwen Mining (Canadá) con el 51,9%, Stellantis con 14,2%, Nuton (subsidiaria de Río Tinto) un 14,2%, Rob McEwen 13,8% y Victor Smorgon Group con 3,5%.

Financiamiento

McEwen Copper anunció una colocación privada de hasta 2.333.333 acciones ordinarias con un precio de 30 dólares cada una. Es la subsidiaria en la Argentina de la compañía McEwen Mining de Canadá. McEwen Copper tiene actualmente 30.937.615 acciones ordinarias en circulación, según informó la compañía en un comunicado.

McEwen Mining y el empresario minero Rob McEwen “han comprometido pedidos principales para comprar el 27% de la oferta total. McEwen Mining comprará hasta 466.667 acciones ordinarias de McEwen Copper por US$ 14 millones y Rob McEwen comprará hasta 166.666 acciones ordinarias por US$ 5 millones”, aclara el comunicado de la minera.

, Roberto Bellato

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YPF y Halliburton superaron sus propios récords en Vaca Muerta

Con 1703 etapas de fractura, junio significó el mejor mes histórico en la actividad de Vaca Muerta, superando ampliamente las 1643 registradas en marzo. YPF y Halliburton, por su parte, también quebraron su propia cifra en el segmento shale.

Los datos se desprenden del informe que presenta mes a mes Luciano Fucello, country manager de la empresa NCS Multistage, en el que se exhibe un notable crecimiento respecto a mayo, mes en el que se alcanzaron 1584 etapas de fractura, el cual estuvo condicionado por la movilización de un set de Halliburton que ocasionó esa pequeña merma en la producción.

El mes pasado, Fucello explicó dicha baja a EconoJournal y anticipó que con más equipos el récord puede ir superándose mes a mes: “Fueron 200 etapas que no se hicieron en Vaca Muerta y un set que se movilizó para hacer un pozo exploratorio”.

Luego agregó: “Si bien hubo grandes avances a la hora de perforar los pozos de Vaca Muerta (se perforan más rápido, más largos, más finitos), hoy en día el cuello de botella está en la cantidad de equipos que hay disponibles”.

En los primeros seis meses del año, la actividad acumuló un total de 9229 punciones en Vaca Muerta, un número que proyecta la posibilidad de que las 18.000 etapas de fractura contempladas para 2024 puedan superarse por un amplio margen.

El récord de YPF

El informe también destacó que YPF rompió su propio récord en la cuenca neuquina: con 886 etapas de fractura durante junio se convirtió en la principal operadora que tiene la actividad en el shale.

A la empresa con control estatal la siguió Vista con 226 punciones, Chevron con 208 y Pluspetrol con 151.

El resto del listado lo completan Pan American Energy con 145 etapas, Tecpetrol con 56 y Phoenix con 31.

La mejor cifra de Halliburton

Halliburton también superó su mejor registro al ser la compañía de servicio con más punciones: 852 en total, seguida por Schlumberger, con 468.

El listado de cinco lo completa seguida por Weatherford (151), Calfrac (145) y Tenaris (87).

, Mauricio Luna

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Vista redujo un 14% la intensidad de sus emisiones de Gases de Efecto Invernadero

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, presentó el Reporte de Sostenibilidad 2023. Entre los resultados, la firma informó una reducción de la intensidad de sus emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) alcance 1 y 2 en un 14% año contra año.

Miguel Galuccio, presidente y CEO de la compañía, destacó que “como proveedores de energía, tenemos el desafío de proporcionar energía más eficiente, confiable y con las menores emisiones posibles para las necesidades crecientes del mundo y, al mismo tiempo, descarbonizar la matriz energética”.

Asimismo, el ejecutivo agregó: “Los objetivos anunciados en el Investor Day 2023 demuestran nuestra contribución a esta tarea, dado que prevemos duplicar nuestra producción en los próximos tres años, al tiempo que esperamos reducir la intensidad de nuestras emisiones GEI de alcance 1 y 2 en más de un 80%, respecto del año base 2020”.

Actividad

En línea con este objetivo, la compañía conectó sus bloques en Vaca Muerta a la red interconectada de energía y firmó un contrato a 15 años para adquirir electricidad de fuentes de energía renovables.

“Vista se transformó en la primera operadora en el país en alimentar un equipo perforador con energía limpia, y la primera en Sudamérica en alimentar una electrocompresora de gas con fuentes renovables”, remarcaron desde la empresa.

Además, como parte del plan de reducción de emisiones, Vista informó que continúa implementando una estrategia de compensación de su huella de carbono operativa a partir de la implementación de su propia cartera de proyectos de Soluciones Basadas en la Naturaleza.

En este sentido, durante 2023 registró un sólido avance en nueve proyectos en curso que abarcan 26.000 hectáreas en la Argentina, incluyendo el inicio del proceso de certificación de los créditos de carbono. Mediante la ejecución de estos proyectos de SBN, a través de su subsidiaria Aike, Vista proyecta alcanzar cero emisiones netas para 2026.

En cuanto a los indicadores de desempeño social, la compañía mantuvo su desempeño en línea con los estándares de seguridad internacionales. También, informó un aumento interanual del 28% en inversión social y un sostenido compromiso con la diversidad, equidad e inclusión.

, Redaccion EconoJournal

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La actualización por inflación de tarifas, un error no forzado que expone la diferencia de criterios entre Caputo y el secretario de Energía

Es la segunda vez que nos mienten. La primera fue en mayo cuando suspendieron la aplicación de la fórmula polinómica que el propio gobierno había definido a fines de marzo con el argumento de que retroalimentaba la aceleración de precios porque tomaba como parámetros la inflación pasada. Esta es la segunda porque Economía se había comprometido a través de una comunicación interna a poner en marcha la actualización mensual de las tarifas a partir del 1º de julio”, reconstruyó este domingo, bajo reserva de nombre, un importante ejecutivo de una empresa gasífera consultado por EconoJournal. El directivo hacía referencia a la Nota Nº 55157036 enviada el 27 de mayo por Luis ‘Toto’ Caputo, titular del Palacio de Hacienda, a Eduardo Rodríguez Chirillo, mediante la cual instruye al secretario de Energía a aplicar una indexación de las tarifas a partir de este lunes, algo que finalmente no ocurrió.

La misiva —que no se publicó en el Boletín Oficial porque al ser una ‘nota’ no existe obligatoriedad formal de publicarla como sí sucede con las resoluciones y decreto- incluso establece que la actualización de las tarifas de gas y electricidad se aplicaría en base a la inflación proyectada y que se netearía una vez que se realice la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que el Ejecutivo pretende llevar adelante durante el segundo semestre del año, según el cronograma fijado por los entes reguladores del gas (Enargas) y electricidad (Enre).

Fuentes cercanas a Caputo relativizan el alcance de esa instrucción. “No hay una fórmula de actualización definida. Iba a haber una, pero no terminó de implementarse, con lo cual no estamos incumpliendo nada. No está diseñada aún”, explicaron voceros del Palacio de Hacienda ante la consulta de este medio.  

Ministro de Economía, Luis Caputo, y secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo.

Lo concreto es que más allá de las idas y vueltas, la indexación mensual de las tarifas se convirtió en un problema hasta ahora sin solución para el Ministerio de Economía que expone la diferencia de criterios existente con Rodríguez Chirillo. En retrospectiva, el secretario de Energía parece haberse apurado en instrumentar, sin la validación definitiva de Economía, un Índice del Gas —que en rigor el Enargas venía discutiendo con las empresas desde fines del gobierno anterior— para indexar de forma automática el Valor Agregado de Distribución (VAD) y el margen de transporte que perciben las empresas reguladas de los sectores de gas y electricidad.

Tal vez no son diferencias de fondo, pero sí de timing e implementación. No es el único caso que grafica ese contrapunto. En febrero, Rodríguez Chirillo provocó una especie de cismo en la industria eléctrica al amagar con reestructurar el sector forzando con una resolución la transferencia de los contratos en dólares firmados con generadoras que están en cabeza de Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), hacia una centena de distribuidoras, muchas de ellas de dudosa performance crediticia.

La normativa nunca llegó a publicarse, pero la intentona del secretario —apuntalada por una alta dosis de dogmatismo— fue la génesis que derivó en la crisis que en marzo enfrentó a Caputo con las empresas generadoras por la quita (haircut) que aplicó Economía sobre una deuda del Estado con los privados.  

Hay que pasar el invierno

La dilación en instrumentar la actualización mensual de las tarifas de gas y electricidad —en la conferencia de prensa que ofreció el viernes pasado, Caputo dejó entrever que el tema recién se retomará cuando pase el invierno, el momento estacional del año de mayor consumo energético de los hogares— es un problema por una razón evidente: implica para un gobierno que se define como pro-empresa y de libre mercado incumplirle a los privados una promesa formulada por escrito bajo la administración de Javier Milei.

Además, tiene un agravante: fuera de micrófono, muchos directivos de empresas reguladas admiten que no había necesidad de apurar la puesta en marcha de la actualización automática de las tarifas. “La verdad es que nos terminaron autorizando una suba de tarifas más alta de la que creíamos que íbamos a recibir. Había margen para esperar algunos meses y pensar mejor cómo aplicar la actualización”, admitió el gerente general de una compañía regulada que se enteró por los medios que Economía postergaría la puesta en marcha de la actualización. “Lo que más ruido hace no es que no nos den el aumento por inflación, sino que incumplan una medida que ellos mismos (por este gobierno) escribieron. Afecta la confianza”, agregó.

A fines de la semana pasada, varios ejecutivos intentaron comunicarse con Rodríguez Chirillo para obtener alguna precisión oficial sobre la nueva postergación. Pero el secretario de Energía se encontraba en España atendiendo un asunto de índole personal (regresó al país durante el fin de semana). Tampoco los entes reguladores ofrecieron una explicación para justificar la medida.

, Nicolas Gandini

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Finalizó la 26° Reunión Latinoamericana de Logística de APLA

Con más de 90 participantes provenientes de nueve países y 44 empresas diferentes, culminó la 26° Reunión Latinoamericana de Logística organizada cada año por la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA).

Santiago de Chile fue la ciudad anfitriona de esta edición de la reunión anual de Logística que contó con 15 oradores referentes en sus áreas, 10 conferencias y paneles, tres talleres participativos y una visita de cortesía y encuentro.

“Como cada año, este punto de encuentro regional se constituyó en un ámbito ideal para actualizarse en materia de tendencias, estrategias y tecnologías de la logística de la industria petroquímica y química de la región. Con los talleres y sesiones participativas los asistentes pudieron intercambiar buenas prácticas corporativas, así como los modos de generar nuevas oportunidades de negocios”, destacaron desde la Asociación.

La reunión

El programa incluyó también los esperados espacios de networking y relacionamiento que “se convirtieron en un valioso generador de relaciones profesionales entre pares, clientes y proveedores”, destacaron desde APLA. Respecto de las encuestas de satisfacción, la totalidad de los asistentes encuestados evaluó el programa, los oradores y la organización de la reunión en las categorías de Bueno y Muy Bueno.

Con este input y siempre buscando ofrecer mejor servicio y atención a sus participantes, APLA ya comenzó la organización de la edición 27 de la Reunión Latinoamericana de Logística que se realizará en 2025.

El análisis y valoración de los aspectos clave que impactan en la industria petroquímica y química de la región se continuarán desarrollando en los próximos eventos que prepara APLA para 2024: el 4° Encuentro de Sostenibilidad, el 4 de septiembre en la ciudad de Buenos Aires, Argentina, y la 44° Reunión Anual Latinoamericana de Petroquímica que se realizará en la ciudad de Cartagena, Colombia, con inscripciones ya abiertas.

Para obtener más información sobre la reunión y los próximos eventos de APLA se puede visitar: www.apla.lat

, Redaccion EconoJournal

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YPF apoyará a más de 200 deportistas que participarán de los JJOO 2024

YPF anuncia el acompañamiento para todos los deportistas de las delegaciones de Juegos Olímpicos y Paralímpicos y el sponsoreo del #EQUIPOARG de cara al inicio del calendario de los juegos olímpicos que se celebrarán en París desde el próximo 26 de julio.

Además del apoyo directo que recibirán los deportistas para participar del certamen, la compañía creó una plataforma especial de beneficios que incluye descuentos en la carga de combustible, beneficios especiales en las tiendas FULL, recambio de lubricantes, entre otras acciones que se enmarcan en el inicio de un plan de trabajo conjunto entre YPF y el TAR (Transición al Alto Rendimiento).

“La compañía de energía cumple un rol fundamental en el apoyo directo a los deportistas celebrando, con este tipo de sponsoreos y acciones, su esfuerzo y talento en el mundo. La marca YPF tiene una asociación directa con el deporte argentino y sus valores de excelencia, calidad, resiliencia y reconocimiento internacional”, destacaron desde la firma.

Entre sus principales embajadores, se destacan Lionel Messi, referente indiscutido a nivel global y la figura estelar del deporte nacional. A él se suma la reciente incorporación del corredor Franco Colapinto, otro deportista de alto rendimiento auspiciado por la compañía, que hoy compite en la categoría GP2 del automovilismo internacional, entre otros.

, Redaccion EconoJournal

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La demanda de combustibles comienza a recuperarse por el abaratamiento de los precios en términos reales

La demanda de naftas creció 5% en mayo con respecto al mes anterior y la de gasoil trepó un 12% en el mismo período. La comparación intermensual permite ver el primer signo de recuperación clara luego de la fuerte caída registrada en la primera parte del año. Como en los últimos meses los precios de de las naftas y gasoil aumentaron por debajo de la inflación —este lunes los importes en surtidor se actualizaron en la banda del 4%— se generó un abaratamiento de los combustibles en términos reales que incidió en el aumento de las ventas, las cuales se vieron impulsadas todavía más en el caso del gasoil por la mejora que registró la cosecha.

Los combustibles volvieron a aumentar este mes en valores corrientes.

El incremento de los precios de los combustibles a fines del pasado año, en un contexto de fuerte contracción de los salarios reales, derivó en una disminución de la demanda de naftas y gasoil durante los primeros meses del año. Las ventas de gasoil llegaron a caer un 14% interanual en marzo y en mayo mostraron la primera suba interanual, la cual se ubicó en el 2%. Las naftas retrocedieron un 10% en marzo, un 11% en abril y en mayo la baja interanual se redujo al 7%.

Si bien el precio de los combustibles continúa subiendo todos los meses en términos nominales, si se toma en cuenta el impacto de la inflación han comenzado a abaratarse en términos reales. El último informe de la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, muestra que en junio se ubicaron un 20% en promedio por debajo de enero medidos a ‘pesos constantes’, tal como se denomina en la jerga económica al valor en pesos de un bien después de descontar el impacto de la inflación y del tipo de cambio sobre su precio.

Como desde marzo de este año, el gobierno empezó a acordar con YPF que los precios en surtidor de la petrolera bajo control estatal —el mayor jugador del mercado, con una participación cercana al 55%— aumentaran por debajo de la inflación, lo que sucedió es que en términos reales los combustibles son más económicos hoy que en enero. Los números publicados por Economía & Energía dan cuenta de esa retracción: en agosto del año pasado el precio promedio de los combustibles en pesos constantes fue de 965 pesos por litro, en enero se disparó a 1236 pesos y en junio retrocedió a 984 pesos.

Fuente: Economía & Energía.

Para realizar el cálculo se tomó un precio promedio ponderado por volumen de nafta súper, premium y gasoil 2 y 3 y la inflación oficial registrada hasta mayo. Para junio, en cambio, se consideró una variación del IPC del 5,5% de acuerdo con la última estimación REM del BCRA y un incremento de los precios en surtidor del 2,5% para el gasoil y 4% para las naftas.

El valor real de junio es muy similar al de agosto de 2023 cuando la demanda era más alta que ahora. ¿Por qué la demanda no se recuperó totalmente si en términos reales el precio es prácticamente el mismo que entonces? Porque los salarios cayeron en términos reales y el poder adquisitivo que existe en la actualidad es menor al que existía en el tercer trimestre del año pasado.

Combustible en dólares

Si se observa la evolución de los precios medidos en dólares al valor oficial, puede verse que las naftas tuvieron un precio promedio en junio de 1,20 dólares por litro, el mayor registro de los últimos 5 años y medio. Con el gasoil la situación es similar. En junio el precio promedio por litro fue de 1,30 dólares, valor que solo se había alcanzado en junio de 2022 para luego caer de manera ininterrumpida hasta tocar un piso de 1 dólar por litro en agosto del año pasado.

Fuente: Economía & Energía.

El problema es que esa recuperación está basada en una acelerada apreciación cambiaria que muchos analistas no ven sustentable en el mediano plano si continúan los niveles actuales de inflación mensual. Si Argentina llegara a devaluar, ese precio en dólares caería rápidamente y el precio del combustible se dispararía nuevamente en términos reales como ocurrió en diciembre y enero luego de la fuerte devaluación que aplicó el gobierno de Javier Milei.

, Redaccion EconoJournal

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Nuevas tarifas para hogares que consumen GLP por redes: leve baja para usuarios del interior del país

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicó los nuevos cuadros tarifario que rigen desde junio para los usuarios residenciales de Gas Licuado de Petróleo (GLP) por red, ubicados principalmente en localidades del interior de las provincias. La medida no tiene relación alguna con el precio de las garrafas de GLP que consumen aquellos que no tienen acceso a una red de distribución de gas.

En concreto, los cuadros tarifarios publicados este lunes en el Boletín Oficial incluyen una leve reducción que va del 2 al 3 por ciento en el cargo variable del gas respecto al último cuadro vigente publicado en abril. El cargo fijo publicado este lunes en el Boletín Oficial para las distribuidoras no sufrió modificaciones con relación al que está vigente. El universo de hogares que consume GLP, tal como se conoce al propano y butano indiluído, por redes de distribución es pequeño en comparación con los millones de usuarios de gas natural del país, que en julio no tuvieron cambios en las tarifas.

Además de los hogares, también están incluidos pequeños comercios e industrias (usuarios SGP), que consumen hasta 12.000 metros cúbicos (m3) anuales, es decir, un consumo equiparable con un usuario residencial. Los usuarios de GLP por redes son alrededor de 30.000 en todo el país y hay unos 1.500 comercios. Las resoluciones del Enargas de este lunes abarca a las distribuidoras Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Naturgy Ban, Distribuidora Gas Cuyana, Gas NEA y Litoral Gas.

Según explicaron fuentes del sector de distribución a EconoJournal, la disminución respecto al mes de abril en el cargo variable tiene que ver “con la variación hacia abajo del precio de GLP – Paridad de Exportación de referencia publicado por la Secretaría de Energía para los meses de marzo de 2024 (que se aplica en abril 2024) y de junio de 2024 (aplicable en julio de 2024)”.  

Cargo fijo y variable

Por ejemplo, el cargo fijo de un usuario de Buenos Aires Gas (Subdistribuidora BAGSA, en el área de concesión de Naturgy Ban) de Cucullún, una localidad bonaerense ubicada a 100 kilómetros de Buenos Aires, será de $ 19,278 por mes, igual que en los cuadros tarifarios de abril. Lo mismo para un usuario de Tres Sargentos de la misma distribuidora de gas.

En cambio, hay una reducción de la tarifa en el cargo variable (consumo) en estas localidades. Siguiendo los mismos ejemplos, en Cucullún el cargo variable pasó de $ 136,77 el m3 a $ 134,19 el m3.

En la localidad de Camarones, en la provincia de Chubut, del área de Camuzzi Gas del Sur, los usuarios seguirán pagando un cargo fijo de $ 28.977 por mes, tal cual el cuadro tarifario anterior. Pero el consumo (cargo variable) se redujo de $ 160,11 a $ 157,73 por m3.

Propano

Los considerando de las resoluciones del Enargas destacan que “el precio del gas propano (GLP) calculado según el procedimiento previsto (por la Secretaría de Energía), correspondiente al mes de junio de 2024, fue de 372.952 $/tonelada. De esa manera, calculado el 25% del mismo, se convirtió a m3 equivalente de gas natural para su incorporación a los cuadros tarifarios, y se obtiene un valor de 72,26 $/m3”.

Y que “en virtud de lo expuesto, corresponde emitir nuevos cuadros tarifarios de transición correspondientes a las localidades abastecidas con gas propano indiluido” de las licenciatarias de distribución.

, Roberto Bellato

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MetroGAS lanza una campaña de prevención por intoxicaciones por monóxido de carbono

MetroGAS lanzó una campaña de concientización que busca generar un fuerte impacto sobre las graves consecuencias que puede causar la inhalación de monóxido de carbono por una instalación deficiente y/o el mal funcionamiento de los artefactos instalados en las casas. La campaña cuenta con la interpretación a lengua de señas realizada por una persona sorda.

Sólo en 2023, el monóxido de carbono causó la muerte de 15 personas y otras 82 fueron hospitalizadas por intoxicación, de acuerdo con los datos obtenidos por MetroGAS sobre la base de las denuncias recibidas en su zona de distribución del gas natural por redes, compuesta por la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y once partidos del conurbano bonaerense.

La campaña

El lanzamiento de la campaña se concretó el viernes pasado en el marco de la conmemoración del Día de la Concientización y Prevención contra el Monóxido de Carbono, que coincide con el comienzo del invierno.

“Trabajamos en la producción de cuatro spots que buscan generar conciencia como premisa fundamental en la seguridad de nuestros clientes. La intoxicación por monóxido de carbono puede evitarse y desde la compañía no vamos a detenernos en esta lucha hasta que el número de accidentes fatales descienda a valores mínimos”, aseguró Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS.

Los spots podrán verse en nuestra web institucional, como así también en nuestro canal de YouTube, en LinkedIn, Instagram y Facebook y en algunos medios de comunicación, e incluyen dos de los valores fundamentales de la compañía, que son la seguridad de las personas y la inclusión, teniendo en cuenta que fue también interpretado por una persona sorda al LSA (Lengua de Señas Argentina).

Entre otras recomendaciones, recordamos la importancia de estar informados para evitar accidentes e intoxicaciones.

Monóxido de carbono

El monóxido de carbono es un gas inodoro, incoloro e insípido que se produce a partir de la combustión incompleta de gas natural u otros productos que contengan carbono, y esas características hacen que no sea percibido por los sentidos y que la persona expuesta no presente ninguna reacción de defensa.

Por eso, aconsejamos: revisar periódicamente la instalación con un gasista matriculado; no obstruir las rejillas de ventilación de los ambientes; y controlar que el color de la llama de los artefactos como la cocina, el calefón o la estufa sea siempre azul.

En lo que va del año, MetroGAS registró en su zona de distribución 16 intervenciones de sus técnicos ante episodios que involucran la presencia de monóxido de carbono, y al menos 28 personas terminaron afectadas, seis de las cuales fallecieron.

El informe elaborado por la empresa revela que hubo un aumento en la cantidad de casos relevados respecto al mismo período del año pasado, como así también de personas fallecidas.

Las estadísticas elaboradas por MetroGAS toman como referencia a los casos en los que la empresa tuvo intervención ante denuncias registradas en su zona de distribución, que es la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y los partidos de Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente, donde más de 2.400.000 clientes reciben el servicio de gas.

, Redaccion EconoJournal

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¿Cómo prevenir accidentes por monóxido de carbono?

El monóxido de carbono es el resultante de la combustión deficiente de una fuente energética, como puede ser el gas natural.  Es una sustancia que carece de olor, color y sabor y es altamente tóxica. Cuando la cantidad de oxígeno es insuficiente, la combustión es incompleta y se produce monóxido de carbono. El monóxido de carbono ingresa al cuerpo a través de la respiración; y puede provocar dolor de cabeza, náuseas, vómitos, desmayos e incluso la muerte.

Por ello, para evitarlo, desde Naturgy brindan las siguientes recomendaciones:

En las instalaciones

·         Todas las instalaciones de gas, la colocación de artefactos y su reparación siempre deben ser efectuadas por gasistas matriculados.

·         Utilizar artefactos aprobados por el ENARGAS.

·         Revisar periódicamente el estado de las instalaciones internas de gas del hogar por medio de un gasista matriculado.

·         No instalar calefones, estufas infrarrojas, catalíticas o de llama abierta, en baños, dormitorios o ambientes cerrados. Solo deben colocarse artefactos de tiro balanceado.

·         Verificar el buen funcionamiento de los tirajes o conductos de ventilación, de modo que no estén obstruidos, estrangulados, fisurados desconectados o abollados.

·         No realizar combinaciones ni conexiones de conductos de ventilación de dos artefactos diferentes (calefones y campanas extractoras). Cada conducto de ventilación debe ser individual.

·         No obstruir las rejillas de ventilación e ingreso de aire.

Durante el uso

·         Controlar que la llama del quemador de los artefactos (ponga especial énfasis en el calefón) sea de color azul y de geometría uniforme, si fuese amarilla significa que está produciendo Monóxido de Carbono. En este caso, apagar el artefacto y hacer revisar el quemador por un gasista matriculado.

·         No utilizar artefactos de calefacción para secar prendas.

·         No usar hornos para calefaccionar ambientes.

·         Verificar el cierre correcto de las canillas de agua caliente, especialmente durante la noche, para evitar el funcionamiento continuo de calefones.

·         Evitar la sobreocupación de ambientes con artefactos de calefacción.

·         Periódicamente ventilar los ambientes.

·         En caso de que alguna persona esté bajo los efectos del monóxido de carbono deberá ser rápidamente retirada del lugar para que aspire aire fresco y deberá ser atendida por un médico.

Para más información sobre recomendaciones para la prevención de accidentes con monóxido, así como también para conocer recomendaciones sobre uso responsable de los recursos naturales, pueden ingresar a www.cuidemosnuestrosrecursos.com .

, Redaccion EconoJournal

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Sacde finalizó la completación mecánica e inicia la puesta en marcha de la planta compresora de gas de Tratayén

Sacde finalizó los trabajos en la planta compresora de Tratayén y alcanzó el completamiento mecánico. Según informaron desde la firma, para que inicie sus operaciones resta la puesta en marcha del turbocompresor de 15.000 HP por parte de ENARSA y su fabricante, donde la compañía constructora brindará soporte.

Damián Mindlin, presidente y CEO de SACDE, aseguró que «una vez en funcionamiento, la Planta compresora de Tratayén permitirá inyectar aproximadamente cinco millones de metros cúbicos (m3) de gas adicionales al Gasoducto Néstor Kirchner”. 

A su vez, el ejecutivo precisó que “esto representa para el país un ahorro de hasta US$ 350 millones por año en sustitución de combustibles líquidos e importación de Gas Natural Licuado (GNL)”. 

La planta compresora de Tratayén permitirá comprimir el gas recibido de la Planta de Acondicionamiento de Gas de TGS e inyectarlo en el GNK aumentando el volumen transportado de 11 a 16 millones de m3 día.

Las obras 

Con la puesta en marcha de este turbocompresor, más el que se está instalando en la planta compresora de Salliqueló, se finalizará la primera etapa del proyecto. 

Su diseño completo prevé la instalación total de tres plantas compresoras adicionales, que sumarán una potencia total de 120.000 hp, para transportar un caudal futuro máximo de hasta 40 millones de m3/d.

, Redaccion EconoJournal

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La sorpresiva medida que tomó el gobierno para que las distribuidoras de gas paguen parte del costo de importación de GNL

Luego de haber intentado sin éxito trasladarles el precio del Gas Natural Licuado (GNL) que importará durante este invierno, el gobierno volvió a la carga esta semana y resolvió que las distribuidoras deberán pagarle a la estatal Enarsa un sobrecosto de US$ 2,16 MMBTU por el gas adicional que necesiten de la terminal de importación de Escobar para cubrir el pico de demanda durante los días más fríos del año. La medida genera polémica porque el gobierno busca que sean las empresas las que absorban ese precio extra sin trasladárselo al usuario final. De esa manera, lograrían reducir subsidios sin tener que convalidar un mayor aumento de tarifas. Los principales directivos de las compañías se reunieron este jueves con el interventor del Enargas, Carlos Casares, para manifestarle su malestar sobre el tema, según revelaron fuentes privadas consultadas por EconoJournal.

La novedad se conoció el lunes pasado cuando Enarsa le envió una nota a la autoridad responsable del Mercado Electrónico de Gas S.A. (Megsa), a la que accedió EconoJournal, donde le solicita que actualice el precio de venta de gas que comercializa la propia empresa para las rondas spot destinadas a la demanda prioritaria, sumándole un adicional por sobre el precio fijado en la resolución 93/2024, el cual está en torno a los US$ 3,35 MMBTU. En Saliqueló, donde termina el Gasoducto Néstor Kirchner, el adicional es de US$ 0,94 MMBTU, en Cardales, donde llega el Gasoducto Mercedes-Cardales, es de US$ 0,99 MMBTU y en la terminal de regasificación de Escobar el sobrecosto llega a US$ 2,16 MMBTU.

Estación Regasificadora de Escobar

Enarsa le informó a Megsa porque es en ese mercado electrónico, que funciona en la Bolsa de Comercio, donde se concretan las compras de gas adicionales para los días de frío, por fuera de los volúmenes ya contractualizados en firme en el Plan Gas. Eso significa que cuando las distribuidoras vayan al Megsa para conseguir gas para cubrir los picos de demanda deberán pagar ese adicional que llega a US$ 2,16 MMBTU, pero no podrán trasladarlo a la tarifa porque las mismas no fueron modificadas luego de esa nota y la intención oficial es no hacerlo.   

Principio de pass through

La medida es polémica porque el decreto 1738/1992 que reglamenta la ley del gas 24.076, establece en el punto 5 de su artículo 37 que “las variaciones del precio de adquisición del gas serán trasladadas a la tarifa final al usuario de tal manera que no produzcan beneficios ni pérdidas al distribuidor ni al transportista”. Es decir, en el sector del gas rige el principio de pass through o neutralidad económica. Por lo tanto, si a las distribuidoras les aumentan el precio del gas deben trasladarle ese precio al usuario final o el Estado se debe hacer cargo a través de subsidios, como vino ocurriendo durante los últimos 20 años.

Las distribuidoras decidieron no convalidar esta decisión oficial y no se presentaron en la subasta organizada esta semana en el Megsa diciendo cuál era el volumen de gas adicional que va a necesitar para julio. No quieran afrontar un sobrecosto que, en el caso del gas proveniente de Escobar, equivale a casi el 65% del precio fijado en el Plan Gas.

¿Qué pasa si no pagan?

Si las distribuidoras mantienen su postura y no convalidan ese sobrecosto, comenzará una puja para ver quien se hace cargo de la cuenta, pero esa pelea no debería, en principio, poner en riesgo el abastecimiento de gas porque se supone que Enarsa no va a interrumpir el suministro por ese motivo.  

, Redaccion EconoJournal

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Equinor vendió a YPF un 35% de las áreas offshore que posee en Tierra del Fuego y otro 25% a CGC

La petrolera noruega Equinor, uno de los principales jugadores de la producción offshore de hidrocarburos a nivel global, le vendió el 35% de sus áreas offshore de la Cuenca Austral cercanas a Tierra del Fuego a YPF y otro 25% a la Compañía General de Combustibles (CGC), la petrolera de Corporación América, que es presidida por Hugo Eurnekián. Se trata de las áreas AUS 105 y 106, que poseen una superficie aproximada de 2.129,88 y 2.160,01 km2, respectivamente y están ubicadas a 22 kilómetros del punto costero continental más próximo de la provincia de Tierra del Fuego.

A través del Decreto 545/2024, publicado este jueves en el Boletín Oficial, el gobierno autorizó a Equinor a ceder parte de la titularidad a CGC sobre el bloque 105. Resta que se publique la normativa que oficializa el traspaso de un 35% del capital accionario de los bloques de exploración a YPF, una operación que en los hechos se materializó el año pasado. De ese modo, el capital societario sobre las áreas quedará en un 40% para Equinor, un 35% para YPF y el 25% para CGC.

Actividad en los bloques

Si bien Equinor fue noticia esta semana dado que la compañía informó que en el pozo Argerich, perforado en la Cuenca Argentina Norte, no se encontraron indicios de hidrocarburos, fuentes consultadas por EconoJournal al tanto de este proceso, precisaron que la venta por las áreas 105 y 106 con YPF y CGC se había ejecutado a fines de 2022 y que no tiene ninguna relación con los resultados de la exploración en el pozo en el bloque CAN 100. El trámite por la cesión de las áreas offshore de la Cuenca Austral se comenzó a gestionar en marzo de 2023, pero aún no había sido aprobado por la Secretaría de Energía.

Fuentes al tanto del proyecto señalaron que en ambos bloques se está llevando a adelante un proceso de registración sísmica para interpretar con mayor detalle la geología de las áreas. El buque a cargo de ese trabajo es el BGP Prospector, el mismo que realizó la sísmica en los bloques CAN 108 y 114 en Cuenca Argentina Norte entre fines de 2023 y principios de 2024.

Si los resultados son alentadores, se prevé que la perforación exploratorio recién podría concretarse a partir de 2027. 

, Loana Tejero

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El derrumbe de la industria del gas natural en Bolivia, una de las claves de su crisis institucional y económica

El fallido golpe de Estado en Bolivia ejecutado por el jefe de una de las ramas de las fuerzas armadas sigue suscitando múltiples interpretaciones debido a la evidente ausencia de volumen político y social para la consecución de la maniobra. El violento episodio es aún más llamativo si se considera que el gobierno de Luis Arce pocas horas antes había alcanzado un acuerdo con el gremio de camioneros para evitar un bloqueo de rutas en todo el país por la escasez de combustibles. Más allá del mal timing y de la rapidez de las autoridades para desactivar el golpe, lo concreto es que el gobierno encuentra crecientes dificultades para gestionar la economía debido al fuerte declive en la producción y la exportación de gas natural.

El comandante general del Ejército, Juan José Zúñiga.

Bolivia registró una caída del 50% en los volúmenes de gas exportados entre 2021 y 2023, según datos de la consultora especializada Gas Energy Latin America (GELA). El retroceso en los volúmenes, sumado a la caída de los precios internacionales del gas, impactaron en las reservas del Banco Central. Las exportaciones bolivianas totalizaron US$ 10.797 millones en 2023, un 20,6% menos que el año anterior, según datos del Instituto Boliviano de Comercio Exterior. El Banco Central hoy tiene reservas por debajo de los US$ 1700 millones, el nivel más bajo en 17 años.

Por el declive en la producción de gas, el año pasado el gobierno boliviano comenzó a considerar la apertura de su infraestructura de gasoductos para transportar el gas desde Vaca Muerta al Brasil. «Uno de los mayores problemas de Vaca Muerta es el transporte y Bolivia tiene una de las llaves para la solución«, dijo el presidente de la petrolera estatal boliviana YPFB, Armin Dorgathen.

Desde el gobierno de Lula da Silva y de la petrolera brasileña Petrobras dieron señales a favor a esa opción. El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, y el director de Transición Energética y Sostenibilidad de Petrobras, Mauricio Tolmasquim, consideraron que el aprovechamiento de la capacidad ociosa en el gasoducto Gasbol tiene ventajas tanto para Brasil como para Bolivia.

Unidades del Ejército boliviano asaltando el ingreso al Palacio de Gobierno.

Declive e interna oficialista

Lo cierto es que Bolivia no ha encontrado la manera de frenar la velocidad del declino de la producción de gas, que pasó de 56,6 MMm3/d en 2016 a 31,9 MMm3/d en 2023. La falta de resultados en la política energética debilitó al Movimiento al Socialismo (MÁS), el partido gobernante, que finalmente detonó el pasado septiembre con la ruptura entre el presidente Arce y el ex presidente Evo Morales, que anunció que será candidato en las elecciones presidenciales del próximo año.

El presidente señaló que el problema comenzó en 2016, cuando comenzaron a agotarse los campos de gas y petróleo y no se impulsó la perforación de pozos exploratorios. “Este tema correspondía al Ministerio de Hidrocarburos, no de Economía, y por supuesto a quien estaba a cargo del gobierno; hay que aclarar porque ya sabemos lo que nos dicen”, dijo Arce refiriéndose a Morales. Arce fue el ministro de Economía de Bolivia entre 2006 y 2017.

YPFB en 2021 lanzó el Plan de Reactivación del Upstream (PRU) con el objetivo de realizar inversiones en la exploración y explotación de gas y petróleo. El plan contempla actualmente 42 proyectos exploratorios en los departamentos de Santa Cruz, Tarija, Chuquisaca, Cochabamba, La Paz y Pando. La inversión prevista asciende a US$ 1.410 millones, de los cuales el 66% corresponde a la inversión de riesgo a cargo de YPFB, el 19% aportado por las operadoras y un 15% corresponde a las subsidiarias.

Arce espera lograr avances en un memorándum con Brasil para un plan de exploración y producción durante una visita de Lula en Bolivia pautada para el nueve de julio.

Escasez de combustibles

La política energética tampoco encuentra una salida a la problemática de los combustibles. A las dificultades para importar y abastecer la demanda interna de combustibles por la falta de dólares se suma el atraso en los precios de las naftas y del gasoil, que están prácticamente congelados desde el 2005. El gobierno destina entre 1500 y 2000 millones de dólares por año en subsidios a los combustibles.

Pese a que Arce ratificó en enero que no eliminarán los subsidios, lo concreto es que el gobierno proyectó una baja en los recursos fiscales destinados a ese fin: pasarán de 12.678 millones de pesos bolivianos (US$ 1834 millones) en 2023 a 9803 millones en 2024 (US$ 1418 millones).

El viceministro de Pensiones y Servicios Financieros, Franz Apaza, garantizó la continuidad del subsidio. “Si dejáramos la subvención, costaría el doble de lo que cuesta. Eso lo van a pagar las familias”, explicó. Pero el costo fiscal ya absorbe gran parte de los ingresos generados en concepto de renta petrolera. La renta petrolera de 2023 fue de aproximadamente US$ 2000 millones, muy por debajo de los 3.000 millones del año anterior.

Militarización

El atraso en los precios también genera un incentivo al contrabando de combustibles a los países vecinos. Arce ordenó a principios de junio la militarización del sistema de provisión de combustibles. «Lo que dijo Lucho (Arce) que vamos a controlar las estaciones de servicio con militares es el inicio de la militarización de Bolivia, que sepa el pueblo boliviano», disparó Morales.

La recurrente falta de gasoil en las estaciones lleva más de un año y ha generado más de una protesta del gremio de camioneros. Apenas unas horas antes del golpe, el gobierno logró que los camioneros desistieran de lanzar bloqueos en las rutas nacionales por tiempo indefinido. El gobierno acordó abordar los pedidos referidos a la falta de dólares y escasez de combustibles.

Mientras tanto, YPFB comenzó a importar crudo proveniente de Vaca Muerta a través de Chile. El movimiento es parte de una estrategia para importar menos combustibles. Dorgathen afirmó que la operación por los ocho cargamentos implicará «un ahorro para el Estado porque gastaremos US$240 millones menos en la importación de combustibles y le permitirá a YPFB refinar una mayor producción de diesel, gasolina, GLP y otros subproductos».

Un golpe sin respaldo

En este delicado contexto económico e institucional, el ahora ex comandante general del Ejército, Juan José Zúñiga, lideró un asalto al Palacio de Gobierno y amenazó con “cambiar el gabinete de Gobierno” después de que el martes en la noche corrieran varios rumores sobre su destitución. Pero sin respaldo alguno por fuera de las unidades que lo acompañaban fue arrestado y cesado del cargo. El presidente Arce también relevó a los comandantes del Alto Mando Militar para neutralizar cualquier intento de golpe de Estado.

El general Juan José Zúñiga quedó bajo arresto.

Los rumores sobre su posible destitución comenzaron a circular tras declarar en una entrevista televisiva que “arrestaría” al ex presidente Morales si intentaba postularse como candidato presidencial, que en su opinión no está habilitado para ser de nuevo presidente de Bolivia.

La Organización de Estados Americanos (OEA) condenó el intento de golpe. «La Secretaría General de la OEA condena de la forma mas enérgica estas acciones del Ejército boliviano, el mismo deberá someterse a la autoridad civil como manda la Carta Democrática Interamericana», dijo el secretario general, Luis Almagro.

, Nicolás Deza

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Vaca Muerta Sur: YPF reveló cuáles fueron las ventajas que determinaron la elección de Punta Colorada como terminal de exportación de crudo

Punta Colorada fue calificada por YPF como un punto de exportación de clase mundial. Tras diversos estudios realizados por la compañía, el puerto ubicado en el Golfo de San Matías en Río Negro fue el elegido para el proyecto Vaca Muerta Sur, que prevé lograr un salto exportador al sumar más de un millón de barriles diarios y dar una nueva salida al crudo de la Cuenca Neuquina por el Océano Atlántico. El mismo lugar podría albergar la planta de licuefacción de gas en el proyecto que encabezan YPF y Petronas.

“Determinamos que las mejores condiciones las presentaba Punta Colorada y luego lo confirmamos en campo donde pudimos hacer estudios de condiciones operativas para los buques”, aseguró Augusto Castagnino, Gerente Ejecutivo de Operaciones e instalaciones Midstream de YPF, durante la presentación del proyecto Vaca Muerta Sur que realizó en la 1° Jornada de Midstream organizada por el Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG).

La elección del puerto para Vaca Muerta Sur fue uno de los desafíos que atravesó la compañía en el diseño de la segunda etapa del proyecto. El plan incluye la ejecución de una terminal de exportación, la construcción de tanques de almacenamiento y la elaboración de un sistema marítimo que permita el ingreso y operación de grandes buques de carga.

En ese punto concluirá el oleoducto que parte desde Loma Campana y que actualmente está en ejecución como parte de la primera etapa del plan. Se trata de un ducto de 128 kilómetros que llega hasta Allen en Río Negro y desde allí continuará su traza hasta Punta Colorada.

Por qué Punta Colorada

En los estudios de factibilidad que llevó a cabo YPF para Vaca Muerta Sur se analizaron 20 puntos estratégicos de la costa argentina que incluyeron desde la provincia de Buenos Aires hasta Chubut. Finalmente, Punta Colorada fue el que presentó mayores ventajas, incluso frente a Bahía Blanca, otra de las posibles alternativas que manejaba la empresa.

Los estudios comparativos realizados por la compañía arrojaron que esa zona de la costa rionegrina presenta mejores características naturales, que la convierten en un punto de exportación de clase mundial para el petróleo crudo de la Cuenca Neuquina.

Si bien los requerimientos necesarios son diferentes, el mismo sitio es el analizado actualmente por YPF como el posible lugar para desarrollar el ambicioso proyecto de producción de Gas Natural Licuado (GNL) que se disputa con Puerto Rosales, en Bahía Blanca. De ser elegida, Punta Colorada se convertiría en un hub de exportación de gas licuado y petróleo.

“Recorrimos más de 20 sitios y ponderamos atributos cualitativos y cuantitativos”, comentó Castagnino. Entre estas características se evaluaron la longitud del nodo hacia el centro productor, la distancia desde la costa al punto donde se puede instalar un sistema marítimo para operar con buques, las condiciones hidrometeorológicas, las interferencias con otras operaciones y la posibilidad de ampliar el sistema a futuro.

Entre las condiciones naturales que definieron la elección, indicó que Punta Colorada presenta una profundidad de al menos 40 metros, lo que permitiría operar a buques VLCC: “La disponibilidad operativa del lugar supera el 90% – bastante mayor que Caleta Olivia donde no pueden ingresar los buques-, o Puerto Rosales que es un lugar abierto”, afirmó el gerente de Operaciones.

Por otro lado, comentó que se evaluaron vientos, oleaje y corrientes marinas lo que llevó a YPF a concluir que Punta Colorada, además, posee las mejores condiciones hidrometeorológicas.

Restan finalizar los permisos offshore

Durante la presentación del proyecto, Castagnino confirmó que ya se cuenta con la totalidad de los permisos ambientales para la construcción del oleoducto y para la obra del tramo II. Solo falta finalizar con el aval de la parte que se construirá mar adentro.

En este sentido, indicó que “estamos esperando que inminentemente se tenga la presentación de estos permisos ambientales. Con respecto a la terminal estamos resolviendo las últimas inquietudes de la provincia de Río Negro para la parte offshore, ya que busca asegurarse que se tomaron todos los recaudos necesarios”.

En cuanto a los plazos, YPF planea llegar con el primer tramo del oleoducto Vaca Muerta Sur listo para finales de este año, aunque el plazo inicial es marzo de 2025. El proyecto completo podría completarse a finales de 2026.

La obra Vaca Muerta Sur requerirá de la construcción de un oleoducto de 525 kilómetros con una capacidad base de 60 mil metros cúbicos día (m3/d) de crudo. Demandará una inversión de U$S2.500 millones en conjunto con la construcción de cinco estaciones de bombeo y los tanques de almacenamiento.

, Laura Hevia

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Salta licitará el tercer salar de litio más importante del Cono Sur: en qué consiste el proyecto y cuál es su ventaja para atraer grandes inversiones

La empresa Recursos Energéticos y Mineros de Salta (REMSa) comunicó que durante los primeros días de julio se iniciará el proceso de concesión de un área de litio de alrededor de 37 mil hectáreas ubicadas en el Salar de Arizaro de Salta.

Se trata de una superficie dividida en cuatro subáreas de entre 6000 a 8000 hectáreas cada una aproximadamente, las cuales serán concedidas mediante un proceso de licitación pública nacional e internacional del que podrán participar empresas y fondos de inversión de todo el mundo.

Flavia Royon, ex secretaria de Energía de la Nación, quien antes se desempeñó como titular de la Secretaría de Minería y Energía de Salta, precisó que Arizaro es un salar de suma importancia en la provincia, dado que es el tercero más grande de Latinoamérica después de Uyuni y Atacama.

En diálogo con EconoJournal, Royon explicó cuál es la principal ventaja que podría seducir a los inversionistas: “Se está licitando un bloque que, en el estado en el que está la industria del litio, hay muy poca disponibilidad. Es un bloque consolidado en una superficie muy grande”.

La ex funcionaria nacional detalló que Arizaro posee una infraestructura cercana. Tal es así que actualmente ya se registra actividad minera en la zona. “Está la mina de Lindero, el proyecto de oro. Hay actividad en ese mismo salar y ya hay otros proyectos de litio. Son varias empresas de primera línea, así que sin duda es una licitación que va a despertar muchísimo interés en el mundo inversor del litio”, remarcó.

Desde REMSa, encargada de realizar los procesos de licitación y concesión de las áreas mineras, sostuvieron que “en septiembre sería la apertura de sobres de todas las propuestas de las empresas”.

El salar de Arizaro está a 3500 metros sobre el nivel del mar y el núcleo salino central cubre una superficie de 1600 kilómetros cuadrados, dentro de una planicie de 6015 kilómetros cuadrados.

Impacto de la minería en Salta

Alberto Castillo, presidente de la empresa con participación estatal mayoritaria, manifestó: “Ya hemos tenido un éxito muy importante con REMSa IX en septiembre del 2023, con futuras inversiones millonarias en infraestructura social y compensación ambiental con respecto a las emisiones de carbono”.

Luego agregó: “Son momentos muy importantes para la provincia de Salta, contamos con el recurso y con la política de Estado, establecida por el gobernador Gustavo Sáenz, para que se desarrollen estos proyectos y sigan generando proveedores locales”.

Para Royon, que actualmente lidera la consultora Minenco, el impacto de la minería en Salta está sucediendo y los resultados se distinguen en el crecimiento de empleo registrado en la provincia.

“Salta está entre las tres provincias que más que crearon empleo privado. La minería es una realidad y la provincia está en construcción de proyectos importantes. La actividad está consolidándose como un gran dinamizador del empleo y de la economía”, sostuvo la ingeniera industrial.

“Por supuesto que hay que entender que los proyectos mineros tienen mucho tiempo de maduración, que pueden ser años, pero confío que la combinación entre estas licitaciones y la aprobación del RIGI va a dinamizar sin duda aún más la minería en Salta”, completó Royon.

, Mauricio Luna

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Ignacio Torres: “la Ley Bases plantea la desregulación del mercado de hidrocarburos y esto a nosotros como cuenca nos permite ser más competitivos”

El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, participó del seminario sobre oportunidades en el sector energético y de la transición productiva que se desarrolló este martes en Milán, Italia. En una exposición que brindó ante empresarios y funcionarios de ese país, el mandatario aseveró: “Chubut hoy sigue siendo uno de los principales motores energéticos de la Argentina. La Ley Bases que se acaba de aprobar plantea la desregulación del mercado de hidrocarburos, y esto a nosotros como cuenca nos permite ser más competitivos en relación a Vaca Muerta en materia de regalías, porque el costo operativo va a terminar siendo menor”.

El titular del Ejecutivo chubutense se refirió al potencial de la provincia en la materia de transición y destacó el proceso de transformación institucional que se viene llevando adelante. En esa línea, señaló que “algo que nos enorgullece como provincia, es que el primer piloto de hidrógeno verde de toda Sudamérica está en Chubut, más precisamente en una planta ubicada en la ciudad de Comodoro Rivadavia” y agregó que “el 36% de la energía eólica está en Chubut”.

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres; y la ministra de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto de la Nación, Diana Mondino.

A su vez, Torres se refirió al crecimiento de la recuperación terciaria y aseguró que “esto nos pone en una posición ventajosa en relación a la competitividad”. A su vez, adelantó que: “una propuesta que estamos trabajando para potenciar la recuperación terciaria tiene que ver con facilidades para poder importar polímeros. Hay áreas que actualmente están en licitación, que son más que rentables y con mucho potencial”.

Hoy Chubut está en vidriera para el hidrógeno verde. A mediano plazo va a ser una plaza sumamente estratégica y amigable para poder invertir y para sumar otras pruebas pilotos”, ratificó Torres.

El evento reunió a la ministra de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto de la Nación, Diana Mondino; al embajador de Argentina en Roma, Marcelo Giusto; al Cónsul General en Milán, Luis Niscovolos; al presidente de la Cámara de la Comercio Italiana e Argentina, Giorgio Alliata di Montereale; y al responsable de Relaciones Institucionales del Grupo Techint, David Uriburu; entre otros empresarios y referentes del sector de ambos países.

Inversiones y nueva infraestructura

En su exposición, el gobernador manifestó que “Chubut tiene una superficie similar al 70% de Italia, con una baja población de alrededor de 600.000 habitantes, representamos el 22% de la producción de hidrocarburos, más de 1.300 megas de capacidad instalada eólica y con un potencial mucho mayor”.

En cuanto al potencial eólico de la provincia, el mandatario reveló: “Tenemos un cuello de botella que es la necesidad de nueva transmisión. La falta de infraestructura, en un esquema de iniciativa privada, se da fundamentalmente por la falta de previsibilidad en el país. Por eso en este momento bisagra mucha infraestructura se va a poder instalar gracias a inversiones privadas, entendiendo que el potencial es más que importante”.

Finalmente, Torres precisó que “vamos a demostrar que Chubut puede ser más competitivo, siempre sobre la base de la previsibilidad y la calidad institucional, en una de las provincias más ricas y con más potencial de la Argentina”.

Misión comercial

La actividad del gobernador en Milán incluyó una visita a la Società per l’Impianto e l’Esercizio dei Mercati Annonari all’Ingrosso di Milano (SoGeMi), el Mercado Agroalimentario de Milán compuesto por cuatro grandes sectores que comercializan al por mayor, frutas, verduras, carnes, productos de mar y flores.

Se trata de un espacio de 650.000 metros cuadrados que comercia más de un millón de toneladas de productos al año, y genera un volumen de negocios total de 2.500 millones de euros anual. Es el cuarto más grande en su tipo en Europa.

La comitiva encabezada por el mandatario estuvo integrada por el secretario general de Gobierno, Carlos Guillermo Aranda, y durante la recorrida Torres mantuvo también un encuentro con el presidente del SoGeMi, Cesare Ferrero.

Cooperación internacional

Por otra parte, el titular del Ejecutivo provincial se reunió con el gobernador de la región de Lombardía, Attilio Fontana; la canciller, Diana Mondino; y el subsecretario de Relaciones Exteriores de esa zona italiana, Raffaele Cattaneo.

En el marco del encuentro, se suscribió un acuerdo de cooperación internacional entre Torres y Fontana a fin de promover las acciones de colaboración y hermanamiento entre ambas regiones.

El convenio prevé el desarrollo de programas de acción para el intercambio de experiencias exitosas en materia educativa, científico-tecnológica, ambiental, productiva, económica y comercial, empleo, cultural, salud, deportes, turismo y administración pública; así como promover la participación e intercambio de delegaciones en ferias, exposiciones y eventos.

, Redaccion EconoJournal

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Celebran la actualización del reglamento de potencia en Chile

Recientemente se publicó en el Diario Oficial -es decir, el boletín de actos y normas jurídicas emanadas de los órganos del Estado chileno- el Decreto Supremo (DS) 70/2023, donde se actualizó el reglamento 62/2006, regulador de las transferencias de potencia entre empresas generadoras, y el 125/2017, utilizado para la coordinación y operación del sistema eléctrico nacional.

La principal novedad de esta publicación es que establece un período transitorio de 10 años, a partir de julio de 2024, en el que se habilita la participación de la potencia de los sistemas de almacenamiento de energía mediante una tabla donde se calcula la potencia máxima y el porcentaje de reconocimiento inicial determinado por el reglamento.

En diálogo con EconoJournal, representantes de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) comentaron que esta modificación configura una “buena noticia” para el sector renovable en Chile.

En concreto, desde la entidad destacaron el establecimiento de las metodologías para calcular la remuneración de potencia que percibirán los proyectos de sistemas de almacenamiento, tanto en su modalidad stand-alone como híbridos.

Referentes de la ACERA consideraron que este hito “constituye un elemento base para propiciar inversiones en sistemas de almacenamiento de energía, cuya disponibilidad oportuna jugará un rol esencial para definir la velocidad a la que se terminará de materializar el proceso de transición energética que actualmente se encuentra en curso en el país”.

Sector renovable

En cuanto al impacto que tendrá esta actualización en el sector renovable chileno, explicaron que la publicación contribuye a eliminar riesgos relativos al mercado de potencia. “Por caso, estipula un régimen transitorio de 10 años donde se otorga estabilidad en los ingresos de potencia a percibir, en función de las horas de autonomía de los proyectos”, ejemplificaron. 

En ese sentido, señalaron que normalmente los inversionistas toman la decisión de avanzar con este tipo de emprendimientos con base en la capacidad que tienen para gestionar el riesgo de no disponer de certezas con respecto a todas las reglas que se aplicarán sobre estas instalaciones. Más allá de lo anterior, advirtieron, considerando los costos de desarrollo vigentes de los sistemas de almacenamiento, estas instalaciones requieren percibir ingresos desde los distintos mercados en los que participan para ser viables. “Es por ello que resulta fundamental avanzar en incentivos en los otros mercados, como por ejemplo en el de energía y en el de servicios complementarios”, detallaron.

Los representantes de ACERA también hicieron hincapié en una serie de medidas adicionales para impulsar el desarrollo del almacenamiento energético que deberían llevarse a cabo durante este año. “Se trata de la modificación de dos normas significativas para el desarrollo de sistemas de almacenamiento: el DS 125/2017, que reglamenta la coordinación y operación, y el DS 88/2019, que reglamenta los medios de generación de pequeña escala”, particularizaron.

En el DS 125/2017, sostuvieron, se establece una serie de disposiciones relativas a la programación y operación de los sistemas de almacenamiento que resultan relevantes para la participación de estas instalaciones en el mercado de energía. Por otra parte, acotaron, en el DS 88/2019 debieran abordarse las condiciones que se aplicarán para el desarrollo de propuestas de almacenamiento dentro del segmento PMGD. “Creemos conveniente que estos procesos generen los incentivos suficientes a fin de permitir el acceso a financiamiento para el despliegue de nuevos proyectos de sistemas de almacenamiento”, completaron.

, Julián García

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“Alentando el Deporte”: premiaron a deportistas y clubes de Cipolletti y Villa Regina

Vista, Fundación Laureus, el Ministerio de Desarrollo Humano, Deporte y Cultura de Río Negro, y las Direcciones de Deporte de Cipolletti y Villa Regina seleccionaron a seis atletas y tres organizaciones sociales de ambas localidades como ganadores de premios económicos que les permitirán llevar adelante sus proyectos deportivos. El concurso se organizó bajo el programa “Alentando el Deporte”, que tuvo su tercera edición.

La selección de los ganadores, practicantes de diferentes disciplinas, se realizó en el marco de la Ley de Patrocinio 5245, cuyo objetivo es potenciar el desarrollo deportivo local a partir del sponsoreo de empresas radicadas en Río Negro.

Premiación

Los atletas premiados son Axel Rosales (boxeo), Martina Escudero (atletismo) y Emilia Cuello (patín artístico), de Cipolletti; y Agustina García (tenis), Federico Bottos (natación) y María Pía Frullani (patín artístico), de Villa Regina. Los finalistas utilizarán el dinero para solventar gastos en competencias nacionales e internacionales

Por su parte, en el caso de las organizaciones sociales resultaron ganadoras: Marabunta Rugby Club y Fundación Alas del Alma en Cipolletti; y Círculo Italiano en Villa Regina, los cuales accederán a $3.000.000 cada uno, que los utilizarán para mejorar la infraestructura de sus instituciones y solventar gastos de viajes para sus delegaciones.

Apoyo a la comunidad

Vista dono un monto total de $15.000.000 para la adjudicación de los premios. La compañía desarrolla desde el 2020 un compromiso con la comunidad rionegrina a través de acciones de fortalecimiento institucional.

La alianza entre la empresa, Fundación Laureus y el Gobierno de la Provincia nació en 2022 con el objetivo de promover el desarrollo del Deporte Comunitario como un eje central del fortalecimiento del entramado social y así acompañar a deportistas locales, escuelas, instituciones, y docentes de Educación Física a través de diferentes iniciativas de patrocinio.

La Ley de Patrocinio deportivo de Rio Negro busca beneficiar tanto a las empresas como a los y las protagonistas del deporte provincial. Con esta legislación las primeras reciben bonificaciones de hasta el 50% de sus aportes por parte de la Agencia de Recaudación Tributaria, mientras que deportistas e instituciones reciben fondos para seguir creciendo y desarrollándose.

“Gracias a este proyecto, empresas como Vista han encontrado maneras más redituables de seguir acompañando al deporte y cada vez son más las y los atletas, así como las instituciones rionegrinas que se ven alcanzadas como beneficiarias”, según precisaron.

Este tipo de legislaciones resulta muy útil al Gobierno Provincial para poder trabajar de manera conjunta con el sector privado en el acompañamiento y potenciamiento de la actividad deportiva, sumándose a las becas y aportes que se realizan desde el estado, remarcaron.

Cabe destacar que en el jurado que eligió a los ganadores del concurso actual estuvo integrado por referentes de Vista, autoridades de la Secretaría de Deporte provincial y representantes de la Fundación Laureus.

, Redaccion EconoJournal

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¿Cómo prevenir accidentes e intoxicaciones por monóxido de carbono?

Durante 2023, la distribuidora de gas natural Camuzzi ha registrado en su zona de concesión más de 50 casos de intoxicaciones por monóxido de carbono. Sin embargo, estos datos representan únicamente los eventos denunciados, por lo que seguramente existan que muchos casos no fueron informados y/o no pudieron constatarse.

En la mayoría de los accidentes registrados, los tipos de artefactos implicados fueron calefactores, seguidos de calentadores de agua y cocinas. Con respecto a las causas principales que los provocaron, el 85% de casos detectados estuvieron relacionados con los conductos de evacuación de los gases de combustión de los artefactos.

Asimismo, se pudo determinar que la falta de rejillas de ventilación en los ambientes, la obstrucción de las mismas o la ventilación insuficiente, constituyeron causas complementarias que favorecieron la ocurrencia de los accidentes en cuestión.

Monóxido de carbono

El monóxido de carbono es una amenaza invisible, un gas altamente tóxico y peligroso que no tiene color, sabor ni olor. Se genera como consecuencia de una combustión incompleta de los combustibles que utilizamos habitualmente tales como la madera, el carbón, el gasoil o el gas natural, cuando no hay suficiente oxígeno disponible en el ambiente para lograr una combustión adecuada.

Una intoxicación leve puede confundirse con un malestar estomacal o una gripe, por la similitud de los síntomas: vómitos, mareos, dolor de cabeza, cansancio, debilidad, entre otros. A mayor tiempo y exposición los síntomas empeoran, bajando la temperatura corporal, la tensión arterial y el pulso, pudiendo terminar con convulsiones, inconsciencia y hasta incluso la muerte.

Por ello, Camuzzi refuerza la importancia de una correcta instalación y mantenimiento de los artefactos a gas, siempre en manos de un instalador matriculado, y brinda las siguientes recomendaciones para que los usuarios puedan hacer un uso seguro del recurso:

1- Verificación adecuada: verificar periódicamente, y luego de largos períodos sin uso, con gasistas matriculados, el funcionamiento de los artefactos a gas, sus conductos de evacuación y las ventilaciones.

2- Ventilación: mantener una ventilación permanente de los ambientes y verificar que no estén obstruidas las rejillas de ventilación. Asegurar que los conductos de evacuación de gases y chimeneas no estén obstruidos ni desconectados.

3- Uso correcto: utilizar cada artefacto para el fin con el que fue fabricado. Es un error común, y peligroso, usar el horno o las hornallas para calefaccionar ya que consumen mucho oxígeno del ambiente en poco tiempo y no fueron diseñadas para tal fin. Además, es importante mantener las hornallas de la cocina limpias de líquidos y alimentos porque eso obstruye los quemadores y genera una mala combustión.

4- Identificación de la llama: observar detenidamente el color de la llama, este siempre debe ser azul con los extremos transparentes. Una llama amarilla o anaranjada indica mal funcionamiento de los artefactos y la presencia del monóxido de carbono.

5- Artefactos adecuados: en dormitorios y baños sólo pueden instalarse artefactos de tiro balanceado. En aquellos ambientes en donde funcionan artefactos de cámara abierta, son obligatorias las rejillas de ventilación permanentes. Solo se deberán instalar artefactos aprobados por los Institutos avalados por el ENARGAS. Adicionalmente, los artefactos deberán contar con válvula de seguridad y ser instalados en forma fija por un profesional matriculado. No está permitido el uso de mangueras de goma dada su alta peligrosidad.

Ante cualquier emergencia, los usuarios pueden comunicarse con las líneas de atención telefónicas de Camuzzi disponibles las 24 horas todos los días del año:

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

Camuzzi Gas del Sur: 0800-999-0810 / 0810-999-0810
, Redaccion EconoJournal

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Premiaron a dos instituciones en el concurso “Alentando el Deporte y el Desarrollo Comunitario” en Catriel

Aconcagua Energía, Fundación Laureus, el Ministerio de Desarrollo Humano, Deporte y Cultura de Río Negro, y la Dirección de Deportes de la Municipalidad de Catriel premiaron a Club Independiente (en el marco de la Ley de Patrocinio) y el Club de Leones Catriel, en el marco del concurso “Alentando el Deporte y el Desarrollo Comunitario”. Los premios, que consisten en un aporte económico, les permitirán llevar adelante y/o continuar con sus proyectos deportivos y sociales. El objetivo es apoyar el desarrollo del deporte y la actividad recreativa a nivel local, a través de la participación de organizaciones sociales que presentan proyectos con foco en el desarrollo deportivo y comunitario. 

El Club Independiente utilizará el aporte dinerario para mejorar la infraestructura de su predio y para la compra de materiales deportivos. Por su parte, Club de Leones Catriel destinará el premio para solventar gastos relacionados a un evento social de caminata con el fin de continuar concientizando a la población sobre una problemática comunitaria: la diabetes. Enmarcado en una iniciativa mundial, el evento se realizará en noviembre de 2024.

El concurso

Como parte de su compromiso con la comunidad mediante acciones de fortalecimiento institucional, Aconcagua Energía impulsó el desarrollo de esta nueva edición del Concurso, el cual también contó con el apoyo institucional de la Secretaría de Estado de Energía, la empresa EDHIPSA y la Cámara de Empresas de Servicios Petroleros de Río Negro (CASEPE). 

Al respecto, Juan Crespo, gerente de Relaciones Institucionales y Sostenibilidad del Grupo Energético, señaló: “Estamos muy contentos con los resultados de la edición 2024. Hemos introducido varias innovaciones en esta edición, lo que ha permitido y fomentado una mayor participación de organizaciones en Catriel”.

En tanto, desde el Club Independiente destacaron: “Estamos muy agradecidos de ser seleccionados una vez más como finalistas de este Concurso. Para nuestro club es un orgullo y una responsabilidad que nos motiva a seguir creciendo y trabajando en pos de brindarles más y mejores oportunidades a los chicos y las chicas que vienen a la institución”. 

Por su parte, desde el Club de Leones Catriel, la presidente de la sede alentó a otras organizaciones a participar de este tipo de programa. En ese sentido indicó: “Desde la Asociación Internacional de Clubes de Leones siempre alentamos a los clubes de Leones locales a establecer alianzas de Responsabilidad Social Civil, ya que de esta manera surgen estrategias para impactar positivamente en la comunidad. Estamos muy agradecidos a la iniciativa a Aconcagua Energía, Fundación Laureus, la Secretaría de Deportes de Rio Negro y la Municipalidad de Catriel porque nos permiten ser parte de la concreción de los Objetivos de Desarrollo Sostenible, desarrollando proyectos sustentables y de triple impacto.”

Vale destacar que, la Ley de Patrocinio deportivo de la Provincia de Río Negro, busca alentar el apoyo y beneficiar tanto a empresas y protagonistas del deporte provincial. Con esta legislación, única en su esencia, las empresas que acompañan alguna institución deportiva o a un atleta, reciben bonificaciones de hasta el 50% de sus aportes por parte de la Agencia de Recaudación Tributaria, mientras que deportistas e instituciones reciben fondos para seguir creciendo y desarrollándose.

El Concurso permite hacer uso de esta Ley pionera en materia deportiva, articulando actores del tercer sector, del sector público y del sector privado.

, Redaccion EconoJournal

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Equinor informó que no encontró hidrocarburos en el pozo Argerich perforado en la Cuenca Argentina Norte

La compañía noruega Equinor informó que no encontró indicios de hidrocarburos en el pozo exploratorio offshore Argerich, ubicado en el bloque 100 de la Cuenca Argentina Norte (CAN 100). “Si bien se ha podido confirmar el modelo geológico, no se han encontrado indicios claros de hidrocarburos, por lo cual el pozo ha sido clasificado como seco”, detalló Equinor en un comunicado al que tuvo acceso EconoJournal.

Se trata de la perforación del primer pozo en aguas ultra profundas (2.500 metros) que se realiza en la Argentina. El pozo Argerich tiene el nombre técnico EQN.MC.A.x-1. Es una perforación exploratoria que está llevando adelante Equinor (operador con el 35% del proyecto) junto a YPF (35%) y Shell (30%) a 315 kilómetros de las costas de Mar del Plata. El objetivo del pozo exploratorio era determinar el potencial hidrocarburífero del Bloque CAN 100 a partir de la información recabada.

“La perforación de este primer pozo en aguas profundas es un hito en la historia de la exploración costa afuera en la Argentina. El pozo, junto con las campañas de adquisición sísmica en la Cuenca Argentina Norte y la Cuenca Austral y Malvinas Oeste, representa una importante campaña de exploración costa afuera en el país”, expresó la compañía noruega.

Además, Equinor destacó que “durante los meses siguientes, todos los datos y la información recopilada serán analizados exhaustivamente y esto nos brindará una mayor comprensión del potencial hidrocarburífero en estas áreas”.

El pozo Argerich comenzó a perforarse en abril de este año y, según la información de Equinor, está a 2.500 metros sobre el lecho marino y tiene 106 centímetros de diámetro en la superficie del sedimento. La perforación fue de aproximadamente 4.000 metros sobre el suelo. Los trabajos los hizo el buque Valaris DS-17.

El año pasado el Ministerio de Ambiente había autorizado a realizar la perforación exploratoria en la ventana temporal del 15 de diciembre de 2023 al 15 de junio de 2024.

, Roberto Bellato

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Grupo Albanesi habilitará una nueva turbina de gas de su central térmica de Río Cuarto con una inversión de US$ 190 millones

El Grupo Albanesi anunció la habilitación por parte de CAMMESA de la octava turbina de gas para la Central Térmica Modesto Maranzana, ubicada en Río Cuarto, Córdoba. Esta iniciativa, producto de una inversión de 190 millones de dólares 100% privada, se inscribe en el proyecto de conversión de ciclo abierto a ciclo combinado de la planta de generación térmica más grande que posee Albanesi en el país, en el marco de su plan de expansión y modernización.

La segunda etapa de esta obra, cuya inauguración se encuentra programada para el último trimestre del año, consiste en la puesta en servicio de la nueva turbina de vapor, que agregará 125 megawatts (MW) a su capacidad instalada. Con ella, Maranzana alcanzará una capacidad total de 475 MW, consolidándose como un pilar fundamental en el abastecimiento eléctrico de la provincia, donde actualmente provee el 25% de la energía consumida en Córdoba.

El proyecto

El desarrollo de este proyecto forma parte de un plan de inversiones que en su conjunto superan los 500 millones de dólares. Uno de ellos se encuentra operativo desde el mes de abril. Se trata de la finalización de la obra de ampliación y cierre del ciclo combinado de la Central Térmica Ezeiza, con la cual logró duplicar su potencia instalada, al pasar de 150 MW a 300 MW, y que representó una inversión de más de 220 millones de dólares.

El otro corresponde a la construcción de la Central de Cogeneración Arroyo Seco, en Santa Fe. La obra demanda una inversión superior a los U$S 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 resultante de la operación será entregado 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.

“A través de estas inversiones, Albanesi contribuye al fortalecimiento de la oferta eléctrica del país, con foco en la eficiencia y el cuidado de los recursos”, precisaron desde la empresa.

, Loana Tejero

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Mapuches bloquean el acceso al yacimiento Loma La Lata de YPF y peligra la producción de gas en Vaca Muerta

Una comunidad mapuche de Neuquén está bloqueando desde este lunes la entrada al yacimiento de Loma La Lata de YPF en Vaca Muerta y está afectando la producción de gas. La medida afecta no sólo a la compañía controlada por el Estado sino que impacta en las otras petroleras porque está paralizado el acceso a las plantas separadoras y de tratamiento, entre otras instalaciones. No entran ni salen los camiones de Loma La Lata. Este martes quedaron retenidos más de 300 trabajadores petroleros.

En la industria reconocen que comenzó a complicarse la inyección de gas natural al sistema. Son más de 3 millones de metros cúbicos de gas (MMm3) que, de sostenerse la situación, podría afectar el abastecimiento de gas natural en Buenos Aires y otros puntos de la red de consumo, justo en momentos de alta demanda por el invierno, según reconocieron fuentes de la industria a EconoJournal.

Conflicto

Según pudo conocer este medio, el conflicto se originó por la demanda de la comunidad mapuche Paynemil debido a la falta de gas en una vivienda. Desde ayer el camión para recargar el Gas Licuado de Petróleo (GLP) se encuentra en el lugar sin posibilidad de acceso para cargar el suministro. Es decir, la comunidad, liderada por Elba Paynemil, no deja ingresar al yacimiento al camión que podría llevar el gas a la vivienda y solucionar el conflicto.

Las empresas afectadas por este reclamo ya pusieron en conocimiento de la situación tanto a las autoridades provinciales como nacionales, tal es el caso del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo. Los trabajadores que habían quedados retenidos por 24 horas pudieron retirarse del yacimiento, pero el bloque continúa.

, Roberto Bellato

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Cuánto costará el gas que se importará de Bolivia para cubrir el pico de invierno en las provincias del norte

La empresa estatal Energía Argentina (Enarsa) importará gas natural de Bolivia en agosto y en septiembre para cubrir el pico de consumo invernal en las provincias del norte del país, como Salta y Tucumán. El precio de importación del hidrocarburo se ubicará entre los 19 y 20 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU), según indicaron desde Enarsa a EconoJournal. Ese importe es 4,5 veces más alto que el precio que reciben los productores de gas de la cuenca Neuquina que, bajo el paraguas del Plan Gas, terminan cobrando 4,55 dólares por el hidrocarburo que producen.

El precio final que Argentina termina pagando surge de una fórmula que contempla una canasta de distintas variables e indicadores del mercado que se actualiza trimestralmente. También, la misma fuente oficial remarcó que en la actualidad esa canasta expresa un precio de 17 US$/MMBTU. De todos modos, desde Enarsa esperan que –por la actualización de la fórmula que determina el precio- para los meses de agosto y septiembre el valor se ubique en torno a los 20 US$/MMBTU.

Otra fuente con conocimiento del contrato entre ambos países señaló a EconoJournal que para agosto el precio de importación será de 20,56 US$/MMBTU y para septiembre llegará a los 20,90 US$/MMBTU. Si bien la producción de Bolivia está en declino, para la Argentina sigue siendo clave para el abastecimiento en el invierno de las provincias del Noroeste porque no está terminada la obra de reversión del Gasoducto Norte, que posibilitará que el gas de Vaca Muerta llegue a esa zona del país.

Adenda

El 16 de junio, Enarsa informó que había firmado con la estatal boliviana YPFB la novena adenda del contrato de importación, que comenzó en 2006. Durante agosto y septiembre ingresarán desde el país vecino hasta 4 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), en función de la demanda interna requerida. En comparación, en 2022 los envíos de Bolivia fueron de 14 y hasta 18 MMm3/d.

El gas boliviano representa para la Argentina alrededor del 8% del consumo anual del país, mientras que la importación de Gas Natural Licuado (GNL) está entre 6% y 8% y la producción nacional –que viene en aumento- cubre en la actualidad aproximadamente el 85% restante.

Precios

En comparación con el precio del gas boliviano que podría llegar a casi 21 US$/MMBTU, el GNL importado por barco que contrató Enarsa en abril fue de 9,7 US$/MMBTU y los cargamentos ya adquiridos para agosto se hicieron a un precio de hasta 12,7 US$/MMBTU, casi la mitad del gas importado de Bolivia.

En cuanto a la producción local, principalmente desde Vaca Muerta, los precios para invierno validados en el Plan Gas son de 4,55 US$/MMBTU, es decir, 4,5 veces menos que lo que le costará al país el hidrocarburo de Bolivia por no haber concluido la obra de la reversión del Gasoducto Norte.

Reversión

Según informó Enarsa, la reversión del ducto, que le cambia el sentido al fluido de sur a norte y que está en el área de Transportadora de Gas del Norte (TGN), “estará en operaciones el 15 de septiembre permitiendo llevar a las provincias del norte 5 MMm3/día adicionales a los actuales y en una segunda etapa otros 4 MMm3/día”.

La novena adenda de Enarsa con YPFB se firmó días después de que la estatal que preside Juan Carlos Doncel Jones y Enap de Chile acordaran envíos de gas natural también para el norte de la Argentina. En este último caso, se importará un total de 128.470.000 m3 de gas desde Chile, que ingresarán a la provincia de Salta.

Desde Enarsa informaron a este medio que “las obras de los gasoductos y plantas compresoras no se frenaron en ningún momento. Desde que asumimos la administración continuamos trabajando en su construcción para tener el proyecto operativo de reversión Norte con 5 MMm3/día adicionales para el 15 de septiembre”.

“La Adenda IX con YPFB constituye una garantía de suministro para las provincias del norte y centro del país de hasta 4 MMm3/día para los meses de agosto y septiembre, como empalme a la terminación del proyecto y sin obligación de tomar por parte de Enarsa”, añadieron.

Además, indicaron que “el precio refleja esta circunstancia y se encuentra dentro de los parámetros de Premio por Garantía de Abastecimiento que ya había sido introducido como concepto en la Adenda VI del 22 de abril de 2022, con niveles de precios similares. Como referencia, se indica que en el año 2022 se pagó a YPFB un valor de 22,5 US$/MMBTU por el gas adicional (Adenda VI) y en la actualidad se está pagando 17,5 US$/MMBTU por el mismo concepto (Adenda VIII, 13/9/2023)”.

Por esta razón, desde la compañía estatal explicaron que por la actualización de la canasta que fija el valor para agosto y septiembre del gas importado de Bolivia, finalmente el precio se ubicará en alrededor de los 20 US$/MMBTU.

, Roberto Bellato

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Nucleoeléctrica quedó fuera del canje de deuda por bonos que le aplicó Caputo a las generadoras

Nucleoeléctrica Argentina quedó fuera del esquema de regularización de la deuda acumulada por el Estado con las generadoras eléctricas y productoras de gas natural, instrumentado por el ministro de Economía, Luis Caputo. La compañía estatal no recibirá bonos del Estado a cambio de la deuda por la energía generada en el primer trimestre del año y aguarda por una definición del Ministerio de Economía en torno a una solución alternativa. Distinto es el caso de la empresa estatal Enarsa, que sí pudo ingresar al canje.

La empresa operadora de las centrales nucleares, una sociedad anónima controlada por el Estado Nacional, había sido invitada a participar en la primera reunión formal en la que Caputo les comunicó a los representantes de las generadoras y productoras de gas su oferta para afrontar una deuda acumulada durante el primer bimestre del año por la decisión de no pagar las bonificaciones del Plan Gas y reducir al mínimo las transferencias a Cammesa, la compañía que administra el mercado mayorista eléctrico.

Pero a último momento se decidió bajar a Nucleoeléctrica de esa reunión y ya no tendría participación en las conversaciones posteriores. EconoJournal confirmó que la empresa no recibirá el pago de la deuda a través del bono en dólares AE38. «Para nuestro caso se está viendo qué se hará para cubrir esos meses», informaron desde la compañía ante una consulta de este medio.

Bajaron a Nucleoeléctrica de la reunión con las generadoras. Economía convocó hoy a un grupo de empresas generadoras para convencerlas de aceptar un bono por una parte de los pagos adeudados. NA-SA había sido invitada pero la bajaron. “Quizás por ser estatal”, apunta una fuente.

— Nicolás Deza (@NicolasDeza) April 25, 2024

Diferencia con Enarsa

El caso de Nucleoeléctrica es diferente al de Enarsa, que sí entró al canje por tener participación accionaria en centrales termoeléctricas junto a generadoras privadas. «Enarsa aceptó por sus centrales del FONINVEMEM, San Martín y Belgrano, y por las demás relaciones exclusivamente asociadas al Mercado Eléctrico», informaron desde Enarsa ante una consulta de EconoJournal.

La propuesta del Ministerio de Economía de canjear la deuda de los meses de diciembre y enero por bonos AE38 y el pago en pesos de la deuda de febrero recibió una adhesión masiva, pese a representar una quita del 50% del capital que deberían cobrar debido al precio al que cotiza el bono. No obstante, las principales generadoras del país le enviaron a Caputo una dura carta a través de Ageera, la asociación que las agrupa, en la que lo acusan de incumplir el acuerdo firmado.

Extensión de vida de Atucha I

Nucleoeléctrica tiene programado detener Atucha I en octubre para comenzar con el proyecto de extensión de vida de la central nuclear, que acaba de cumplir 50 años de operación. En marzo el gobierno afirmó a través de la Secretaría de Estrategia Nacional que comenzaron los trabajos preparativos para extender la vida operativa por otros 20 años. La central volvería a operar en 2026.

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 de Atucha II (ASECG II). El fondeo total asciende a US$ 180 millones. La extensión de vida tiene un costo inicial estimado de US$ 450 millones y la construcción del ASECG II tiene un costo estimado de US$ 137 millones.

, Nicolás Deza

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Fundación YPF presenta el 1er Centro de Simulación para la Educación Técnica en Vaca Muerta

Fundación YPF desarrolló un Centro de Simulación para que estudiantes y docentes realicen prácticas educativas, propias de la industria del petróleo y gas, en entornos virtuales. El centro fue creado por Fundación YPF junto a la Universidad Nacional del Centro e incluye simuladores de perforación y fractura hidráulica; autoelevador y excavadora.

En los mismos, los estudiantes pueden emular prácticas de trabajo reales en un yacimiento de Vaca Muerta, dentro de un entorno seguro y de alta calidad educativa.

La presentación, realizada en Torre Puerto Madero de YPF, fue encabezada por el presidente de la compañía, Horacio Marín; y el director ejecutivo de Fundación YPF, Gustavo Schiappacasse; junto a los vicepresidentes de Asuntos Públicos, Lisandro Deleonardis; y Upstream, Matías Farina.

También participaron del evento becarios de la Fundación YPF, que son estudiantes de carreras vinculadas a la energía, quienes junto a sus mentores hicieron un recorrido por los simuladores y realizaron la experiencia inmersiva de una operación real, tanto de fractura hidráulica como de manejo de los equipos.

La iniciativa

Esta iniciativa forma parte del programa de Vinculación Educación e Industria que tiene la Fundación YPF, con el objetivo de acercar el conocimiento y la innovación tecnológica de la industria energética a las generaciones que van a liderar el desarrollo de Vaca Muerta, según precisaron.

Dentro de este programa se organizan prácticas profesionalizantes y escuelas de campo, donde también se entrega equipamiento tecnológico para escuelas técnicas. En las universidades regionales se llevan adelante seminarios, y se brinda apoyo a los proyectos de investigación aplicada al petróleo y gas.

, Redaccion EconoJournal

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El Clúster Vaca Muerta participará del evento «Argentina: Nuove Opportunità nel Settore Energetico e della Transizione Produttiva»

El Clúster Vaca Muerta, integrado por 80 empresas que representan a 3600 empleados, participará del evento «Argentina: Nuove Opportunità nel Settore Energetico e della Transizione Produttiva»,  que se llevará a cabo esta semana en la ciudad de Milán, Italia.

La jornada se centrará en las nuevas oportunidades en el sector energético y en la transición productiva entre Argentina e Italia.

La iniciativa contará con la presencia de importantes figuras del ámbitogubernamental y empresarial de ambos países, según indicaron desde el Clúster.

, Redaccion EconoJournal

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Coca-Cola Andina Argentina incorpora energía renovable de Pampa Energía en sus plantas

Coca-Cola Andina Argentina firmó un acuerdo de siete años con Pampa Energía para incorporar el uso de energía renovable en tres de sus plantas embotelladoras y en su planta de producción de empaques. La firma del acuerdo contó con la presencia de Fabián Castelli, CEO de Coca-Cola Andina Argentina; Abelardo Gudiño, gerente general de Coca-Cola Argentina; y Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía.

Por medio de este acuerdo, Coca-Cola Andina Argentina garantiza una base de consumo de energía de fuente renovable firme del 70% y proyecta inyectar un volumen adicional para alcanzar hasta un 95% de energías limpias en cuatro de sus plantas, según precisaron. La misma será suministrada desde el Parque Eólico Pampa Energía VI, ubicado en Bahía Blanca.

Fabián Castelli, CEO de Coca-Cola Andina Argentina; Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía; y Abelardo Gudiño, gerente general de Coca-Cola Argentina.

El acuerdo

Gracias a este convenio, Coca-Cola Andina Argentina recibirá Certificados I-REC, una certificación de energía renovable internacional recomendada en el Protocolo de Gases de Efecto Invernadero (GHG-Greenhouse Gas), que certifica el origen de la electricidad abastecida.

“La firma de este acuerdo nos permitirá alcanzar un gran avance en nuestros objetivos de sustentabilidad y reducción de la huella de carbono. Esta iniciativa es fundamental para la estrategia de descarbonización de la compañía, robusteciendo con acciones concretas nuestro compromiso de conservar los recursos naturales y preservar así el medio ambiente” afirmó Castelli.

“Con este acuerdo fortalecemos nuestro compromiso con el medio ambiente y la construcción de un futuro más sostenible. En el último año, desde Pampa realizamos una inversión de USD260 millones para la construcción de nuestro quinto parque eólico, que nos permitirá incorporar 140MW más de potencia y contribuir a que nuestros clientes puedan cumplir con sus objetivos de sustentabilidad” , aseguró Mariani.

Gudiño aseveró: «A nivel global nos hemos fijado como meta reducir nuestras emisiones de gases de efecto invernadero en un 25% para 2030. Implementamos constantemente soluciones innovadoras, una de las cuales incluye el uso de energía renovable. Este compromiso se ejemplifica en el reciente acuerdo entre Andina Argentina y Pampa Energía, lo que marca un importante paso en nuestros esfuerzos continuos para cumplir nuestros objetivos ambientales», declaró

Este acuerdo en Argentina se suma a otros convenios similares entre Coca-Cola Andina y proveedores de electricidad renovable en Chile y Brasil, para potenciar el pilar de “Acción por el Clima”. De esta manera, la compañía demuestra que la gestión de los impactos del cambio climático es una prioridad fundamental para la creación de valor sostenible en sus operaciones.

, Redaccion EconoJournal

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Abrieron la inscripción para la audiencia pública que evaluará el impacto ambiental del proyecto offshore de Shell y Qatar Petroleum

La Subsecretaría de Ambiente abrió la inscripción para participar de la audiencia pública 2/24 que se realizará el 3 de julio a partir de las 10 horas con el objetivo de considerar la documentación de la evaluación de impacto ambiental del Proyecto Registro Sísmico 3D en Bloques CAN 107 y CAN 109. Se trata de dos áreas que se encuentran en la Cuenca Argentina Norte, que posee Shell, junto con su socio estratégico Qatar Petroleum, y que están ubicadas a más de 170 kilómetros costa afuera del área costera más próxima de Mar del Plata. Hay tiempo de inscribirse hasta el 1 de julio a las 10 horas.

Esta instancia pública es un proceso requerido para la obtención de la Declaración de Impacto Ambiental que necesita Shell, para la autorización de una adquisición sísmica 3D para ambos bloques. En la jornada, se detallarán los principales aspectos del proyecto.

Los bloques son de exploración de frontera. Se encuentran en el borde de la plataforma continental y tienen un área de 8.341 kilómetros cuadrados (km2) y 7.860 km2, respectivamente. Se extienden en zonas de aguas profundas desde los 200 a los 2.500 metros de profundidad.

La audiencia

El registro de participantes estará disponible hasta las 10 horas del 1 de julio. Quienes deseen participar, podrán hacerlo a través de este link. Las personas que formen parte de la audiencia podrán votar sobre el proyecto.

La participación podrá ser a través de una breve exposición – de no más de 5 minutos- o también manifestando el voto al proyecto adhiriendo a otro expositor verbalmente, vía WhatsApp, o correo electrónico, o bien personalmente mediante nota en la Mesa de Entradas de la Subsecretaría de Ambiente ubicada en San Martín 451, Ciudad de Buenos Aires.

La audiencia se realizará mediante una plataforma digital y será transmitida en simultáneo a través del canal de Youtube de la Subsecretaría de Ambiente.

, Loana Tejero

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Eco2Power y Sapphire se asocian para ofrecer servicios de gasoducto virtual en Vaca Muerta

Las compañías Eco2Power y Sapphire Gas Solutions buscarán ofrecer servicios de gasoducto virtual en Vaca Muerta. Sapphire tiene una amplia experiencia en la oferta de estos servicios en las cuencas no convencionales de Estados Unidos, como Permian. Por otro lado, Eco2Power aportará su experiencia en la formación neuquina, que incluye los ensayos realizados el año pasado con el prototipo de una bomba de fractura impulsada por una turbina a gas natural.

Signal Power Group (SPG) y su compañía afiliada Eco2Power (E2P) anunciaron este lunes la firma de un memorando de entendimiento (MoU) con Sapphire Gas Solutions, una importante empresa de gestión de energía que ofrece soluciones de gas natural comprimido, gas natural renovable y gas natural licuado para aplicaciones industriales, de servicios públicos, de fabricación y de otro tipo.

Las partes trabajarán juntas para llevar las mejores prácticas a las cuencas de hidrocarburos no convencionales del mundo, incluyendo la neuquina. «El incansable compromiso de Sapphire con el servicio al cliente y su implementación de la tecnología más reciente y eficiente ha sido realmente impresionante. Esperamos trabajar estrechamente con ellos para apoyar a nuestros clientes en todo el mundo», dijo el CEO de SPG, Rob Marchitello.

El CEO de Sapphire, Sam Thigpen, expresó su entusiasmo por la nueva asociación. «Su compromiso de entregar equipos en todo el mundo que funcionen con GNC, GNL y GNR (100% gas natural) los convierte en un socio ideal para Sapphire. A medida que ponen en funcionamiento cientos de unidades de bombeo a presión, generadores y compresores que funcionan con gas natural, nos comprometemos a proporcionarles combustible limpio y asequible para reducir costos y emisiones”, dijo Thigpen.

Fracturador a gas

E2P proporciona las soluciones de SPG para bombeo a presión, generación de energía, calor y energía combinados y compresión de gas impulsada por turbinas para los mercados energético e industrial fuera de EE. UU. con oficinas en Argentina y Brasil y expandiéndose a Medio Oriente, India y el resto de América Latina.

La empresa viene desarrollando en conjunto con QM Equipment una bomba de fractura de 5000 HP impulsada por una turbina a gas. La bomba fue probada durante el año en Loma Campana, el principal yacimiento productor de petróleo no convencional, que opera YPF. La operación fue llevada adelante por la compañía Schlumberger. Tras 130 etapas de fractura, el equipo fue retirado del campo para continuar mejorando aspectos del equipo.

, Nicolás Deza

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Enap Sipetrol vende sus activos en la Argentina y dos petroleras ya presentaron ofertas

Sipetrol, subsidiaria de la empresa estatal chilena Enap, lanzó en junio un proceso a cargo de la entidad financiera Fénix Partners para desprenderse de sus activos en la Argentina, con foco en las áreas offshore que opera al sur de Santa Cruz, en el Estrecho de Magallanes. Si bien se trata de un proceso de ofertas no vinculantes, la empresa recibió propuestas económicas muy diversas.

La más elevada es la de Crown Point, una compañía que si bien cotiza en Canadá se encuentra manejada por accionistas locales, más precisamente por los dueños del grupo ST, liderado por Roberto Domínguez y Pablo Peralta.

Sólido en lo financiero, este holding es el que hoy en día quedó mejor parado para adquirir los bloques de Sipetrol. En concreto, Crown Point ofertó desembolsar 85 millones de dólares para hacerse con el control de esos activos.

También se destacó la presentación de Frontier, firma en manos del empresario canadiense Warren Levy, quien era accionista de PentaNova Energy, una compañía que hace algunos años intentó llevar adelante algunos proyectos en la Argentina.

Al ser consultados por EconoJournal, desde Enap se limitaron a responder que “dado que este asunto está en proceso, nos resulta imposible referirnos a él”.

Las áreas offshore

La adquisición de las áreas offshore de Sipetrol revista cierto grado de complejidad porque de las tres plataformas que la organización tiene en el Estrecho de Magallanes, una deberá ser decomisionada, lo que implicará un gasto de al menos 30 millones de dólares.

Dadas las características del proyecto, actores que participan en el proceso de comercialización de los activos consideran que los 85 millones de dólares ofrecidos de manera no vinculante terminarán convirtiéndose en un número mucho menor.

En Magallanes Enap Sipetrol produjo en abril de este año 420 m3 diarios de petróleo y 2.161.000 m3 diarios de gas, según datos del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas.

, Nicolas Gandini

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Offshore: el gobierno realizó la primera audiencia pública sobre el estudio ambiental y la exploración sísmica en las áreas MLO 123 y 124

La Subsecretaría de Ambiente del Ministerio del Interior llevó a cabo una nueva audiencia pública sobre el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del proyecto de exploración sísmica 3D para la adquisición de datos de las áreas MLO 123 y MLO 124, ubicadas en la Cuenca Malvinas Oeste dentro de la Plataforma Continental Argentina, a 100 kilómetros de las costas de Tierra del Fuego. El informe fue presentado por la empresa TGS Investments quien opera en el país como Nopec Geophysical. El objetivo es generar las actividades exploratorias necesarias para detectar el potencial hidrocarburífero de la zona.

La adjudicación del área fue realizada en 2019 por el Estado Nacional dentro de la Ronda Nº 1 de exploración para la búsqueda de hidrocarburos. Las tareas consisten en adquirir 3.000 kilómetros cuadrados de sísmica 3D. Los trabajos de la etapa inicial serán realizados por Nopec. Total Austral, YPF y Equinor son titulares del correspondiente permiso de exploración. A su vez, Total Austral será la operadora. El proyecto incluye el Área adyacente MLO 124 con otro consorcio, operado por la italiana ENI.

La audiencia

La Subsecretaria de Ambiente, Ana María Vidal de Lamas, aseguró que “la Argentina está ante una oportunidad única e irrepetible de indagar sobre su potencial en materia de yacimientos marítimos de gas y petróleo con posibilidades de explotación. Con todas las prevenciones y cuidados ambientales, planes de gestión ambiental responsables y controles contundentes, se logrará así el ingreso de divisas que tanto se necesita, sin dañar el ambiente o la biodiversidad”.

En la instancia pública estuvieron presentes Daniel Scioli, secretario de Turismo, Ambiente y Deportes; Eduardo Oreste, subsecretario de Combustibles Gaseosos; y Andrea Bianchi, secretaria de Ambiente del Ministerio de Producción y Ambiente de la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur. También, contó con la participación de representantes de empresas, instituciones, cámaras y ciudadanos que hablaron a título personal.

Vidal de Lamas sostuvo: “Estos proyectos no afectan los compromisos adquiridos por la Argentina en términos de la Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático, puesto que la meta de emisiones está prevista para toda la economía y todos los sectores”.

Impacto de la actividad

Desde el ámbito empresarial, las empresas protagonistas presentaron el Proyecto “Malvinas 3D Phase 2 – Exploración sísmica 3D (Área MLO 123 y 124)”. La vicepresidente para América latina de Nopec Geophysical, Mónica Drotleff, indicó que “desde el 2017, la compañía ha estado presente en la Argentina, donde ya tenemos experiencia en la adquisición de datos sísmicos multiclientes, bajo los más estrictos estándares de protección”.

Desde la misma empresa, Francisco Colina, gerente de Desarrollo, presentó los aspectos técnicos del proyecto. Entre ellos, un protocolo de monitoreo acústico y avistamiento de fauna, que detiene la actividad hasta que los animales se encuentren fuera de la zona de mitigación. “Es fundamental garantizar el cumplimiento de regulaciones y normas internacionales que promueven la protección del medio ambiente y la seguridad operativa”, aseveró.

Por su parte, Catherine Remy, directora general de Total Austral, habló del proyecto en representación de la compañía: “El contexto presenta a la Argentina una ventana única de oportunidades para avanzar con la exploración offshore. Es imperativo acelerar el desarrollo de una matriz de energía descarbonizada, y eso debe ir de la mano de un sistema energético que siga satisfaciendo la demanda global de energía”.

En esa misma línea, Remy sostuvo que “el gas y el petróleo seguirán siendo necesarios por las próximas décadas ya que la población mundial crece, así también la demanda de energía. En el actual escenario de transición energética, el gas natural es imprescindible dada su menor huella de carbono, en particular contra el carbón”.

El desarrollo del offshore

Sebastián Arismendi, gerente de Exploración Offshore de YPF, planteó: “Se pueden lograr operaciones correctas en términos de calidad de datos y absolutamente seguras y responsables en términos ambientales.”

En ese sentido, relató su experiencia con la fauna marina durante la adquisición de la sísmica en el bloque CAN 102 (Cuenca Argentina Norte) en que los observadores avistaron 38 veces mamíferos marinos y en cada ocasión “se detuvieron completamente las operaciones”.

Para esta consulta, además de autoridades y empresas, participaron instituciones profesionales sin fines de lucro, cámaras y representantes de la comunidad científica, académicos, y miembros de la sociedad civil.

El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) estuvo presente a través de un escrito en el que Eduardo Abriata dejó su apoyo asentado a través de sus ideas principales en la importancia de continuar explorando y desarrollando los hidrocarburos en la Argentina, tanto para el país como para el mundo en general en un marco de creciente demanda de energía y donde los recursos offshore tienen importancia creciente en la economía local.

Asimismo, Abriata resaltó que “estas actividades son compatibles con un ambiente protegido y con una transición energética confiable si se explora bajo estrictas normas de seguridad y estándares internacionales, lo cual permite gestionar un creciente desarrollo de nuestro país y un abastecimiento confiable del mercado internacional”.

, Redaccion EconoJournal

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El gobierno de Río Negro buscará una rápida adhesión al RIGI para que el puerto de GNL se instale en su provincia

En la carrera por determinar dónde se instalará el megaproyecto de GNL de YPF y Petronas, el gobierno de Río Negro buscará el apoyo de la Legislatura provincial para darle una rápida adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) de la Ley Bases, que recibiría aprobación definitiva en la Cámara de Diputados antes de fin de mes. De esta forma busca sacar ventaja sobre la provincia de Buenos Aires ya que el presidente de YPF, Horacio Marín, adelantó que un requisito indispensable para ser sede de la futura planta es adherir al nuevo régimen.

En conversación con EconoJournal, la secretaria de Energía de la provincia, Andrea Confini, aseguró que una vez que se cuente con la aprobación final de la Ley Bases se le dará un rápido tratamiento en la Legislatura para lograr la adhesión al RIGI.

“Vamos a acompañar al RIGI, tal como ya había dicho el gobernador Alberto Weretilneck. Entendemos que proyectos de esta envergadura compiten con los de otros países, no solo dentro de Argentina, y nos pondrían en un estado de competividad internacional”, aseguró la secretaria en relación a la megaobra que proyectan YPF y Petronas.

Río Negro intenta llenar todos los casilleros que le permitan reunir las condiciones necesarias para ser la sede del ambicioso proyecto que convertiría a la Argentina en exportador de gas licuado y le permitiría a la provincia crear un hub de exportación en sus costas, junto con Vaca Muerta Sur.

Confini opinó que el nuevo régimen será fundamental para generar nuevas inversiones de empresas extranjeras y, por eso, “el gobernador arbitrará para que la Legislatura sesione con celeridad”. “Entendemos que el apoyo está y que ningún diputado quiere que este proyecto no suceda ya que dará vuelta la realidad que vive toda esa zona -que ha sido tan postergada- y permitirá crear una nueva región productiva”, consideró.

La funcionaria estimó que la decisión de las compañías «no debería exceder este semestre, pero son especulaciones. Nosotros tenemos nuestra mejor voluntad y el gobierno rionegrino está dando muestras con Vaca Muerta Sur de que sabemos hacer las gestiones para convertirlo en realidad«.

Marín instó a las provincias a adherir al RIGI

Las declaraciones de Confini se dan luego de que el presidente de YPF, Horacio Marín, afirmara en una entrevista a La Nación que el proyecto denominado Argentina de GNL “irá a la provincia que adhiera al RIGI”. “No descarto a nadie. Tienen que adherir sino se terminó la discusión”, había dicho.

Marín comentó que en una misiva que envió al gobernador Weretilneck y al de Buenos Aires, Axel Kicillof, detalló que entre las condiciones que solicitan las dos compañías, además, se incluyen tres puntos de incentivos económicos al proyecto y cuatro de ayuda en permisos.

Paralelamente, YPF realiza los estudios de factibilidad que determinarán qué lugar presenta más ventajas económicas para el tendido de los tres gasoductos que requerirá el proyecto y las obras en los puertos.

“Cuando veamos dónde es más rentable, nos vamos a juntar con la gente de Petronas, se hablará con cada uno de los gobernadores, se mostrarán esos números y lo voy a hacer público. Ese es el procedimiento, acá nadie está jugando raro”, sostuvo Marín durante la entrevista.

La oposición bonaerense presiona a Kicillof

Los dichos del presidente de YPF generaron también una rápida reacción en la oposición bonaerense que esta semana solicitó al gobernador Kicillof que adhiera al régimen de la Ley Bases, una vez que se cuente con su aprobación.

Este martes, los bloques de La Libertad Avanza y el bloque PRO Libertad presentaron un proyecto de declaración que explicita “la imperiosa necesidad que el Poder Ejecutivo adhiera en los términos del artículo 221, 222 y concortantes al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones”. En el documento, sostienen que la negativa o demora “generará la pérdida inevitable de inversiones en el rubro de hidrocarburos”.

El gobernador bonaerense ya se había expresado previamente contra el proyecto y había dicho a los medios que “para mí, como está, es un desastre. Han venido a verme diferentes industriales, diferentes sectores, con mucha preocupación por un régimen que los pone en una situación o de discriminación o de riesgo”.

El proyecto Argentina GNL de YPF y Petronas planea para 2027 contar con un barco para comenzar la exportación de 6 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d). En 2029, instalarían el primer barco para YPF y Petronas, y en 2030, un segundo para la industria. Mientras que para 2031 proyectan poder exportar 80 MMm3/d.

, Laura Hevia

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Lula dijo que Brasil aumentará la producción de gas para no volver a depender de Bolivia ni de ningún otro país

Brasil no puede depender de ningún país en particular para garantizar su suministro de gas natural, de acuerdo con lo expuesto por el presidente Luiz Inácio Lula da Silva en la ceremonia de asunción de la nueva presidenta de Petrobras. Lula afirmó que la integración gasífera en la región es un objetivo, pero recordó que el país se volvió dependiente de la importación de gas desde Bolivia. En ese sentido, enfatizó que la petrolera estatal invertirá en producir más gas natural de las aguas de presal y fertilizantes.

El presidente del Brasil brindó un discurso de cierre en el acto de asunción de la nueva titular de la compañía, Magda Chambriard, una ex funcionaria estatal y ex empleada de carrera de Petrobras que volvió en reemplazo de Jean Paul Prates, forzado a dimitir por un cortocircuito político en torno a la política de reparto de dividendos extraordinarios a los accionistas.

Lula realizó una encendida defensa del desarrollo del presal durante sus primeras dos presidencias y remarcó que Petrobras realizará inversiones por US$ 102.000 millones entre 2024 y 2028. En ese sentido, dijo que la empresa volverá a invertir en aumentar la producción doméstica de gas natural y dejó entrever que el suministro no puede volver a depender de ningún país en particular.

“Los mayores recuerdan nuestra pelea por el gas. Los mayores recuerdan nuestra lucha con Magda para crear un programa de gas que no hiciera a Brasil tan dependiente de Bolivia. ¿Quién no recuerda la pelea que tuvimos?”, recordó Lula frente a una audiencia de trabajadores y ejecutivos de la compañía.

“Detener la inversión en gas natural y fertilizantes, así como vender nuestras refinerías, fue uno de los grandes reveses de quienes gobernaron el país luego del golpe de Estado que destituyó a la presidenta Dilma. Volvimos a invertir en ambos, en refinación y en producción de gas, incluso apuntando a la integración gasística de nuestra querida América del Sur”, añadió Lula.

Lula junto a Magda Chambriard.

Fertilizantes

En su discurso de asunción, la nueva presidenta de Petrobras remarcó el interés de la compañía por regresar al sector de fertilizantes y petroquímicos como estrategia para monetizar el gas natural que la empresa comercializa.

“Los fertilizantes son una buena oportunidad para ampliar significativamente nuestro mercado del gas. El gas natural es nuestro producto. Es el insumo con mayor impacto en el precio de los fertilizantes”, afirmó Chambriard. También destacó que el gas es el “combustible de transición por excelencia” y que la empresa invertirá en ampliar la infraestructura.

En uno de sus primeros actos de su gestión, el directorio de Petrobras aprobó el regreso a operación de la fábrica de fertilizantes Araucária Nitrogenados S/A (ANSA), en Paraná, que se encontraba cerrada desde 2020. Se estima que volverá a funcionar en el segundo semestre de 2025.

Bajo la gestión de Prates, Petrobras también avanzó en un acuerdo de tolling con Unigel para reanudar las operaciones en otras fábricas de fertilizantes en Sergipe y Bahía, pero el Tribunal de Cuentas Federal (TCU) cuestionó el costo económico para la compañía. En mayo, Chambriard afirmó que corresponderá a Petrobras demostrar que los fertilizantes son un buen negocio. «Nadie aquí va a destrozar el dinero», dijo.

Mayor oferta doméstica

La producción de gas en Brasil promedió unos 148,7 MMm3/d en el primer trimestre del año, según datos de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP). Pero como prácticamente todo el gas es producción asociada al petróleo de presal, alrededor de dos tercios de esa producción es inyectada nuevamente en los pozos, en parte porque es necesario para mantener constante y aumentar la producción de crudo, en parte por la falta de gasoductos para transportar el gas a la costa. Producto de esta situación, el consumo doméstico se mantiene en torno a los 60 MMm3/d.

Para este año se espera un aumento en la oferta doméstica con el ingreso en operación del gasoducto Rota 3. Petrobras concluirá a principios de julio la instalación del gasoducto que conectará el presal de la Cuenca de Santos con la unidad de procesamiento de gas en el Polo Gaslub (ex Comperj), en Itaboraí. El gasoducto Rota 3 tiene aproximadamente 355 km de longitud total y una capacidad de transporte nominal de 18 MMm3/d. La operación del ducto comenzaría en agosto.

Gasoducto Rota 3.

Viaje a Bolivia

Lula tiene pautado un viaje a Bolivia para encontrarse con el presidente Luis Arce el próximo 9 de julio. Arce afirmó que Bolivia espera firmar varios acuerdos en materia de fertilizantes y otros temas. Los ministros de Energías de Brasil, Alexandre Silveira, y de Bolivia, Franklin Molina, mantuvieron esta semana una reunión en la que acordaron negociar un memorándum para un plan de exploración y producción de hidrocarburos y el desarrollo de inversiones en el sector petrolero.

«Ojalá que podamos alargar el contrato de la venta de gas a Brasil, la exportación de urea y el puente Bioceánico que se está construyendo sobre el río Mamoré, en el municipio de Guayaramerín, para que Brasil tenga acceso al puerto de Chancay en el Perú», dijo el presidente de la Comisión de Política Exterior del Congreso de Bolivia, Félix Ajpi, en declaraciones a la agencia Sputnik.

, Nicolás Deza

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Vaca Muerta: Caputo, Marín y Figueroa recorrieron Loma Campana

El ministro de Economía Luis Caputo, junto con el gobernador de Neuquén Rolando Figueroa y el presidente y CEO de YPF Horacio Marín, recorrió este miércoles Loma Campana, uno de los principales bloques que la compañía bajo control estatal opera en Vaca Muerta.

Durante la visita, el titular del Palacio de Hacienda conoció los detalles de los planes de YPF para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta como parte del Plan 4X4 anunciado por Marín. También participó del encuentro el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele.

La visita incluyó una recorrida a las instalaciones que tiene la petrolera en cercanías a la localidad de Añelo.

, Redaccion EconoJournal

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El almacenamiento energético en baterías solares volvió a crecer fuerte en Europa, pero pronostican que se ralentizará

Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías sumaron el año pasado 17,2 gigawatts/hora (Gwh) de nueva potencia, lo cual implica un aumento de 94% respecto de 2022, de acuerdo con el último informe publicado por SolarPower Europe. Por tercer año consecutivo esta tecnología consiguió un crecimiento anual cercano al 100 por ciento.

En “European Market Outlook for Battery Storage 2024-2028”, la patronal solar europea señala que, según las estimaciones de sus expertos, este año podría cerrarse con 22,4 Gwh de nueva capacidad, un 30,2% más. De este modo, el crecimiento sigue, pero se ralentizará.

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De toda la potencia instalada en 2023, la mayor parte estuvo orientada a las instalaciones residenciales, que explicaron un 70% del mercado. Por su parte, los proyectos a gran escala representaron un 21% del total. El 9% restante tuvo como destino las instalaciones comerciales e industriales.

Sin embargo, de cara a fines de esta temporada el informe indica que los proyectos de utility scale alcanzarían el 49% de los 22,4 Gwh que se instalarán. Esto relegaría a los sistemas residenciales al segundo lugar con el 39%, mientras que el sector comercial e industrial se quedarán con el 12% restante.

Ralentizamiento residencial

El informe explica de manera pormenorizada los motivos del ralentizamiento residencial. “A medida que los choques de precios de la electricidad han disminuido, los niveles de inflación han bajado y las tasas de interés se mantienen altas, la motivación para ser autosuficiente es menos fuerte en los hogares europeos, reduciendo el atractivo de la energía solar y el almacenamiento. Con lo cual, esperamos una contracción del 26% en comparación con 2023, totalizando 8.8 Gwh de nuevas instalaciones”, precisa.

Vale acotar que esta tendencia coincidirá con una aceleración en los grandes proyectos, un sector que se veía entorpecido por la falta de regulaciones y una línea comercial viable, factores a los que se sumaban la inexperiencia técnica sobre el terreno y los largos tiempos de espera para los puntos de conexión a la red.

Dentro de estas proyecciones, el mercado italiano emerge como el nuevo líder europeo en materia de almacenamiento. Se espera que Italia instale más de 5 Gwh en 2024. Como resultado de las subastas de 2022 y 2020 en el mercado de capacidad y el segmento de reserva rápida para la estabilización de la red, ese país logró contratar una enorme cartera de proyectos de baterías.

Con la mira puesta en el mediano plazo, SolarPower Europe explica que las baterías en utility scale continuarán siendo un “fenómeno prominente”, ya que se mantendrán en alrededor de un 58% de las nuevas instalaciones en todos los años venideros hasta 2028, sólo mostrando un descenso al 35% en 2025. En el plano general, representarán regularmente un 45% de la capacidad acumulada en cada temporada.

, Julián García

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Fecene respaldó la aprobación de la Ley Bases en el Senado ante la incorporación de las empresas locales en el RIGI

La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE) celebró la aprobación de la Ley Bases en el Senado por la incorporación de las empresas locales en el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI). “Este logro representa un paso fundamental para el desarrollo económico y productivo de la provincia, ya que permitirá a las empresas neuquinas acceder a los beneficios del RIGI y competir en igualdad de condiciones con las empresas de otras regiones”, destacaron.

En esa línea, instaron a la Cámara de Diputados a aprobar la Ley de Bases con la mayor celeridad posible. “Estamos convencidos de que la Ley de Bases, con la incorporación de empresas locales en el RIGI, será un motor fundamental para el crecimiento económico y social de la provincia del Neuquén”, sostuvieron desde Fecene.

Empresas locales

Desde la Federación precisaron que la incorporación de las empresas locales en el RIGI permitirá generar nuevas oportunidades de negocio y empleo. Además, que las empresas neuquinas podrán participar en proyectos de mayor envergadura, lo que redundará en la creación de nuevos puestos de trabajo y el crecimiento de la economía local.

También, que permitirá fomentar la transferencia de tecnología y conocimiento y promover el desarrollo de la cadena de valor local. “Las empresas neuquinas podrán colaborar con empresas de mayor experiencia, lo que les brindará la posibilidad de acceder a nuevas tecnologías y conocimientos para mejorar su competitividad. La participación de las empresas neuquinas en el RIGI impulsará el desarrollo de proveedores locales, lo que fortalecerá la cadena de valor del sector energético en la provincia”, puntualizaron desde Fecene.

“La aprobación de la Ley de Bases con la incorporación de empresas locales en el RIGI es un paso importante en la dirección correcta, y seguiremos trabajando junto a todos los actores involucrados para asegurar su implementación efectiva”, expresaron a través de un comunicado que lleva las firmas de Mario Uribe y Daniel González, presidente y secretario de Fecene respectivamente.

, Redaccion EconoJournal

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TGS le propuso al Gobierno una inversión de US$ 700 millones para incrementar el transporte de gas desde Vaca Muerta

Transportadora Gas del Sur (TGS), la compañía co-controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, presentó este miércoles al Ministerio de Economía un proyecto de obras de ampliación de los sistemas de transporte existentes con una inversión de US$ 700 millones. El plan propone ejecutar una obra en el tramo Tratayén – Salliqueló del Gasoducto Néstor Kirchner, bajo la Ley de Hidrocarburos, con el objetivo de ampliar la capacidad de transporte del primer tramo del ducto y que el gas de Vaca Muerta llegué a la región Norte y Litoral del país.

Se trata de un proyecto complementario al segundo tramo del Gasoducto Néstor Kirchner, que no excluye la posibilidad de avanzar en la construcción de esta iniciativa, y que se llevará a cabo aplicando el Régimen de Iniciativa Privada (IP). En este sentido, requerirá un un proceso de concurso para recibir y adjudicar las ofertas que presenten las compañías interesadas en la ejecución de esta obra.

Luis Fallo, Oscar Sardi y Gustavo Mariani

Objetivos

En diálogo con la prensa, Oscar Sardi, CEO de TGS, precisó que “el objetivo consiste en disponibilizar volúmenes incrementales significativos de gas natural en el nodo Litoral, que significarían unos 14 millones de metros cúbicos adicionales durante el pico invernal provenientes de Vaca Muerta, para sustituir las importaciones de Gas Natural Licuado y gasoil. Y también, potenciar los saldos exportables a la región”.

Además, advirtió que “el proyecto podría estar habilitado en el invierno 2026, para lo cual es necesario arribar a la adjudicación antes de noviembre de este año”.

El proyecto

Esta iniciativa privada, que fue motivada por el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), se complementa con una ampliación en el sistema regulado de TGS, que financiará y ejecutará la compañía bajo los términos de su licencia y que permitirá que el gas natural incremental que arriba a Salliqueló por el GNK acceda al área del Gran Buenos Aires, para luego ser transferido al sistema de TGN hacia el área del Litoral.

Las obras destinadas a la aumentar la capacidad de transporte del GNK contemplan la instalación de tres nuevas plantas compresoras -Casa de Piedra, Chacharamedendi y Doblas- que tendrán un total de 90.000 HP de potencia y una inversión del orden de los US$ 500 millones. Será la primera vez que TGS invierta fondos propios en el sistema regulado de gas, tras casi 20 años debido al congelamiento tarifario.  

A su vez, la obra en el sistema regulado de TGS abarca la instalación de 20 kilómetros de loops de cañería y la instalación de 15.000 HP de compresión en el Gasoducto Neuba II, más otras obras y pruebas para elevar su presión máxima de operación, con una inversión estimada en U$S 200 millones, que TGS se compromete a financiar independientemente de qué compañía resulte adjudicada en la ampliación del GNK.

Impacto y reducción de importaciones

El desarrollo de 14 millones de m3/d de producción incremental de gas natural implicará la perforación y completamiento de aproximadamente 20 pozos en la etapa inicial, con una inversión estimada de US$ 400 millones. Y las inversiones requeridas en el midstream agregarían más de US$ 450 millones en instalaciones de acondicionamiento del nuevo gas a ser transportado.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, y Luis Fallo, director ejecutivo del grupo Sielecki, remarcaron que: “Desde 2019, TGS viene invirtiendo más de U$S 700 millones en instalaciones Midstream para acompañar el desarrollo que impulsan los productores de gas en Vaca Muerta. Este proyecto, que agrega otros U$S 700 millones, refuerza la vocación de TGS y sus accionistas de confiar y apostar al crecimiento económico y social del país”.

Además, Mariani agregó que “de aprobarse la Ley Bases, el encuadramiento de la inversión privada dentro del RIGI redundará en menores tarifas de transporte de gas para los usuarios. Los beneficios en la balanza comercial de la Argentina ascenderán a más de US$ 700 millones por año y, en términos de ahorros fiscales, en el orden de US$ 500 millones por año, por la sustitución de estas importaciones a partir de la habilitación del proyecto”

La iniciativa permitirá sustituir las importaciones de GNL y combustibles líquidos durante el periodo invernal que actualmente compensan el déficit de gas natural que presentan las cuencas del Norte y Sur del país, con precios que oscilan entre U$S 11 y 18 por MM BTU, de tres a cinco veces superiores a los precios que se comercializan desde la Cuenca Neuquina.

Desde la compañía destacaron que “el proyecto está basado en el máximo aprovechamiento de la infraestructura de transporte existente, de alta eficiencia en términos de monto invertido por metro cúbico transportado, lo que se traduce en un menor costo para el usuario final, además de los menores plazos constructivos”.

Por último, Sardi expresó: “Estamos convencidos que es la alternativa de obra de ampliación más eficiente en este momento. Su gran contribución al suministro y su menor plazo constructivo permitirá a Argentina a partir del 2026 priorizar los recursos propios, dejando de erogar U$S 700 millones por año en importaciones que podrían ser reemplazados por gas de Neuquén a un costo de U$S 200 millones, generando un importante ahorro y garantizando el abastecimiento interno en cada invierno”. 

, Loana Tejero

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Eximen del impuesto PAIS a las importaciones de bienes para la construcción de 28 proyectos de generación de energía renovable

La Secretaría de Energía eximió a 28 proyectos de generación de energía renovable del pago del impuesto PAIS para la importación de bienes. Se trata de proyectos que están en construcción y alcanza a compañías del sector que pueden contar o no con financiación del exterior para efectuar el pago de la compra de bienes en el exterior. Son 19 proyectos solares, 8 de generación eólica y un pequeño aprovechamiento hidroeléctrico (PAH).

La medida se publicó este miércoles en el Boletín Oficial mediante la resolución 101/24 y está firmada por Eduardo Rodríguez Chirillo, a cargo de la cartera energética. “Estas previsiones resultarán de aplicación para las operaciones de compra de billetes y divisas en moneda extranjera que se efectúen a partir del día de la publicación de la presente medida”, señala la resolución.

La mayoría de los 28 proyectos que están en el listado de la resolución de este miércoles pertenecen a contratos entre privados del Mater (Mercado a Término de Energías Renovables). Una fuente del sector privado de energías renovables consultada por EconoJournal indicó que “la mayoría de los proyectos del programa RenovAr y la licitación RenMDI están por construirse”.

PAIS y renovables

El Impuesto Para una Argentina Inclusiva y Solidaria (PAIS) lo creó Alberto Fernández en diciembre de 2019, ni bien asumió la presidencia. Fue una medida de emergencia para desalentar la compra y los gastos en dólares por la escasez de la moneda extranjera. Puede alcanzar hasta el 30% sobre distintas operaciones en moneda extranjera.

En octubre de 2023, mediante la resolución 824/23, el anterior gobierno del Frente de Todos eximió del pago del impuesto PAIS a los proyectos de generación de energía de fuente térmica, hidroeléctrica y a más de 200 proyectos renovables. El beneficio fiscal alcanza a la importación de bienes para obras de generación eléctrica en construcción o para mantenimiento.

Los proyectos

De los 28 proyectos exceptuados de pago del impuesto PAIS para las importaciones de bienes, hay 10 que pertenecen a la empresa Genneia. También para las generadoras MSU Green Energy, YPF Luz, Parque Arauco, Genoveva (Central Puerto), La Rinconada, Pampetrol, Tanoni Hermanos, Parques Eólicos Patagónicos, Parque La Perla y Nauco.

, Roberto Bellato

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La Legislatura de Río Negro debatirá en julio la prórroga de 21 concesiones petroleras junto a un plan de incentivos para la producción

El proyecto de ley para extender las 21 concesiones petroleras en la provincia de Río Negro ya tomó estado parlamentario y se espera que su debate en el recinto suceda la primera semana de julio. La iniciativa contempla también una serie de beneficios con el fin de incrementar la producción de hidrocarburos y revertir el declino.

En conversación con EconoJournal, Facundo López, presidente del bloque Juntos Somos Río Negro, confirmó que el proyecto tomó estado parlamentario para comenzar a debatirse en comisiones: «Esperamos un tratamiento rápido para seguramente ser votado en la primera semana de julio», afirmó.

El proceso se da en un momento en el que la provincia experimenta una caída de sus reserva probables, probadas y posibles del 10% para el petróleo y 21% en el gas entre 2022 y 2023. La negociación no debería presentar mayores obstáculos para el oficialismo ya que con esta extensión el gobierno rionegrino busca frenar la caída de ingresos en las arcas provinciales y promover nuevas inversiones en el sector.

En este sentido, el diputado aseguró que buscarán el apoyo de las diferentes fuerzas políticas. «Seguramente la mayoría de los legisladores no tendrán egoísmo y pensarán en el desarrollo de la provincia, pero debemos trabajar para lograr la mayor cantidad de apoyo», declaró.

Aumentar las inversiones y la producción

El pasado 6 de junio, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, había presentado ante la Legislatura provincial el proyecto para extender las concesiones petroleras que vencen entre 2025 y 2028 por un plazo de 10 años. En paralelo, anunció que avanzarán en una reglamentación que permitiría reducir el monto de las regalías y aplicar otros beneficios para las operadoras a cambio de aumentar la producción hidrocarburífera.

“Río Negro inicia una nueva etapa en su explotación de gas y petróleo para beneficio de todos y todas las rionegrinas”, dijo Weretilneck tras la presentación formal de proyecto que implica el llamado a negociación de los nuevos contratos con las empresas operadoras.

Se trata de 21 concesiones que fueron otorgadas previo a la Reforma Constitucional de 1994 y luego transferidas al Estado provincial en el marco de la Ley 26.197. Estos nuevos contratos, les permitirían a las empresas continuar por otros 10 años más.

El mandatario expresó que este nuevo plazo reforzará el vínculo entre la provincia y las operadoras y dijo que será propicio para aumentar el empleo, la actividad económica y los ingresos por regalías. «Consideramos muy importante que la provincia avance en los nuevos plazos porque nos permiten mayores inversiones, resolver temas ambientales y fundamentalmente, que Río Negro siga incrementando su producción de gas y petróleo”, afirmó Weretilneck.

Régimen de incentivos y baja de regalías

El gobernador rionegrino anunció en paralelo que el proyecto de ley irá acompañado de una reglamentación que imponga una serie de beneficios con el fin de incrementar la producción de hidrocarburos y revertir el declino. Entre ellos, afirman que analizan una baja en las regalías y otros ingresos provinciales.

En este sentido, el proyecto de ley plantea que “el contexto actual y la madurez de los pozos comprendidos, reducen las metas proyectadas a objetivos más austeros y realistas”. Por lo cual, la provincia buscará incrementar las inversiones, sostener la viabilidad de las economías anexas y asegurar niveles mínimos de producción, incluso antes que a la obtención de sumas trascendentes en carácter de bonos o regalías”.

En cuanto a este nuevo régimen, indicaron que se incorporará mediante una reglamentación y que su objetivo es “establecer beneficios para aquellos proyectos específicos de inversión que tiendan a incrementar la producción por encima de la actividad comprometida”.

A través de este mecanismo, la Provincia implementará una reducción de puntos en regalías o en los cánones de superficie, para así garantizar “las inversiones necesarias para el sostenimiento de las fuentes de trabajo perdurables, el desarrollo de empresas locales y regionales de obras y servicios, así como el incremento en los ingresos fiscales”.

Los contratos a prorrogar representan el 76% de las concesiones vigentes. A su vez, significan el 85% de la producción de petróleo y del 72% del de gas registrado en el año 2023. En términos de ingresos por regalías, concentran el 80% de lo percibido el año pasado.

Cuáles son las áreas

Una de las áreas más destacadas en producción de petróleo es Señal Picada/Punta Barda, operada por YPF y ubicada en el extremo noroeste de la provincia. El inicio de producción data de 1965, cuenta con 274 pozos activos y una producción actual de 658 m3/día.

En cuanto a la producción gasífera, la más importante es Estación Fernández Oro, que ocupa gran parte de la zona rural entre las localidades Allen y Fernández Oro y cuenta con 168 pozos activos. En este caso, también es operada por YPF, que a su vez, es titular de Río Neuquén En términos productivos comenzó a desarrollarse en 1969, pero inició un desarrollo intensivo en 2007. Su producción llega a proveer más de la mitad del gas de la provincia.

El resto de las áreas se completan con Rinconada/ Puesto Morales bajo concesión de Madalena Energy Argentina; Loma Montosa Oeste y Centro Este por Petróleos Sudamericanos (PS) y JCR; Medianera bajo explotación de Medanito; Bajo del Piche, Barranca de Los Loros, El Medanito y El Santiagueño operadas por PS.

Por otro lado, las áreas Catriel Viejo, Catriel Oeste y Loma Guadalosa están a cargo de Petrolera Aconcagua Energía; Puesto Flores/Estancia Vieja, Las Bases y Puesto Prado son operadas por President Petroleum; Agua Salada, por Tecpetrol junto a YPF, mientras que Vista posee las áreas 25 de Mayo/ Medanito, Jagüel de Los Machos y Entre Lomas.

, Laura Hevia

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Comienzan a aplicar en Chile un recargo en las tarifas de luz para saldar una deuda de US$ 6000 millones con las generadoras

El gobierno de Chile introducirá un recargo en la tarifa de luz hasta el año 2035 para cancelar una deuda de más de US$ 6000 que mantiene con las generadoras eléctricas. El cobro de este adicional coincide con un aumento de tarifas mayor que empezará a aplicarse en julio luego de cinco años de congelamiento.  Para aminorar el impacto de estas medidas se instrumentará un subsidio a la electricidad para los hogares de menores ingresos, una novedad en el país trasandino.

El Congreso chileno aprobó en abril un proyecto de estabilización tarifaria para saldar una deuda que se viene acumulando con las generadoras desde 2019. En ese entonces, una serie de protestas masivas llevaron al gobierno de Sebastián Piñera a tomar medidas para morigerar el costo de vida y abrir la puerta a una reforma constitucional. En materia tarifaria, se dispuso congelar el componente de generación en las boletas de luz, una medida que prosiguió durante la pandemia de COVID-19 hasta llegar al presente.

El gobierno lo hizo a través de la ley 21.185 que estableció un mecanismo transitorio de estabilización de precios de la energía, consistente en un sistema de crédito denominado fondo de estabilización, a ser financiado por las empresas de generación. Básicamente, se dispuso que la diferencia entre el precio por el componente de generación cobrado al consumidor final y el costo real de suministro de esa electricidad según los contratos existentes sea absorbida por las generadoras en lugar de trasladarla a las tarifas.

La ley estableció un techo máximo de acumulación de saldos a favor de las generadoras por US$ 1350 millones a devolver para diciembre de 2027, pero con la irrupción de la pandemia y el aumento en los costos de generación por los precios internacionales del GNL se aprobó en 2022 la creación de un segundo fondo por otros US$1.800 millones a ser devuelto para fines de 2032.

Recargo para saldar la deuda

No obstante, Generadoras de Chile, la principal asociación del sector de generación, calculó que la deuda superará los US$ 6000 millones. La ley de estabilización tarifaria impulsada por el gobierno de Gabriel Boric y aprobada por el Congreso en abril dispuso una actualización del techo del segundo fondo hasta los 5500 millones de dólares a ser devueltos para fines de 2035 y la cobranza de esta deuda a través de un recargo sobre el kWh para todos los usuarios de electricidad.

A partir de julio, los usuarios residenciales con consumos mayores a los 350 kWh por mes pagarán un recargo de 22 pesos chilenos (US$ 0.024 al tipo de cambio actual) por cada kWh consumido entre 2024 y 2027, que luego bajará a 9 pesos por cada kWh entre 2028 y 2035. El resto de los usuarios residenciales comenzarán a pagar ese recargo a partir de enero de 2025. Este recargo es adicional al descongelamiento tarifario para cubrir los costos actuales del servicio.

Por estos conceptos, el gobierno estimó a nivel nacional un aumento promedio inicial de 15% en las facturas de luz en julio, aunque este cálculo oficial no incluyó una actualización en el cobro por transmisión.

La consultora Valgesta, liderada por el ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero, estimó que los clientes con consumos por debajo de los 350 kWh mensuales, que son el 90% de los clientes residenciales, tendrán un aumento de 63% entre el precio actual de $109,64 por kWh y el que abonarán desde enero ($178,69 por kWh). Esta cuenta de Valgesta no incluye el recargo de 22 pesos.

El gerente general de Generadoras de Chile, Camilo Charme, destacó que la nueva ley “entregará predictibilidad jurídica para un sector estratégico para el funcionamiento del país, permitiendo así el financiamiento de nuevos proyectos de energías renovables y almacenamiento”.

Subsidio inédito a los hogares en Chile

Para morigerar el impacto en los aumentos, el gobierno incluyó en la ley un subsidio transitorio para los hogares de menores ingresos, que alcanzaría a cerca de un millón de hogares o tres millones de personas según estimaciones oficiales. Se trata de un subsidio para hogares inédito en el sector eléctrico de Chile.

El subsidio regirá entre 2024 y 2027 y estará financiado por un fondo cercano a los US$ 120 millones por año, de los cuales US$ 100 millones provendrán del Cargo por Servicio Público (CSP), un recargo general en la facturas de luz que varía según el nivel de consumo mensual del cliente. Los otros US$ 20 millones saldrán del Tesoro chileno.

El ministro de Energía, Diego Pardow, aseguró que la medida busca “acompañar el proceso de alzas que son necesarias” y defendió la creación de “esta política social que lo que busca es un alivio efectivo al bolsillo de los habitantes de todas las comunas del país”.

El ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, exponiendo en el Senado.

Contraste

La solución empleada para pagar las deudas con las generadoras en Chile contrasta con el canje de una deuda de US$ 2200 millones con el sector energético por bonos del Tesoro implementado por el Ministerio de Economía que comanda Luis Caputo. Petroleras y generadoras terminaron aceptando a fines de mayo el pago a través del bono en dólares AE38 (al año 2038), que en los hechos implica un recorte de 50% debido a que actualmente cotizan un 50% bajo la par.

No obstante, las principales generadoras del país enviaron recientemente al ministro de Economía una dura carta a través de Ageera, la asociación que las agrupa, en la que lo acusan de incumplir el acuerdo firmado hace menos de un mes.

, Nicolás Deza

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El gobierno de Río Negro compartió avances del proyecto Vaca Muerta Sur con YPF

Este martes se realizó una jornada de trabajo en Sierra Grande, entre los gabinetes del Gobierno de Río Negro y del Municipio local, con autoridades de la empresa YPF, para repasar los avances del Vaca Muerta Sur, la obra que permitirá ampliar la capacidad de producción y exportación de Vaca Muerta.

Las autoridades provinciales y municipales reafirmaron su apoyo y colaboración al proyecto del oleoducto, que ya está en etapa de construcción, y la terminal de exportación que se instalará en la zona de Punta Colorada, según precisaron.

De la jornada participaron el gobernador Alberto Weretilneck; acompañado por el vicegobernador Pedro Pesatti; el jefe del bloque legislativo de JSRN, Facundo López; y la intendenta Roxana Fernández. En tanto, por YPF estuvieron presentes Gustavo Gallino, vicepresidente de Infraestructura; Federico Califano, gerente de Asuntos Públicos para Neuquén y Río Negro; y Gustavo Schiappacasse, director ejecutivo de la Fundación YPF.

Weretilneck destacó que se trata de una obra estratégica que cambiará la matriz productiva de la zona atlántica rionegrina y generará miles de puestos de trabajo para las rionegrinas y rionegrinos.

Subrayó que Sierra Grande está frente a una oportunidad histórica de volver a ser una ciudad próspera, con empleo pleno y un potencial enorme de crecimiento. “Tenemos que estar a la altura de esta obra que representará mano de obra para la región, desarrollo y la instalación de empresas de servicios locales”.

Vaca Muerta Sur en marcha

Este primer tramo resulta estratégico porque permitirá ampliar la producción de petróleo mientras se aguarda la obra definitiva. Unirá las localidades de Añelo, en Neuquén, con Allen, en Río Negro, para conectar con el sistema de Oldelval. Esto permitirá aumentar la producción mientras avanzan los permisos para el segundo tramo, de otros 437 kilómetros de oleoducto en suelo rionegrino.

La obra es ejecutada por la empresa YPF y servirá para incrementar la producción no convencional de petróleo, por lo que es clave para el sector y para el país. Es crucial para fortalecer todo el sistema de evacuación de crudo de la cuenca, aprovechando al máximo la capacidad de transporte existente hacia las refinerías y el puerto de Bahía Blanca.

Según se informó desde la compañía, para la construcción se demandarán más de 10.000 caños de 20 y 30 pulgadas. La inversión en su primera etapa es de 190 millones de dólares, generando alrededor de 500 puestos de empleo durante el pico de las tareas.

En su capacidad operativa máxima, este ducto permitirá transportar 390 mil barriles diarios, lo que incrementará en un 70% la capacidad de evacuación de petróleo de la Cuenca Neuquina, duplicando así la capacidad actual de la zona núcleo de Vaca Muerta.

, Redaccion EconoJournal

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Pluspetrol inauguró el primer Centro de Kinesiología en Añelo

Pluspetrol inauguró el primer Centro de Kinesiología de Añelo. Esta obra, que cuenta con modernas instalaciones para la atención y el bienestar de la comunidad y que fue ejecutada en 120 días con una inversión de 117 millones de pesos, mejorará significativamente la calidad de vida de los habitantes locales, proporcionando acceso a servicios esenciales de kinesiología en un espacio moderno y totalmente equipado, destacaron desde la compañía.

 El acto de inauguración contó con la presencia del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa y el gerente general de Pluspetrol Argentina, Adrián Vila.

Vila destacó que «este centro representa mucho más que una inversión económica; es aporte que suma al bienestar y la salud de la comunidad de Añelo y sus alrededores que antes debían trasladarse a otras localidades para acceder a sus tratamientos kinesiológicos. Estamos convencidos, de que tendrá un impacto positivo y duradero en la calidad de vida de la población”.

Asimismo, sostuvo: “Nos sentimos muy conformes con la articulación lograda con el Ministerio de Salud de la Provincia, que hará posible que nuestro aporte se continúe en el tiempo en beneficio de la población local”.

El proyecto

La iniciativa surgió en 2018 a partir de una necesidad planteada por las autoridades del Hospital local de Añelo, dado que en la zona de influencia carecían de un servicio de kinesiología. Ante esta situación, en un primer momento Pluspetrol proporcionó el equipamiento necesario para la puesta en marcha del servicio, en instalaciones transitorias, mientras se puso en marcha el proyecto para la nueva obra.

El servicio de kinesiología comenzó a funcionar en 2020, después de que el Ministerio de Salud aprobara los cargos de kinesiólogo. De esta forma la población evita trasladarse a ciudades como Neuquén o Centenario para recibir tratamiento, enfrentando altos costos y complicaciones logísticas.

“Reconociendo la necesidad de un espacio físico definitivo, Pluspetrol firmó en 2023 un convenio con el Ministerio de Salud, comprometiéndose a financiar y construir el nuevo centro de kinesiología   según los planos elaborados por el Ministerio y en un terreno proporcionado por el Hospital. La construcción fue realizada por Corporación Forestal del Neuquén SA (CORFONE), una empresa del Gobierno de la Provincia especializada en sistemas constructivos en madera”, detallaron desde la firma.

El nuevo Centro de Kinesiología, se desarrolla en una planta con una superficie de 140 m2, e incluye una sala de espera, sanitarios, cocina y oficina para el personal, depósito, un consultorio, tres boxes para atención kinesiológica y un espacio para ejercicios terapéuticos.

Esta obra integra la estrategia de Responsabilidad Social de Pluspetrol, en la que ya comprometió US$ 1.5 Millones de inversión social para la provincia de Neuquén durante 2024, complementando así su importante actividad como operador clave en el desarrollo energético de la provincia y del país.

, Redaccion EconoJournal

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Las generadoras eléctricas acusan a Caputo de incumplir el acuerdo de regularización de deuda de Cammesa firmado hace menos de un mes

Las principales generadoras del país le enviaron al ministro de Economía, Luis Caputo, una dura carta a través de Ageera, la asociación que las agrupa, en la que lo acusan de incumplir el acuerdo firmado hace menos de un mes. Sin dar lugar prácticamente a ninguna negociación, el gobierno les puso sobre la mesa en abril un acuerdo de adhesión que implicó en los hechos un recorte del 50% de la deuda que había acumulado con las empresas en el primer bimestre y al mismo tiempo se comprometió a normalizar los pagos a partir de marzo. Las empresas finalmente adhirieron a la propuesta a fines del mes pasado, pero ahora denuncian que Cammesa sigue acumulando deudas, según el texto al que accedió EconoJournal en exclusiva. Consultados por este medio, en Economía aseguraron que a fin de mes van a cancelar la deuda.

“Como es de su conocimiento y en el marco de la Resolución de la Secretaría de Energía Nº 58/2024, la mayoría de los Acreedores del MEM aceptaron con un gran esfuerzo adherir a la firma de los acuerdos individuales por las condiciones de pago propuestas en la mencionada resolución, que incluía el compromiso del Gobierno Nacional de restablecer el flujo de pago a los Agentes Generadores a partir de las transacciones de marzo de 2024, tal como lo define la misma Resolución. No obstante, en el día de hoy, sólo hemos cobrado el 35,29% de la transacción del mes de abril 2024, apartándose fuertemente del compromiso asumido y quedando también aún pendiente de pago las cuotas del FONINVEMEM correspondientes a los vencimientos de mayo y junio de 2024”, dice la carta de Ageera fechada este jueves 13 de junio, la cual está dirigida a Caputo con copias al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo; el vicepresidente de Cammesa, Mario Cairella; y el gerente general de Cammesa, Jorge Garavaglia.

Ministro de Economía, Luis Caputo.

“Esta situación genera un escenario de gran incertidumbre que interfiere en la planificación de las inversiones en mantenimientos o nueva potencia, en el tratamiento de las paritarias sindicales y en la cancelación de los costos operativos corrientes de nuestras centrales de generación, afectando de esta forma el desarrollo normal de nuestra actividad y poniéndose en riesgo la continuidad operativa del MEM”, agrega el texto para luego terminar solicitándole al ministro que “en forma urgente, se regularicen las transferencias de los fondos necesarios del Tesoro Nacional a Cammesa para cubrir las Necesidades Financieras del MEM al vencimiento de las transacciones económicas”.

Stock y flujo

Con los cuadros tarifarios vigentes hasta mayo, las distribuidoras tenían que pagar aproximadamente el 65% de la cuenta de la electricidad y el 35% restante le correspondía al Estado porque en febrero se tomó la decisión de seguir subsidiando el precio mayorista de la energía que pagaban los hogares Nivel 2 (bajos ingresos) y Nivel 3 (ingresos medios). Lo que hizo el Estado fue no pagar su parte y fue así como pudo alcanzar el superávit fiscal que publicitó el presidente Javier Milei.  Muchas distribuidoras también dejaron de pagar lo que les correspondía y el sistema quedó al borde del colapso.  

Economía terminó finalmente saldando la deuda acumulada con un bono en dólares AE38 (al año 2038), que cotiza un 50% bajo de la par, pero lo más importante es que se comprometió a regularizar el flujo de fondos, lo cual, según denuncian las empresas, ni siquiera está ocurriendo.  

, Fernando Krakowiak

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Enarsa e YPFB acordaron el abastecimiento de gas al norte argentino durante el invierno

La compañía estatal Energía Argentina (Enarsa) y la petrolera estatal boliviana YPFB firmaron la novena adenda al contrato que las vincula para asegurar la provisión de gas natural para la demanda del norte argentino para los meses de agosto y septiembre de próximos. Este suministro permitirá abastecer a la zona centro/norte de la Argentina con hasta 4 MMm3/día desde Bolivia en función del requerimiento de la demanda interna, mientras se termina con el proyecto de reversión del Gasoducto Norte, actualmente en marcha.

Enarsa informó este domingo la firma de una nueva adenda al contrato de provisión de gas desde Bolivia. La compañía añadió que estima que el proyecto de reversión del gasoducto que opera Transportadora de Gas del Norte (TGN) estará en operaciones el 15 de septiembre, permitiendo llevar a las provincias del norte 5 MMm3/día adicionales a los actuales y en una segunda etapa otros 4 MMm3/día.

La novedad llega tras la firma de un acuerdo entre Enarsa y Enap de Chile para reforzar el abastecimiento de gas natural también en el norte de la Argentina. Se importará un total de 128.470.000 de metros cúbicos (m3) de gas natural desde Chile que ingresarán a la provincia de Salta.

Memorando con Petrobras

Por otro lado, Enarsa y la petrolera brasileña Petrobras oficializaron a través de un memorando de entendimiento (MoU) firmado a fines de abril que ya estaban manteniendo conversaciones para un intercambio de gas natural.

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 YPFB. La empresa estatal argentina devolvería esos volúmenes como GNL a colocar en alguno de los puertos de regasificación en Brasil.

, Nicolás Deza

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Remarcan la importancia del marco regulatorio de la Ley Bases para escalar la producción de gas

Ejecutivos de productoras de gas analizaron los principales desafíos regulatorios que tiene la industria en la Argentina. El foco estuvo puesto en la aprobación de la Ley Bases y el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) en el Senado esta semana. Coincidieron en que los megaproyectos del sector energético no se podrán concretar sin un régimen como el que debate el Congreso. También destacaron que, para escalar las inversiones, el marco regulatorio tiene que generar confianza en el sector y tener consenso para evitar que se modifique en los próximos años.

Emilio Nadra, Co-CEO de CGC, Soledad Lysak, directora Gas de TotalEnergies y de Mariano D’Agostino, VP Comercial y de Ventas de Wintershall Dea, participaron del panel ¿Qué elementos regulatorios de la industria de gas argentino hay que repensar para favorecer el desarrollo del mercado? del Midstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal.  

Bases y RIGI

Nadra (CGC) abrió el panel y afirmó: “estoy convencido que el parámetro de las inversiones es mucho mayor con la Ley Bases que sin esta ley. Hay megaproyectos que sin RIGI no se puedan hacer”. También indicó que “previo a la Ley Bases y al RIGI nos tenemos que preguntar cómo hacemos para construir un nuevo consenso que nos permita tener mucha mayor continuidad, porque los proyectos necesitan plazos largos. Si construimos ese consenso para concretar grandes desarrollos que permitan un abaratamiento de nuestros recursos para el mercado local y para el de exportación, creo que es la forma más inteligente de aprovechar esta oportunidad y transformar el potencial de los recursos en riqueza”.

En el mismo sentido, Soledad Lysak (TotalEnergies) destacó que “el cambio que propone la Ley Bases es fundamental. Se necesita un RIGI o un marco regulatorio que genere confianza. Necesitamos inversiones de escala y que se queden en el país”.

Por su parte, Mariano D’Agostino, (Wintershall Dea) subrayó: “me parece importante resaltar tres elementos de la Ley Bases: confianza, confianza y confianza. Si fuese tan fácil como el sólo hecho de poner reglas y así las inversiones llegan, sería otra cosa”. Además, destacó que “la confianza no se impone, sino que se inspira. ¿Cómo inspiramos confianza? Tenemos que cumplir lo que prometemos”. Y añadió: “hay un segundo elemento, que es que tiene que haber consenso alrededor de este programa. Si no está muy claro que la sociedad está convencida de este programa y en unos años van a cambiar este marco regulatorio, la confianza no va a aparecer y va a ser más difícil de concretar estos proyectos. La confianza y el consenso son centrales”.

Escalar las inversiones

Nadra indicó que “en lugar de aprovechar la oportunidad que dan los recursos, tenemos que construir esa oportunidad. Tenemos que ser capaces de transmitir que es muy importante esta oportunidad para el sector y para el país”.

También señaló: “necesitamos construir demanda y que sea lo más plana posible y subsanar los riesgos que tiene la fuerte estacionalidad el mercado local. Si logramos esto y una producción a gran escala, podríamos tener costos a la baja y aprovechar mejor el recurso que tenemos”.

Por su parte, Lysak se refirió a cómo incrementar las inversiones: “hoy se invierten entre 10.000 y 15.000 millones de dólares por año. La pregunta es si queremos seguir con un crecimiento así de lineal, donde tengamos inversiones de especulación, donde los empresarios argentinos van a seguir invirtiendo y empresas como nosotros que estamos en el país hace muchos años también vamos a seguir estando o, en cambio, queremos dar un salto geométrico y atraer a inversiones que realmente tengan músculo, que sean realmente de escala y no de especulación y que después se vayan”.

Por último, D´Agostino sostuvo que “tenemos que acelerar el cambio de lineamiento de la escasez a uno de abundancia y mayor competencia. Hay elementos que tenemos que pensar, como el de tener un índice de precios transparente que sirva de referencia y ancla”.

, Roberto Bellato

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La CNV autorizó a Aconcagua Energía a ampliar su programa de Obligaciones Negociables hasta US$ 500 millones

Aconcagua Energía, una operadora de capitales nacionales que en 2023 adquirió los activos convencionales de Vista Energy, se prepara para dar un próximo paso en la expansión de su negocio en el país. El 5 de junio de este año, la Comisión Nacional de Valores (CNV) autorizó a la empresa a poner en marcha un nuevo programa global de emisión de Obligaciones Negociables (ON) por hasta un monto 500 millones de dólares o su equivalente en otras monedas o unidades de valor.

Este programa ampliado fortalece la capacidad financiera del grupo Aconcagua Energía al diversificar y expandir sus canales de financiamiento posibles para continuar ejecutando su estrategia de consolidación y crecimiento en la Argentina. En los último años Aconcagua Energía se consolidó como uno de los grupos independientes más dinámicos dentro de la industria energética local, destacándose por su enfoque en la sostenibilidad y credibilidad financiera.

Diego Trabucco y Javier Basso

Fuentes de financiamiento

A lo largo de estos casi 10 años, el Grupo ha diversificado sus fuentes de financiamiento, incluyendo:

•          Entidades financieras: líneas de crédito existentes.

•          Mercado de capitales: a través del programa vigente.

•          Off-take agreements

Adicionalmente, PAESA está diseñando la hoja de ruta a seguir para ingresar en el corto plazo en el mercado de valores nacional con el objetivo de incrementar su capital y recaudar fondos adicionales lo que le permitirá financiar proyectos de crecimiento y expansión.

Asimismo, la reciente aprobación del programa global de emisión de obligaciones negociables representa un hito crucial, permitiéndole a la empresa avanzar en su plan de crecimiento sostenible, tanto orgánico como inorgánico. Esto incluye proyectos destacados como el «Proyecto Andes” (ventas de áreas convencionales de YPF)» como las posibles adquisiciones de áreas convencionales fuera de las que vende la empresa estatal y que forman parte de una de sus estrategias tangibles de crecimiento.

Aconcagua es liderada por Javier Basso y Diego Trabucco, fundadores y accionistas de Aconcagua Energía. Formados en YPF, los ejecutivos han trabajado desde 2018 en desarrollar diversas fuentes de financiamiento que permitan a la empresa, y ahora grupo, desafiar continuamente su Plan Estratégico.

Basso, que se desempeña como CFO de la compañía, señaló que “la diversidad y versatilidad financiera alcanzada no solo ofrece múltiples opciones para crecer, sino que también garantiza la sostenibilidad y credibilidad financiera a largo plazo”.

, Redaccion EconoJournal

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Por la caída de los salarios, el gasto en tarifas de los hogares de altos ingresos es el más alto de los últimos 30 años

El gasto destinado al pago de las tarifas promedio de los servicios de luz y gas natural del Área Metropolitana de Buenos Aires luego de los últimos aumentos es equivalente al 5,1% del salario promedio de la economía medido por el RIPTE y en el caso de los usuarios de altos ingresos (Nivel 1) llega al 6,4%, el valor más alto de los últimos 30 años, según un informe conjunto elaborado por las consultoras Economía & Energía, que dirige Nicolás arceo, y PxQ, que encabezan Emmanuel Álvarez Agis y Cynthia Paz.

El cálculo se realizó tomando como referencia un consumo de 250 KWh/mes de electricidad (R2) y 75 m3/mes de gas natural (R23), mientras que para el salario RIPTE se estimó una suba de 10,2% en abril, 9,1% en mayo y 8,7% en junio, ya que al momento de la elaboración del informe el último dato disponible era el correspondiente a marzo.

Fuente: Economía & Energía y PxQ.

La alta incidencia de las tarifas de los servicios públicos se explica, fundamentalmente, por el retroceso de los salarios medidos en dólares, que en el primer semestre de 2024 se ubicaron en el valor más bajo de los últimos 20 años, y no tanto por la recomposición de las tarifas de gas y electricidad que llevó adelante el gobierno de Javier Milei. De hecho, medidas en pesos constantes (es decir, descontando el impacto de la inflación y la devaluación de la moneda), las tarifas se ubican ahora por debajo del valor que tenían en 2018 y 2019, durante los dos últimos años de la administración de Mauricio Macri. “El problema central es la caída del poder adquisitivo de los salarios en dólares”, explicaron desde una de las consultoras.

Fuente: Economía & Energía y PxQ.

Fuente: Economía & Energía y PxQ.

Números

De la serie histórica que se detalla en el informe, la cual comienza en julio de 1994, se desprende que en 2019 el gasto destinado a la luz y el gas natural en el AMBA era superior al actual. Aquel año alcanzó un pico de 5,7%. Sin embargo, en ese momento no estaba vigente la segmentación tarifaria y todos los usuarios pagaban lo mismo. Ahora, en cambio, hay tres tarifas vigentes de acuerdo a los ingresos y los usuarios del Nivel 1, que representan el 35% de los hogares, pagan una tarifa promedio equivalente al 6,4% del ingreso, un pico nunca antes alcanzando.

El gasto promedio en luz y gas natural de los usuarios Nivel 1 era en marzo de 4,1% con respecto al salario RIPTE y en apenas 3 meses trepó a 6,4%. En el caso de los usuarios de ingresos bajos (Nivel 2) en el mismo período pasó de 1,5% a 4,1%, mientras que para los usuarios de ingresos medios (Nivel 3) aumentó de 1,5% a 4,8%.  

Al comparar esas cifras con otros períodos históricos, puede verse que, entre junio de 2003 y marzo de 2016, cuando las tarifas estuvieron prácticamente congeladas, el gasto destinado a las facturas de electricidad y gas natural representó en promedio el 1,9% del RIPTE para todos los usuarios, con un piso de 0,9% en 2014. Entre enero de 2018 y diciembre de 2019 ese porcentaje trepó al 4,9% con un pico de 5,7% en 2019, que supera al promedio actual.

Gas natural

Si se toma solo el gasto destinado a afrontar una factura promedio de gas natural puede verse que el 3,1% actual con respecto al RIPTE constituye el porcentaje más alto de toda la serie histórica, superando al período que va de enero de 2018 a diciembre de 2019 cuando promedió un 2,7%, con un pico cercano al actual a fines de 2018. A su vez, el valor promedio actual se ubica un punto porcentual por encima del promedio de la década del 90.

Para los usuarios Nivel 1 la situación es todavía peor porque en su caso el gasto representa el 3,7% del RIPTE cuando hace apenas un año representaba el 1,9%. En el caso de los usuarios Nivel 2 en el último año pasó de 1,4% a 2,8%, mientras que para los usuarios Nivel 3 trepó de 1,4% a 3,2%.

Fuente: Economía & Energía y PxQ.

Electricidad

En electricidad el gasto promedio equivale en junio al 2% del salario RIPTE, por debajo del 2,6% que promedió entre julio de 1994 y mayo de 2003 y del 2,1% alcanzado entre enero de 2018 y diciembre de 2019. Sin embargo, cuando se desagrega por categoría se puede observar que los usuarios Nivel 1 destinan actualmente el 3,1% del salario RIPTE, record de la serie histórica. A su vez, los usuarios Nivel 2 desembolsan el equivalente a 1,2% del salario RIPTE y los usuarios Nivel 3 el 1,7%.

Fuente: Economía & Energía y PxQ., Fernando Krakowiak

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Las distribuidoras de gas justificaron la suba de tarifas y ofrecen planes de financiación para pagar las facturas del invierno

Jaime Barba, presidente de Camuzzi; Gerardo Gómez, gerente general de Naturgy; y Tomás Córdoba, gerente general de Metrogas, participaron del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal. Los representantes de las principales compañías encargadas de la distribución de gas justificaron la suba de tarifas y revelaron que ofrecen planes de financiación para poder pagar las facturas del invierno. También, debatieron sobre el marco regulatorio y su incumplimiento y la necesidad de contar con reglas claras para lograr la estabilidad del sector y garantizar el suministro.

Foto: Daniela Damelio.

En el panel, que estuvo moderado por Cecilia Boufflet, Córdoba habló sobre la recomposición de los ingresos que exigieron las compañías a principio de año que era superior al 500% y aseguró: “Hicimos malabares para que la operación no se resistiera. Los aumentos siempre estuvieron por debajo de la inflación. Tuvimos un incremento en abril que estuvo levemente por debajo de nuestras expectativas, pero vino con un ajuste mensual. Esa fórmula de ajuste nos permitía tener la tarifa en términos reales. Pero el ajuste en mayo no se aplicó. Ahora volvemos a mirar con cierta precaución para no volver a un atraso”.

Foto: Daniela Damelio.

El ejecutivo de Metrogas precisó: “Llegamos a una situación compleja. Tenemos un marco regulatorio virtuoso, pero durante 20 años no se cumplió y esto generó un costo fiscal enorme. Hay cosas que se pueden mejorar, pero la clave es que se cumpla para que haya confianza y que las compañías inviertan. Hoy no lo hacen porque no encuentran el recurso en la tarifa para poder llevar adelante esto”.

La operación del sistema

Barba indicó que la instrumentación del reordenamiento del sistema trae temas complejos. “Tenemos seis amparos presentados por tarifas. Uno de ellos fue rechazado. Algunos con medidas cautelares. Estamos haciendo un esfuerzo que acompaña el proceso de reordenamiento. La cobrabilidad está en los mismos niveles que mayo del año pasado. La comunidad está acompañando esto”.

También, marcó que en la actualidad hay cinco millones de hogares en la Argentina que no tienen acceso al servicio de gas, por lo que resulta preciso ampliar el servicio. Sobre este punto, el presidente de Camuzzi aseveró que “se necesitan inversiones plurianuales y para esto es necesario que haya estabilidad. Esto es algo que tiene pendiente la Argentina. Estas personas pagan un servicio muchísimo más caro por no poder acceder al gas”.

Jaime Barba, presidente de Camuzzi. Foto: Daniela Damelio.

Barba habló sobre la crisis que afectó al sistema de gas en las últimas semanas que derivó en el corte de suministro a más de 100 industrias y planteó: “El sistema está jugando al fleje, todo el tiempo al límite. El problema de esto es que terminamos cortando el servicio a industrias. Esta situación muestra que el proceso de reordenamiento es imprescindible. Las empresas, las autoridades y la comunidad están intentando salir de esta situación para darle confiabilidad al sistema”.

También, comunicó que desde Camuzzi han implementado modalidades de pago que ya se encuentran en práctica y que en mayo tuvieron 25 pedidos de financiación de factura. “Estamos cerrando acuerdos con bancos para financiar parte de las facturas, para dar herramientas de financiación porque en el invierno se paga mucho más”, afirmó.

Servicio y facturas de invierno

Gómez informó que Naturgy tiene buenos niveles de cobrabilidad y que no ha registrado incrementos de reclamos por el pago de las facturas a pesar de los aumentos registrados en los últimos meses.

“Hay conciencia por parte de la sociedad de que se estaba pagando un servicio muy barato. La ciudadanía está comprendiendo esto. Hay mucha comunicación. Nosotros lo hicimos para incentivar el ahorro de energía. Hemos desarrollado planes de financiación, pero no hemos tenido demanda aún”, puntualizó el ejecutivo de Naturgy.

Gerardo Gómez, gerente general de Naturgy. Foto: Daniela Damelio.

Aún así, se refirió al escenario del sector y consideró: “Necesitamos confianza para los negocios y reglas claras. Tenemos que tener una tarifa justa, razonable y que sea rentable. Necesitamos un marco regulatorio modernizado, el actual fue creado en los ‘90, y así poder mejorar el servicio, incorporar tecnología. Necesitamos una revisión tarifaria adecuada y tecnologías aplicadas a las redes, a la tensión, a los clientes”.

En cuanto a la recomposición tarifaria, Córdoba aseveró que “la clave es tener la revisión quinquenal tarifaria para poder acceder al crédito y desarrollar inversiones. Es un sector interesante y muy atractivo para los inversores. Las afectaciones por intervenciones estatales son las más sensibles a esas cosas, por eso la necesidad de la estabilidad. Necesitamos una visión de largo plazo”.

Tomás Córdoba, gerente general de Metrogas. Foto: Daniela Damelio.

, Loana Tejero

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Punto por punto: ¿Qué propone el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones que se aprobó ayer en el Senado?

El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que el gobierno nacional impulsó través de la Ley Bases, fue aprobado este miércoles por el Senado. El capítulo destinado al Régimen obtuvo 38 votos afirmativos y 32 negativos.

El RIGI, que promete una serie de beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios que corren detrás de un objetivo más grande: impulsar grandes inversiones extranjeras y nacionales, también fue acompañado por tres senadores de Unión por la Patria, Sandra Mendoza (Tucumán), Guillermo Andrada (Catamarca) y Carolina Moisés (Jujuy).

Un informe de KPMG Argentina, elaborado por Gonzalo Brest, socio de Tax & Legal, y Lisandro Yolis, gerente de Tax & Legal, enumera los alcances e incentivos que engloban al RIGI, como así también el impulso que podría otorgarle al crecimiento y desarrollo de las industrias mencionadas.

Allí se describe que el fin de este proyecto de ley es el de crear un marco que brinde certidumbre, seguridad jurídica y protecciones especiales a los sectores considerados de mayor potencial para el desarrollo económico del país, como Agroindustria, Minería, Energía, Gas y Petróleo, Tecnología e Infraestructura.

“El RIGI, sustentado en la Cláusula del Progreso de la Constitución Nacional, ofrece una serie de beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios, así como estabilidad normativa y protección contra abusos estatales, con el fin de incentivar inversiones a largo plazo”, precisa el informe.

El trabajo realizado por KPMG se pregunta “¿por qué es importante el RIGI para el desarrollo del país?”. En sintonía con lo expresado por Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, quien indicó que “sin el RIGI no hay construcción de la planta de LNG en la Argentina”, el mismo informe se responde: “Este panorama requiere un abordaje con iniciativas destinadas a crear un ambiente propicio para la generación de negocios”.

Gonzalo Brest

Alcances

Entre los principales aspectos, el trabajo de KPMG enumeró una serie de alcances para un régimen que establece un plazo de adhesión de dos años, prorrogable por un año más. Entre ellos se destacan:

Inversión mínima. El monto mínimo de inversión en activos computables es de al menos 200 millones de dólares de los cuales, al menos, el 40% deberán invertirse en los primeros dos años desde la notificación de aprobación del régimen

Inversiones de largo plazo. Se establece que las inversiones deberán ser consideradas de largo plazo, definidas como aquellas cuyo cociente sea no mayor al treinta por ciento (30%) entre: a) el valor presente del flujo neto de caja esperado, excluidas inversiones, durante los primeros tres años a partir del primer desembolso de capital; y b) el valor presente neto de las inversiones de capital planeadas durante ese mismo período.

Inversiones en activos computables. Todas aquellas que estén destinadas a la adquisición, producción, construcción y/o desarrollo de cualquier tipo de activos (tanto tangibles como intangibles), con las únicas excepciones de activos financieros y/o de portafolio y bienes de cambio.

Procedimiento administrativo específico. Quien desee acceder al RIGI deberá presentar la solicitud de adhesión y un plan de inversión, y obtener su aprobación.

Actualizaciones por inflación: Se practican sobre la base de las variaciones porcentuales del índice de precios al consumidor nivel general (IPC), no resultando de aplicación el artículo 93 de la Ley.

Lisandro Yolis

Tributos provinciales y municipales: Las provincias, la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y los municipios que adhieran al RIGI no podrán imponer a los VPU (Vehículos de Proyecto Único (VPU) nuevos gravámenes provinciales y/o municipales, salvo las tasas retributivas por servicios efectivamente prestados.

Incentivos

Las importaciones para consumo y de bienes de capital, repuestos, partes, y componentes realizadas por los VPU se encuentran exentas de derechos de importación, de tasa de estadística, y de todo régimen de percepción, recaudación, anticipo o retención de tributos nacionales y/o locales. Los proveedores de bienes y servicios con mercadería importada podrán solicitar su inscripción al RIGI exclusivamente a los efectos de contar con estos incentivos respecto de las mercaderías (incluidos insumos) que importen para la prestación que pretender brindar a un VPU adherido al RIGI.

Las exportaciones, luego de transcurridos 3 años desde la adhesión, se encontrarán exentas de derechos de exportación. Los VPU podrán importar y exportar libremente bienes sin que puedan aplicárseles prohibiciones ni restricciones; tampoco pueden aplicárseles precios oficiales ni ninguna otra medida oficial que altere el valor de las mercaderías importadas o exportadas, ni prioridades de abastecimiento al mercado interno.

En cuanto a los incentivos cambiarios, los cobros de exportaciones realizados por los VPU quedan exceptuados en los porcentajes descritos a continuación de la obligación de ingreso y/o negociación y liquidación en el mercado de cambios, y son de libre disponibilidad:

a) 20% luego de transcurrido un año desde la puesta en marcha del VPU.

b) 40% luego de transcurridos dos años desde la puesta en marcha del VPU.

c) 100% luego de transcurridos tres años desde la puesta en marcha del VPU. Es de notar que en el proyecto original los plazos se contaban desde la fecha de adhesión del VPU al RIGI.

Impulsar el crecimiento

“En el mundo, la Argentina se encuentra en un rezagado sexto lugar en términos de inversión extranjera directa. Entre otros motivos, este déficit de inversiones ha sido generado por la existencia de restricciones cambiarias y la constante modificación de normas que han generado desconfianza e incertidumbre en los inversores”, detalló el informe.

Sobre el final completó: “El RIGI se presenta como un régimen novedoso que ha cosechado apoyos y rechazos en la comunidad política y de negocios del país. Con su creación, el Gobierno pretende revertir la tendencia de baja inversión externa e interna; y estimular el crecimiento económico sostenible mediante incentivos robustos y un entorno de negocios estable y predecible”.

, Mauricio Luna

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Referentes de empresas de midstream destacaron la aprobación del RIGI y esperan por definiciones en el plano regulatorio

Los desafíos regulatorios en el transporte y procesamiento de hidrocarburos fueron abordados de lleno por referentes de Oldelval, Transportadora de Gas del Norte (TGN) y MEGA, en un panel del evento Midstream & Gas Day que organiza EconoJournal. También hubo espacio para reflexiones sobre los proyectos en transporte y procesamiento de petróleo y gas natural y pidieron por la aprobación del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones.

El gobierno de Javier Milei ha propuesto cambios a la ley de hidrocarburos en el proyecto de Ley de Bases. El CEO de Oldelval, Ricardo Hösel, advirtió que el cambio de un modelo de concesión a uno de autorización de transporte resulta lesivo para las inversiones en infraestructura. “La autorización de transporte viene a precarizar la concesión. No está claro esas autorizaciones por qué plazo se darían, no está claro cuáles serían los motivos por los cuales una autorización se podría revocar, así que nosotros creemos que el modelo de la concesión es más sólido”, analizó.

En cambio, el director general de TGN, Daniel Ridelener apuntó que los cambios a la Ley de Hidrocarburos van en la dirección de una modernización y una dinamización del sistema de permisos de transporte, que actualmente es por 35 años y con la posibilidad de extenderlo por 10 años más con solo haber cumplido con todas las obligaciones a lo largo de los primeros 35 años.

Marco regulatorio

“La ley de bases propone que en lugar de 10 años sean 20 años. Yo estoy de acuerdo con esa modificación porque en un país donde se vive en el corto plazo permanente, hay industrias que necesitan de largo plazo, y la industria de la energía es una de ellas, y el transporte de gas necesita claramente de largo plazo”, evaluó Ridelener.

En cualquier caso, los representantes de Oldelval y TGN siguen esperando por definiciones regulatorias. “Habrá que ver cómo se regula los detalles para entender bien por qué se hace”, analizó Hösel. En paralelo, Ridelener subrayó que la reversión del gasoducto Norte necesita de cambios en la regulación y la tarifa de transporte debido a los cambios en las distancias de transporte del gas producto de la sustitución del gas de Bolivia con gas desde Vaca Muerta.

En una línea similar, el gerente general de MEGA, Andrés Scarone, marcó que se debe esperar por el marco regulatorio para entender el impacto del todo. “En el caso de Compañía Mega, nosotros estamos integrados, somos propietarios de la riqueza, la compramos y nos encargamos de extraerla, transportarla, fraccionarla y después llevarla al mundo. Entonces, cómo se reglamente el marco, cuál es el alcance, y sobre todo cuáles serían las condiciones operativas a las empresas que están integradas va a ser fundamental”, analizó Scarone.

Ridelener, Scarone y Hösel en el panel moderado por Roberto Brandt.

Apoyo al RIGI

Los representantes de Oldelval, TGN y MEGA no dudaron en destacar la importancia del RIGI dentro del proyecto de Ley de Bases.

“En el RIGI creo que todos vamos a coincidir que es un elemento fundamental para nuestra industria, en donde todas las inversiones son de altísimos montos, le da previsibilidad a la inversión”, apuntó el CEO de Oldelval.

Para Scaraone, “claramente Argentina necesita una norma que incentive inversiones de escala. Estamos, como dijeron siempre, lejos, y para ser competitivos se necesitan inversiones de escala”.

A su turno, Ridelener analizó que “Argentina tiene que competir con el mundo y eso en términos de gas es competir en GNL con Estados Unidos, con Qatar, con Australia, países que tienen financiamiento y tienen tasas de financiamiento muy bajas; nosotros estamos varios pasos más atrás y entonces el RIGI es necesario”.

Reflexiones

Durante el panel hubo un espacio reflexivo en torno a los cuellos de botella y las alternativas en el sector de midstream.

Ridelener focalizó en dos temas: el abastecimiento de gas al norte del país y la exportación a mercados regionales, principalmente al Brasil. Sobre el primer punto, remarcó que la reversión del gasoducto norte es fundamental no solo para abastecer a las compañías distribuidoras y grandes usuarios sino también a la creciente actividad en la industria minera. En ese sentido, destacó el proyecto Vicuñas de TGN para abastecer con gas a emprendimientos mineros.

En segundo término, pidió reflexionar sobre las implicancias de exportar gas al Brasil utilizando de tránsito a otros paises. “Hay que analizar si es conveniente tener países intermediarios, porque el insumo está en Argentina y la demanda está en Brasil. Geopolíticamente, ¿es conveniente ir a través de Bolivia? ¿Es conveniente ir a través de Paraguay? ¿Conviene más, aunque a lo mejor la inversión sea la misma o sea un poquito mayor, ir a través de Uruguaiana a Porto Alegre?”, analizó el hombre de TGN.

Scarone comparó el potencial de la Argentina en líquidos recuperados del gas con la realidad de Estados Unidos, cuya industria petroquímica se recuperó con vigor gracias al desarrollo del shale, con inversiones por más de 200.000 millones de dólares.

También analizó el valor económico de esos productos. “El producto de los líquidos multiplica por 3 o 4 veces el valor del gas. Con reglas y legislación claras, con incentivos correctos, no solamente podemos poner en valor el gas que hay abajo, porque lo ponemos en condición de transporte al mundo, sino que además podemos monetizar los líquidos”, subrayó el gerente de MEGA.

A su turno, el referente de Oldelval repasó los hitos próximos en Duplicar Plus, el proyecto para elevar en 300.000 barriles por día la capacidad de evacuación del crudo de Vaca Muerta a la costa Atlántica. Hösel destacó que habrá un salto de 50.000 bpd en la capacidad de transporte de Oldelval para fin de año y el proyecto final va a estar terminado en febrero o marzo del 2025.

No obstante, explicó que el aprovechamiento de esa nueva capacidad de transporte dependerá de los avances en las obras de almacenaje y portuarias en la terminal de Oiltanking en Puerto Rosales, Bahía Blanca. “Esas obras entiendo que también están avanzando y obviamente estamos en coordinación. La terminación de nuestro proyecto, sin que el proyecto de Oiltanking avance, no tiene sentido”, dijo.

, Nicolás Deza

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Regalías mineras: el Senado las fijó en 3% para proyectos vigentes, pero las provincias podrán elevarlas al 5% para desarrollos nuevos

El Senado de la Nación aprobó este jueves las modificaciones de la normativa de las regalías mineras, que formaban parte del paquete fiscal que se votó en la Cámara alta. En los hechos, las regalías quedarán en 3% para los proyectos vigentes, aunque las provincias podrán elevar al 5% la alícuota a los desarrollos mineros nuevos. Las provincias decidirán si finalmente suben las regalías bajo el paraguas d esta normativa.

La votación del artículo 112 del apartado fiscal se realizó casi a las 8 de la mañana de este jueves, después de una maratónica sesión que tuvo como protagonista al proyecto de la Ley Bases, también aprobada en el Senado. 

El nuevo régimen de regalías tuvo el apoyo de todos los bloques de los senadores. Contó con 69 votos a favor, ninguno en contra y solo una abstención, la de la senadora por Santa Cruz, Alicia Kirchner. Legisladores de esa provincia como José María Carambia y Natalia Gadano, pretendían que directamente se suban al 5% para todos los proyectos, por ese motivo dieron cuórum en el recinto, pero -finalmente- el oficialismo desechó esa opción.  

En el sector minero la posible suba de las regalías había generado rechazos. La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) había cuestionado la posibilidad de que suban al 5%. Incluso AmCham, la Cámara de Comercio de Estados Unidos en la Argentina, emitió un comunicado criticando la posibilidad de subir las regalías al 5%.

AmCham advirtió que subir las regalías para el sector minero iba en dirección opuesta a lo que pretende el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que forma parte de la Ley Bases y también fue aprobado en el Senado.

Articulado

El artículo 112 del paquete fiscal señala que “las provincias que adhieran al régimen de la presente ley y que perciban regalías o decidan percibir, no podrán cobrar un porcentaje superior al 3% sobre el valor boca mina del mineral extraído”.

Pero añade que los “proyectos mineros que no hubieran iniciado construcción correspondiente a la etapa de explotación con anterioridad a la fecha de entrada en vigencia del presente artículo, las provincias adheridas al régimen de la presente ley y que perciban regalías o decidan percibirlas podrán, previa adhesión a lo dispuesto en este artículo, percibir en concepto de regalías un porcentaje que no exceda un 5%”.

, Roberto Bellato

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Martínez Álvarez, director de Tenaris: “Argentina tiene que aprovechar la ventana de petróleo”

La visión sobre el mercado energético mundial y las oportunidades de la Argentina fueron los temas que desarrolló Javier Martínez Álvarez, director pare el Cono Sur de Tenaris, en el panel “Un análisis de las nuevas tendencias que traccionarán el mercado energético global en los próximos años” que tuvo lugar en el evento Midtstream & Gas Day que organiza EconoJournal.

“Las prioridades de los países en desarrollo son la economía”, afirmó el director de la compañía. De esta forma, se refirió al rol de las economías mundiales en la transición energética, las diferencias entre los países y la oportunidad de Argentina para impulsar sus propios proyectos.

En concordancia con lo que había planteado en el CERAweek, consideró que a nivel mundial “se ha hecho un avance extraordinario” y dijo que “se percibe una velocidad de transformación más relentizada, con mayor conciencia, y esta agenda va a condicionar la actividad”.

Para ejemplificar, comentó que en el mercado asiático -con China a la cabeza- cada país ha planteado objetivos propios “con cierta autonomía”: ”China ha elegido un camino con el desarrollo del carbón y las renovables. El objetivo no es limpiar su foodprint sino cuidar sus intereses estratégicos”. En el caso de la India, afirmó que “tiene una prioridad clara de desarrollo de su economía y la más accesible que tiene es el carbón”.

La apuesta por el petróleo

En este contexto, enfatizó en que la Argentina tiene una ventana de desarrollo para el petróleo “y la tiene que aprovechar rápido porque es un recurso extraordinario”. Afirmó que una segunda ventana será la del gas, “más acotada y con un mercado más complejo”. Mientras que la tercera ola llegará con las energías renovables.

El ejecutivo sostuvo que el imperativo argentino debe ser acelerar con la primera etapa y encarar los proyectos de infraestructura de forma veloz para permitir el desarrollo de Vaca Muerta, en un contexto internacional cambiante.

“Hay un conocimiento técnico y una experiencia indudable, lo que no hay es tanto ejercicio de coordinar esfuerzos. Encadenando éxitos, no tengo dudas de lo que el desarrollo de Vaca Muerta puede representar y que le devuelva la autoestima al país”.

Sobre el rol de Tenaris en el desarrollo de estos proyectos de infraestructura, el directivo aseguró que la compañía está en condiciones de encararlos gracias a la ampliación de su planta y a las condiciones actuales de la economía, que les permiten importar acero con mayor facilidad.

En este sentido, detalló que trabajan en el Gasoducto Vicuñas – proyecto de TGN vinculado a toda la demanda de la minería de litio en las provincias de Jujuy, Salta y Catamarca-, la completación de Duplicar de Oldelval, el oleoducto Vaca Muerta Sur y el Duplicar Norte.

La Ley Bases es clave para la continuidad de estos proyectos”

Martínez Álvarez aseguró que la Ley Bases que se trata en el Congreso es clave en el escenario actual para el impulso de los proyectos de midstream y opinó que es una pieza dramática “para la continuidad del saneamiento macroeconómico del país”.

“Ojalá se logre transmitir a la política que éstos son proyectos que de otra manera no ocurrirían. Sin esta ley no se van a hacer o no a la velocidad adecuada”, finalizó.

, Laura Hevia

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Gustavo Gallino, VP de Infraestructura de YPF: “El RIGI no es para ganar más, si no para que proyectos como el de GNL sean viables”

El vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, advirtió que sin la aprobación del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), los proyectos de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) por barco, que impulsa la compañía con mayoría accionaria estatal junto a la malaya Petronas, son inviables en la Argentina. El ejecutivo subrayó que “el RIGI no es para ganar más, si no que es para que los proyectos como el de GNL sean viables. Sin RIGI los proyectos no son rentables. No vamos a poder desarrollar nuestros recursos”. Lo dijo en el Midstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal que se realizó este miércoles en el Salón Dorrego del Hípico Alemán.

Gallino participó del panel “Grandes proyectos de infraestructura: desde el Vaca Muerta Sur hasta una planta de licuefacción de LNG”. Allí analizó dos grandes proyectos de infraestructura que lleva adelante YPF, como es el oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra estratégica que permitirá incrementar la producción de crudo no convencional de Neuquén y exportarlo desde Punta Colorada en Río Negro, y la construcción de la planta de producción de GNL, que habilitará la exportación de hasta 25 millones de toneladas de gas por año (MTPA).

Cronograma del oleoducto

El ducto Vaca Muerta Sur demandará una inversión de US$ 2.500 millones entre tuberías, almacenamiento y las estaciones. El ejecutivo de YPF destacó que “la meta que tenemos es que esté listo en julio de 2026. Ya estamos ejecutando el primer tramo, que llega a Allen. El tramo dos más las estaciones de almacenamiento y bombeo de Allen (Neuquén) y de Chelforo (Río Negro) y los dos tramos que van de Allen a Chelforo y de Chelforo a Punta Colorada, están avanzando”. La obra también contará con la terminal, el almacenamiento y las dos boyas de carga.

Gallino describió el cronograma previsto del proyecto: “hace dos semanas les dimos el pliego a los oferentes y esperamos que para el 20 de julio tengamos las ofertas”. También afirmó que estiman firmar los contratos en octubre o –a más tardar- en noviembre para que en 2024 comience la ejecución. “Tenemos dos empresas trabajando para optimizar el diseño de ingeniería para mejorar el costo de la operación y que la rentabilidad sea mejor”, señaló.

Creo que la Argentina demostró el año pasado con el Gasoducto Néstor Kirchner que se pueden hacer proyectos de infraestructura en la Argentina con tiempos comprometidos. Nosotros invitamos no sólo a empresas argentinas en el Vaca Muerta Sur, sino también a empresas internacionales”, indicó el ejecutivo de YPF.

Gallino destacó además que “son proyectos para toda la industria. Estamos llamando a otros productores para que se sumen. Algunos serán socios y otros cargadores. Por más que lo lideremos nosotros, son proyectos para el país, no sólo para YPF”

Planta de GNL

El vicepresidente de Infraestructura de YPF comentó la actualidad del megaproyecto de construcción de la planta de producción de GNL. “Creemos que distintos actores de la industria se van a sumar. Estamos avanzando en lo que es el floating, que va a ser el barco donde se va a licuar y almacenar, para el posterior licuado del gas natural. Es la primera etapa del proyecto. Estamos analizando cuatro empresas internacionales”, contó.

YPF tiene el 51% del proyecto, mientras que Petronas cuenta con el 49% restante. Además del proceso de competencia por el floating, las compañías están por lanzar dos competencias más sobre nearshore (en la costa) y una planta de separación que estará en Neuquén.

“Nos estamos preparando para salir con una competencia entre empresas locales para todo lo que es onshore, fundamentalmente para una planta de agua fresca, otra planta de agua de incendio y otras instalaciones en nearshore. También estamos preparando una competencia de empresas locales para una planta de separación en Neuquén, en lo que es Vaca Muerta”, añadió.

Gallino destacó también que “el proyecto podría estar operativo con el primer barco de cuatro o cinco MTPA (20 millones de m3 de gas) para la primera exportación en 2030. Luego habría una rápida escalada en la producción con un segundo barco. Creemos que podemos llegar a los 25 MTPA en 2032 o 2033”.

“Si el proyecto de GNL se hace va a haber alrededor de 30 MMm3 de gas asociado a la producción de petróleo que hay que tratarlo. Hay que hacer algo con esto porque puede generar nuevas exportaciones”, enfatizó.

“Lo que me preocupa es que tengamos continuidad. No que por vaivenes de la macroeconomía argentina tengamos que parar y volver a arrancar. La Argentina tiene la oportunidad de exportar US$ 30.000 millones en energía, similar a una cosecha. Es una oportunidad que no tenemos que desaprovechar y para eso necesitamos que el país se estabilice. Para poder exportar estos volúmenes, Vaca Muerta tiene que ser competitiva en el mercado mundial”, concluyó Gallino.

, Roberto Bellato

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Oscar Sardi sobre el proyecto NGL de TGS : «Son inversiones de más de 2500 millones de dolares»

Las oportunidades en torno al gas natural asociado a la producción de crudo y la obtención de liquidos del shale gas en Vaca Muerta fue el tema central en la apertura de una nueva edición del Midstream & Gas Day, el evento que EconoJournal organiza anualmente. El director general de Transportadora de Gas del Sur (TGS), Oscar Sardi, brindó un panorama sobre el proyecto National Gas Liquids (NGL), que prevé una inversión global de más de 2500 millones de dólares si los productores de gas deciden aprovechar esas oportunidades.

TGS, una de las principales transportistas troncales de gas natural del país, comenzó en 2016 un proceso de incorporación y desarrollo de negocios vinculados al midstream. “Fue así cómo comenzamos a trabajar la idea de Vaca Muerta. A partir del respaldo de los accionistas pudimos consolidar el negocio de midstream. Hoy lleva cinco años y se transformó en la palanca de crecimiento de la compañía”, dijo frente a la audiencia convocada en Club Hípico Alemán.

Gracias a un plan de inversiones del orden de los 1400 millones de dólares que se vienen ejecutando desde 2018, la empresa hoy tiene una planta de procesamiento de gas en Tratayén, que desde el año pasado cuenta con una capacidad para procesar 15 millones de mm3 de gas por día y que agregará más capacidad para fin de año. “Este año con la finalización de uno de los dos modulos que están por entrar en servicio vamos a ampliar la capacidad a 30 millones diarios”, afirmó Sardi.

Oscar Sardi, director general de TGS.

Proyecto NGL y el RIGI

La estrategia de TGS en Tratayén es instalar esos módulos en modo acondicionamiento del gas para atender el crecimiento de la producción gasífera en Vaca Muerta. Pero los módulos eventualmente pueden ser modificados para un proyecto que le permitiría a la empresa obtener y transportar más líquidos.

Este proyecto, denominado National Gas Liquids (NGL), implicaría la modificación de los módulos para la separación y la obtención de líquidos como butano y propano (GLP), además de la construcción de la infraestructura de transporte necesaria para llevar esos líquidos hasta el complejo General Cerri, en Bahía Blanca. “Son inversiones superiores a los 2500 millones de dólares”, dijó Sardi.

“Con muy poco trabajo esos módulos pueden ser reconvertidos para el procesamiento con el objetivo de extraer propano, butano y gasolina del gas de Vaca Muerta. Hoy ese gas entra en el gasoducto y hay una pérdida de valor, cuando el productor podría estar monetizando esos gases”, explicó el director de TGS.

El proyecto NGL esta en evaluación y en última instancia dependerá del interés de las productoras de gas en aprovechar ese valor si le encuentran sentido económico. En ese aspecto, Sardi observó la importancia del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) contenido en el proyecto de Ley de Bases y Puntos de Partida, que podría ser aprobado esta semana en el Senado.

“Es un proyecto que entraría en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones. Por eso es tan importante que finalmente salga la ley de Bases por la cantidad de beneficios que tiene para la industria. Una cosa es con RIGI y otra sin RIGI. Sin RIGI tiene una rentabilidad prácticamente menor y es muy difícil evaluar una inversión de estas características”.

Gas asociado al shale oil

Consultado sobre el potencial relacionado a la obtención de gas natural asociado a la producción de petróleo no convencional en Vaca Muerta, el director general de TGS brindó un panorama optimista en base a estimaciones propias de la empresa.

Sardi explicó que con una producción diaria actual en la cuenca neuquina de 430.000 barriles se están obteniendo alrededor de 10,5 millones de metros cúbicos diarios de gas asociado. La compañía observa que si la producción trepara a entre 800 y un millón de bpd, teniendo en cuenta el promedio de obtención de gas asociado al petróleo,  en un punto medio podría haber un salto entre un mínimo de unos 20 mm3 por día adicionales a los 10 actuales, o un máximo de unos 60 millones adicionales a los diez.

“Asumiendo un punto medio, nos quedamos en 40 millones adicionales, estamos hablando de una base importante de inyección adicional desde el petróleo, de unos 50 millones diarios”, explicó. “Lo importante acá es que la base de producción de petróleo no puede parar nunca, por lo que ese es el mínimo aumento”, añadió.

, Nicolás Deza

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La Industria Química y Petroquímica presentó caídas en producción y ventas durante abril

El informe mensual, elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial señaló que durante abril de 2024 la producción del sector cayó un 8% respecto a marzo, afectada por todos los subsectores. Las empresas manifiestan paradas de plantas y menor producción por menor demanda. También se observaron caídas del 11% con respecto al mismo mes del año anterior; y del 7% en el acumulado de los primeros cuatro meses del año, afectado por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos.

La reseña realizada por la CIQyP® muestra que las ventas locales cayeron 16% intermensual, afectada por todos los subsectores a excepción de los productos básicos orgánicos y los productos básicos inorgánicos, dado por menores volúmenes y precios de ventas. Para la variación interanual y el acumulado del año, también se observan valores negativos, 39% y 29% respectivamente, por los mismos motivos mencionados en producción y acumulación de stocks.

Exportaciones

Por su parte, las exportaciones revelaron un crecimiento intermensual del 8% y un incremento interanual del 50%, favorecidas por todos los subsectores a excepción de los productos finales agroquímicos. Las empresas manifestaron mayores volúmenes exportados y precios de venta. Por los mismos motivos, el acumulado del año creció un 2%.

Los datos de la muestra de la CIQyP® expresaron que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) tuvieron una recuperación en las tres variables analizadas al compararlas con el mes anterior (4% producción, 5% ventas locales y 36% en exportaciones). En este sentido, la producción aumentó un 13% respecto al mismo mes del año anterior; mientras que el acumulado de año creció un 6%. A su vez, en las ventas locales se observó una baja del 4% en la variación anual y una suba del 1% en la variación acumulada. Por su parte, las ventas externas se mantuvieron constante respecto a abril de 2023, y se desplomaron un 38% en el acumulado.

Durante abril de 2024, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 1% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones positivas del 4,2% en las importaciones y del 12,2% 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 abril de 2024 tuvo un uso promedio del 58% para los productos básicos e intermedios y del 89% 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 abril 2024, alcanzaron los 264 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.083 millones en el primer cuatrimestre del año.

Con respecto a los datos que reflejó el informe mensual,Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que“el sector sigue con la misma dinámica de la industria en general, con una reducción en el uso de la capacidad instalada, con producciones y ventas por debajo de los promedios interanuales, a la espera de la recuperación de la demanda local en algún momento de este año”.

, Redaccion EconoJournal

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Vista Energy importará un segundo set de fractura para acelerar su actividad en Vaca Muerta

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, extendió su vínculo estratégico con SLB luego de firmar un contrato mediante el cual importará un nuevo set de fractura al país, que operará en los bloques de la compañía en Vaca Muerta.

La empresa proyecta alcanzar en el cuarto trimestre de 2024 una producción de 85.000 boe/d y se espera que este segundo set de fractura se sume a las operaciones de Vista en la segunda mitad del año. También, que le otorgue flexibilidad para acelerar su plan aún más, a fin de que Vista pueda cumplir sus metas de producción de 2025 y 2026, informadas al mercado en su último Investor Day.

El acuerdo

La firma se realizó hoy en la sede de SLB, en Houston, entre Juan Garoby, Cofundador y COO de Vista; y Aparna Raman, presidente de la División de Desempeño de Reservorios de SLB.

Garoby afirmó: “Una parte fundamental de nuestro plan de perforación y completación en Vaca Muerta es la incorporación de equipamiento con la más alta tecnología, que nos permita ser más eficientes a la hora de alcanzar nuestros objetivos de producción. La incorporación de un segundo set de fractura nos brindará una mayor flexibilidad para acelerar aún más nuestro plan”.

En esa misma línea, el ejecutivo agregó: “Me complace extender nuestra alianza con SLB, una compañía que nos acompaña desde nuestros inicios y forma parte del One Team, un programa inédito en la industria, ideado por Vista, que busca alinear nuestros objetivos con los de nuestros proveedores de servicios, operando como un solo equipo con foco en el desempeño”.

Por su parte, Arpana aseveró: «SLB se enorgullece de continuar su alianza con Vista y de formar parte de la iniciativa One Team. Juntos estamos implementando tecnologías de vanguardia y soluciones para mejorar la eficiencia operativa, reducir costos y aumentar la producción. SLB está invirtiendo en la Argentina a largo plazo».

En el último Investor Day realizado en el mes de septiembre de 2023, Vista confirmó que, entre 2024 y 2026, planea poner en producción 138 pozos nuevos de shale oil – un 33% de aumento respecto de lo anunciado en el plan anterior- para alcanzar una producción de 100.000 barriles equivalentes por día (boe/d) en 2026. La visión a futuro de la compañía contempla alcanzar en 2030 una producción diaria de 150.000 boe/d.

, Redaccion EconoJournal

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¿En qué consiste el acuerdo entre Enarsa y Enap de Chile para reforzar el abastecimiento de gas natural del norte argentino?

La compañía estatal Energía Argentina (Enarsa) acordó con el gobierno de Chile la importación de gas natural desde ese país para abastecer el Norte argentino. Quien enviará el fluido será la estatal chilena Enap. La medida es para reforzar el abastecimiento y se conoce luego de la escasez que hubo en el país en el mes de mayo. En los hechos, la Argentina importará un total de 128.470.000 de metros cúbicos (m3) de gas natural desde Chile que ingresarán a la provincia de Salta.

Según informó el gobierno chileno, y de acuerdo con las condiciones de la operación, “Engie Energía Chile y Enap Refinerías firmarán un contrato de compraventa de gas natural para exportar los volúmenes dispuestos a Enarsa”, afirma el comunicado del Ministerio de Energía del gobierno de Gabriel Boric.

Gasoducto NorAndino

El transporte de gas natural que enviará Enap a la Argentina se realizará desde el terminal Gas Natural Licuado (GNL) de Mejillones. El fluido irá a través del gasoducto NorAndino, que une la región de Antofagasta en Chile con la provincia de Salta.

Es el mismo gasoducto que en octubre del año pasado la Argentina comenzó a exportar, luego de 17 años, 400.000 m3 por día en condiciones firme hasta abril, según informó la Secretaría de Energía argentina el año pasado.

, Roberto Bellato

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El gobierno autorizó un aumento de un 2% para el precio de los biocombustibles en junio

La Secretaría de Energía actualizó los precios regulados de los biocombustibles para el mes de junio. Como es habitual, la suba impactará en el precio de las naftas y el gasoil. En el caso del bioetanol de caña y de maíz, que se mezclan con las naftas antes de su expendio en los surtidores, la suba fue de 2,1% para las adquisiciones durante el mes de junio. En tanto, para el biodiesel, que se mezcla con el gasoil, el incremento fue de 1,4%.

Las subas para el etanol de caña y maíz fueron instrumentadas mediante la resolución 95, publicada este martes en el Boletín Oficial. Mientras que el incremento del precio del biodiesel se publicó en la resolución 96.

Precios

El precio de adquisición del bioetanol de caña de azúcar, producido en los ingenios del Noroeste argentino, saltó de 622 a 635 pesos por litro. En tanto, el etanol elaborado con maíz, sobre todo en la región del centro del país, pasó de 570 a 582 pesos por litro.

Por su parte, el biodiesel producido a base de aceite de soja destinado a su mezcla obligatoria con el gasoil (el combustible más consumido del país) en mayo tuvo un precio de $ 938.540 por tonelada. Para junio, el precio subió a $ 951,285 por cada tonelada.

Por la Ley 27.640, el biodiesel producido a base de aceite de soja se corta en un 7,5% por cada litro de gasoil y el bioetanol la mezcla obligatoria que tienen que hacer las refinerías es de 12%, que se divide en 6,5% para el elaborado a base de caña y 6,5% para el producido a base de maíz.

Acumulado

Según información de la Secretaría de Energía, desde que asumió el nuevo gobierno de Javier Milei en diciembre del año pasado el bioetanol de caña aumentó 82,4% en siete meses (pasó de $ 348 a $ 635) y el etanol de maíz subió 61,2% (de $ 361 a $ 582) en el mismo período.

En tanto, la cartera a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo subió el precio regulado del biodiesel un 38,4% en siete meses, ya que en el último mes de 2023 la tonelada costaba $ 686.986 y ahora saltó a $ 951.285 en junio.

, Roberto Bellato

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La suba de la tarifa eléctrica en el AMBA es mayor para los hogares de ingresos medios y bajos de menores consumos

Las subas de la tarifa eléctrica que oficializó el gobierno el viernes pasado impacta con más fuerza sobre los hogares ingresos medios (Nivel 3) y bajos (Nivel 2) que registran consumos menores. Por ejemplo, un usuario de Edesur Nivel 3 que demanda 150 kWh mensuales pagará a partir de este mes un 164,6% más, mientras que un hogar Nivel 2 con el mismo consumo tendrá que desembolsar un 110,1% más. A medida que los consumos aumentan, la suba porcentual es un poco menor.

Por su parte, los hogares de ingresos altos en esta oportunidad afrontarán los menores aumentos. Si bien para ellos también subió el precio de la energía, el incremento porcentual fue menor porque ya venían pagando significativamente más que el resto ya que recibían un subsidio menor.

EconoJournal tomó tres ejemplos aleatorios de hogares del área de concesión de Edesur y calculó cuánto es el aumento en los tres segmentos de ingresos en los que se divide la segmentación. Las cifras absolutas se informan sin sumar los impuestos, los que encarecerán la boleta final cerca de un 30% más.

Hogares de ingresos bajos (Nivel 2)

Hogar R1 que consume 150 kWh mensuales: pagaba 783,43 pesos de cargo fijo y 1853,25 pesos de cargo variable (150 x 12,355 pesos), lo que arroja un total de 2636,68 pesos mensuales. Ahora pagará 783,43 pesos de cargo fijo y 4756,65 de cargo variable (150 x 31,71). En total, suma 5540,08 pesos, un 110,1% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 354,7%.

Hogar R3 que consume 450 kWh por mes: hasta ahora pagaba 5651,9 pesos de cargo fijo más 8235 pesos de cargo variable (450 x 18,3 pesos). Eso arroja un total de 13.886,9 pesos. Ese mismo hogar ahora seguirá pagando 5651,9 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 22.144,75 pesos de cargo variable. Eso se debe a que desembolsará 13.180,65 pesos por los primeros 350 kWh (350 x 37,659) y 8964,1 por los 100 kWh restantes (100 x 89,641). En total, pagará 27.796,65 pesos, un 100,1% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 561,2%.

Hogar R5 que consume 650 kWh por mes: pagaba 24.910,6 pesos de cargo fijo más 20.433,4 de cargo variable (650 x 31.436). En total sumaba 45.344 pesos. A partir de este mes seguirá pagando 24.910,6 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 48.609,4 pesos de cargo variable. Desembolsará 17.777,2 pesos por los primeros 350 kWh (350 x 50,792) y 30.832,2 por los 300 kWh restantes (300 x 102,774 pesos). En total, deberá pagar 73.520 pesos, un 62,1% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 480,7%.

Hogares de ingresos medios (Nivel 3)

Hogar R1 que consume 150 kWh mensuales: pagaba 783,43 pesos de cargo fijo y 1984,5 pesos de cargo variable (150 x 13,23 pesos), lo que arroja un total de 2767,93 pesos por mes. Ahora seguirá pagando 783,43 pesos de cargo fijo y 6540 pesos de cargo variable (150 x 43,60 pesos). En total, suma 7323,43 pesos, un 164,6% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 511,4%.

Hogar R3 que consume 450 kWh por mes: hasta ahora pagaba 5651,9 pesos de cargo fijo más 11.459,55 pesos de cargo variable. Por lo primeros 400 kWh pagaba 7672 pesos (400 x 19,18 pesos) y por los restantes 50 kWh sumaba 3787,55 (50 x 75,751 pesos). Eso arroja un total de 17.111,4 pesos. Ese mismo hogar ahora seguirá pagando 5651,9 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 30.230,25 pesos de cargo variable. Eso se debe a que desembolsará 12.302,25 pesos por los primeros 250 kWh (250 x 49,209) y 17.928 por los 200 kWh restantes (200 x 89,641). En total, pagará 35.882,15 pesos, un 109,7% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 654,9%.

Hogar R5 que consume 650 kWh por mes: pagaba 24.910,6 pesos de cargo fijo más 34.665,8 pesos de cargo variable. Por los primeros 400 kWh desembolsaba 12.924,8 pesos (400 x 32.312 pesos) y por los restantes 250 kWh otros 21.741 pesos (250 x 86.964 pesos). En total, pagaba 59.576,4 pesos. A partir de este mes seguirá pagando 24.910,6 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 56.694,6 pesos de cargo variable. Desembolsará 15.585 pesos por los primeros 250 kWh (250 x 62,342) y 41.109,6 pesos por los 400 kWh restantes (400 x 102,774 pesos). En total, deberá pagar 81.605,2 pesos, un 36,9% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 355,2%.

Hogares de ingresos altos (Nivel 1)

Hogar R1 que consume 150 kWh por mes: venía pagando 783,4 pesos de cargo fijo y 10.182 pesos de cargo variable (150 x 67,88 pesos). En total, desembolsaba 10.965,4 pesos. Ahora seguirá pagando 783,4 pesos de cargo fijo, pero pagará 12.553,95 pesos de cargo variable (150 x 83,693), lo que suma 13.337,35 pesos, un 21,6% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 219,7%.

Hogar R3 que consume 450 kWh por mes: hasta ahora pagaba 5651,9 pesos de cargo fijo más 33.223,95 pesos de cargo variable (450 x 73.831 pesos). Eso arroja un total de 38.875,85 pesos. Ese mismo hogar ahora seguirá pagando 5651,9 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 40.338,45 pesos de cargo variable (450 x 89.641 pesos). En total, pagará 45.990,35 pesos, un 18,3% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 251,8%.

Hogar R5 que consume 650 kWh por mes: pagaba 24.910,6 pesos de cargo fijo más 56.526,6 pesos de cargo variable (650 x 86,964 pesos). En total, desembolsaba 81.437,2 pesos. A partir de este mes seguirá pagando 24.910,6 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 66.803,1 pesos de cargo variable (650 x 102.774 pesos). En total, deberá pagar 91.713,7 pesos, un 12,6% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 260,2%.
, Fernando Krakowiak

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YPF Luz montó los primeros aerogeneradores del Parque Eólico General Levalle

YPF Luz montó los primeros cinco aerogeneradores del Parque Eólico General Levalle, de 155 megawatts (MW) de capacidad instalada, que la compañía construye en Córdoba. Cada montaje implicó la instalación de cinco tramos de torres para alcanzar los 125 metros de altura de cada aerogenerador. Luego se instaló la góndola, el tren de potencia, el hub y por último, el set de palas que tienen un largo aproximado de 79 metros. “Se trata de un hito significativo en la industria, debido a que son los más grandes de Latinoamérica”, destacaron desde la firma.

Los equipos

Cada aerogenerador montado tiene una potencia de 6,2 MW, pesa 395 toneladas y tiene una altura total de 204 metros. Para llevar a cabo toda la logística se utilizó una grúa especial de 600 toneladas, asistida por otros equipos de menor tamaño, que dieron soporte a las maniobras de armado y ensamble.

Hasta la fecha, el proyecto lleva empleadas más de 700.000 horas de trabajo. Las condiciones de viento y atmosféricas fueron monitoreadas permanente para poder realizar el montaje dentro de la franja de seguridad aceptable.

“Este es un nuevo hito para nuestra compañía, que fue posible gracias al profesionalismo y trabajo articulado de todas las áreas involucradas en el proyecto. Sentimos una gran satisfacción al ver materializado este desafío. El montaje de los primeros aerogeneradores nos impulsa a seguir trabajando para ver el parque puesto en funcionamiento y superar todos los desafíos hasta ver la meta cumplida”, expresó Gonzalo Seijo, gerente de Ingeniería y Proyectos de YPF Luz.

La misma secuencia se implementará para los 20 aerogeneradores restantes que tendrá el parque en total. Luego comenzarán las actividades de terminación mecánica, pruebas y puesta en funcionamiento.

Características del Parque Eólico General Levalle

• Inversión: US$ 262 millones.

• Factor de capacidad: de 51,7%

• Potencia instalada: 155 MW.

• General Levalle I: 62 MW – 10 aerogeneradores.

 • General Levalle II: 93 MW – 15 aerogeneradores.

• Empleo en etapa de obra: 200 personas promedio, 400 en pico de obra.

• Superficie: 4.360 hectáreas.

• 350.000 TN CO2 evitadas de dióxido de carbono por año.

• Energía equivalente a las necesidades de 190 mil hogares.

• 1 subestación para conectar ambos parques al sistema interconectado nacional a través de una línea de 66 kV y de 132 kV que se vinculan a la ET Levalle de EPEC.

Características de los aerogeneradores

• Tecnología: Vestas (modelo).

• Capacidad instalada: 6,2 MW.

• Dimensiones: altura torre: 125m – Largo de pala de 79,35m. Altura total 204 metros.

• Peso: 360 toneladas.

, Redaccion EconoJournal

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Steven Koonin: “Vamos hacia un intento de tratar de transformar el sistema de energía sin haberlo pensado detenidamente en términos de costo, estrategia y consecuencias”

Steven Koonin, físico teórico estadounidense y ex subsecretario de Ciencia del Departamento de Energía durante la administración de Barack Obama, compartió su mirada sobre el cambio climático y las implicancias de las acciones que están llevando adelante los países a fin de combatirlo.

En su libro “El clima: no toda la culpa es nuestra”, Koonin brinda un análisis no alarmista sobre el calentamiento global en el que analiza cuál es la incidencia que tiene la actividad humana y cuestiona lo que cree la sociedad respecto a lo que dice la ciencia sobre el tema. 

Hace unos días viajó a la Argentina invitado por el Grupo Techint para participar de una reunión de transición energética que organizó el Grupo con directivos de sus empresas industriales provenientes de varios países del mundo -principalmente de la Argentina, Brasil, Chile, Estados Unidos, Italia, Medio Oriente, México, una iniciativa que atraviesa transversalmente a todas las unidades de negocio que integran la compañía (Tecpetrol, Ternium, Tenaris, Techint Ingeniería y Construcción, Tenova). En diálogo con EconoJournal y La Nación, el físico advirtió que hay regiones que se encuentran en desarrollo y que resulta necesario que utilicen sus recursos para abastecerse de energía. A su vez, se refirió al proceso de transición y expresó: “Vamos hacia un intento de tratar de transformar el sistema de energía sin haberlo pensado detenidamente en términos de costo, estrategia y consecuencias”. 

La propuesta de Koonin es cancelar el concepto de crisis climática, puesto que indica que aún no hay una crisis, pero que sí se debe reconocer el desafío que implica reducir las influencias humanas. También, que no se debe limitar el suministro de energía del mundo en desarrollo, sino que se debe promover el crecimiento y la resiliencia de los países y que se deben hacer mejores representaciones de la ciencia y las tecnologías ante los no expertos.

¿Cuál es el análisis que realiza sobre el cambio climático?

–Primero, la ciencia no dice lo que la mayoría de la gente piensa que dice. Las personas reciben una ciencia filtrada a través de resúmenes políticos, a través de los medios. Segundo, no hay una crisis climática. La ciencia dice que esto tal vez sea un problema, pero que no es algo que sea tan serio como para tener precedencia sobre muchos otros problemas que el mundo tiene hoy. Tercero, me parece que nos estamos tirando de cabeza y vamos hacia un intento de tratar de transformar el sistema de energía sin haberlo pensado detenidamente en términos de costo, estrategia y consecuencias no anticipadas. 

¿Los gobiernos están observando el cambio climático? 

–Sí, están observando el cambio climático en lugar de observar que hay gente que no puede comer o en lugar de observar la pobreza. Por ejemplo, hay 3.000 millones de personas de los 8.000 millones que hay en el mundo que hoy utilizan menos electricidad que la heladera estadounidense promedio. La persona promedio en Nigeria utiliza una trigésima parte de la energía que la que se usa en Estados Unidos en los refrigeradores. Creo que cualquier persona que haya trabajado o haya visitado estos países, que poseen deficiencia de energía, tiene una idea de lo difícil que es la vida sin una fuente de energía adecuada. Entonces yo diría que la primera prioridad, si a uno le interesa la raza humana como un todo, sería asegurar de que esa gente tenga la energía suficiente. Esta parte de la región todavía está en desarrollo y necesita empezar a usar recursos para generar energía. 

Reducción de emisiones en la Argentina

Koonin también se refirió a las políticas que llevan adelante las empresas del sector energético a fin de reducir las emisiones de dióxido de carbono y reducir el impacto ambiental. En esa línea, reflexionó sobre las iniciativas de reducción de emisiones que se quieren aplicar en la Argentina.

Nuestro país en este momento está tratando de poner en valor Vaca Muerta, un play de no convencional muy importante. Las empresas que están produciendo petróleo en esta formación están lanzando programas de cero emisiones para llevar a cabo este proceso de manera rápida. ¿Es correcta esta visión o se debería tratar de producir lo máximo posible primero?

–Las empresas van a terminar emitiendo o lo harán los clientes que usen ese petróleo. Ya sea que se trate de nafta o de combustible diésel. En una empresa como British Petroleum, donde yo trabajé, las emisiones del procesamiento del petróleo eran solamente el 10% de las emisiones totales del producto. Ahora, con respecto a si deberían estar haciendo esto o no, el petróleo es un commodity, entonces, más bien se trata de la actividad económica a través de una empresa, más que dar suministro al mundo. Creo que hay que verlo desde esa perspectiva. Si no lo hicieran, habría un poco menos en el mercado, alguien podría producir un poco más y como resultado de eso el precio podría subir un poco.

Hay algunos consumidores que demandan energías más limpias, que la producción sea más limpia. 

–Sí, claro. Está bien. La gente quiere hacer eso, pero se trata de una cuestión de cuánto dinero extra quieran pagar. Por eso, los estudios en los Estados Unidos y en Europa muestran que la gente está más que dispuesta a apoyar la Agenda Verde en lo abstracto. Pero en lo que tiene que ver con pagar por semana o por mes no está esa misma disposición.

 –¿Cree que hay espacio para todas esas iniciativas?

–Sí, claro. Si se puede ganar dinero haciendo eso, ¿por qué las empresas no lo harían? Una vez que se dan cuenta de que no están salvando el planeta, la diferencia no es muy importante. O sea, sólo se trata de algo que te puede hacer sentir bien. 

En cuanto al desarrollo global, algo que se ha planteado es que en cada país debería encontrarse la manera de poder desarrollar los recursos energéticos. ¿Eso implica desarrollar todas las fuentes disponibles, desde el carbón hasta la renovables, o hay alguna condición de borde que habría que atender en este momento?

–Creo que es muy difícil para la comunidad internacional decirle a un país qué es lo que no se puede hacer en lo que tiene que ver con la energía y con lo que respecta a la disponibilidad. El científico, Roger Pinckham, ha hecho un estudio sobre lo que se llama la Ley de hierro de la energía que tiene que ver con esto. Los países van a hacer lo que necesiten hacer para obtener energía. Entonces, es un shock para mí cuando, por ejemplo, el Banco Mundial le dice a Vietnam que no va a financiar una planta de carbón porque contamina. Creo que Vietnam necesita tanta energía como pueda tener.  Y si el Banco Mundial le dice que no, China va a intervenir y lo van a terminar haciendo igual. Creo que es muy difícil decirle a un país qué hacer a menos que puedan hacer la diferencia. Y de hecho lo dicen, si escuchan a Modi en India, él dice “vamos a hacer lo que tengamos que hacer para obtener energía”. 

¿Cuál es la recomendación que tiene para la Argentina? ¿Qué es lo que se debería hacer?

–Yo no conozco cuál es la situación energética argentina. Sí sé que tienen tres plantas nucleares en operación. Si lo que quieren es reducir las emisiones en electricidad, creo que esa es una muy buena alternativa. Una pequeña planta nuclear. No sé hasta qué punto están utilizando energía eólica, pero tienen que recordar que si producen este tipo de energía necesitan algún tipo de backup también. Y eso representa un costo extra si quieren reducir el uso del gas o las plantas de carbón. Con respecto al transporte, mi sensación es que las distancias son muy grandes, entonces la electrificación no es algo muy fácil. 

Uno de los problemas que vemos en los Estados Unidos y en Europa es que la gente que realmente comprende el sistema de energía, que lo desarrolla, que lo opera, queda fuera de las discusiones acerca de cómo debería evolucionar, es decir, los expertos técnicos. Y creo que, si involucramos a esas personas, que muchas veces son gente de buena voluntad, sería algo muy positivo.

Impuestos

Koonin también analizó los pormenores de los impuestos al carbono y dio cuenta de cuáles son las razones que poseen los actores del sector para producir energía más limpia.

Muchos países están aplicando medidas como el impuesto al carbono, ¿esto se puede justificar en alguna situación? ¿Tiene sentido para los países en desarrollo?

–En el caso de países en desarrollo no. Creo que en países desarrollados el problema con el impuesto al carbono se puede explicar porque hay tres cosas que se deberían estar haciendo y no se hacen.  Una es que tiene que ser predecible. No necesariamente constante, pero predecible. Lo segundo es que tiene que ser universal, en todos los aspectos de la economía, porque en los transportes no hace mucha diferencia tener un impuesto al carbono. Lo tercero es pensar qué se va a hacer con el dinero. En los Estados Unidos tenemos una cantidad bastante significativa de dinero, estamos hablando de 6.000 millones de toneladas de CO2 por año a 40 dólares por tonelada, lo que representaría 240.000 millones de dólares. Es mucho dinero. Incluso para los Estados Unidos es mucho dinero. Ahora, ¿vamos a confiar en el Congreso para distribuir razonablemente esa suma? No. 

También, está el espacio internacional donde hay impuestos en los países y eso hace que los bienes sean más caros. Eso ya no sé cómo se arregla. La gente habla de ajustes en la frontera, pero me parece a mí que es una perspectiva bastante complicada.

¿Qué análisis realiza sobre la administración de Joe Biden?

–Creo que muchas de las políticas han sido mal planeadas y mal pensadas. Por ejemplo, la Ley de reducción de la inflación. Grandes subsidios para energía solar y eólicas, cuando esos tipos de energías ya son las más baratas y no tiene sentido subsidiarlas. También, las restricciones en las exportaciones de gas natural, algo totalmente contraproducente. Creo que las partes de investigación y desarrollo de esa ley son buenas. Tendrían que poner dinero de investigación y desarrollo en energía nuclear, en almacenamiento de la energía, en informática de la red. Creo que todo eso es bueno, pero hay demasiada eólica y creo que subsidiar vehículos eléctricos tampoco es algo que valga la pena. Nadie quiere comprarlos. Creo que es totalmente político. 

Exportación de LNG

Por último, Koonin brindó su análisis sobre las políticas implementadas por el gobierno de Joe Biden y el freno de Estados Unidos al otorgamiento de nuevos permisos de exportación de Gas Natural Licuado.

Respecto al freno de en cuanto al otorgamiento de nuevos permisos de exportación de LNG, ¿cuánto de esa decisión tiene que ver con la política?

–Eso es algo totalmente político. Todo el mundo sabe que después de las elecciones eso va a cambiar, pero ahora sí causa problemas porque los negocios quieren tener tanta certeza como puedan a la hora de realizar sus inversiones, que duran múltiples décadas. Entonces esto realmente tiene una influencia en la voluntad de hacer esas apuestas. Creo que el aprovechamiento de las reservas estratégicas de gasolina lo están liberando para mantener los precios baratos para el verano. Lamento mucho que esté haciendo esto. 

Muchas personas hablan sobre los efectos del cambio climático. ¿Cómo observa esto? 

–Los medios se suben a todas las posibles catástrofes y plantean que es un tema climático. Hace dos veranos tuvimos muchas inundaciones en Pakistán. Mucha gente falleció. Dos días después del evento, el ministro de Medio Ambiente de Pakistán salió en la televisión y dijo que fue por el CO2 y que se les debía dinero por eso. También dijo que fueron las peores inundaciones que tuvieron desde 1960. Los británicos tenían registros desde 1850 y el monzón de ese año no fue particularmente infrecuente si lo comparamos con los años anteriores. Lo que lo hizo diferente esta vez es que las montañas en Pakistán habían sido privadas de árboles. Entonces hubo muchísima más gente que vivía en planicies que se podían inundar y donde no deberían haber estado. Entonces, por supuesto, la catástrofe fue causada por humanos, pero no lo hizo nada de orden climático. Eso tiene que ver con la mala infraestructura. Con el incendio de Maui ocurrió lo mismo. El peligro existía. Había mucha vegetación. Había reportes. La gente que vivía ahí decía que era un peligro. Y el evento climático que lo precipitó no era inusual. Los medios se suben a eso. Lo hacen porque como noticia es maravilloso y lo propagan.

¿Cuál es el mensaje que tiene para los jóvenes que es el grupo que está detrás de esta agenda de transformar radicalmente la manera en la que producimos energía en el mundo? Cuando analiza la situación climática, ¿qué es lo que le preocupa?

–Yo veo el registro histórico. Durante los últimos 120 años, hemos visto tanto calentamiento como el que las Naciones Unidas está proyectando, es decir, 1.3 grados. En los últimos 120 años, la humanidad ha prosperado como nunca antes en su historia. La esperanza de vida pasó de 52 a 73 años. El PBI per cápita crece por siete. La tasa de alfabetismo crece hasta el 80%. Las tasas de muerte por clima extremo bajaron en un factor de 50, a pesar o tal vez por el calentamiento global. No pienso que otros 1.3 grados vayan a descarrilar todo esto. 

Las sociedades funcionan. Nos adaptamos. Yo le pregunté a los expertos qué es lo que realmente les preocupaba y no pueden dar una buena respuesta. Dicen que va a pasar algo malo, pero que no saben qué será ni cuándo va a pasar. Hay todo un abanico de cosas malas. Es muy difícil imaginar algo en la escala de una pandemia, un asteroide, una llamarada solar. Creo que tenemos que desarrollar la mayor parte de la humanidad al punto de que sean más resilientes. Hay cosas que nos complican, pero tenemos que saber manejarlas y adaptarnos. Creo que manejamos bien la pandemia. 

¿Qué le decimos a los jóvenes? No se crean todo lo que escuchan. Esto uno lo aprende cuando se hace mayor. La humanidad mejora y mejora. Si quieren cambiar el sistema energético por preocupaciones con el clima, más vale que lo entiendan primero. Yo enseñaba en NYU, a nivel máster, un curso de clima y uno de energía, y allí utilizaba solamente material oficial. Datos, observaciones, modelos. En las clases cuando los estudiantes salían se iban con los ojos abiertos. Eso es lo que yo haría. En el caso de la gente joven, yo tenía un alumno de 16 años que estaba absolutamente convencido que se venía al fin del mundo y yo le dije que lo debía mandar a otros lugares para que vea cómo viven allá.

, Redaccion EconoJournal

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Genneia invertirá 250 millones de dólares para construir dos parques solares en Mendoza

Genneia, la empresa dedicada a las energías renovables en la Argentina, se reunió con el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, para compartir el nuevo plan de inversiones de la compañía en la provincia que contempla la construcción de dos parques solares y una inversión de 250 millones de dólares.

Uno de los parques estará ubicado en el departamento de Malargüe y contará con 93 megawatts de capacidad instalada y con más de 160.000 módulos fotovoltaicos en una superficie de 312 hectáreas. Esta obra requerirá una inversión total de US $90 millones de dólares. Asimismo, se construirá el Parque Solar Anchoris en el departamento de Luján de Cuyo, que contará con una capacidad instalada de 180 MW, con cerca de 360.000 paneles solares, en un predio de 395 hectáreas y requerirá una inversión de 160 millones de dólares.

“Este plan incluye dos proyectos solares que le permitirán a la compañía seguir incrementando su capacidad instalada actual y mantener su crecimiento sostenido en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), respondiendo a la alta demanda corporativa por energía verde”, destacaron desde Genneia.

El anuncio se llevó adelante en la Casa de Gobierno de la provincia de Mendoza y contó con la presencia de los directivos de Genneia encabezado por Jorge Brito, en representación de los accionistas; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO y otros miembros de la compañía. Por parte de las autoridades provinciales, estuvieron presentes el gobernador Cornejo, junto a Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza.

Los proyectos

Estos proyectos evitarán la emisión de casi 300 mil toneladas de gases de efecto invernadero a la atmósfera y abastecerán de energía limpia a más de 160.000 hogares. En el aspecto social, se prevé que la construcción de ambos parques solares demande alrededor de 1.200 empleos en los picos de obra, y genere la formación de recursos humanos especializados para la operación y el mantenimiento de dichas operaciones, fortaleciendo además a la cadena de valor local.

Asimismo, ambos proyectos, los primeros a gran escala en la provincia, acompañan la diversificación productiva encarada por el gobierno, que se encuentra embarcada en una fuerte estrategia de transición energética, que acompaña los desarrollos mineros, remarcaron desde la firma.

“Le damos la bienvenida en la provincia a Genneia, la empresa líder en energías renovables en el país”, afirmó Cornejo. También expresó que “estas inversiones son fundamentales para posicionar a la provincia como líder en la transición energética y demuestra claramente el compromiso de Mendoza con el desarrollo económico y social, en armonía con el cuidado del ambiente”.

En esta línea, Andrews manifestó que “desde la compañía nos sentimos orgullosos de anunciar este plan de inversiones por 250 millones de dólares en la provincia de Mendoza, lo que marca claramente nuestra apuesta por seguir creciendo y mantener nuestro liderazgo en el apoyo a la transición energética, a la descarbonización de la industria y a la generación de empleo local”.

A principios de este año, Genneia alcanzó 1 GW (1.004 MW) de capacidad instalada, un logro nunca antes visto en nuestro país, el cual contribuye fuertemente a la descarbonización de la matriz energética argentina, colaborando con los compromisos de Argentina a nivel internacional.

, Redaccion EconoJournal

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La importancia de las normas técnicas para el avance de las redes inteligentes en Latinoamérica

La digitalización de las redes y ciudades de Latinoamérica es uno de los grandes desafíos para avanzar en la transición energética. Si bien la digitalización en la región avanza a un paso más lento que en otros lugares, el sector público y el sector privado van confluyendo para acelerar el ritmo de despliegue, como quedó demostrado la semana pasada en Bariloche en el III Simposio CIER sobre “Redes y Ciudades Inteligentes”, organizado por la Comisión de Integración Energética Regional (CIER). Ocho países miembros del organismo realizaron un informe de diagnóstico sobre redes inteligentes en Latinoamérica y la CIER aspira a que todos los países participen en un segundo reporte sobre los pasos a seguir para su despliegue.

Un punto central para el despliegue de las redes inteligentes será lo relativo a las normas técnicas para la implementación y utilización de la medición inteligente. No existen normas regionales aún, pero sí en algunos países. Colombia fue el primero en adoptar una normativa para la medición inteligente y sigue siendo una referencia para el resto de la región, según Jairo Miguel Vergara, consultor en Medición Inteligente y Gestión de Datos de Medidores para Sudamérica de Siemens.

“Chile acogió parte de esa norma, Perú la está analizando y Argentina también. De eso se trata, de construir una norma para que otros países no tengan que hacer el mismo recorrido que hicimos aquí en Colombia y aprovechen todo eso que ya hemos evolucionado”, explicó Vergara a EconoJournal desde Bariloche.

Normas técnicas y recursos distribuidos

La primera norma sobre medición inteligente en Colombia fue elaborada por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC) y aprobada en 2014. La norma fue actualizada sucesivamente, con una tercera actualización en vías de aprobación para 2025 o 2026. El ICOTEC cuenta con un grupo especializado en Infraestructuras de Medición Avanzada, abocado a todo lo relacionado con la medición inteligente.

“Es una norma que se crea en consenso, en la que participan empresas distribuidoras, comercializadoras, laboratorios, proveedores, universidades y centros de investigación. Realmente es un comité que está abierto para construcción colectiva”, contó el especialista.

La implementación de normas técnicas nacionales constituyen un primer paso necesario en la región para lograr un salto en el despliegue de las inversiones en medición inteligente. Un segundo paso es definir cierta racionalidad en los incentivos económicos a la inversión. “Las empresas distribuidoras piden a nivel de regulación que se ofrezcan incentivos, para apalancar las inversiones a través de la tarifa, y los reguladores le dicen a las empresas que les van a financiar pero no el 100%, porque las distribuidoras también tienen beneficios directos”, explicó Vergara.

Otro factor que empuja a la digitalización y modernización de las redes es el crecimiento de los recursos energéticos distribuidos, como los paneles solares y las baterías. “Nuestras redes de baja tensión no están preparadas aún para tener inyecciones bidireccionales”, afirmó.

Soluciones en medición inteligente

La medición inteligente implica un cambio paradigmático para las redes en general y el sector de distribución en particular porque generan más datos sobre consumo y generación de electricidad que permiten a las distribuidoras hacer más eficiente la planificación y la prestación del servicio. Para esto, los medidores inteligentes requieren de software para automatizar el procesamiento, la lectura y el transporte y almacenamiento de esos datos.

Empresas como Siemens ofrecen soluciones de software de tipo Meter Data Management (MDM) para administrar los datos de los medidores inteligentes. Son softwares que se encargan de centralizar, validar y reparar los datos.

“Cuando se despliega la medición inteligente para grandes compañías distribuidoras, de un millón de clientes para arriba, ahí no habrá una sola tecnología o un solo proveedor de medidores inteligentes, sino que habrá dos, tres, cuatro, cinco proveedores diferentes. El MDM es el responsable de, sin importar que existan todas estas marcas de medidores inteligentes, que la data sea concisa y estandarizada para el uso a nivel de la empresa, para aprovechamiento a nivel interno. Entonces los datos del MDM son muy importantes para la utilidad y para la empresa de servicios, porque de ahí se empiezan a sacar valor agregado”, explicó el especialista de Siemens.

En la Argentina, la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) comenzó a implementar el software MDM de Siemens hace tres años. “Ya esta operativo y EPEC se ha vuelto un referente a nivel de Argentina”, agregó.

, Nicolás Deza

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“Brasil enfrenta una crisis de demanda que frena el desarrollo de la industria eólica”

En la actualidad, Brasil cuenta con 31,1 gigawatts (Gw) de potencia eólica instalada, repartidos en 1.043 parques de 12 estados. De ese total, 29,95 Gw se encuentran en plena operación comercial y 1,2 Gw aún están en una instancia de prueba.

Sin embargo, desde la Asociación Brasilera de Energía Eólica (ABEEólica) prevén que, por primera vez desde 2009, una desaceleración en la instalación de la tecnología. En 2023, indican, el crecimiento sectorial fue de 4,8 Gw, mientras que esta temporada se espera que llegue a 2,5 Gw, una media de expansión similar a la de los años 2020, 2021 y 2022.

En diálogo con EconoJournal, la vicepresidenta del Consejo Global de Energía Eólica (GWEC, por sus siglas en inglés) y presidenta ejecutiva de ABEEólica, Elbia Gannoum, Elbia Gannoum, advierte: “Este sector en Brasil enfrenta una crisis de demanda en la cadena de valor”. La directiva explica que el problema está presente en todos los eslabones de producción de la industria, abarcando tanto el segmento de producción de energía como el de fabricación de bienes de suministro.

Esta crisis, remarca, queda más expuesta por el lado de los equipos, desde la venta de generación hasta el pedido de la fábrica por los componentes. “Desde mediados de 2022 lo que sucede es que las empresas generadoras de energía no vienen firmando contratos de venta, ni están haciendo un pedido a la fábrica de turbinas. Esto se traduce en la falta de demanda que sufren los proveedores de equipos, y luego el problema se expande a toda la cadena productiva”, resume.

Desde su óptica, la situación afecta puntualmente a los proyectos más recientes, con nuevas solicitudes y ventas de energía. Esto explica la previsión de desaceleración del sector eólico brasilero, ya que las instalaciones que están entrando en operación hoy en día realizaron sus pedidos de equipos antes de 2022.

Crisis de demanda

De acuerdo con la ABEEólica, esta crisis de demanda es la principal barrera que encuentra la energía eólica en Brasil, sobre todo pensando en el corto y mediano plazo, lo que suscita una gran preocupación para el sector privado y para el propio Gobierno federal.

Para la presidenta ejecutiva de la asociación, esta problemática se debe a que la economía brasileña ha tenido un “desempeño débil” en los últimos años. “A eso se suma que hubo un fuerte crecimiento de la generación distribuida en el país y muchos usuarios dejaron de consumir de la red”, justifica.

Sin embargo, Gannoum estima que la crisis energética solo afectará en el corto plazo al sector eólico, ya que los inconvenientes responden más a la coyuntura actual que a factores más profundos. ”Esperamos que la situación se regularice pronto. Con todo lo que Brasil está preparando dentro de la reforma industrial que ha sido anunciada, nos permitimos pensar en una rápida mejora. Imagino que en la segunda mitad del año empezaremos a notar una recuperación, pero la misma no será inmediata”, reconoce.

Cabe recordar que, desde enero de este año, la nación vecina cuenta con el documento “Nova Indústria Brasil”, una política industrial que busca «impulsar el desarrollo local» a partir de la sostenibilidad e innovación, con metas a 2033. Entre las áreas destacadas en este texto aparecen la producción de bioenergía y de fabricación para equipos de generación renovable.

No obstante, Gannoum advierte que muchas fábricas brasileñas de componentes que ya vienen teniendo problemas en ese sentido no pueden esperar a que lleguen las soluciones planteadas, y por eso están tomando la decisión de despedir empleados.

Entre las posibles respuestas inmediatas a la crisis, la directiva destaca la regulación de la medida provisional que extendió los plazos de incentivos de la TUST/TUSD y prevé una reducción de la tarifa de energía, además de la aprobación de proyectos de ley como el que regula el mercado de carbono, el marco del hidrógeno verde y la actividad eólica offshore. “A mediano plazo, en tanto, el desafío es aumentar la demanda de energía y mejorar la transmisión. Para ello, es necesario que la economía vuelva a crecer, favoreciendo que el Gobierno realice nuevos concursos de transmisión”, completa.

, Julián García

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Offshore: convocan a audiencia pública para evaluar el impacto ambiental de un proyecto de exploración de Shell y Qatar Petroleum

El gobierno convocó a una nueva audiencia pública para analizar la Evaluación de Impacto Ambiental que realizó Shell sobre las áreas marítimas 107 y 109 de la Cuenca Argentina Norte, ubicadas a 198 kilómetros de la ciudad de Mar del Plata. La instancia pública se llevará a cabo de forma virtual el día 3 de julio de 2024 a partir de las 10.00.

La participación se realizará mediante una plataforma digital y su desarrollo se transmitirá en simultáneo en el sitio web correspondiente, al que se podrá acceder desde la página web de la Subsecretaría de Ambiente a través del siguiente link.

Explotación offshore

Los bloques que posee Shell, junto con su socio estratégico Qatar Petroleum, son de exploración de frontera. Se encuentran en el borde de la plataforma continental y tienen un área de 8.341 kilómetros cuadrados (km2) y 7.860 km2, respectivamente. Se extienden en zonas de aguas profundas desde los 200 a los 2.500 metros de profundidad.

Luego de los procesos de aprobación regulatoria, Shell contará con un 60% de interés en las licencias de exploración y será el operador. Mientras que Qatar Petroleum tendrá el restante 40% de participación.

, Loana Tejero

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YPF recibió más de 60 ofertas por sus campos maduros

YPF informó que hoy se cerró la instancia de recepción de ofertas para sus bloques convencionales y que en este proceso competitivo recibió más de 60 ofertas de más de 30 compañías nacionales e internacionales.

Durante las próximas dos semanas, la petrolera bajo control estatal analizará las propuestas recibidas e iniciará las negociaciones finales tendientes a la firma de los acuerdos para la transferencia de los activos durante el segundo semestre.

Proyecto Andes

“Todo este proceso lo lleva adelante el Banco Santander junto a YPF como forma de garantizar la transparencia e independencia de las decisiones que se tomen”, remarcaron desde la compañía. El Proyecto Andes se extiende a 30 áreas convencionales agrupadas en 11 clústeres ubicadas en las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro y Chubut.

Es de destacar que todos los clústeres recibieron ofertas y generaron interés por las empresas participantes. Esta iniciativa es uno de los cuatro ejes del plan estratégico de YPF y busca optimizar el portafolio del Upstream, concentrando la inversión en aquellas áreas convencionales y no convencionales que generen mayor valor para la compañía y sus accionistas y sean más acordes a su escala.

, Redaccion EconoJournal

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YPF construirá un ducto para que el gas de Vaca Muerta llegue a la meseta de Añelo

YPF construirá un gasoducto de 14 kilómetros entre Tratayén y la meseta de Añelo para habilitar el abastecimiento de gas a los barrios e industrias radicadas al norte de la ciudad. La obra permitirá que el servicio pueda llegar a cientos de familias de forma segura, ampliando la infraestructura para hacer sustentable el desarrollo de Vaca Muerta, según destacaron desde la petrolera bajo control estatal.

El anuncio lo realizó hoy el vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, durante un encuentro de la Mesa de Infraestructura de Vaca Muerta, del cual participó el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa y otras operadoras del sector.

En base a esta iniciativa Gallino sostuvo: «Vengo a ratificar un compromiso de nuestro presidente y CEO, Horacio Marín, de hacer esta obra que no sólo permitirá llevar gas a los habitantes de Añelo, sino que generará las condiciones para la instalación de empresas y crear nuevas oportunidades». 

Asimismo, aseguró: «Esto es una apuesta a futuro, pensando en una Argentina que necesita desarrollar sus recursos para convertirse en una potencia energética».

El tanto, el gobernador Figueroa aseveró que «este paso que da YPF en trabajar por la sustentabilidad social lo aplaudimos, lo agradecemos y lo señalamos como un acierto».

Por su parte, el intendente de Añelo, Fernando Banderet, sostuvo que «esta es una obra muy necesaria y esperada para Añelo, que permitirá que cientos de familias puedan acceder al gas».

También expresó: «Agradecemos el compromiso de YPF de iniciar esta infraestructura fundamental para nuestro desarrollo».

El proyecto

El proyecto ejecutivo de la obra se encuentra en elaboración. Contemplará un gasoducto de 6 pulgadas que conectará la zona productiva de Vaca Muerta en el yacimiento Loma Campana con la meseta de la localidad de Añelo.

Este ducto tendrá capacidad para abastecer no sólo el consumo domiciliario de la zona junto al potencial crecimiento urbano, sino que permitirá la radicación de comercios o empresas que utilicen el gas como materia prima dinamizando la economía de la zona.

La construcción de la red de distribución, las conexiones y abastecimiento de gas quedarán a cargo de la empresa u organismo que tome la distribución del servicio.

«Con esta obra, YPF impulsa el desarrollo de las comunidades en donde está presente su operación, en busca de una mejora en la calidad de vida y las oportunidades de sus habitantes», remarcaron desde la compañía. 

, Redaccion EconoJournal

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TotalEnergies comenzó a perforar un nuevo yacimiento de gas en la Cuenca Austral

TotalEnergies comenzó las actividades de perforación, para su posterior conexión, de los tres pozos productores de gas natural del Proyecto Fénix, el desarrollo gasífero costa afuera operado por la compañía e impulsado junto a sus socios, Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy.

La unidad inició la perforación del primero de los tres pozos horizontales el 24 de mayo, dando comienzo a la última etapa antes de la puesta en producción del proyecto. Las actividades de perforación y completación se extenderán aproximadamente por siete meses, de acuerdo con el cronograma.

“El jackup rig – nombre técnico que recibe la plataforma de perforación Noble Regina Allen -llegó al país concluyendo exitosamente un traslado transoceánico de más de 14.000 kilómetros desde el Mar del Norte en solo 35 días, a bordo de un buque de carga pesada. Al arribar, fue descargado en la zona de operación del proyecto”, destacaron desde la firma que opera el proyecto.

Frente a este escenario, Manfred Boeckmann, managing director de Wintershall Dea Argentina, aseveró que “tras la exitosa instalación de la plataforma de producción en febrero y el extenso y detallado trabajo de preparación para la campaña de perforación en los últimos meses, estamos entusiasmados de comenzar la siguiente fase en el desarrollo de Fénix. Estamos avanzando de manera prometedora para llevar a cabo la puesta en producción”.

El equipo

Según precisaron desde TotalEnergies el equipo elegido para la perforación “es líder en la industria y está especialmente preparado para operar en condiciones climáticas complejas”.

Posee una amplia cubierta de 8.570 metros cuadrados, una capacidad de carga de 3.500 toneladas y una profundidad de perforación de 35.000 pies, lo que le asegura autonomía bajo las desafiantes condiciones climáticas del Atlántico Sur.

La acción de ensamblado del Noble Regina Allen fue ejecutada mediante un sistema especial que posicionó a la unidad por encima de la estructura de producción Fénix, que fuera instalada en febrero pasado.

El plantel encargado de la actividad de perforación de los tres pozos horizontales está compuesto por 120 personas. El equipo a cargo de las operaciones está integrado en un 50% por profesionales de origen argentino y pertenecientes a diversas compañías especializadas en la perforación y terminación de pozos.

Con una inversión de 700 millones de dólares, Fénix es el principal proyecto de gas convencional en curso en el país, y se proyecta que genere 10 millones de metros cúbicos de gas natural por día, lo que implicaría aumentar en 8% la producción total del país. Representa un pilar fundamental para el aumento de la producción de gas doméstico, con volúmenes de gas natural que se espera contribuyan por más de 15 años al suministro energético a largo plazo de la Argentina.

Todas las actividades costa afuera del proyecto se desarrollan en simultáneo con las operaciones de producción ya en curso que Total Austral, filial argentina de TotalEnergies, lleva adelante hace décadas en la Cuenca Marina Austral, el campo costa afuera más austral del mundo.

, Redaccion EconoJournal

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Tecpetrol comenzó a operar el yacimiento de Ramos en Salta y es el primer productor de gas del norte

Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, comenzó a operar el yacimiento de Ramos, vecino de Aguaragüe en Salta. Desde hace años, la compañía era socia minoritaria de YPF y Pluspetrol, que decidió vender su participación.

Frente a este escenario, Tecpetrol decidió ejecutar la cláusula de first refusal, que le dio prioridad en la adquisición y desde el 22 de mayo comenzó a operar el área. Este yacimiento fue durante varios años el segundo productor de gas de la Argentina. Luego fue superado por Loma La Lata en Neuquén.

La operación

Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, sostuvo que “es una compra importante porque nos convierte en el primer productor de gas del norte argentino, con 1.828 mm3/d. La producción de Bolivia está declinando y se espera que a fin del invierno deje de entregar a nuestro país, de modo que estaremos proveyendo gas para el consumo en Salta, Tucumán y parte de Córdoba”.

Asimismo, adelantó que “aunque se trata de áreas maduras, que ya pasaron su pico productivo, armamos un plan a diez años que implica más responsabilidades para nuestra gente. Era un paso razonable, se dio la oportunidad y ejercimos la opción. Agradezco a quienes trabajaron para conseguirlo”.

, Loana Tejero

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Reversión del Gasoducto Norte: la UTE Techint-Sacde finalizó los trabajos de soldadura

La UTE Techint -Sacde culminó la etapa de soldadura de la Reversión del Gasoducto Norte, la obra de infraestructura que permitirá abastecer el norte argentino con gas de Vaca Muerta. Esta etapa, que finalizó en la localidad de Arroyo Cabral, en Córdoba, contó con un sistema de soldadura automática que permitió reducir los tiempos de ejecución y culminar los trabajos en tiempo récord, en línea con los plazos contractuales previstos, según destacaron desde las compañías.

Se trata de la misma tecnología utilizada por primera vez en el país por la UTE en el Gasoducto Néstor Kirchner. En total se realizaron 4.059 soldaduras en 41 días, lo que equivale a un promedio de avance de tres kilómetros diarios.

“Esta tecnología permite realizar una mayor cantidad de soldaduras por día, minimiza errores y da previsibilidad al ritmo de producción”, destacaron desde las empresas.

La obra

Los renglones 2 y 3 a cargo de la UTE contemplan 100 kilómetros de gasoducto de 36 pulgadas, desde la localidad de La Carlota hasta las cercanías con Villa María. En la actualidad, continua con trabajos de zanjeo, empalmes, cruces especiales, revestimiento, bajada y tapada, para luego iniciar las pruebas hidráulicas.

, Redaccion EconoJournal

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Cuál es el cálculo que deberán hacer los usuarios de ingresos medios y bajos para saber cuánto van a pagar la factura del gas

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicó este jueves las resoluciones con los nuevos cuadros tarifarios para todas las distribuidoras del país. A diferencia de lo que venía ocurriendo, ya no figuran distintas tarifas para cada una de las categorías de la segmentación sino solo un cuadro tarifario para los usuarios residenciales de altos ingresos (Nivel 1). ¿Cómo deben hacer los otros hogares para saber cuánto les van a cobrar? El número hay que calcularlo.

En el caso de Metrogas, el ente regulador publicó la resolución 260/2024 con dos anexos. En la primera página del Anexo 1 figuran las tarifas finales para usuarios residenciales N1 con el detalle del cargo fijo mensual y el cargo variable por m3 para las distintas categorías de consumo. En las resoluciones anteriores, ese mismo Anexo 1 incluía en las páginas siguientes otros cuadros con las tarifas vigentes para los N2 y los N3, pero esos cuadros ya no están.

Como ahora el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) es el mismo para los usuarios N1, N2 y N3, las resoluciones con los cuadros tarifarios para cada distribuidora tampoco discriminan. Con el cargo fijo mensual no hay inconvenientes porque es el mismo para todos los niveles, pero el problema surge con el cargo variable ya que ese componente tiene una bonificación para los N2 y N3 que, en el caso de Metrogas, es del 64% para los N2 y del 55% para los N3, según se aclara en el Anexo 2 de la misma resolución 260/2024.

Cómo saber qué cargo variable pagan N2 y N3

Así como figura el cargo variable para las distintas categorías residenciales de N1, también podrían figuran esos mismos precios para los N2 y N3, pero el gobierno no los informa y, según aclararon fuentes oficiales a EconoJournal, tampoco va a informarlos en una próxima resolución.

El usuario qué esté interesado en saber cuánto va a pagar de cargo variable lo tiene que calcular. En ese mismo Anexo 1, debajo de las tarifas residenciales para los N1 figura otro cuadro con los “componentes del cargo por m3 de consumo”. En las tres últimas filas de ese cuadro figuran los conceptos que integran el cargo variable: a) Precio Incluido en los cargos por m3 de consumo ($/m3), b) Costo de gas retenido ($/m3) y c) Costo de transporte ($/m3).

En el ejemplo de Metrogas, el cargo variable para todas las categorías de consumo es de $176,45 por m3 y ese total se desagrega en $106,76 de precio incluido en los cargos por m3 de consumo, $7,89 de costo de gas retenido y $61,80 de costo de transporte.

La bonificación se debe aplicar solo sobre los puntos b y c. Es decir, se deben sumar los $106,76 más los $7,89 y sobre los $114,65 aplicar la bonificación. Si el usuario es un N2 a esa cifra debe descontarle un 64% y el subtotal será $41,274. A ese subtotal hay que sumarle los $61,80 de costo de transporte y recién ahí el usuario tendrá el cargo variable que deberá abonar. En este caso, el N2 no pagará $176,45 por m3 de cargo variable sino $103,07.

La bonificación se debe aplicar sobre los dos ítems marcados en rojo que figuran en este cuadro incluido en el Anexo 1 y luego sumarle el ítem de la última fila para obtener el cargo variable.

Bloques de consumo

Un punto clave es que los $103,07 por m3 de cargo variable aplican solo sobre el bloque de consumo bonificado. ¿Cuál es ese bloque? Para saberlo el usuario debe acceder a la resolución 686/2022 y revisar el Anexo 1. En este caso los bloques subsidiados varían no solo por distribuidora sino también por categoría residencial y por mes. Por ejemplo, un cliente R1 de Metrogas tiene bonificados 18 m3 en febrero, pero 52 m3 en julio.

Siguiendo con el ejemplo anterior, un hogar R1 de ingresos bajos (N2) pagará durante julio $103,07 por m3 los primeros 52 m3 y por encima de ese valor le corresponderá desembolsar $176,45 por m3. A esos cargos fijos les deberá sumar también el cargo variable que en el caso de un R1 es de $2212,22 por mes. Ahora bien, cuando lleguen las facturas con los aumentos cada distribuidora va a detallarle a sus usuarios los precios del cargo fijo y del cargo variable para el bloque de consumo subsidiado y para el excedente. Por lo tanto, los usuarios no deberán hacer el cálculo detallado más arriba, pero si quieren anticiparse para saber cuánto les van a cobrar no les va a quedar otra opción que sacar la calculadora.

En el Anexo 1 de la resolución 686/2022 figura el detalle de los bloque subsidiados para cada categoría residencial. En rojo figuran marcados los bloques de Metrogas., Fernando Krakowiak

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Con más de 300 inscriptos el IPA llevó adelante la Jornada Petroquímica

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA) realizó la Jornada “La petroquímica argentina frente a una nueva oportunidad. El camino al desarrollo sostenible”, durante la Exposición Internacional de Plásticos “ARGENPLÁS 2024”, en la cual referentes de la industria petroquímica desarrollaron distintos puntos de vista sobre la situación actual y los desafíos futuros del sector.

Para profundizar sobre la industria petroquímica y su papel clave en la economía argentina, contribuyendo significativamente al desarrollo y crecimiento sostenible del país, en la Jornada del IPA se destacaron seis paneles estructurados en: Transición energética; Cadena de Valor; Reducción de emisiones; Financiamiento de Proyectos sustentables; Innovación aplicada; y el destacado “Panel Líderes de la Industria”.

La apertura del evento estuvo a cargo de Sergio Nabaes, gerente de Estrategia y Desarrollo Sostenible de Profertil, como presidente de la Jornada, quien destacó: “La Jornada Petroquímica 2024 es un lugar donde converge la innovación el conocimiento y que nos servirá como para reflexionar juntos sobre el futuro de nuestra industria. El lema de la Jornada nos hace pensar que, si bien siempre enfrentamos muchos desafíos también tenemos una gran oportunidad, esta viene de la mano del desarrollo de Vaca Muerta”.

También, expresó: “Como todos sabemos el gas es considerado la energía de transición, en esta transición energética que nos toca transitar y por suerte nosotros tenemos mucho gas porque somos la segunda reserva de gas natural no convencional del mundo. Eso es una ventaja que tenemos que aprovechar para crecer de una manera sostenible”.

La jornada

En el primer panel de la Jornada se llevó adelante la temática sobre transición energética.  Fue un mano a mano de Daniel Redondo del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA) y Pablo Popik, de Compañía MEGA y vicepresidente del IPA, como moderador. 

En este caso, Redondo dijo que “la población en el año 1800 era de mil millones de personas en el planeta en la actualidad se ha multiplicado por ocho somos 8000 millones que vivimos en el mundo, o sea en solo 150 años, lo cual es nada en la historia de la humanidad, la población mundial se multiplicó por 8 y la tasa de crecimiento ha ido subiendo particularmente en las últimas 100 años”.

Asimismo, subrayó que “el crecimiento de la población y la actividad humana tienen un gran impacto en el medio ambiente, ya que el uso de la energía de fuentes fósiles es la razón principal de las emisiones de gases de efecto invernadero. Por eso, el escenario para el 2050 la demanda global de energía va a seguir creciendo, pero que va a haber más eficiencia ya que va a haber otras energías y la población ya no utilizará carbón como energía, ya que va a ser reemplazado por gas natural y el 70% de la generación eléctrica será de fuentes renovables (Solar, eólica, hidráulica, entre otras)”.

Por último, sumó que “la eficiencia energética es una clave para la disminución de los gases de efecto invernadero. Por eso, la transición energética es un modelo económico que abarca la producción, el transporte, el almacenamiento y la distribución. Es un cambio cultural importante de toda la cadena de producción de energía”.

Otros ejes

Durante el panel sobre “cadena que valor”, hubo presentaciones con referentes de empresas como Eric Engstfeld, de Plaquimet; Juan Lesbegueris de YPF QUÍMICA S.A.; Sergio Pasini de BIOEUTECTICS; Raúl Meder de PROFERTIL S.A.; y Sandra Urrutia, de YPF S.A.. El mismo fue una experiencia enriquecedora para reflexionar sobre el papel que juega la industria petroquímica en la sustentabilidad global, el reciclado y para aprender de las mejores prácticas que están siendo implementadas en el sector. Los ejemplos concretos han motivado a seguir trabajando en la dirección de un futuro más sostenible, donde la rentabilidad económica vaya de la mano con el cuidado del planeta. En el panel, se pudo conocer de primera mano las iniciativas que las empresas están llevando a cabo para reducir su huella de carbono, optimizar el uso de recursos y promover prácticas sostenibles en toda la cadena de valor.

Luego, Sergio Nabaes, presidente de la Jornada llevó a cabo un mano a mano con Sebastián Bigorito, director ejecutivo del Consejo Empresario para el Desarrollo Sostenible (CEADS).El mismo abordó la visión al 2050 sobre las principales proyecciones demográficas, sociales y geopolíticas que encuentran inevitables límites planetarios que ponen en riesgo toda estrategia crecimiento económico y desarrollo social. Además, mencionó el tema del rol que se espera que cumplan las empresas en la temática del desarrollo sostenible tiene un lugar central en casi todas las agendas, tanto de nuestro país, como en el plano internacional.

Emisiones

A continuación, fue la presentación sobre la reducción de emisiones con Mariela Beljansky, subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación; y Rolando García Valverde, líder de Sostenibilidad y Medio Ambiente de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), cuyo moderador fue Roberto Carnicer de la Universidad Austral.

En su momento, Beljansky marcó que“es la primera vez que hay una estructura de Gobierno austera, donde sólo hay ocho ministerios, y que se desarrolle una subsecretaría de transición energética implica mucho en lo político. Por eso, entre las prioridades del área es lograr que Argentina sea netamente exportador de energéticos y ese desafío se tiene que dar de la mano de cumplir el Acuerdo de París. Argentina tiene compromisos asumidos de no exceder 349 megatoneladas de CO2 equivalentes para nuestro inventario 2030 y sucesivamente tendremos que asumir compromisos ambiciosos con el desafío de crecer y no exceder las emisiones”.

Por su parte, García Valverde recalcó que “la industria química desempeña un papel fundamental en la economía del país, pero también tiene un impacto en el medio ambiente. Es por eso que es esencial realizar este tipo de cursos en prácticas y tecnologías que minimicen su huella de carbono y promuevan la eficiencia energética”.

Y consideró que “la Argentina, como país comprometido con la lucha contra el cambio climático, necesita contar con profesionales capacitados en el campo de la industria química que puedan contribuir a la reducción de emisiones y al desarrollo de tecnologías más sostenibles. Por esto, hacemos gran hincapié en el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente PCRMA®, una herramienta de mejora continua y prevención de riesgos para la industria y el transporte de carga”.

Posteriormente y bajo la temática financiamiento de proyectos sustentables, expusieron Matías Kelly de Sumatoria y Universidad Austral; Gonzalo Martínez Cereijo de BBVA Argentina; María Virginia Romero de EL NÚCLEO – Centro de Nuevas Economías; y Germán Longuet de Banco COMAFI, bajo la moderación de Ariel Stolar de Pampa Energía: en las distintas exposiciones se destacó la inversión en energías renovables es clave para avanzar en la descarbonización de la economía, dado esto en los últimos años las entidades bancarias se volcaron al apoyo con financiamiento y emisión de “bonos verdes-sociales-sostenibles” y vinculados a la sostenibilidad para financiar proyectos de empresas medianas y pequeñas, que buscan apostar por energías limpiasy mitigar el cambio climático. 

Por ejemplo, en 2023 el BBVA Argentina financió 116.000 millones de pesos en financiación sostenible. A su vez, todos los oradores del panel coincidieron que es este tipo de conversaciones en un foro de industria hablar de desarrollo sostenible y de las finanzas sostenibles hace unos años no sucedía y menos aún que en un panel convivieran alguien del mercado capital, del mundo de la sostenibilidad de las empresas e integrantes de las finanzas en un mismo espacio.

En la misma línea, Daniel Salamone, presidente del Directorio del Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET); junto a Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA, debatieron sobre los desafíos y oportunidades que enfrenta este sector, en donde se hizo hincapié en la articulación entre los sectores público y privado para estimular el avance científico y orientar la investigación en áreas prioritarias para Argentina. En este sentido Salamone detalló que “hay dos elementos clave que el CONICET puede aportar, la vinculación tecnológica, es decir pasar del laboratorio a la transferencia de tecnologías a la sociedad, y el otro punto relevante es la capacidad de vincularse internacionalmente y en el CONICET se tiene expertise para llevar eso adelante. El CONICET tiene muchas capacidades para aportar al desarrollo de la petroquímica en Argentina con un enfoque sustentable. Un ejemplo, es el trabajo que viene realizando desde hace años la Planta Piloto de Ingeniería Química (PLAPIQUI, CONICET-Univ. Nacional del Sur) junto con el IPA. Por otra parte, trabajamos para promover el diálogo entre el Consejo y la industria con el fin de impulsar el trabajo conjunto y de ese modo fortalecer el desarrollo del país”.

Innovación

En el panel que se denominó Innovación aplicada; la moderadora María Florencia Rodríguez de YPF Química, le dio pie a Isabel Vega y Fabio Saccone de Y-TEC, los cuales detallaron que, compuesta por un 51% de YPF y un 49% del CONICET, Y-TEC es el principal organismo de promoción de la ciencia y la tecnología en Argentina, el cual se creó como el puente entre el conocimiento científico y su aplicación en la industria, en la generación de tecnologías para la industria energética. La fuerza impulsora detrás de Y-TEC reside en su equipo altamente calificado, que trabaja de manera transversal y organizada en Programas Tecnológicos de investigación y desarrollo. Este entorno de investigación de vanguardia permite a Y-TEC abordar una amplia gama de desafíos, no solo en el desarrollo de tecnologías relacionadas con el litio, sino también en otras energías renovables y soluciones para energías no convencionales, como Vaca Muerta.

El último panel de la Jornada fue el destacado “Panel Líderes de la Industria”, moderado por el Ing. Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) y del que participaron los principales “jugadores” del sector como Matías Campodónico, presidente de Dow Argentina y de región sur de América Latina. En su momento destacó que“Dow es una compañía que convierte energía en productos petroquímicos de gran valor agregado. Como reflejo de nuestro compromiso con el medio ambiente y el cambio climático, nos propusimos descarbonizar todas nuestras plantas para 2050. El desafío de la descarbonización es importante, pero alcanzable. Estamos, a nivel mundial, entre las empresas que más energías renovables consumimos. Tenemos una mirada optimista hacia adelante, porque el mundo está ávido de la energía que produce Argentina y el gas es el combustible por excelencia en la transición energética. Por eso, la innovación pasa por nuevos modelos de negocio y por la colaboración entre todos los responsables de la cadena de valor”.

Por su parte, Guillermo Petracci, director Industrial del Grupo Unipar, enfatizó que “en Unipar tenemos un compromiso permanente con el bienestar y el desarrollo de las comunidades, mediante proyectos en energías limpias, reducción y reaprovechamiento del consumo de agua potable, disminución del estrés hídrico y crecimiento en las operaciones, lo cual marcan la agenda para 2030. En este sentido estamos trabajando en la reconversión de nuestras plantas para que cuenten, para 2030, con los sistemas de producción de cloro y soda cáustica más modernos, sustentables y eficientes del mercado, que permitirán alcanzar una reducción del 30% de las emisiones para ese año. El crecimiento solo será posible si se hace con la colaboración de todos”.

Mientras, Marcos Sabelli, gerente general de Profertil, señaló que“la demanda de alimentos sigue creciendo, por ejemplo, el mundo llegó a 8 mil millones de personas a finales del 2022 y llegaremos a 10.000 millones para 2050, por tal motivo las estimaciones hablan de una demanda de 50% más de comida en las próximas décadas, lo cual significa que los fertilizantes son necesarios para transformar energía en alimentos. Creemos que es clave que cada actor busque en qué puede mejorar, en qué puede optimizar procesos, reducir impactos y agregar valor”.

Por su lado, Andrés Scarone, gerente general de Compañía MEGA S.A., indicó que “la empresa se ha consolidado como un actor principal en el segmento del midstream, desempeñando un papel crucial en la industrialización de los recursos de shale gas de la Cuenca Neuquina. Además, es el principal productor de etano del país, que constituye una de las principales materias primas de la industria petroquímica argentina. En ese rol, aprovecha los componentes líquidos asociados al gas (propano, butano y gasolina natural) para abastecer la creciente demanda interna y exportar a la región y al mundo. Por todo esto, el compromiso de Mega con la sostenibilidad y la innovación se refleja dada la expansión de la capacidad de fraccionamiento y producción de GLP (gas licuado de petróleo) como derivado del gas natural lo que demuestra su contribución a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y en la generación de energías más limpias y amigables con el medio ambiente”.

Premiación

Finalizando el día, se entregaron los “Premios P-Virtual”, la plataforma de capacitación virtual que surgió en el año 2021 como una alianza estratégica entre PLAPIQUI y el IPA con una modalidad flexible y adaptable a los tiempos actuales. En esta oportunidad se reconocieron a las empresas Profertil, PetroCuyo y Austin Powder Company, a las cuales se le entregaron becas de capacitación para cada una de ellas, que podrán destinar a la formación de estudiantes de las instituciones que deseen. A su vez se entregó una mención especial a Compañía MEGA que, valorando los cursos de la plataforma, desarrollaron módulos de capacitación en temáticas propias de la empresa.

El cierre de la Jornada estuvo a cargo de Pablo Popik, vicepresidente del Instituto Petroquímico Argentino (IPA), el cual detalló que “durante la Jornada escuchamos hablar de colaboración, desafíos, oportunidades, eficiencia; del trilema energético que es un concepto muy poderoso, se habló muchísimo de reducir las emisiones, de sostenible y rentable. Creo que a todos los que participamos de la Jornada del IPA nos queda el concepto de sostenibilidad y las necesidades de ser sostenibles y hacer las cosas sosteniblemente”.

El apoyo institucional y organizacional de empresas como Unipar, YPF Química, Profertil, Dow, Compañía MEGA, y PetroCuyo, entre otras, dan magnitud de la importancia de la Jornada del IPA. A su vez, la misma permitió el acercamiento de destacados académicos, profesionales y funcionarios nacionales que se desempeñan en los ámbitos de gestión. A su vez, la Jornada del IPA 2024 fue un evento “Neutro en Carbono”, en la cual Cyclus, consultora en economía circular y descarbonización, estuvo a cargo de los trabajos de medición y compensación de la huella de carbono de la misma.

ARGENPLÁS 2024, del 4 al 7 de junio en la Rural, fue el lugar de encuentro donde se reunieron todos los protagonistas y sectores de la industria en la Exposición Internacional del Plástico.

, Redaccion EconoJournal

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Puma Energy será el combustible oficial del Cerro Chapelco

Puma Energy será el combustible oficial del Cerro Chapelco para esta temporada de nieve 2024. La apertura de la temporada en Chapelco está prevista para el 15 de junio y se extenderá hasta el 30 de septiembre. Allí Puma Energy tendrá presencia exclusiva como combustible oficial acompañando así una de las temporadas turísticas y deportivas más importantes de nuestro país.

 “Es un placer estar presentes en el Cerro Chapelco como combustible oficial en esta increíble experiencia para todos los que disfrutan del invierno en nuestra Patagonia. No dudo de que esta será una gran temporada”, destacó, por su parte, Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy.

En este marco, Smart destacó los beneficios que tiene la app Puma Pris para quienes viajen a Chapelco a disfrutar de esta temporada de invierno patagónico ya que tienen un descuento del 10% todos los miércoles en nafta Súper, Max Premium y Ion Diésel, en las 400 estaciones que tenemos en todo el país. Además, también podrán utilizar sus puntos y canjearlos por vouchers de descuento de hasta 15.000$. La app funciona no sólo adhiriendo tarjetas de crédito o débito, sino también, y es la única, pagando en efectivo.

La temporada

Por su parte, Federico López Jallaguier, gerente de Marketing de Cerro Chapelco, sostuvo que “estamos muy contentos de contar con Puma Energy nuevamente en el cerro, porque no solo compartimos valores sino también la calidad de nuestros productos y servicios”.

Chapelco es el centro de esquí de la Argentina más premiado internacionalmente por la variedad y calidad de sus servicios. Cuenta con una moderna infraestructura que permite disfrutar de la montaña con un variado menú de experiencias.

La montaña cuenta con 28 pistas acondicionadas diariamente, con pendientes para todos los niveles, entre bosques de lengas que las protegen del viento y le dan un paisaje único.  Ofrece además un snowpark para la práctica de freestyle.

Para este año, Chapelco preparó una gran agenda.  El 31 de agosto será la 37° edición del Tetratlón de Chapelco, un evento deportivo de gran importancia que recorre 85 Km, en un marco natural inigualable, que comprende el Cerro Chapelco, el Parque Nacional Lanín, parajes de comunidades mapuches, el lago Lacar y la Ciudad de San Martín de los Andes.

También habrá actividades exclusivas en las que los esquiadores tendrán la oportunidad de disfrutar del cerro al amanecer, como también esquiar de noche y aprovechar las instalaciones de forma exclusiva. Además, están programados grandes encuentros de after ski con música al atardecer y sunsets con barra de hielo para disfrutar en la nieve con la presencia de DJs en vivo.

, Redaccion EconoJournal

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Martín Brandi, CEO de PCR, sobre los contratos sin intervención de Cammesa: “Es importante que antes se saneen las distribuidoras”

PCR acaba de inaugurar el Parque Eólico San Luis Norte, que demandó US$ 210 millones y, a partir de 25 aerogeneradores, tiene una capacidad instalada de 112,5 megawatts (MW), el equivalente a un tercio de la electricidad que consume la provincia puntana. El 51% corresponde a PCR y el 49% restante a la metalúrgica ArcelorMittal Acindar. En una entrevista con EconoJournal en la localidad de Toro Negro, donde está ubicado el parque, el CEO de PCR, Martín Brandi, analizó la actualidad del sector eólico y solar y contó los proyectos que tiene por delante la compañía, que con casi 527,4 MW instalados es la segunda generadora de energía renovable del país.

“Es importante que las distribuidoras no sólo cobren el costo, sino que también paguen la energía si el gobierno quiere otro rol de Cammesa y que las compañías de generación firmen contratos con distribuidoras”, señaló Brandi sobre la intención del gobierno de otorgarle un nuevo rol a Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista.

Para robustecer al sector de generación, Brandi también propone incorporar a los grandes usuarios de la red de distribución al Mercado a Término de Energías Renovables (Mater). Describió el original proyecto que quiere desarrollar PCR para repotenciar la Estación Transformadora de Olavarría, que permitiría el ingreso de 440 MW renovables nuevos en una línea que hoy está saturada. Brandi dirige una compañía con más de 100 años en el negocio petrolero en la Argentina, desde 1952 produce cemento y desde 2016 desembarcó en la generación de energías renovables.

¿Qué fue el proceso que llevó a la inauguración de este nuevo parque eólico?

Hace dos años esto era campo y hoy hay un parque eólico funcionando con los estándares más altos a nivel mundial. Lo hicimos con mucho profesionalismo porque logramos armar un equipo que alcanzó el objetivo en tiempo récord y atravesando dificultades como las restricciones en el SIRA (Sistema de Importaciones de la República Argentina).

¿Qué proyectos tiene ahora la compañía?

El año pasado inauguramos tres parques eólicos, ahora el San Luis Norte y ojalá que este año también podamos comenzar a construir uno nuevo. Es parte de la prioridad de despacho otorgada, estamos trabajando en la ingeniería hace algunos meses y tenemos muchas ganas de comenzar la construcción del Parque Eólico Las Escondida (provincia de Buenos Aires, 110 MW de potencia), que tiene la prioridad otorgada en el Mater. Estamos trabajando en la venta de energía y el financiamiento para poder empezar este año. También tenemos 440 MW de prioridad de despacho otorgado que incluye una obra de ampliación de la capacidad de transporte.

¿Cómo es ese proyecto?

Estudiamos el sistema interconectado y detectamos un cuello de botella que si lo podemos levantar permitiría la inyección de 440 MW de generación eólica en las mejores zonas de la provincia de Buenos Aires, que son Bahía Blanca y Olavarría. El proyecto en concreto es una potenciación de la Estación Transformadora de Olavarría. Haciendo historia, las líneas de 500 kilovolt (kV) que vienen del Comahue están diseñadas para dejar la energía en Olavarría y esas mismas líneas siguen para Buenos Aires. Los capacitores que se instalaron tenían previsto que las líneas dejen en Olavarría menos energía. Apareció la eólica y Olavarría pasó a ser un nodo inyector. Este lugar dejó de ser un punto donde se deja la energía y podría ser de generación e inyección. Reemplazando los capacitores permitiría que la misma línea transporte 440 MW adicionales. Es una obra compleja, cara y lleva un tiempo largo de ejecución.

Cammesa

El gobierno tiene en carpeta que Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, vuelva a tener un rol como administrador de un mercado energético libre. Similar a la función que tuvo en su creación en 1992. De este modo, por ejemplo, la Argentina iría a un mercado energético con contratos directos entre los generadores y distribuidoras, sin la intermediación de Cammesa. La intención del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, es que la administradora se encargue del despacho de energía pero que deje de comprar combustible líquido para generación. El CEO de PCR se refirió sobre el tema.

¿Qué análisis hace sobre el cambio de rol de Cammesa que propone el gobierno?

Es positivo que se trate de ordenar que las distribuidoras cobren lo que cuesta la energía y, por lo tanto, tengan capacidad de pagar por la energía. Es importante que se saneen las distribuidoras antes de que reciban los contratos, porque hacerlo de manera apresurada podría no salir bien. Ojalá se den los pasos en el orden indicado, pero saneado el mercado. Es decir, que las distribuidoras cobren la energía lo que cuesta y no estén dependiendo de subsidios o de no pagar la energía para cerrar las cuentas a fin de mes. Es importante que estos pasos se den y que haya previsibilidad y orden. Si esto se hace de otra forma o de un día para el otro, sería un golpe para el sector.

Además de lo que perciben las distribuidoras, ¿qué otras cosas tendría en cuenta en la transición hacia el nuevo rol de Cammesa que quiere implementar el gobierno?

El primer paso es que las distribuidoras cobren lo que cuesta la energía y ese camino no está totalmente recorrido. Segundo, que las distribuidoras muestren un comportamiento de pagar la energía. Es decir, no sólo que la cobren sino que también la paguen. Tercero, que esto se sostenga en el tiempo y puedan construir una capacidad crediticia. Es decir, que los generadores que les vendan energía tengan un cliente que es sujeto de crédito, porque si uno quiere buscar financiamiento y el que te va a financiar en el exterior no lo ve como un sujeto de crédito va a ser muy difícil que otorguen financiamiento para nuevos proyectos. Si este pasaje se hace antes de que las distribuidoras se conformen como sujeto de crédito, va a limitar la capacidad de invertir, porque se va a analizar que los generadores le venden energía a alguien que no es sujeto de crédito. No lo eran, están camino a serlo, para luego transferirse los contratos. Si no, se afectaría la capacidad de inversión y de atraer capital de afuera en forma de deuda para canalizar nuevos proyectos.

¿Esta transición de Cammesa la ve más en el corto, mediano o largo plazo?

Creo que lo importante es que se conozcan los pasos rápido, pero que se vaya avanzando con el tiempo. Entiendo que el espíritu de la Secretaría de Energía es dar a conocer las medidas lo antes posible, pero no necesariamente son de aplicación inmediata. Se tienen que dar los pasos, pero sabiendo hacia dónde vamos.

Mater y nuevas líneas de transmisión

¿Cómo ve el Mater en la actualidad?

Nos sentimos muy cómodos. El tema es que se va a encontrar con un fuerte cuello de botella con la demanda de los grandes usuarios porque es limitada. Por eso sería muy interesante incorporar a los grandes usuarios que están en las redes de distribución. Está previsto en la normativa, pero estaría bueno que se avance en facilitar aún más la comercialización entre un generador y los grandes usuarios de distribución. Ellos hoy pagan el costo de la energía. Mi idea es que las distribuidoras le facturen el servicio de distribución y que tengan una factura de Cammesa por la energía. Nosotros (generadores) le haríamos una propuesta que es superadora a lo que tienen hoy, que pagan el costo medio del sistema. Con esto, habría más demanda para los generadores.

¿Qué dimensión tiene esa demanda?

Calculamos en más de 1.000 MW. Es un mercado donde ya estamos en los grandes usuarios, pero en los grandes usuarios de la distribución la penetración de las renovables es baja. Quizá piensan que estando bajo el paraguas de una distribuidora tienen algún beneficio que perderían si hacen un PPA (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés) de forma directa. Esto para nada es así, pero estaría bueno favorecer ese entendimiento.

¿Qué análisis hace sobre cómo superar el cuello de botella en el transporte de energía en el país, que es un gran limitante para el crecimiento de las renovables?

Es un cuello de botella, es cierto. Se buscaron soluciones transitorias. Pero tenemos que encontrar un marco que favorezca al desarrollo de nuevas líneas. Este problema no es sólo de la Argentina. Pero sería interesante que, además de mecanismos para financiar nuevas líneas, se avance en buscar tecnología para aprovechar al máximo lo que ya tenemos, como por ejemplo nuestro proyecto en Olavarría, que en el costo está incluido el aumento de la capacidad de transporte. Si bien no es una nueva línea, permite transmitir más energía. Son proyectos que se pueden hacer hasta que se vayan completando la línea AMBA I y Vivorata – Plomer.

, Roberto Bellato

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Propuesta de matriz para medir el impacto de las explotaciones de recursos naturales

El análisis integral de cuestiones complejas como lo son las explotaciones de recursos naturales y los impactos que estas pueden producir en el territorio argentino resulta difícil de abordar. Estos impactos muchas veces son difíciles de cuantificar y esquematizar debido a la complejidad y cantidad de sectores afectados (económico, social, ambiental, geopolítico, regional, etc.), como así también las múltiples incidencias que estos impactos pueden tener en los mencionados sectores.

Dicha complejidad hace que hoy en día sea difícil encontrar a priori una herramienta capaz de mostrar gráficamente en forma unificada, sencilla y concisa los distintos tipos de impactos que generan las explotaciones de recursos naturales en el territorio argentino y su grado de afectación respecto de cada sector.

Sin embargo, en el campo ambiental y más precisamente en los procedimientos de evaluación de impacto ambiental, existe un método que adaptado a los casos de explotaciones de recursos naturales podría servir como herramienta útil capaz de lograr la identificación de las afectaciones producidas por estas en el territorio argentino y su cuantificación. Se trata de la denominada “Matriz de Leopold”.

Matriz de Leopold

La Matriz de “Leopold” es una herramienta que se utiliza en los procedimientos de evaluación de impacto ambiental de un proyecto para analizar la factibilidad de su ejecución, desarrollo, evaluación de costos, beneficios ecológicos y posibles impactos ambientales entre otras cuestiones. Es muy útil para la valoración, evaluación y clasificación de impactos ambientales de proyectos o acciones determinadas estableciendo un diagnóstico ambiental durante un tiempo determinado. Dicha herramienta fue desarrollada por el ingeniero norteamericano Luna Leopold en la década de 1970, como parte de un nuevo enfoque ambiental en la gestión de los recursos naturales.

Por lo general este tipo de matrices consisten en cuadros de doble entrada que indican por un lado los factores ambientales y por el otro las acciones propuestas en filas y columnas respectivamente, con el objetivo de evaluar los posibles y eventuales impactos que cada una de esas acciones (indicadas en el eje de las “y”) pueden tener sobre los distintos factores ambientales (indicados en el eje de las “x”) y su magnitud e importancia. Es decir, en las columnas se enumeran las acciones que podrían tener algún tipo de impacto y en las filas, los factores o sectores que podrían verse impactados por dichas acciones.

Funcionamiento

Cada celda de la matriz es el resultado de la intersección entre las filas y las columnas en función del tipo de impacto. De la intersección resultante se puede establecer una valoración designada con números o letras. Si se hace mediante el uso de números, se les puede dar valores a las celdas de 1 a 10 siendo 1 el impacto mínimo y 10 el máximo impacto positivo o negativo. En cambio, si se hace mediante el uso de letras, “A” puede significar alto impacto, “M” impacto medio, “B” bajo impacto y “O” impacto neutro. Luego, pueden realizarse anotaciones, justificaciones, conclusiones y recomendaciones de la matriz indicando de qué forma impacta cada acción en cada campo y cómo podrían mitigarse los impactos negativos. Cabe destacar que las estimaciones realizadas a partir de este tipo de herramienta se realizan desde un punto de vista subjetivo, ya que, por lo general no existen criterios de valoración predeterminados por parte del evaluador.

Lucas Panno

Ahora bien, la industria hidrocarburífera forma parte de las diversas actividades de explotación de recursos naturales que se desarrollan actualmente en la Argentina. Como actividad extractiva, principalmente de petróleo, gas natural y GLP, las explotaciones de estos energéticos producen diversos impactos en el territorio principalmente en los aspectos social, económico, ambiental y geopolítico, entre otros. Algunos de estos impactos son positivos y otros, negativos.

Impacto

Entre los principales impactos económicos en las regiones productoras se pueden mencionar la generación de ingresos por regalías, impuestos, tasas, contribuciones y cargas similares y la actividad económica motorizada por los buenos ingresos salariales de los trabajadores y de las empresas de servicios ubicadas localmente. Muchas veces, los ingresos recibidos a nivel provincial se ven limitados con la fijación de precio que realiza el Estado Nacional. Dicha política pública impacta negativamente en el desarrollo regional ya que restringe el ingreso por regalías provincial y la captura de renta de las empresas productoras. Ello genera reducción de inyección de dinero en la región, merma en la producción, reducción de puestos de trabajo, etc.

Asimismo, dicha actividad hidrocarburífera genera un movimiento económico en las regiones de la Argentina que se desarrolla no sólo a partir de la propia actividad hidrocarburífera sino a través de pequeñas y medianas empresas que prestan servicios tercerizados (profesionales, arquitectos, ingenieros, servicios diversos, salud, seguridad e higiene, transporte, etc.) a las empresas de la propia actividad hidrocarburífera. Dicho movimiento económico genera multiplicación de puestos de trabajo y actividades comerciales que nutren a la región y obligan a dotarla de infraestructura básica (caminos, comunicaciones, viviendas, agua, electricidad, gas natural, cloacas, etc.).

También, se producen impactos en las comunidades y grupos poblacionales cercanos al área de explotación. En dichas comunidades se encuentran los pueblos originarios y los criollos que habitan actualmente en esas regiones. La existencia de pueblos originarios puede generar, debido a su cosmovisión, costumbres y cultura, puntos de conflicto con propietarios y superficiarios locales en torno al uso de la tierra y, en particular, con las empresas hidrocarburíferas.

Por otra parte, la actividad hidrocarburífera interactúa con los ecosistemas y el resto de la naturaleza por el riesgo de impacto en el ambiente que representa, afectándolo. Estas afectaciones surgen a partir de las propias etapas productivas del yacimiento y el transporte del producido. Por lo general, estas actividades presentan un riesgo de impacto negativo en el ambiente ya que existe la posibilidad de producir daños, como por ejemplo la degradación y movimiento de suelos, la contaminación de aguas subterráneas, afectación de la flora y fauna regional, etc.

Las políticas de integración energética también generan un impacto económico y geopolítico para la Argentina. A nivel nacional, será positivo si la Argentina logra un mayor volumen de exportaciones consumadas de hidrocarburos que permitan el ingreso de divisas; será negativo, en cuanto Argentina deba importarlos utilizando divisas propias a precios internacionales.

Ahora bien, a partir de la confección de una matriz de impacto basada en el modelo de “Leopold” descripto anteriormente, se pueden identificar actividades de la propia actividad hidrocarburífera que generan impactos positivos/negativos y sectores afectados por estos. Luego, mediante el uso de colores se puede vincular cada actividad con un sector en función del tipo de impacto. De esa forma, puede mostrarse metodológicamente la relación que existe entre los impactos generados por la propia actividad, que pueden ser positivos o negativos y los sectores impactados.

Luego, bajo el título “Matriz de Impacto Positivo / Negativo” puede esquematizarse una matriz de impacto, mostrando en forma sencilla y unificada la relación entre impactos de la actividad hidrocarburífera en el territorio y sectores afectados. En el eje de las “y” (columna) se incluyeron acciones que generan impactos bajo el título Acciones / Intervenciones y en el eje de las “x” (fila), sectores afectados o impactados bajo la denominación Sectores Impactados. Las filas (acciones / intervenciones) se relacionan con las columnas (sectores afectados) mediante el uso de colores. Cada color representa el tipo de impacto. Así, el color i) verde fuerte indica impacto muy positivo; ii) verde claro, impacto positivo; iii) blanco, que no hay impacto positivo ni negativo; iv) rojo claro, impacto negativo; v) rojo fuerte, impacto muy negativo y vi) amarillo representa impacto positivo o negativo según el caso. De esta forma se pueden relacionar gráficamente los impactos producidos por cada acción.

Matriz de Impacto Positivo / Negativo

En detalle, puede verse que en el eje de las “y” de la Matriz se identificaron dieciséis (16) acciones y se dividieron en estructurales y no estructurales. Siguiendo la concepción tradicional, en esta categorización se consideró como “estructural” todo lo que se relaciona con el yacimiento, su construcción y ejecución, el transporte de producción y adecuaciones de infraestructura regional y como “no estructural”, aquello que tiene que ver con planes de acción, creación y aplicación normativa, difusión, educación, etc. Es decir, por estructural se entiende toda acción patente y tangible mientras que por no estructural, aquellas intervenciones que no se materializan per ser sino sus resultados y aplicación. 

Por otra parte, cabe destacar que se incluyó como estructurales y no estructurales los aspectos económico y social pese a que en dicha interpretación tradicional no son considerados como tales.

En el campo económico, será estructural la inyección y aporte de masa de dinero que la propia actividad hidrocarburífera genera en el territorio argentino. Por un lado, se encuentra la inyección de dinero de parte de los trabajadores de la actividad y de las empresas que realizan sus trabajos en el territorio mientras que, por otro, los aportes que reciben las provincias y municipios derivados de regalías, impuestos provinciales y otros ingresos que perciben en su carácter de responsables del territorio. Por su parte, serán no estructurales las políticas públicas respecto del comercio exterior del producido de la actividad hidrocarburífera.

En el campo social, serán estructurales los movimientos demográficos que se generan en las regiones de Argentina como consecuencia de la presencia de la actividad hidrocarburífera; no estructurales, las afectaciones de dicha actividad en la sociedad, ya sea incrementando puestos de trabajo y la diversidad productiva regional como también generando reclamos y puntos de conflicto de sectores que se oponen al extractivisimo. 

Ahora bien, las acciones e intervenciones estructurales comprenden: 1) ejecución y operación de yacimientos, 2) gasoductos, oleoductos y plantas de tratamiento, 3) adecuación de localidades e infraestructura, 4) inyección de masa de dinero en la región por la actividad, 5) renta, regalías y otros y 6) aumento de habitantes en la región. Los no estructurales, comprenden: 7) políticas públicas nacionales y provinciales, 8) políticas nacionales y provinciales restrictivas, 9) políticas nacionales y provinciales favorables, 10) control regulatorio, 11) comercio exterior – importación de hidrocarburos, 12) comercio exterior – exportación de hidrocarburos, 13) comunicación, opinión pública y construcción de confianza, 14) reclamos de pueblos originarios y otras formas de expresión, 15) otros sectores que se oponen al extractivismo y 16) generación de puestos de trabajo.

Por último, en el eje de las “x” se identificaron nueve (9) sectores afectados que comprenden: a) nación b) provincia, c) territorio, d) sociedad, e) economía, f) ambiente, g) geopolítica, h) trabajadores e i) pueblos originarios. Cabe destacar que el identificado como “Pueblos Originarios” ha sido considerado en el presente análisis solamente para el caso en que la actividad hidrocarburífera se desarrolle en su propiedad comunitaria o en un territorio susceptible de ser reclamado como tal.

La actividad

Como puede verse, la actividad hidrocarburífera produce impactos positivos o negativos en los campos social, económico, territorial, ambiental y geopolítico, entre otros de las distintas regiones de Argentina. En función de ello y de la interdisciplinariedad del tema analizado se eligieron las categorías respectivas.

En razón de lo expuesto, una matriz de impacto como la presentada anteriormente puede servir como método capaz de mostrar los distintos impactos que generan las explotaciones de recursos naturales en el territorio a través de una comparación entre acciones y sectores impactados, donde cada color refleje una afectación (positiva, negativa o neutra) en función del tipo de impacto.

Dicho método es una herramienta útil particularmente para el sector hidrocarburífero argentino ya que de una manera gráfica, sistémica y sencilla este puede esquematizar los impactos de la propia actividad en un solo cuerpo en el que se vea en conjunto el grado de afectación de cada acción y su relación con los demás campos.

Cabe destacar que la matriz podría contar con cierto grado de subjetividad en la elección de elementos a partir de la propia percepción del equipo evaluador (rasgo característico de este tipo de herramientas en general como se ha mencionado anteriormente). Esto podría traer aparejada una baja representatividad y desequilibrio de las variables seleccionadas.

La representatividad o realismo en el uso de este tipo de método resulta en general una complejidad adicional que surge a partir del eventual desequilibrio que podría haber en la evaluación del peso de las distintas variables en cuanto a su impacto. Hay que tener en cuenta que la elección de cada una de las variables la realiza un equipo evaluador que, a partir de una valoración de tipo subjetiva, define la graduación de representatividad de cada valor.

Sin embargo, en el método aquí propuesto la eventual subjetividad en la asignación de valores puede llegar a adquirir cierta objetividad si el equipo evaluador es interdisciplinario. Esto ayudaría a disminuir y equilibrar el grado de subjetividad de la matriz aportándole mayor realismo. De esta forma y con la articulación de un equipo evaluador multidisciplinario compuesto por profesionales, asistentes sociales, comunicadores, miembros de comunidades originarias, representantes de superficiarios, etc. se podría lograr una valoración y elección de variables integral, donde todos los sectores estén representados.

En suma, resulta posible mostrar sencilla y unificadamente los distintos impactos de una actividad compleja (la hidrocarburífera) en un territorio complejo (el argentino) mediante la utilización de una matriz de impacto (método propio de las evaluaciones de impacto ambiental). Dicha herramienta podría contar con cierto grado de subjetividad en la elección de las variables que puede ser superado si el equipo evaluador es interdisciplinario. De esta forma, se tendería hacia escenarios más realistas gracias al enfoque multidisciplinario en la evaluación de dichas variables que se incorporen en la matriz para que exista un balance y mayor representatividad de los sectores.

, Lucas Panno

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Comienza a producir carbonato de litio el mes próximo el proyecto de la francesa Eramine en el salar Centenario-Ratones en Salta

La compañía minera Eramine, del grupo francés Eramet, está a punto de anotar varios hitos con su proyecto en el salar Centenario-Ratones en Salta. Se trata del primer proyecto de litio que entrará en producción en la provincia y el cuarto a nivel país. También será el primero de litio de una empresa europea en la Argentina, además de ser el primero en el país en utilizar un método de extracción directa de litio (DLE) a escala industrial. Mientras tanto, la empresa sigue con detenimiento las discusiones en el Congreso en torno al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) en el proyecto de Ley de Bases y Puntos de Partida. En diálogo con EconoJournal, el Delegado General de Eramet en la Argentina, Miguel Gimenez Zapiola, celebró la iniciativa del gobierno en cuanto al RIGI, pero marcó su preocupación por el déficit en infraestructura.

Centenario Ratones

El comienzo de la producción en el salar de Centenario-Ratones esta pautado para el tres de julio. El proyecto alcanzará su capacidad de producción máxima anual de 24.000 toneladas de carbonato de litio grado batería en 2025. Además de transformarse en el cuarto proyecto en producción en el país, transformará a Salta en la tercera provincia en producir litio luego de Jujuy y Catamarca.

Eramine utilizará allí un método de extracción directa de litio desarrollado por el grupo Eramet en Francia. A diferencia del método convencional y más difundido de obtención de litio por evaporación del agua en superficie, la tecnología de DLE desarrollada por Eramet implica la extracción de la salmuera del salar para su procesamiento químico en una planta. Es un proceso que permite reciclar hasta el 60% del agua insumida, por lo que requiere menos agua que con los métodos convencionales por evaporación. «Es una tecnología más amigable con el ambiente y eficiente», explicó Gimenez Zapiola.

La planta de Eramine en Centenario-Ratones.

La inversión total en el proyecto ascenderá a más de US$ 800 millones. De esa cifra, US$ 318 millones fueron absorbidos por proveedores en el país. Las instalaciones se ubican a 316 kilómetros de la capital de Salta, en el departamento de Los Andes, a 4000 metros de altura sobre el nivel del mar. El proyecto tendrá una vida útil productiva mayor a 40 años.

Respaldo al RIGI

La orientación que el presidente Javier Milei le está imprimiendo a la economía argentina despierta expectativas en el extranjero. Gimenez Zapiola celebró que el país este discutiendo un régimen para fomentar las inversiones. “Eso es inédito en la Argentina política de los últimos años, aplaudo que el Congreso debata esto”, afirmó.

Para el delegado de Eramet en el país la falta de volumen político del oficialismo en el Congreso y las gobernaciones es un dato que se tiene en cuenta en la medida que embarra la discusión del RIGI. “La oposición se está midiendo con el oficialismo y el oficialismo con sus propios aliados. Es difícil hacer un análisis específico y enfocado en el RIGI sin ver todo esto, pero aplaudo que esta discusión esta sucediendo”, analizó.

Déficit en infraestructura

Las empresas siguen analizando y discutiendo la letra chica del RIGI tras la obtención del dictamen para la Ley de Bases en el Senado. Gimenez Zapiola no duda que la aprobación del régimen hará que haya más proyectos mineros de litio y cobre, pero advierte que no esta habiendo suficiente discusión sobre cómo construir la infraestructura que será necesaria para ejecutar nuevos proyectos.

El freno a la obra pública explica en buena medida esa preocupación. “Creo que hay un potencial cuello de botella que la Argentina necesita resolver, que además es una gran incógnita hoy, porque el gobierno tiene una posición tomada respecto a la infraestructura, que quede en manos de los privados”, dijo.

“Necesitamos sentarnos Nación, provincias y empresas de las distintas industrias en una mesa para ver cómo resolvemos esto y poder aprovechar a pleno las oportunidades. La industria minera no puede desarrollarse sin infraestructura”, concluyó.

, Nicolás Deza

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Carlos Pascual: “El desarrollo de Vaca Muerta esta entre los más competitivos a nivel global”

Para Carlos Pascual el mundo está viviendo un tiempo difícil, un período desafiante como ninguno otro que haya visto antes. El vicepresidente senior de Energía Global y Asuntos Internacionales de S&P Global Commodity Insights enumera frente a una audiencia en el Hotel Hilton de Puerto Madero las cinco claves geopolíticas que están definiendo el escenario global: la polarización política en Estados Unidos, el conflicto entre el gigante norteamericano y China, las necesidades de los países en vías de desarrollo desoídas por las potencias, la guerra entre Rusia y Ucrania y el futuro de Gaza en la guerra entre Israel y Hamas. Son conflictos que ponen en duda la capacidad del mundo de continuar con la transición energética y garantizar la seguridad energética a la vez.

Pascual lleva mucho tiempo observando y trabajando sobre el escenario mundial. Primero desde la diplomacia estadounidense: fue embajador en México y Ucrania. Posteriormente, la entonces secretaria de Estado, Hillary Clinton, le encomendó crear y dirigir una subsecretaria en Recursos Energéticos dentro del Departamento de Estado para posicionar a EE.UU. en la discusión global en torno a la transición energética. Tras dejar la diplomacia se incorporó a IHS Markit, la empresa de servicios informativos que se fusionó con S&P Global en 2022.

Carlos Pascual, vicepresidente senior de Energía Global y Asuntos Internacionales de S&P Global Commodity Insights.

Tras finalizar su exposición en el Foro de Energía de Argentina organizado por S&P Global, Pascual recibió a EconoJournal para ahondar en los principales temas de la agenda política y energética global y el valor de la Argentina en el escenario mundial.

Comenzaste la presentación diciendo que estamos viviendo un tiempo difícil, en el sentido de los conflictos geopolíticos y cómo están afectando a la transformación histórica en términos energéticos y económicos que esta aconteciendo a nivel global. ¿Cuál es el conflicto principal?

Más que un conflicto principal, lo que hemos visto es un deterioro del orden internacional que le dio al mundo un medio para avanzar en materia de seguridad, política y economía por 70 u 80 años. Ese orden internacional ha explotado en algún sentido, no hay la confianza en los sistemas políticos, de seguridad y económicos que teníamos anteriormente, y al mismo tiempo estamos tratando de hacer una transformación que es histórica en su nivel y extensión. En un periodo de ahora al 2050 estamos tratando de hacer un cambio total en los sistemas energéticos del mundo. Hacerlo en un ambiente en donde el sistema de orden que tenemos para guiarnos se ha deteriorado, en donde tenemos conflictos significativos que están entonces creando más polarización globalmente, hace todavía más difícil atraer el tipo de unidad política y de inversión económica que es necesaria para ser exitoso. Por eso es que es tan desafiante, porque por un lado sabemos que lo tenemos que hacer, pero por otro, las condiciones políticas y económicos globalmente no necesariamente nos están ayudando.

-La relación entre China y Estados Unidos se ha tornado conflictiva. ¿Hay algún acuerdo entre estas naciones para evitar una escalada mayor?

El acuerdo es más sobre la necesidad de mantener contacto entre los dos países. Lo que estábamos viendo es que los contactos de alto nivel, entre los presidentes pero también entre los secretarios y ministros de los dos países, no estaban conversando. Por ejemplo, al nivel de los ministros de Relaciones Exteriores y de Defensa de los dos países. Esa falta de tener una comunicación regular aumenta todavía el peligro de que si algo negativo pueda acontecer, se pueda hacer todavía algo más grande y salir afuera de control. Creo que llegar a un acuerdo entre los dos presidentes, que teníamos que cambiar ese ambiente, era absolutamente esencial. Una de las áreas en donde se han enfocado, en donde piensan que puede haber posibilidad para poder avanzar es en la parte energética. Yo fui a China en diciembre del año pasado, inmediatamente después del COP 28 (Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático). Uno de los mensajes que se había transmitido particularmente del lado chino era que nos apareció que las compañías chinas recibieron más libertad para poder tener contacto con compañías de Estados Unidos. En el COP28 lo vimos en un evento en particular con el exsecretario de Estado de Estados Unidos y negociador de cambio climático, John Kerry con Xie Zhenhua, la persona que era el negociador de cambio climático para China. Tuvieron un evento para hablar de la importancia de la cooperación entre Estados Unidos y China sobre temas como metano, lo tomaron como un ejemplo específico. El mensaje era que esto es algo que sí podemos lograr, poder eliminar las emisiones de metano. Que tenemos que mantener la transparencia en las emisiones en nuestros dos países, pero globalmente también para poder lograrlo. Lo que oí en China cuando yo estuve ahí es un interés enorme en temas que están al centro de la agenda de transición energética en EE.UU, como Hidrógeno y captura de carbono. Temas que para China son importantes y lo que estaban tratando de entender es cuál es el mercado, si lo pueden lograr a dónde lo venden, y cómo crearlo en una manera que pueda ser comercialmente viable. Que es exactamente la misma pregunta que muchas compañías están haciendo en EE.UU. Y ahí abrimos la posibilidad de seguir avanzando entre, por ejemplo, nuestra compañía S&P y Chinese National Petroleum Corporation (CNPC) para ver si podíamos cooperar e intercambiar ideas. En el Cera Week, la conferencia que nosotros tenemos cada año en marzo, tuvimos un intercambio con ellos para comparar dónde estamos. En diciembre hay una conferencia grande en China que tiene CNPC en la que participaré. Vamos a tener unos side meetings ahí, particularmente sobre los temas de metano, para comparar cuáles son las acciones que se están aprendiendo. Creo que hay posibilidades y se tienen que utilizar. Creo que el mensaje en general de mantener contactos es importante, porque el ambiente político en EE.UU. se ha puesto más difícil con las elecciones. Porque no es popular dentro de Estados Unidos en el proceso de las elecciones tener una conversación con China. Es un riesgo que está tomando Biden. Pero es un ejemplo donde está poniendo por encima la importancia de seguridad nacional sobre el beneficio inmediato de estar contra China en el proceso de elecciones. Que no quiere decir que no vaya a tomar acciones, porque lo esta haciendo, en los aranceles recientes, por ejemplo.

-¿Cómo el resultado electoral en Estados Unidos puede afectar la dinámica de la relación con China?

Que vaya a seguir tensión entre Estados Unidos y China, mismo que sea el próximo presidente Joe Biden o Donald Trump, eso no me queda duda. La tensión va a seguir. Y los temas sobre semiconductores que mencioné anteriormente, comercio en Taiwán y el mar sur de China, van a seguir. Creo que la diferencia va a ser si, dependiendo del presidente, si ven la importancia de poder seguir un diálogo constructivo para reducir el nivel de riesgo. Y creo que en la parte de energía y cambio climático probablemente sería la diferencia más grande entre Biden y Trump. Biden por sus razones filosóficas y la manera que ve el mundo, va a seguir subrayando la importancia de cooperar sobre energía y particularmente ver qué se puede hacer sobre cambio climático, porque si los dos emisores principales no pueden cooperar, el mensaje para el resto del mundo es por qué trato. Ven la importancia, no solamente simbólica, pero en sustancia de poder mantener una cierta actividad y cooperación en la parte de Estados Unidos y China en cambio climático. La administración de Trump no le da importancia a ese tema.

-Putin viajó a China hace poco para afianzar la relación estratégica. ¿Cómo esa alianza puede incidir en los mercados energéticos globales?

Es una relación interesante, particularmente pensando en su evolución a lo largo de los años. Cuando empezó, era una relación entre iguales y en un sentido casi Rusia se sentía como el país con más poder y más influencia en la relación. Hoy es totalmente lo opuesto. China realmente es el país que tiene la capacidad para decidir la dinámica de la relación, y Rusia es el país que depende de China para el apoyo comercial, científico, económico y de seguridad. En la parte energética, se puede notar particularmente en la insistencia de Rusia que China se comprometa a una expansión del ducto de gas entre Rusia y China. China no ha tomado esa decisión. Para Rusia eso es importantísimo, porque cuando Rusia cortó la exportación de gas natural producto a Europa, fue su mercado principal. Cortaron alrededor de 120, 125 bcm por año en las exportaciones y no tenían para dónde mandarlo y no tenían la capacidad de aumentar la exportación de GNL porque la tecnología principal estaba con Shell y Total y ellos habían retirado las inversiones. Para Rusia esto se ha hecho un tema fundamental. Para China, poder importar petróleo de Rusia a un precio reducido, importar gas cuando quieran importar el gas, es realmente un beneficio económico y lo han utilizado y explotado cuando ha sido conveniente para China. Pero lo interesante para China es la lección que han aprendido, no quieren aumentar la dependencia ni de un país ni de una ruta para abastecer los mercados de energía. Por eso es que ha invertido tanto en energía renovable. Hoy China invierte cuatro o cinco veces más que Estados Unidos y más que Europa en energía renovable. Siempre oímos de China y el uso de carbón, han aumentado el nivel de inversión en carbón, pero lo tienen en un mercado de capacidad. Lo hicieron cuando vieron el aumento del precio de gas natural en el 2022, cuando Rusia cortó las exportaciones a Europa y esta entró en una competencia con China y el resto de Asia para todo el gas natural que podían obtener. La reacción de China fue vamos a crear más capacidad para utilizar carbón para generar electricidad, porque no se puede arriesgar que le corten el gas. La prioridad de la seguridad energética. No querían ser completamente dependientes de otro país como Rusia. Entonces están balanceando la cantidad que están importando a través de Arabia Saudita. No importa tanto el gas natural de ahí, pero el petróleo sí. Pero lo que también han hecho es avanzado las inversiones de Arabia Saudita en China para la producción de petroquímica, para que Arabia Saudita tenga un interés en China. Que no esté Arabia Saudita en una situación en donde tenga el incentivo de cortar su relación comercial con China porque ellos también tienen un interés ya invertido allí.

-Mencionaste el carbón en China. Algunos países en Asia no quisieron firmar un compromiso en las últimas COP para la eliminación del carbón. Al mismo tiempo, se habla del gas como la opción para reemplazar el carbón y así reducir las emisiones. ¿Cuáles son las restricciones institucionales y económicas que hacen difícil la transición del carbón al gas natural en Asia?

Para entenderlo uno tiene que empezar con China e India. Un tercio de la población del mundo está ahí entre los dos. Ya platicamos de la importancia de la nversión en energía renovable en China, invierten más en eso que cualquier otra cosa. Pero para mantener y seguir con inversiones en carbón, tuvieron que crear un mercado de capacidad, en el sentido que le están pagando a los que han construido esas plantas para mantenerlas en caso que sean necesarias. Lo hicieron porque cuando China demando que esas plantas fuesen construidas, la reacción inmediata del mercado fue que no querían porque se iban a utilizar muy poco, y tuvieron que crear un mercado de capacidad para poder hacerlo. Te dice algo de la reacción de China, que quiere asegurar tener un plan B, una alternativa, si en el futuro hay medidas políticas y económicas que se tomen en su contra, que ellos se puedan aislar del tipo de impacto que las sanciones tuvieron en Rusia al principio de la implementación de las mismas en el 2022. La situación en India es un poco diferente. Su preocupación es que, pese a todo lo que están aumentando el uso de energía renovable, particularmente solar, no lo pueden aumentar lo suficientemente rápido para poder decir que pueden eliminar el uso de carbón y por eso han tomado una meta de cero de emisiones para el 2070. En países como Indonesia es interesante. Tienen un programa que se llama Just Energy Transition Program, avanzado por el G20 y con financiamiento de 20 mil millones de dólares para la transición del uso de carbón a energía renovable. Pero para poder avanzar necesitan inversiones en las redes, en transmisión, en distribución. No tienen financiamiento para esa parte, tienen financiamiento para la generación. Entonces, lo que están tratando de hacer es utilizar el gas natural en su proceso de transición, empezar el proceso de reducir las emisiones, reconociendo que tienen que seguir con las otras inversiones en la red y en transmisión y distribución. El otro problema es que es un país de 17 mil islas. Cómo utilizar energía renovable en una manera efectiva en tantos lugares al mismo tiempo ha sido otro reto. Entonces, lo que estamos viendo es que cada país tiene una situación distinta y dependiendo del país, cuando uno mira una comparación en el uso de gas natural para la transición de carbón a otra cosa y lo comparas con, vamos a decir, energía solar y baterías, dependiendo del costo del capital, del costo del gas, la infraestructura que tiene, en algunos la solución inmediata, o en cinco años, debería ser solar y baterías. En otras, la solución será gas natural. La otra parte que importa es qué estás tratando de proteger. El ejemplo de Brasil ahora en Río Grande del Sur. Un desastre que han tenido, en donde el derrumbe es por cambio climático y el impacto que ha tenido en las inundaciones. ¿Cuánto tiempo durará el desastre? ¿Meses? ¿Año y pico? Entonces, si tu solución ahí era solamente energía renovable y baterías, tienes un problema. Si puedes utilizar gas natural, que es algo que pueda abastecer el mercado por algo que sea más que ocho horas, que es lo máximo que puedes tener con una batería al día de hoy, entonces tienes otro tipo de solución. Lo que estamos viendo ahora es que cada país tiene que hacer una evaluación, no solamente de cuál es la energía más barata, pero cuál es la solución sistemática para el sistema energético que pueda ser más barato y sostenible, y que pueda mantener la seguridad y la competitividad también. Cuando lo pones en ese contexto, las soluciones se hacen más complicadas, porque no es solamente lo más barato. Tengo que tener seguridad porque tiene que ser accesible. Tiene que ser sostenible para el futuro. Tiene que ser asequible, que la gente pueda afrontar el pago de esa energía. Finalmente que lo que estás haciendo pueda ser competitivo para la nación y para las empresas, que puedan crear trabajos y vender el producto.

-En este contexto global, ¿cuál es el valor de Argentina en particular?

En este proceso de transición energética, Argentina es uno de los países que pueda ser proveedor de todos los recursos que son necesarios para su país, para la región y en mercados globales. En gas natural y petróleo hemos visto que el desarrollo de Vaca Muerta esta entre los más competitivos a nivel mundial. La naturaleza de la producción del shale ofrece algo que se pueda aumentar y bajar la producción dependiendo de las condiciones del mercado, que es una ventaja en el mercado que tenemos el día de hoy. He platicado anteriormente sobre la importancia de la energía eólica dentro de este país que puede ser un beneficio enorme. El litio que existe aquí se está empezando a explotar. El procesamiento creo que puede ser otra área. Cuando pensamos sobre la refinación, que el día de hoy refinación quiere decir gasolina y diésel y jet, pero para el futuro la refinación quiere decir otras cosas como el procesamiento del litio, que va a ser fundamental para las cadenas de valor de transición energética. Esto implica potencial económico para este país, potencial para abastecer mercados con los vecinos, particularmente Brasil y Chile, para el futuro y para poder abastecer mercados. La región en donde se encuentra más litio en todo el mundo después de Australia es en esta área. Creo que el potencial para la Argentina es importantísimo y refuerza la importancia de poder seguir con las reformas que se están avanzando ahora para llegar a ese punto en donde la Argentina tenga la estabilidad necesaria para poder seguir atrayendo inversión doméstica e internacional.

-En materia de nearshoring en el continente americano, ¿hay alguna iniciativa regional para traer esas cadenas de valor a todo el continente o todavía es algo que están aprovechando algunos países puntuales como México?

La dinámica política está cambiando particularmente influida por la tensión entre Estados Unidos y China. Como habíamos platicado, no creo que eso va a cambiar dependiendo del resultado de las elecciones en Estados Unidos. Esa dinámica está impulsando una reconsideración de las cadenas de valor globalmente. El beneficio principal, el primero, ha sido en el sureste de Asia porque ha sido lo más fácil para relocalizar esas cadenas, pero la intención es acercarlas más cerca a casa. Aquí sí creo que hay un potencial enorme para América Latina y aquí los recursos hacen una diferencia también. Donde se encuentra litio y cobre es aquí en Sudamérica. El potencial para el procesamiento en esta región creo que es grande también. Lo que falta es el nivel de actividad, particularmente en la parte de Estados Unidos, en recursos y el impulso para la inversión que tiene que venir. Aquí, cuando uno empieza a comparar la iniciativa que se llama Belt and Road Initiative de China y las herramientas que tiene Estados Unidos entre Development Finance Corporation y el Ex-Im Bank, no hay mucha comparación. Realmente China está invirtiendo más dinero que Estados Unidos. Si Estados Unidos quiere encontrar que su retórica resulte en acciones que puedan ser competitivas frente a los impulsos de China entonces va a tener que cambiar la tendencia de inversión, que todavía a este punto no ha hecho.

-Un dato interesante de las últimas dos COP en Emiratos Árabes Unidos y Egipto es que son dos países que están construyendo centrales nucleares de distintos proveedores. La energía nuclear esta entrando en países en vías de desarrollo nuevamente. ¿Qué estás viendo ahí?

Son dos países con características muy distintas. No voy a comentar sobre Egipto porque honestamente no sé el estatus que tiene el desarrollo del programa nuclear ahí. En los Emiratos, uno de los compromisos fundamentales que asumieron es que todo el uranio que usen luego va a ser reprocesado en otro lugar. En Francia particularmente ahora, y si Estados Unidos eventualmente va a llegar ahí es otra cosa. Y se han comprometido a no mandarlos a Rusia. Lo que estamos viendo es que la energía nuclear puede ser una herramienta de cero carbono que puede contar por alrededor del 20% de la generación de energía eléctrica globalmente. Si quitamos la posibilidad del uso de energía nuclear del marco de transición energética pues no solamente se hace más difícil pero es casi imposible ver cómo llegamos a las metas que tenemos. La innovación en energía nuclear particularmente con lo que llaman los Small Modular Reactors se ha hecho importantísimo por dos razones. Uno es que es un sistema cerrado que le da más seguridad y segundo porque tienes la capacidad de potencialmente utilizarlo en lugares que son difíciles de llegar, en donde a lo mejor pueden tener un costo que sea más alto que la red. Pero si esos lugares son áreas tan extremas que la alternativa es no tener energía, el costo alto de energía puede ser más barato que no tener energía. Entonces aquí se empiezan a abrir alternativas que son interesantes, por eso estamos viendo el nivel de interés y de inversión en la innovación de energía nuclear, particularmente en los Small Modular Reactors. Para entender cómo se pueden utilizar no necesariamente para la red, pero utilizarlo en distintas áreas que sean remotas, y también utilizarlo como un backup cuando sea necesario.

, Nicolás Deza

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YPF avanza en la aplicación del modelo Toyota en la industria petrolera

El presidente y CEO de YPFHoracio Marín, fue recibido por el presidente de Toyota ArgentinaGustavo Salinas, en la planta de la automotriz en la localidad de Zárate. Este primer encuentro les permitió a las autoridades de YPF conocer la implementación del Toyota Production System (TPS), el método productivo de mejora continua que le permite a Toyota ser una empresa modelo de productividad y sustentabilidad a nivel mundial. Esta visita forma parte de las metas que fijo Marín para la compañía quien, en el Vaca Muerta Insights -evento energético organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal- adelantó que uno de los objetivos era aplicar la industria automotriz en la industria petrolera y hacer que la construcción del pozo sea igual a la construcción de un automóvil.

Modelo de trabajo

El TPS es una filosofía de trabajo desarrollada a lo largo de la historia de Toyota que se ha estudiado en todo el mundo. Es una manera de hacer que tiene como pilares el justo -a-tiempo y el “Jidoka” que puede traducirse como “automatización con un toque humano”. Se basa en la premisa de facilitar el trabajo a las personas eliminando la “muda”, es decir, los procesos inútiles, lo que no contribuye al objetivo final, siempre buscando la mejora continua o “Kaizen”, según precisaron.

El TPS se aplica en todas las áreas de Toyota, desde la producción hasta el servicio al cliente. Y es adaptable a cualquier proceso productivo o administrativo. Toyota Argentina colabora con otras empresas y organizaciones para aplicar el TPS en sus propias actividades. YPF Luz es una de ellas, que lo incorporó en 2021 y ha obtenido importantes mejoras en sus procesos de compras, comercio exterior y entrega de materiales.

“En el marco del Plan estratégico que anunciamos en YPF buscamos hacer foco en la definición de estándares de clase mundial para ser eficientes, reducir los costos y aumentar la productividad. Para lograr ese objetivo vinimos a Toyota, con quienes nos une un vínculo estratégico, con la finalidad de conocer y aprender de ellos a partir de la metodología de TPS”, afirmó Horacio Marín, el presidente y CEO de la compañía.

La visita

Según indicaron desde las compañías, esta visita reafirma el compromiso y la alianza que une a ambas compañías, que tienen una larga historia como socios estratégicos, trabajando juntos y acompañando la evolución tecnológica. “Desde 2018, venimos desarrollando junto a YPF diferentes ejes estratégicos que abarcan desde la provisión de energía eléctrica renovable hasta el suministro de combustibles y la participación conjunta en actividades de motorsports. La implementación del Toyota Production System (TPS), con el que venimos trabajando junto a otras empresas e instituciones, nos permitirá afianzar esta alianza y seguir explorando nuevas oportunidades de colaboración entre ambas compañías”, afirmó Gustavo Salinas, presidente de Toyota Argentina.

YPF es el proveedor del combustible y lubricantes para el primer llenado de todos los vehículos Toyota y para la flota propia a través de YPF Ruta. También, Toyota recomienda la utilización de INFINIA en sus vehículos porque tiene certificación TOP TIER, supera los máximos niveles de calidad y permite el mejor desempeño de los motores más exigentes.

Este vínculo con Toyota se extiende también a los equipos de competición. YPF LUZ es su proveedor de energía eléctrica, acuerdo que le permitió a Toyota ser la primera empresa en fabricar sus autos con electricidad 100% renovable.

, Redaccion EconoJournal

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EXCLUSIVO: Las tarifas de electricidad aumentarán en junio entre 65% y 85% como mínimo para usuarios de ingresos medios y bajos

El gobierno elevará el precio estacional de la energía a $57.214 por megawatt por hora (MWh) para todos los usuarios residenciales de electricidad, pero a los hogares de ingresos bajos (Nivel 2) y medios (Nivel 3) les aplicará sobre ese valor una bonificación del 71,9% y 55,9%, respectivamente. Una vez hecho el descuento, el valor de la energía mayorista para un hogar N2 trepará un 439% (de $2981 a $16.074 por MWh) y el impacto en la factura será de al menos el 65%, mientras que para un hogar N2 la suba del componente mayorista será de 571% (de $3756 a $25.219) y el impacto final llegará como mínimo al 85%.

Debido al congelamiento que arrastra el componente mayorista de la electricidad desde el año pasado, su incidencia actual en la tarifa de los N2 y N3 se ubica actualmente en torno al 15%. Es por eso que la factura final subirá como mínimo entre 65% y 85%, respectivamente. El problema es que ese porcentaje se aplicará sobre una base sustancialmente más alta a la que los hogares más pobres venían pagando en febrero porque ya debieron afrontar una suba de 500% en los márgenes de distribución y transporte que provocaron un ajuste en la tarifa final que estuvo en torno al 300%.

Ministro de Economía, Luis Caputo.

Topes al consumo

Economía tomó además la decisión de topear el consumo subsidiado de los usuarios de bajos ingresos, para los cuales hasta ahora no existía ningún límite. Por lo tanto, los N2 pagarán ese precio mayorista bonificado solo por los primeros 350 kWh mensuales. El resto del consumo se calculará a $57.214, un 1819% más de lo que venían pagando hasta ahora por el componente mayorista.

Los hogares de ingresos medios sí tenían un tope que era de 400 kWh mensuales y que ahora se reducirá a 250 kWh. Por lo tanto, la suba del 85% terminará siendo sustancialmente mayor para los que consuman electricidad por encima de ese tope.

En esta ocasión, los menos perjudicados por el aumento son los usuarios de altos ingresos (Nivel 1), el 35 por ciento de los hogares, porque ya venían pagando la energía mayorista a un precio sustancialmente mayor que el resto. Para ellos el precio de ese componente trepará 28,8% (de $44.401 a $57.214), lo que implica un impacto de cerca de 10% en la factura final.    

Cambio de modalidad

El anuncio implica un cambio en el modo en que se visualizan los subsidios. Hasta ahora, la energía mayorista tenía un precio diferencial de acuerdo a la segmentación. Sin embargo, en el Anexo 1 de la resolución que se publicará en las próximas horas se fija un único precio de la energía mayorista y se aclara con un asterisco que “para los usuarios residenciales categorizados como N2 y N3, al valor consignado, se le aplicará la bonificación fijada por la Secretaría de Energía”.

Esa bonificación figura en la resolución 90/2024 firmada por el secretario de Energía Eduardo Rodríguez Chirillo. En el inciso b del artículo 4 dice que “los consumos base de los usuarios del Nivel 2 tendrán una bonificación del setenta y uno coma noventa y dos por ciento (71,92%) sobre el precio definido para el Segmento N1. El consumo excedente de los usuarios del Nivel 2 será valorizado al precio definido anteriormente para N1”.

A su vez, en el inciso c del mismo artículo dice que “los consumos base de los usuarios del Nivel 3 tendrán una bonificación del cincuenta y cinco coma noventa y cuatro por ciento (55,94 %) sobre el precio definido para el segmento N1. El consumo excedente de los usuarios del Nivel 3 será valorizado al precio definido anteriormente para N1”.

Esta nueva modalidad ya había sido anticipada en el artículo 5 del decreto 465/2024 publicado el martes pasado con el que el ministro de Economía Luis Caputo dejó sin efecto el tope anual de aumentos para los usuarios de ingresos medios y bajos. Allí se facultaba a la Secretaría de Energía a “aplicar a los usuarios de las categorías denominadas Nivel 2 y Nivel 3 del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) descuentos sobre el componente Energía que se traslada a las tarifas finales correspondientes a la categoría residencial. A tal efecto, la Autoridad de Aplicación podrá fijar el nivel de los descuentos o bonificaciones que recibirán los beneficiarios durante el Período de Transición”. El período de transición fue figado por 6 meses con la posibilidad de ser extendido por otros 6 meses más.

Reducción de subsidios

Tal como anticipó Econojournal el sábado, el gobierno tomó la decisión de recortarle los subsidios a los usuarios Nivel 2 y Nivel 3 luego de analizar un informe interno donde se advierte que el costo fiscal por seguir manteniendo congelado el precio mayorista de la energía para el 65% de los hogares iba a trepar a US$ 650 millones mensuales durante junio, julio y agosto.

Esos US$ 1950 millones no contemplan la licitación de urgencia que realizó Cammesa la semana pasada para comprar 12 barcos con combustible líquido en medio de la crisis que provocó la falta de gas, ni el buque de Petrobras que se contrató sin licitación y que casi termina sin descargar por un problema con la carta de crédito. Por lo tanto, está claro que ese monto es una proyección conservadora porque la cuenta terminará siendo mayor.

, Fernando Krakowiak

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YPF logró el récord de etapas de fracturas por set en Vaca Muerta: la razón por la cual la actividad mostró una leve caída durante mayo

Con 1584 etapas de fractura, el mes de mayo volvió a arrojar cifras positivas en la actividad de Vaca Muerta. Si bien el número es menor a las 1600 registradas en abril, la producción arrojó un aspecto positivo en vistas al futuro de la industria.

Se trata de YPF, que logró el récord de etapas de fracturas por set: fueron 283 a través de Halliburton, las cuales se acercan a las 290 que busca alcanzar desde hace tiempo la compañía con control estatal.

Los datos se desprenden del informe que presenta mes a mes Luciano Fucello, country manager de la empresa NCS Multistage, quien precisó que este hito “no debe tomarse como un número teórico”, dado que no todos atraviesan estas condiciones. Sin embargo, sí permite prever que los límites técnicos pueden estirarse.

Multiplicando esa cifra por los 10 sets de fracturas que hay en Vaca Muerta son 2830 etapas de fractura. Es un caso extremo, repito, hoy no están todos en esas condiciones”, explicó Fucello a EconoJournal.

“El promedio de etapas por set de fractura es alrededor de 180. Eso es la eficiencia promedio, 180 etapas por mes. El límite que YPF había visto hace ya un par de años lo está logrando”, agregó.

Baja en la actividad

Respecto a la leve merma registrada durante mayo, la movilización de un set de fractura de Halliburton ocasionó esa pequeña baja en la actividad: se trata de un set -que habitualmente opera para Shell, Chevron y otras compañías- que fue derivado para realizar el Pozo Maypa X-1 del proyecto Palermo Aike en Santa Cruz.

“Eso se hizo sentir a la hora ver las etapas totales en Vaca Muerta. Un set de fractura hace más de 200 etapas al mes, y a este se lo movilizó para hacer tres etapas en el Maypa X-1. También muestra lo al límite que está el equipamiento, porque si se quiere hacer un pozo exploratorio en algún otro lugar, se cae considerablemente la actividad”, indicó Fucello.

Luego precisó: “Fueron 200 etapas que no se hicieron en Vaca Muerta (podría haberse registrado un récord) y un set que se movilizó para hacer un pozo exploratorio. Si bien hubo grandes avances a la hora de perforar los pozos de Vaca Muerta (se perforan más rápido, más largos, más finitos), hoy en día el cuello de botella está en la cantidad de equipos que hay disponibles”.

“En la cuenca hay 34 equipos de perforación en total. De los cuales este año se van a traer dos nuevos de afuera. Y dos equipos que estaban para convencional se los va a acondicionar para poner en Vaca Muerta, entonces se espera que hayan 38. Previendo este aumento de actividad, si no se traen equipos de perforación los set de fractura se van a quedar sin pozos para poder fracturar”, completó Fucello.

Ranking de fracturas

En mayo, precisamente en el detalle de las compañías operadoras, YPF se posicionó en el primer lugar con 750 fracturas, seguido por Vista, con 185 punciones, Tecpetrol con 175 y Pluspetrol con 142.

El resto del listado lo completan Tecpetrol con 175 etapas, Pluspetrol con 142, Phoenix con 120, Shell con 113 y Pan American Energy con 99.

Halliburton, por su parte, fue la compañía de servicio con más etapas registradas (615), seguida por SLB (433), Tenaris (295), Weatherford (142) y Calfrac (99).

, Mauricio Luna

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Bertotto Boglione participó de la Expo San Juan Minera

Por décimo año consecutivo, se llevó a cabo la Expo San Juan Minera, uno de los encuentros más importantes del sector. En esta edición hubo más de 22.000 personas de todo el país, autoridades nacionales y provinciales, y comitivas internacionales provenientes de España, Perú, Chile, Brasil, Polonia, Canadá, Estados Unidos y Alemania.

La minería es uno de los pilares estratégicos para el crecimiento sostenible de nuestro país. Existen innumerables proyectos en diferentes etapas, puntualmente en San Juan hay varios de cobre muy avanzados como Josemaría, Filo del sol, Los Azules, Pachón, entre otros.  Veladero de oro y plata. En litio, hay tres proyectos en producción y una veintena con diferentes grados de avance. Este contexto favorece a la cadena de valor metalmecánica, de la que Bertotto Boglione forma parte.

María Rosa Miguel, vicepresidenta de la empresa cordobesa, resaltó la importancia de ser parte, con foco en la conexión con potenciales clientes, sus necesidades y la proyección de sus inversiones. “Ellos tienen la visión de la realidad del día a día de los proyectos y nosotros podemos colaborar en instancias que nos permitan desarrollar más y mejores soluciones”, afirmó la directiva.

Por otro lado, María Rosa Miguel resaltó el innegable valor del combustible en las diferentes etapas de un proyecto minero: “Proveemos diferentes soluciones para el almacenamiento y despacho de diésel, estas operaciones se realizan en su mayoría a más de 4.000 metros de altura, al pie de la cordillera, y con temperaturas varios grados bajo cero, con lo cual deben respetar estrictas regulaciones”.

El rol de los insumos en el sector

Además de combustible, dependiendo del proyecto, se requiere también almacenamiento de otro tipo de productos químicos necesarios para el proceso. “Éstos se desarrollan con el cliente, donde nuestro equipo de ingeniería es muy relevante para entender cuál es la solución adecuada para el tipo de producto, manipulación y las condiciones ambientales donde se utilizará”, sostuvo la vicepresidenta de Bertotto Boglione.

A ello agregó: “Nuestros productos en este sector, en su gran mayoría, no son estándar, como se explicaba anteriormente, se desarrollan para brindar una solución específica y que varía de acuerdo al producto que se almacenará, al uso y las condiciones ambientales. Se trata de elementos únicos desarrollados y fabricados para satisfacer una necesidad”.

Bertotto Boglione: objetivo comercial en Expo San Juan

Eventos como el que se desarrolló en San Juan tienen por objetivo la presencia comercial y técnica permanente en la zona, lo que permite relevar las necesidades de los productores y, así, ofrecer la solución adecuada.

“El diferencial de Bertotto Boglione es justamente ese: entender la necesidad de almacenamiento fija o móvil y ofrecer la solución adecuada en cada caso, teniendo como fortaleza el equipo de ingeniería especializado para hacerlo. En estas soluciones el cuidado ambiental siempre debe estar presente en el diseño y fabricación”, sentenció María Rosa Miguel.

La directiva agregó que “el gran potencial del sector requiere de inversiones para despegar exponencialmente, estas inversiones requieren políticas claras y sostenibles en el tiempo, seguridad jurídica e impositiva, adecuación laboral y previsibilidad cambiaria”.

Finalmente, la vicepresidenta de la compañía cordobesa resaltó la proyección empresarial: “Es muy importante aprobar leyes que garanticen este contexto, para atraer esas inversiones y que derramen en el entramado productivo y social. En esto, es importante considerar que ese entramado está conformado por Pymes, motores de empleo genuino en todo el país, a las que también hay que incentivar con políticas que favorezcan la competitividad, generando un círculo virtuoso, ya que por la naturaleza de las Pymes reinvierten sus ganancias en el propio negocio generando más y mejor empleo”.

, Redaccion EconoJournal

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Soluciones de transporte para el sector minero y planes de descarbonización

Scania, la firma proveedora de soluciones de transporte se hizo presente en la Expo San Juan Minera, que tuvo lugar en esa provincia en el predio Cepas Sanjuaninas. Allí la compañía de origen sueco exhibió su camión XT Heavy Tipper 10×4, el modelo destinado y diseñado para la actividad minera. En el país, la firma es miembro firmante del Pacto Global de Naciones Unidas, adhiriendo a sus 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y a la Agenda 2030 por la lucha contra el cambio climático. Es por esto que Lucas Woinilowicz, gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios; y Julián Rosso, jefe de Ingeniería de ventas de Scania, en diálogo con EconoJournal, detallaron cuáles son los objetivos de la compañía para los próximos años, dieron cuenta de cuáles son sus proyectos destinados a la descarbonización y de la sinergia que existe con la actividad minera.

Woinilowicz aseveró: “Nos encontramos trabajando con soluciones diésel y queremos que los vehículos que lo utilizan consuman menos. En 2018 comenzamos a operar con vehículos a gas natural. Queremos generar esta masa crítica de vehículos a gas que tenemos hoy aprovechando la infraestructura, la matriz energética existente. Pero también comenzamos a plantear las soluciones con biometano, gas que se obtiene de la descomposición de la materia orgánica”.

Lucas Woinilowicz y Julián Rosso

El GNC como primer paso

El gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios explicó que el GNC, para el transporte, tiene grandes oportunidades porque permite aprovechar la infraestructura existente. En esa línea se refirió a la electrificación y consideró: “Hay que plantear todo el tema de infraestructura, reciclado, segunda vida, infraestructura de carga. Hay un montón de cosas que hay que solucionar. Y todo esto lleva inversiones extraordinarias, tiempo, marco legislativo que no existe. Todo esto lleva tiempo, años, discusiones y con el gas ya lo tenemos resuelto. La estrategia es comenzar con gas natural. Estamos parados arriba de Vaca Muerta, una fuente genuina de dólares, de inversiones”.

Biometano

Respecto a la posibilidad de alimentar la flota de Scania a través de biometano, Woinilowicz precisó que la mayoría de los municipios en todo el país posee su propia planta de líquidos cloacales y que eso representa un potencial de gas enorme que en su mayoría se ventea, se quema o libera sin quemar.

“La idea sería captar ese metano con un proceso de upgrading, para llevarlo a la calidad que necesita un vehículo para funcionar y a partir de ahí utilizar ese gas para mover un camión. La recolección de residuos o el transporte urbano de las ciudades se podría propulsar con los mismos residuos que genera la comunidad y esto permitiría un proceso de economía circular, un combustible carbono neutral, y con la ventaja de que podemos aprovechar la infraestructura existente”, planteó el ejecutivo de Scania.

También, informó que hoy hay mil camiones circulando por la Argentina -contando los de Scania y el resto de las compañías del segmento de transporte- que se encuentran funcionando a gas natural y que, por lo tanto, podrían funcionar con biometano en los próximos años. “Tenemos diésel que es el punto de partida. La transición va a ser con gas natural y el biometano es el combustible que nos va a permitir descarbonizar el transporte en la Argentina”, expuso Woinilowicz.

La sinergia con la actividad minera

Respecto a la minería y al uso de biometano y gas natural en los camiones, el gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios señaló que “habrá que evaluar cuales son las opciones porque a 4.000 metros de altura no hay estaciones de gas, ni gasoductos. Hay limitaciones técnicas para los vehículos entonces ahí quizás sí será conveniente buscar la mejor solución diésel, buscar el camión que menos consuma, con el conductor o conductora más capacitado y adaptar cada tipo de operación a la mejor opción posible”.

Asimismo, sumó: “Seguramente dentro de algunos años tendremos camiones 100% eléctricos alimentados por paneles solares alimentados por la misma mina que permitirán abastecer de energía a los camiones”.

Por su parte, Rosso brindó detalles del camión XT Heavy Tipper 10×4, que forma parte de la línea “Scania Heavy Tipper”, específica de la compañía para la minería. En ese sentido, el ejecutivo explicó que “los vehículos tienen componentes diseñados para el tipo de tarea del sector, en el que hay operaciones mucho más duras, y la disponibilidad es un factor crucial porque la productividad de la mina depende de la disponibilidad de los camiones”.

A su vez, exhibió que se trata del camión de mayor capacidad, con 71 toneladas brutas. “Es un camión de línea amarilla tradicional, con la ventaja de estar apañado con todo lo que es el sistema modular de Scania, la producción, la disponibilidad de repuestos, la posibilidad de atenderlo en cualquier sucursal de la marca sin ningún tipo de requisito especial”, afirmó Rosso.

Sobre el vehículo remarcó que la idea de la compañía fue tener un producto que sea competitivo no solamente a nivel de carga neta, sino que también tenga rapidez para circular dentro de la mina.

“Es un producto competitivo a nivel de carga por día. Es sencillo de mantener. Tiene compatibilidad con los camiones de ruta. La accesibilidad de repuesto, la facilidad de reparación es altísima. Hemos diseñado algo para la minería, pero haciendo uso de componentes de alta disponibilidad para darle respuesta a nuestros clientes”, aseguró el jefe de Ingeniería de ventas de Scania.

Por último, señaló que desde la compañía vienen poniendo foco en la minería y en el petróleo. “Hay un montón de vehículos de aplicaciones de suministro. Tenemos un amplio porfolio de productos para la industria. Tenemos muchísima presencia, trabajos con niveles de carga altísima donde la disponibilidad es clave”, finalizó. 

, Loana Tejero

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Los desafíos de garantizar la cobertura médica en la actividad minera

SAN JUAN (enviada especial)-. Hace ya 10 años, Emergencias, la empresa dedicada a la atención médica extra-hospitalaria, ofrece atención en Vaca Muerta y hace cinco apostó por la minería, la industria de los metales y el litio. La apertura hacia otros sectores comenzó en San Juan, cuando la firma ganó el primer contrato, para ofrecer servicio en el proyecto Josemaría, y luego siguió con Salta, Jujuy y Catamarca. En diálogo con EconoJournalIgnacio García Torres, director ejecutivo de la compañía; y Lucio Pisacane, jefe comercial de Operaciones Complejas de la compañía, detallaron cuáles son los desafíos y proyectos en materia de salud para acompañar el desarrollo del sector minero en el país.

García Torres advirtió que “el sistema de salud en la Argentina está atravesando un momento crítico. Se están replanteando las formas de cómo se financia el sistema y esto impacta en la capacitación, en los recursos médicos y de enfermería. Por eso debemos analizar cómo podemos aprovechar y potenciar la tecnología para poder implementarla en los campamentos mineros”.

Proyecciones

El director ejecutivo de la compañía indicó que la proyección es que en los próximos cinco años los médicos y enfermeros puedan atender a los trabajadores desde la ciudad, sin necesidad de trasladarse hacia la mina y así reducir el número de profesionales de la salud que se encuentran en los campamentos. “Se podría responder a la primera atención con telemedicina. Sería algo más eficiente y económico. Se puede llegar a aplicar. Hay que ver nuestro servicio a través de la tecnología que ya existe, de la Inteligencia Artificial (IA) para poder lograr una sinergia”, precisó el ejecutivo.

Ignacio García Torres y Lucio Pisacane

En esa misma línea, Pisacane planteó que “el gran desafío de la minería es ser rentable en el proceso de exploración y de prefactibilidad. Nosotros como compañía de salud tenemos que ser flexibles con eso y la tecnología nos da esa oportunidad. El poder cubrir las necesidades básicas de un colaborador de un campamento de forma remota. Eso va a dar un beneficio económico enorme”.

Desafíos

La compañía está presente en el proyecto Josemaría, un yacimiento de cobre, oro y plata, localizado en el extremo noroeste de la provincia de San Juan, en el departamento Iglesia. Para los próximos años se prevé que la iniciativa cuente con 7.000 personas trabajando en el proyecto. En base a esto, el director ejecutivo aseveró: “Nosotros debemos darle a toda esa gente la cobertura médica y eso va a requerir capital humano. También, infraestructura de medicina laboral que no hay. El centro de medicina laboral está dentro de nuestros proyectos. Montarlo para acompañar el crecimiento. Estamos viendo de ampliar todo lo que tiene que ver con la logística. Transportar 7.000 personas va a ser un desafío”, aseguró.

Iniciativas

Pisacane adelantó que se encuentran trabajando con la Fundación Emergencias, la parte académica de la compañía, en la capacitación del personal de salud en las comunidades.

“Capacitamos a los médicos y enfermeros de los hospitales del Departamento de Iglesia y eso es algo que va a continuar. Estamos en contacto con las autoridades de Calingasta para reforzar esto y planificar lo que va a ser la explosión de los campamentos en el corto plazo”, comentó el jefe comercial de Operaciones Complejas de la firma.

Nueva sucursal

La compañía inauguró el 23 de mayo una nueva sucursal en la ciudad de San Juan, ubicada en Brasil 37 Este. “Tenemos casa nueva en San Juan. Esto significa seguir invirtiendo en la provincia. Es compartir nuestra casa con nuestros clientes y proveedores y mostrarles también hacia dónde va nuestra compañía en los próximos cinco años en la provincia. Estamos esperando que salga el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Todas las empresas coinciden con esto”, expresó García Torres.

En esa línea, Pisacane afirmó: “La transición energética nos posiciona en un lugar estratégico para el mundo y también para nosotros como país. Lo hemos identificado y lo estamos acompañando. En el norte con el litio, en San Juan con la minería de metales. Se están dando las oportunidades que hemos estado buscando hace muchos años en esta industria”.

Por último, el director ejecutivo de Emergencias concluyó que “a nivel país la minería va a ser un motor grande de crecimiento esté el partido político que esté. Entendemos que los ingresos, las divisas, las grandes inversiones, van a estar en esta industria y la queremos acompañar”. 

, Loana Tejero

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Designaron a Verónica Staniscia como presidenta de la Cámara de Comercio Argentino – Holandesa

El pasado martes 7 de mayo se celebró una Asamblea General Ordinaria donde fueron elegidas las nuevas autoridades la Cámara de Comercio Argentino -Holandesa. Verónica Staniscia, gerente de Relaciones Corporativas de Shell Argentina, fue nombrada como la nueva presidenta de la Cámara.

Nueva Comisión Directiva

La nueva comisión directiva quedó integrada por Jorge Figueroa, como vicepresidente; Guido López, como secretario; Nicolás Boot, como tesorero; Sven Plederlet, como prosecretario Salentein; y Patricia Eindhoven, como protesorera Bago.

, Redaccion EconoJournal

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Gastón Gaudio, el ambicioso intermediario que promete destrabar la venta de los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta

ExxonMobil tomó el año pasado la decisión de vender sus yacimientos en el país para concentrarse en otros activos estratégicos a nivel global, como los que posee en Permiam y Guyana. EconoJournal informó en marzo que hay siete petroleras interesadas quedarse con las áreas emplazadas en Neuquén. La operación involucra a Qatar Petroleum, compañía estatal de ese país, que controla el 30% del paquete accionario de esos activos. Debido a ello, el ex tenista Gastón “El Gato” Gaudio, amigo personal del emir de Qatar, comenzó en las últimas semanas a contactarse de forma privada con referentes de las petroleras interesadas para ofrecerles agilizar la operación a cambio de una comisión por las tareas de intermediación.

Dos fuentes sin contacto entre sí confirmaron a EconoJournal que el último argentino en ganar el torneo de Roland Garros efectivamente comenzó a ofrecer sus servicios haciendo valer el estrecho vínculo con el emir Tamim bin Hamad Al Thani, el mismo que le puso la capa a Lionel Messi cuando Argentina ganó la Copa del Mundo en diciembre de 2022.

Al Thani le pone la capa a Lionel Messi en Qatar.

Cuando se contacta con las petroleras, Gaudio afirma que tiene un poder a nombre del Emir para destrabar el proceso de venta en favor de la empresa que le dé un porcentaje al extenista y a Qatar Gas. Quienes están detrás de los activos de Exxon son Pluspetrol, Tecpetrol, YPF, Pampa, Pan American Energy (PAE), Shell y Vista, que presentó una oferta conjunta con Geopark. «A nosotros nos consultó, pero Gaudio no tiene nada que hacer en este proceso de venta», señaló a EconoJournal el ejecutivo de una de las compañías interesadas. Consultados por este medio desde Exxon evitaron hacer comentarios.

Si bien la compañía estatal de Qatar no posee en rigor un derecho de preferencia para comprar el 70% que está vendiendo la petrolera norteamericana, las fuentes consultadas señalaron que su aval podría incidir favorablemente para concluir el proceso en favor de alguno de los interesados.  

ExxonMobil tenía la expectativa de recibir unos US$ 1000 millones por sus activos en Vaca Muerta, de los que se destaca Bajo del Choique, un campo con importantes reservas probadas de shale oil, pero no se destacarta que la cifra a la que se concrete la venta pueda llegar incluso a ser más elevada. Por lo tanto, cualquier porcentaje de intermediación supone una cifra millonaria.

Amigo y socio del emir

Gaudio es socio del emir en Baguales Mountain Reserve, un complejo exclusivo de ski ubicado a 60 kilómetros de Bariloche, donde en 2020 Agustín Crupi, amigo del extenista, murió sepultado por una avalancha. Además, Gaudio viene haciendo lobby para Qatar desde hace varios años.

En noviembre de 2016, el gobierno de Mauricio Macri firmó un memorando con Qatar para crear un fondo argentino-catarí por 1000 millones de dólares estadounidenses para obras de infraestructura en Argentina que incluía fondos de la Administración Nacional de la Seguridad Social (Anses). El encargado de llevar adelante las negociaciones fue Horacio Reyser, hasta entonces asesor con rango de subsecretario de Macri en inversiones extranjeras. A medida que avanzaba la negociación, Reyser fue compartiendo información privilegiada con Gaudio, quien a su vez se la reenvió a su socio y amigo Nicolás Rosendi.

Gastón Gaudio junto al emir de Qatar Tamim bin Hamad Al Thani

Con esa información, Rosendi comenzó a reunirse con empresarios argentinos para ofrecerles participar de las inversiones de Qatar Investment Authority y poner a disposición sus servicios, adelantándose a los acuerdos entre ambos Estados gracias a la información privilegiada que fue recibiendo de Gaudio. “Yo trabajo con gente de Qatar, pero nada oficial”, le dijo a Perfil el 22 de septiembre de 2016 Gaudio cuando se abrió una causa por los delitos de estafas y defraudaciones, administración fraudulenta, y negociaciones incompatibles con el ejercicio de funciones públicas.

En 2022 Gaudio también hizo lobby en favor de la billetera virtual Total Coin y de la aseguradora San Germán, compañías controladas Rosendi, para que las distribuidoras gasíferas pudieran incluir en las facturas de gas la venta de seguros ‘de continuidad’ para que, en caso de fallecimiento del titular del servicio, la aseguradora se haga cargo del pago de la boleta de gas durante seis meses. Es decir, para evitar que le corten el servicio por falta de pago.

, Redaccion EconoJournal

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Tarifas: advierten que por priorizar la recomposición del segmento regulado, el gobierno podría gastar más subsidios este invierno que en 2023

Marina Dal Poggetto, directora ejecutiva de la consultora EcoGo, y Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, analizaron que el gobierno prioriza la recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) y del margen del transporte que cobran las compañías del segmento regulado y, de esa manera, aún no resolvió cuánto aumentarán las tarifas para los hogares N2 (bajos ingresos) y N3 (ingresos medios), con lo cual, los subsidios podrían acrecentarse este invierno con relación al mismo período de 2023. Ambos analizaron la actualidad de la política energética y la macroeconomía en una charla organizada este lunes por EconoJournal, que tuvo como disparador la pregunta: “¿Es consistente la política energética del gobierno de Javier Milei en términos macroeconómicos?”.

Faltante

Sobre las últimas restricciones en el suministro de gas natural que registró el país, sobre todo en estaciones de GNC y en industrias y grandes comercios con contratos interrumpible y –también- en firme, Nicolás Arceo subrayó que “el gobierno tenía planificado comprar tres cargamentos de GNL en mayo y el primero iba a entrar a fines de ese mes, con lo cual, para mayo sólo había planificado dos cargamentos. Para comparar, en mayo del año pasado se compraron 12 cargamentos de GNL. Con lo cual, la Argentina este 2024 tenía previsto importar 16 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de GNL en mayo de 2024”.

“Sin un mayo tan frío, no se hubiera verificado las restricciones que hubo en el sistema. Por eso, lo que ocurrió (con las restricciones en el suministro de gas natural en el país) es que hubo una compra por parte del gobierno muy justa, al fleje, para intentar bajar el gasto fiscal y un mes frío”, añadió. Respecto a los problemas para concretar el pago que tuvo la Argentina para que el buque de Petrobras descargue GNL, Arceo señaló: “claramente hubo un problema con la carta de crédito. Quizá con un mecanismo más aceitado a nivel gubernamental hubiera sido distinto”.

Más subsidios en gas que 2023

Arceo remarcó que “en los primeros cinco meses de 2024, el subsidio en gas natural estuvo en 2,9 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU) y en el mismo período de 2023 había sido de 2 US$/MMBTU. Esto significa que por privilegiar el aumento del VAD, el gobierno tuvo un aumento concreto de los subsidios”.

Y agregó que “en cambio, en energía eléctrica bajaron los subsidios de 42 $ a 33 dólares por megawatt por hora (MW/h), pero la baja no fue por la recomposición del PEST (Precio Estacional de la Energía Eléctrica), si no que fue por una caída en el costo de generación, que pasó de los 80 a los 66 US$ por MW/h. Por el costo monómico de generación, hay un 22% menos de subsidios en electricidad que en 2023”.

El titular de Economía y Energía destacó también que “el bono compulsivo AE38, que es para pagar las transacciones de diciembre y enero (a las generadoras), que suman US$ 1.220 millones, harán que bajen los niveles de subsidio un 22% en el año, respecto a 2023. Esto le dio aire al gobierno para tener una política tarifaria más laxa en términos de ejercicio fiscal, porque devengados los US$ 1.220 millones no van a contar en 2024”.

“En términos de mediano y largo plazo, el bono tiene un costo para el Estado porque las generadoras cuando tengan que ampliar el parque de generación van a trasladar lo que pasó con los contratos y las transacciones de diciembre 2023 y 2024 mediante un bono. El precio de la generación de energía eléctrica en la Argentina va a ser más elevado porque las compañías de generación van a trasladar al precio el riesgo que implicó el bono”, añadió Arceo.

Inflación y macro

Por su parte, Marina Dal Poggetto remarcó que “la hoja de ruta que plantea el gobierno es una tasa de interés en 2,5%, cuando hoy está en 3%, un crawlling peg (devaluación del tipo de cambio oficial) al 2% a rajatabla y quiere llevar la inflación al 2%. Para esto, el gobierno hizo un shock inflacionario y hoy los bienes son muy caros. Es decir, la economía no sólo era muy cara sino que también el gobierno la cerró todavía más con el Impuesto PAIS y pagos en cuotas de las importaciones y, del otro lado, la agenda tarifaria”.

La economista sostuvo además que “después del primer período que tuvo que hacer audiencias públicas, el gobierno va y viene en materia tarifaria. Primero anunció que corregía tarifas y después indexaba. Después anunció que no indexaba. Después que le subía la tarifa a N1 (altos ingresos) y N2 (bajos ingresos) y después eso no pasó. También anunció que iba a ir a una tarifa con subsidio por el lado de la demanda. Es casi imposible de seguir al gobierno”.

La inflación de mayo nos da 4,8%. Pero entre enero y abril hubo entre 3 y 4 puntos (porcentuales) de incidencia de precios regulados y en mayo tenés 0,6% de incidencia. Claramente el gobierno frenó los aumentos para ubicar la inflación donde quería. Y a partir de ahora aparecen todos los nuevos aumentos que tienen implicancias inflacionarias. Es probable que la inflación vuelva a subir del 4,8% al 6,5%. Por eso, la pregunta ahí es: ¿cómo queda balanceado todo el programa económico?”.

Sábana corta

La economista de EcoGo advirtió también que “en los 90´s las tarifas de electricidad, gas, transporte y agua representaban el 15% del consumo y en noviembre del año pasado estaba en 4% del consumo. El precio en dólares de los bienes en la Argentina es muy alto como contracara de una economía que es muy cerrada. Si vamos a una economía cerrada, con precios muy caros, querés que las tarifas cubran los costos, pero en un país con una tasa de descuento muy alta con niveles de ineficiencia altos también y con una capa de contratos que generan un costo alto, lo que genera todo esto es un desplome enorme en la capacidad de compra de los ingresos”.

En este sentido, Arceo afirmó que “los hogares N2 están pagando la energía eléctrica alrededor de 4 US$ por MW/h cuando el costo es de 83 US$ por MW/h y en gas, que tuvo un precio promedio de 4,8 US$/MMBTU, los N2 pagan 0,8 US$/MMBTU. En N2 y N3 el nivel de subsidios es muy importante y si el gobierno quiere bajar los niveles de subsidios va a tener que incrementar el precio de la energía eléctrica y del gas natural”.

Dal Poggetto agregó que “esto es lo que estás testeando en términos de gobernabilidad, porque –por ahora- hay un nivel de paciencia enorme porque hay una demanda de la sociedad de que, por favor, algo funcione y Milei de alguna forma tiene credibilidad. Ahora, una cosa es el relato y otra cuando empiecen las historias de la clase media que no pueden pagar la tarifa. Si las tarifas las congelas hay un problema fiscal y si las subís mucho mejoras lo fiscal pero vas a tener un problema con la inflación. Por eso me llama la atención la doble vara de lo fiscal y de llevar la inflación muy rápido a un nivel que es inviable”.

“Si el gobierno va a tener una estructura de consumo con bienes caros y tarifas caras, creo que va a tener un problema en cómo ordenar la sociedad. O va a tener una fuerte demanda de otros bienes públicos y la pregunta ahí es que hace el gobierno. Esto es una sábana corta”, finalizó la economista de EcoGo.

, Roberto Bellato

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“Vemos el mercado renovable chileno con gran optimismo”

Atlas Renewable Energy, empresa estadounidense especializada en el desarrollo de proyectos renovables, posee actualmente una cartera de 5 gigawatts (Gw) en Latinoamérica, con proyectos repartidos entre Colombia, México, Brasil, Uruguay y Chile. En este último país, la firma controla tres emprendimientos ya en marcha: Javiera, de 69,5 megawatts (Mw); Quilapilun, de 127 Mw; y Sol de Desierto, de 230 Mw. Además, tiene en construcción el parque eólico Alpaca de 417 Mw. En total, la compañía sumará unos 843,5 Mw renovables en Chile.

En diálogo con EconoJournal, Alfredo Solar, regional manager de Chile y Cono Sur en Atlas Renewable Energy, asegura que el potencial del mercado renovable chileno despierta un gran optimismo. Desde su óptica, el país ha mostrado “un compromiso sólido” con la transición energética, lo cual se refleja en el planteamiento de la Política Energética Chile 2050 y en la responsabilidad para alcanzar el objetivo de la neutralidad de carbono en el mediano plazo. “Las energías renovables tienen mucho que aportar, tanto para limpiar la matriz energética como para apoyar la descarbonización de otras industrias clave”, afirma.

En este sentido, señala que las políticas públicas y los marcos regulatorios por parte del Gobierno han “fomentado un ambiente de inversión atractivo” para el sector renovable y del almacenamiento. Cabe recordar que, según el último informe estadístico de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), la participación de las energías renovables no convencionales (ERNC) acumulada del año 2024 corresponde al 40% de la matriz eléctrica local.

ATLAS RENEWABLE ENERGY SIGNS LARGEST PRIVATE SOLAR PPA IN LATAM

Sin embargo, a pesar de que Chile se encuentra en un momento de aceleración dentro de la transición energética, Solar advierte que el sector también se está enfrentando a los desafíos que implica este mismo proceso de cambio. Al analizar a fondo esta idea, comenta que el primer aspecto a trabajar será la relevancia de mantener una certidumbre regulatoria por parte del Gobierno nacional, algo que hasta ahora ha impulsado al sector renovable en el país.

Otro punto que destaca el regional manager de Chile y Cono Sur en Atlas Renewable Energy es continuar con el despliegue de los sistemas de almacenamiento energético. “Desde Atlas Renewable Energy tenemos clara esa perspectiva y estamos trabajando de forma comprometida en el desarrollo de estos sistemas”, indica.

Solar subraya la importancia de integrar estas tecnologías. “Son necesarias para gestionar la variabilidad de las energías renovables y asegurar un suministro constante. Además, la regulación y las políticas deben seguir evolucionando para fomentar inversiones sostenibles y facilitar la adopción de nuevas tecnologías”, enfatiza.

No es para nada despreciable, en su opinión, el rol a desempeñar por parte del “storage”. “Será clave para el futuro del sector de energías renovables en Chile. La capacidad de almacenamiento permite equilibrar la oferta y la demanda de energía, gestionando la intermitencia inherente a fuentes como la solar y la eólica. Con sistemas de almacenamiento eficientes, la energía generada durante períodos de alta producción puede ser guardada y utilizada cuando la producción baja, asegurando un suministro constante y fiable”, argumenta.

Acuerdos de suministro

Recientemente, Atlas Renewable Energy firmó dos importantes acuerdos de suministro concretados con Codelco, el mayor productor de cobre del mundo, y con Copec. Ambos contratos fueron respaldados principalmente por sistemas de almacenamiento BESS, con los que proyectan el desplazamiento de 7,2 terawatts/hora (Twh) de energía en la red durante su período operativo de 15 años.

Solar comenta que el desarrollo del almacenamiento energético tendrá un fuerte impacto en este punto, permitiendo distribuir la energía de una manera más uniforme y evitando los vertidos renovables. Por otra parte, el ejecutivo hace hincapié en la necesidad que expresa el sector renovable chileno de mejorar la infraestructura destinada a transportar toda la energía generada.

En esa dirección, sostiene que la congestión en las redes de transmisión es uno de los principales desafíos a sortear en la industria energética chilena. “A medida que aumenta la generación de energía solar y eólica, la capacidad para transportar esta energía desde las zonas de alta producción a los centros de consumo se ha visto limitada, causando cuellos de botella”, asevera.

Independientemente de la cuestión del almacenamiento, el especialista recalca la necesidad de invertir en la expansión y modernización de la infraestructura de transmisión eléctrica por parte de la administración nacional. “De esa manera será posible reducir los cuellos de botella y mejorar la capacidad de la red para manejar la energía generada”, concluye.

, Julián García

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España otorga millonarios incentivos a proyectos de hidrógeno verde

Luego del éxito que tuvieron los primeros cuatro programas de incentivos para apoyar la cadena de valor del hidrógeno verde en España, el Gobierno del país ibérico decidió lanzar a fines de 2023 una quinta convocatoria que recientemente recibió su propuesta de resolución definitiva.

Estas ayudas forman parte de una nueva edición del ‘Programa de incentivos 4: retos de investigación básica-fundamental, pilotos innovadores y la formación en tecnologías habilitadoras clave’.

El Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), ente encargado de la organización y ejecución de estas subvenciones, publicó el documento donde se presentan los proyectos que han sido seleccionados para recibir su ayuda. Únicamente resta una instancia final donde los beneficiarios acepten las cuantías ofrecidas.

En total, el organismo público recibió 30 presentaciones de proyectos de hidrógeno verde. De ese total, 29 emprendimientos fueron propuestos para recibir las subvenciones, mientras que una única instalación resultó descartada.

El presupuesto con el que contaba esta convocatoria era de 66,6 millones de euros. De ese monto, Є 53.990.080,95 fueron otorgados entre los proyectos admitidos, dejando unos Є12.609.919,05 vacantes.

El plazo máximo para la ejecución de estas actuaciones será de 36 meses, contados a partir de la fecha de notificación de la resolución definitiva favorable de concesión de ayuda de la convocatoria, según establece la 16° disposición del programa.

Sener

Entre los expedientes más destacados de este listado aparece el presentado por la empresa española Sener. Ubicada dentro del País Vasco, esta iniciativa recibirá la mayor subvención: Є 4.443.130,4. Su propuesta se basa en la investigación de dos novedosas líneas de producción de hidrógeno renovable: a través de microondas en reacciones REDOX de materiales iónicos sólidos, por un lado, y mediante tecnología autotérmica de alta presión a partir de amoníaco, por otro.

Con una financiación de Є 3.523.896,71 figura el proyecto Sideral, presentado por la Fundacio Institut de Recerca en Energia de Catalunya. Situado en la región de Navarra, este emprendimiento constará de un sistema de electrólisis de alta temperatura reversible y sumamente eficiente.

Finalmente, cerrando el podio de mayores ayudas se posiciona el plan ideado por Kemtecnia Tecnologia Quimica y Renovables. Localizada en la comunidad autónoma de Andalucía, esta iniciativa que captará Є 3.001.981,80 se basa en la fabricación completa de un electrolizador AEM de 500 kilowatts (Kw), incluyendo su diseño, caracterización, montaje y validación, además del desarrollo de nuevos materiales y catalizadores anódicos y catódicos.

Otras empresas destacadas dentro de este listado son Enagás, que recibirá Є 2.089.014,41 para la optimización de sistemas de purificación destinados al almacenamiento de hidrógeno verde en Cataluña; el Grupo Cobra, que obtendrá Є 1.758.604,77; y Nordex, que se beneficiará con Є 1.472.954,29.

, Julián García

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La OPEP+ da una señal de incremento en la oferta de crudo a partir de octubre

La Organización de Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) acordó extender los recortes en la producción de petróleo crudo hasta diciembre de 2025. En paralelo, ocho de los países que están dentro del esquema OPEP+, que venían ejecutando recortes voluntarios adicionales por 2,2 millones de barriles diarios, también decidieron prolongarlos hasta el final del tercer trimestre de este año. De no haber cambios en la postura, esto último implica que comenzarían a ofertar más barriles en el mercado a partir de octubre.

La 37.ª Reunión Ministerial de la OPEP y países no OPEP finalizó este fin de semana en formato de videoconferencia, aunque los ocho países que vienen aplicando los recortes voluntarios se dieron cita en Riad, Arabia Saudita.

Los representantes de Arabia Saudita, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajstán, Argelia y Omán acordaron extender los recortes voluntarios de 1.650.000 barriles por día (que anunciaron en abril de 2023) hasta finales de diciembre de 2025.

Más importante aún, estos países también prolongarán sus recortes voluntarios adicionales de 2,2 millones de bpd (anunciados en noviembre de 2023 y que vencían ahora en junio) hasta finales de septiembre de este año, para luego ir restableciendo esa producción de manera gradual, mes a mes, hasta finales de septiembre de 2025.

«Mantendremos nuestro enfoque cauteloso y preventivo», dijo el ministro de Energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, después de la reunión. Explicó que esto incluye la posibilidad de pausar o incluso revertir la eliminación gradual de los recortes.

Cuotas y recortes voluntarios

La OPEP y sus aliados acordaron el reparto de las cuotas de producción por país para el 2025. La producción total de la OPEP+ será de 39.725.000 de bdp durante el 2025.

Este objetivo de producción es ligeramente inferior a los 40.463.000 de bpd para 2024 que se definieron en las 35.ª y 36.ª reuniones ministeriales del año pasado. No obstante, los recortes voluntarios que vienen implementando los ocho países de la OPEP+ están por fuera de las cuotas de producción formales del grupo.

El ministerio de Energía de Arabia Saudita informó cómo variará la producción mensual por país a medida que vayan desarmando los recortes voluntarios adicionales de 2,2 millones de barriles. La trayectoria indica que la producción de estos ocho miembros en diciembre superaría en 500.000 barriles diarios a su nivel actual y habría alrededor de 1,8 millones de barriles diarios más para mediados de 2025.

La próxima reunión ministerial de la OPEP+ tendrá lugar el primero de diciembre de 2024.

, Nicolás Deza

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Spirax Sarco Argentina firma su primer contrato a largo plazo de abastecimiento de energía renovable con 360Energy

En el marco del plan global de sustentabilidad del Grupo Spirax “Oni Planet” y su iniciativa Net Zero, Spirax Sarco Argentina firmó su primer acuerdo de adquisición de energías renovables por 10 años con la empresa argentina 360Energy.

360Energy cuenta con más de 200 megawatts (MW) de potencia instalada en sus parques solares situados en Cuyo y Noroeste argentino, las zonas de mayor radiación solar del país. Es así que obtiene valores altamente eficientes de generación de energía renovable, gracias a los cuales abastecerá a Spirax Sarco durante los próximos 10 años, evitando la emisión de más de 5.000 toneladas de CO2e a la atmósfera.

Firma del PPA

Con la firma de este PPA con 360Energy, Spirax Sarco Argentina logrará que más del 85% de la energía eléctrica que utiliza para la operación diaria de su Planta Don Torcuato provenga de energías renovables hasta el 2034.

Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360 Energy, indicó que: «Este tipo de alianzas estratégicas permiten acelerar la transición energética y al mismo tiempo ofrecer una solución de abastecimiento altamente competitiva y sustentable. Estamos orgullosos de este acuerdo y seguiremos trabajando en el crecimiento de las energías renovables en la matriz energética de distintos sectores industriales.”

Por su parte, Ariel Eduardo Bordo, gerente general – Sector Productivo de Spirax Sarco Argentina, afirmó: “En Spirax Sarco entendemos que los desafíos del mundo son globales y complejos. Trabajamos para diseñar un mundo más eficiente, seguro y sustentable. Estamos profundamente integrados en las comunidades donde operamos y nuestras tecnologías desempeñan un papel crucial en los procesos industriales críticos de nuestros clientes”.

También precisó que “esto conlleva la responsabilidad de preservar y proteger los recursos naturales y apoyar a las personas y al planeta, operando nosotros mismos de manera responsable. Incorporar criterios de sostenibilidad en la gestión nuestras plantas industriales, es parte de nuestra estrategia de One Planet. Esta alianza que alcanzamos con 360 Energy nos permite aproximarnos a nuestro objetivo de lograr cero emisiones netas de Gases de Efecto Invernadero en nuestras operaciones para 2030 (Scope 1 y 2). Estoy inmensamente orgulloso de este avance en tan importante desafío.”

, Redaccion EconoJournal

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Legisladores nacionales y representantes de delegaciones europeas se reúnen para conversar sobre la agenda del hidrógeno verde en la Argentina

El jueves se llevó a cabo en la sede de la Delegación de la Unión Europea en la Argentina un encuentro de legisladores nacionales con representantes de las delegaciones de la Unión Europea, Alemania, España, Francia y Países Bajos y referentes del Círculo de Políticas Ambientales, con el objetivo de conversar sobre la promoción del hidrógeno verde -y sus diferentes aplicaciones- y la necesidad de avanzar en un marco regulatorio.

La actividad contó con la presencia de nueve legisladores nacionales, los diputados Lorena Villaverde (LLA-Río Negro), presidente de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados; Martin Maquieyra (PRO-La Pampa), vicepresidente de la Comisión de Energía; Nicolas Massot (Hacemos Coalición Federal -Buenos Aires); Roxana Reyes (UCR- Santa Cruz); Maximiliano Ferraro (Coalición Cívica – CABA); Juan Manuel López (Coalición Cívica- Buenos Aires); Ana Clara Romero (PRO- Chubut); José Glinsky (UP-Chubut); y la senadora Nacional Edith Terenzi (Juntos por el Cambio- Chubut), presidente de la Comisión de Ambiente del Senado. Asimismo, estuvo presente la diputada provincial del Chubut, Karina Otero.

Desde el ámbito diplomático, participaron de parte la Delegación de la Unión Europea en la Argentina, el embajador, Amador Sánchez Rico; y el agregado de cooperación, Pablo Iglesias Rumbo. Además, estuvieron presentes Peter Neven, ministro de la Embajada de Alemania; Juan Manuel Albisetti, asesor comercial de la Sección Económica y Comercial de la Embajada de Países Bajos; Mar Serrano, asesora comercial de la Embajada de España; Alejandra Gesto, agregada sectorial del Servicio Económico Regional de la Embajada de Francia; y Stephan Remler, de la Agencia GIZ de Cooperación Alemana. También participaron Juan Carlos Villalonga y Carina Quispe por el Círculo de Políticas Ambientales, organización miembro de la Plataforma H2 Argentina que impulsó el encuentro.

El hidrógeno verde

El hidrógeno verde es un vector energético que permite descarbonizar la industria y otros sectores de la economía que no son factibles de ser electrificados. Además, representa una oportunidad de exportar la energía renovable que se produce en el país a otras regiones. Uno de los mercados de demanda de hidrógeno verde más importante será la Unión Europea.

En esa línea se expresó el embajador Amador Sánchez Rico: “Vamos en serio con el hidrógeno verde porque necesitamos esta fuente en el marco de nuestra estrategia de transición verde”.

Por su parte, Juan Carlos Villalonga remarcó que, en el plano local, para el desarrollo del hidrógeno verde “es tan importante el marco regulatorio nacional como lo que suceda en las provincias. En este devenir, estamos ahora procurando tener un texto de propuesta de marco regulatorio que sea adecuado al actual contexto. Lo importante es incorporar otros actores para tener una base de sustentación muy alta, para proponerle a los legisladores algo que tenga fortaleza”, planteó.

El hidrógeno verde representa una oportunidad para exportar parte de la extraordinaria capacidad de generación renovable que tiene el país, así como permitirá a la Argentina integrarse industrialmente a la transición energética global.

, Redaccion EconoJournal

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El gobierno aumentará este mes las tarifas de luz y gas de los hogares para reducir subsidios por unos US$ 400 millones en el invierno

Luego de haber eliminado el martes los topes que impedían un ajuste adicional de tarifas para los sectores de ingresos medios y bajos, el gobierno oficializará la semana próxima un nuevo aumento de electricidad y gas natural para los hogares de todo el país. De ese modo, tiene previsto ahorrar un piso de US$S 400 millones de dólares entre junio y agosto.

El incremento se va a aplicar sobre el precio de la energía mayorista, uno de los tres componentes principales que integran la tarifa junto con el transporte y la distribución.

En el caso de la electricidad, la Secretaría de Energía habilitó en febrero una recomposición para transportistas y distribuidoras que impactó fuerte en los hogares, pero el precio de la energía solo lo subió para los usuarios de mayores ingresos que integran el Nivel 1 de la segmentación. El resto permanece sin cambios desde el año pasado.

El precio monómico se ubica actualmente en torno a los $90.000 por megawatt por hora (MWh), pero los usuarios de ingresos bajos (Nivel 2) pagan $2981 (poco más de un 3% del total) y los de ingresos medios (Nivel 3) solo $3756 (solo un 4%). Ambos grupos concentran al 65% de los hogares.

Los usuarios Nivel 1, en cambio, desembolsan $44.401 por MWh y también podrían sufrir algún retoque en el precio ya que está claro que tampoco ellos pagan la tarifa plena. Es decir, si bien se los presenta como aquellos que “no reciben subsidios”, en los hechos también ellos están subsidiados, aunque mucho menos.   

Cuando el gobierno ajustó en febrero el precio para los N1 mantuvo sin cambios al resto porque el decreto 322/22 que puso en marcha la segmentación tarifaria estableció un tope anual de aumento equivalente al 40% del Coeficiente de Variación Salarial del año anterior para los usuarios Nivel 2 y de 60% para los usuarios Nivel 3. La intención oficial era modificar esos topes cuando se lanzará la Canasta Básica Energética, pero propuesta que buscaba vincular los subsidios con el ingreso de las familias quedó empantanada por la falta de datos.

El ministro de Economía, Luis Caputo, finalmente se cansó de esperar la puesta en marcha de la Canasta Básica Energética que había prometido la Secretaría de Energía, y que incluso se anunció en la audiencia del 29 de febrero, y el martes de esta semana publicó el decreto 465/2024 que removió los topes para los usuarios N2 y N3, dejando el terreno libre para avanzar con los aumentos en el Precio Estacional de la Energía (PEST).

Lo que evalúan dentro del gobierno no solo es elevar esos montos sino también ponerle un tope al consumo subsidiado de los usuarios de ingresos bajos (N2) y eventualmente bajar el tope de 400 kWh vigente para los usuarios de ingresos medios (N3). Por encima de ese tope, en la actualidad los N3 ya pagan la electricidad al mismo valor que los N1.

En el caso del gas natural, también se evalúa aplicar un ajuste del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para los N2 y N3, pero en ese caso la situación es diferente porque en abril ya se les aplicó un aumento en el precio de este componente.

A través de la resolución 41/2024, se definió que los usuarios residenciales Nivel 1 pasen a pagar a partir del lunes entre 2,70 y 2,96 dólares por millón de BTU, tres veces más que lo que estaban pagando (cerca de 1 US$/MMBTU), mientras que a los usuarios N2, que explican un 36% del total de los hogares de todo el país, les aumentaron de US$ 0,20 a US$ 0,78 por MMBTU y a los usuarios N3, que explican un 24% del total de los usuarios, de US$ 0,40 a US$1,16 por el bloque base de su consumo (por el excedente pagan US$ 2,96 por MMBTU.

La bola de subsidios

El gobierno tomó la decisión de avanzar con el recorte de subsidios, luego de analizar un informe interno donde se advierte que el costo fiscal por seguir manteniendo congelado el precio mayorista de la energía para el 65% de los hogares iba a trepar a US$ 650 millones mensuales durante junio, julio y agosto.

Esos US$ 1950 millones no contemplan la licitación de urgencia que realizó Cammesa la semana pasada para comprar 12 barcos con combustible líquido en medio de la crisis que provocó la falta de gas, ni el buque de Petrobras que se contrató sin licitación y que casi termina sin descargar por un problema con la carta de crédito. Por lo tanto, está claro que ese monto es una proyección conservadora porque la cuenta terminará siendo mayor.

Todavía no se conoce cuál será el aumento porque el Ministerio de Economía lo va a terminar de definir en los próximos días, pero una fuente privada estimó ante EconoJournal que con los aumentos que están preparando el objetivo de mínima es recortar cerca de US$ 400 millones, el 20% de esos US$ 1950 millones proyectados inicialmente.      

El impacto en la tarifa

Todavía no está definido, pero, por ejemplo, si decidieran que los sectores medios pasen a pagar por el costo de la electricidad un 200% más, ese componente treparía de $3756 a $11.268. Sin embargo, debido al congelamiento que arrastra ese componente desde el año pasado, su incidencia actual en la tarifa de los N2 y N3 se ubica en torno al 20%. Por lo tanto, una suba de esas características significaría un aumento de 40% en la tarifa final.

El problema es que ese 40% se aplicará sobre una base sustancialmente más alta a la que los hogares más pobres venían pagando en febrero porque ya debieron afrontar una suba de 500% en los márgenes de distribución y transporte que provocaron un ajuste en la tarifa final que estuvo en torno al 300%.

, Fernando Krakowiak y Nicolás Gandini

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Luego del invierno comenzarán las negociaciones para extender el contrato del buque regasificador de Escobar

El buque regasificador Expedient de Excelerate Energy se encuentra ubicado en la terminal de Escobar, en el Río Paraná de Las Palmas. Fue el que se encargó de regasificar el cargamento de Petrobras que llegó al país esta semana -luego del cortocircuito entre el gobierno y la compañía brasileña- para intentar frenar la crisis de abastecimiento que derivó en el corte el gas a todas las estaciones de GNC y a cientos de industrias. El contrato con la compañía estadounidense vence en 2026 por lo que se prevé que luego del periodo invernal comiencen las negociaciones para extenderlo, según confirmaron a este medio fuentes del mercado.

El Expedient es el único buque con el que cuenta el país para regasificar el Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) dado que el otro buque de Excelerate -el Exemplar- que estaba anclado en el puerto de Bahía Blanca, con igual función, partió hacia Finlandia y luego hacia Alemania. Esto era algo que estaba contemplado debido a la puesta en funcionamiento del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK).

El rol del buque regasificador en el sistema

El buque regasificador es clave puesto que resulta una solución de importación de LNG de vía rápida para cubrir los picos de demanda. Esto es así porque la Argentina consume más gas natural del que produce en la actualidad y la terminal permite brindar seguridad de suministro a los hogares e industrias durante el invierno. Una vez que se lleva a cabo todo el proceso de regasificación en la embarcación, se inyecta el gas en un ducto de 17 pulgadas que lo lleva desde el buque hasta Cardales, lo que permite abastecer a un gran centro de consumo.

Si bien el Gasoducto Néstor Kirchner (GNK) ya se encuentra operativo y transporta 11 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d), podría estar transportando 22 millones si se hubieran terminado las plantas compresoras antes de este invierno, lo que ayudaría a cubrir parte de la demanda. Aún así, los resultados de años anteriores y las proyecciones para el futuro muestran que el país deberá seguir importando barcos de LNG al menos durante el pico invernal y cubrir el faltante. Incluso una vez que estén listas las plantas compresoras y se llegue a completar la segunda etapa del GNK se precisarán 40 millones de m3 de LNG durante el pico invernal, es por esto que resulta clave extender el contrato de la terminal regasificadora de Escobar para atender la demanda.

, Loana Tejero