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Con la educación y la comunidad como prioridad, Bertotto Boglione realizará un festejo especial de sus 75 años de trayectoria con la firma de un acuerdo con el Ministerio de Educación de la provincia de Córdoba en donde la temática será el desarrollo de una iniciativa para que los jóvenes diseñen la ciudad en la que quieren vivir.

La compañía cordobesa selló un convenio con el Ministerio para llevar a cabo en conjunto una acción público-privada que no tiene precedentes: poner en el centro de la escena a los jóvenes y demostrar un compromiso con la comunidad, la educación y el desarrollo local.

En base a esto, María Rosa Miguel, vicepresidente de Bertotto Boglione, explicó: “Para nosotros la educación es fundamental, hace años que desde la empresa venimos trabajando al respecto con diferentes acciones como para que nuestros colabores nunca dejen de avanzar en sus estudios, los retomen en caso de haberlos dejado, los incentivamos a estudiar, también los acompañamos a ellos y a personas de la ciudadanía a realizar cursos sobre oficios como por ejemplo de soldadores, en fin, para nosotros la capacitación, el estudio, la educación es algo que nos atraviesa”.

Asimismo, agregó que “este nuevo proyecto  involucra a estudiantes, profesores, directores, representantes de Bertotto Boglione y miembros de la comunidad en general. Creará un ambiente de participación activa y colaborativa, donde todos tienen la oportunidad de aportar sus ideas y conocimientos para el desarrollo de proyectos innovadores que beneficien a la comunidad”.

La iniciativa

Miguel dio cuenta del objetivo de la iniciativa y sostuvo que tiene que ver con el desarrollo de soluciones locales. “El enfoque del programa está orientado hacia los desafíos y necesidades de la ciudad de Marcos Juárez. Los participantes trabajarán en la identificación de problemas concretos de la comunidad y a través de la aplicación de metodologías ágiles de innovación, buscan generar soluciones locales que contribuyan al progreso y bienestar de la ciudad”, anticipó.

El plan tiene como lema fomentar el espíritu emprendedor entre los estudiantes y miembros de la comunidad, promoviendo la generación de proyectos con impacto social. Se brindarán herramientas y conocimientos para desarrollar ideas innovadoras que aborden problemáticas específicas de la ciudad, creando así un entorno propicio para el emprendimiento social y el desarrollo económico local.

Según incaron desde la compañía una de las metas es mejorar la calidad de vida. A través de la implementación de proyectos innovadores, el programa busca mejorar la calidad de vida de los ciudadanos de Marcos Juárez. Las soluciones desarrolladas pueden abarcar diferentes áreas, como la educación, la salud, el medio ambiente, la inclusión social, entre otras, generando un impacto positivo en diversos aspectos de la comunidad con el foco en el desarrollo individual y colectivo.

Se resalta la articulación público-privada; a través de estas iniciativas se pueden buscar soluciones superadoras que exceden a lo que cada individuo puede hacer y se obtienen resultados mejores trabajando de manera conjunta. Bertotto Boglione en conjunto con miembros de la comunidad y la colaboración entre estudiantes, profesores, directores fortalecen el tejido social de la ciudad. La interacción y el trabajo conjunto promueven la creación de redes de apoyo y la generación de lazos comunitarios, generando un sentido de pertenencia y compromiso con el desarrollo de la ciudad. 

Finalmente, la cultura de innovación y participación ciudadana son puntos destacables en el acuerdo firmado.  A través del programa, se fomenta una cultura de innovación y participación ciudadana en la comunidad. Los participantes aprenden a pensar de manera creativa, a buscar soluciones innovadoras y a involucrarse activamente en la construcción del futuro de su ciudad. Esto impulsa un cambio de mentalidad hacia la colaboración, la creatividad y la responsabilidad ciudadana.

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, Redaccion EconoJournal

La resolución 5414 de la AFIP, publicada este lunes en el Boletín Oficial, generó un extendido malestar entre las petroleras, en especial para aquellos que exportan parte de su producción. Cinco fuentes privadas consultadas a última hora de ayer por EconoJournal coincidieron en señalar que la normativa, que lleva la firma de Carlos Castagneto, modifica sin previo aviso y de forma sustancial uno de los puntos centrales del acuerdo entre productores y refinadores de crudo refrendado por el gobierno el último 17 de agosto. El cambio de condiciones es tan evidente que una de las fuentes adelantó que la Secretaría de Energía está realizando gestiones en la AFIP y el propio Ministerio de Economía para impulsar una rectificación de lo publicado. 

¿Cuál es el nudo del conflicto? Para evitar un salto mayor en surtidores del precio de los combustibles tras la devaluación del 14 de agosto, un día después de las PASO que sorprendieron con el triunfo de Javier Milei, el gobierno acordó con petroleras —tanto con empresas refinadoras como YPF, Raízen, Axion y Puma, como con productores no integrados como Vista, Pluspetrol, Tecpetrol y CGC, entre otros— un esquema de contención de la situación. El punto central de ese entendimiento fue la baja en un 8% del precio interno del crudo Medanito, que pasó de 60/61 dólares a 56 dólares. Para compensar a los productores, el Ministerio de Economía, a cargo de Sergio Massa, se comprometió a activar una de serie de palancas.

La principal, tal como adelantó EconoJournal, fue el diferimiento de los derechos de exportación que deben pagar las petroleras por las ventas al exterior de crudo hasta el 31 de octubre próximo. Lo acordado de forma verbal entre el Estado y los privados fue que las retenciones que cobra el Estado (equivalentes al 8% del valor FOB) se pesificaría en marzo de 2024 y se habilitaría la posibilidad de cancelarlo en cuotas sin interés. De ese modo, la baja de 5 dólares en el precio del crudo Medanito podía quedar reducida a unos 3 dólares. Eso es lo que tendría que haber redactado la AFIP. Pero lo escrito en la resolución 5414/23 es algo muy distinto.

Cambios

En primer lugar, la resolución de la AFIP no hace mención en ningún lugar a la pesificación de los derechos a la exportación de crudo por las operaciones realizadas en agosto, septiembre y octubre, tal como se acordó en la reunión en Secretaría de Energía el 17 de agosto según argumentan las petroleras. Por lo tanto, cuando las petroleras deban pagar a partir de marzo los derechos de exportación diferidos deberán hacerlo en dólares.

En el acuerdo verbal alcanzado el 17 de agosto se consensuó que las 6 cuotas para cancelar los derechos de exportación diferidos serían sin interés. Sin embargo, la norma establece en el inciso b de su artículo 8 que las empresas deberán afrontar un interés de financiación mensual de 5,91%.

Por último, las condiciones del acuerdo entraron a regir este lunes a partir de la publicación de la resolución y no el 17 de agosto cuando se alcanzó el acuerdo. Eso significa que lo exportado durante agosto no contempla ninguno de los beneficios negociados para compensar la baja en el precio del crudo Medanito.

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, Nicolas Gandini

A partir del 1° de septiembre, Javier Rielo, actual director general de Total Austral y Senior Vicepresident y Country Chair de TotalEnergies para el Cono Sur, asume la posición de Senior Vicepresident de TotalEnergies Exploración y Producción para América. Rielo liderará así todas las actividades de Exploración y Producción en América, que incluyen desde Canadá hasta Argentina.

Esta designación es acompañada de un cambio trascendental para la compañía ya que Javier Rielo permanecerá en Argentina para manejar desde aquí toda la región, la cual hasta este momento era dirigida desde Houston.

Según informaron desde la compañía: “Con importantes desafíos, fortalezas y proyectos, trabajará desde Argentina para reforzar la ambición de la empresa: producir más energía, menos emisiones, siempre más sostenible”.

Experiencia

Javier Rielo cuenta con una extensa trayectoria dentro de la compañía, a la que ingresó en el año 1998 como Gerente de Auditoría y Control de Total Austral, pasó por la Gerencia de Estrategia, fue director de Desarrollo de Negocios y en 2007 asumió la Dirección General de Total Austral. En 2013 se trasladó a París desde donde dirigió la región de África del Este. En 2017 asumió la posición de Senior Vicepresident de TotalEnergies Exploración y Producción para Asia Pacífico en Singapur.

A principios del 2022 regresó a nuestro país para ocupar la posición de Senior Vicepresident Cono Sur y Country Chair de TotalEnergies para Argentina, Bolivia, Chile, Uruguay, Paraguay y Perú. En esta posición dirigió las actividades de Exploración y Producción en el Cono Sur, así como también el desarrollo de las actividades de Energía Renovable.

En simultáneo, a partir del 1° de septiembre Catherine Remy lo reemplazará en la posición de directora general de Total Austral, y estará a cargo de las actividades de Exploración y Producción de Argentina. Este nombramiento marca otro hecho sin precedentes para TotalEnergies, convirtiendo a Catherine Remy en la primera directora general mujer en conducir las operaciones de Total Austral en Argentina.

Formada en Ingeniería en el Ecole Polytechnique (Francia) y en la universidad de Berkeley (Estados Unidos), Catherine se unió a TotalEnergies en el año 2004 como economista y después pasó a trabajar en la gestión financiera del holding. Posteriormente se volcó hacia los proyectos de Exploración y Producción, primero en Port Harcourt (Nigeria), para luego trasladarse a la Argentina. Durante su paso por el país, fue la responsable del desarrollo de la ingeniería básica, construcción y transporte de la plataforma Vega Pléyade (Cuenca Austral). Luego regresó a París desde donde trabajó en Desarrollo de Negocios en países como Brasil e Irak.

En 2021 se incorporó a la División Health and Safe for Everyone (HSE) de la Compañía, asumiendo la dirección de Medio Ambiente y Desempeño Social de todas las sucursales, cargo que ocupó hasta su nombramiento como directora general de Total Austral.

Sobre esto, sostuvo: “Es un gran honor para mí volver a la Argentina. En esta nueva etapa, tendré la responsabilidad de seguir posicionado a TotalEnergies como empresa líder de la transición energética”.

Con esta designación, la conformación del Comité de Dirección de Total Austral contará con absoluta paridad de género, lo cual pone en evidencia la importancia que TotalEnergies otorga a la diversidad.

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, Redaccion EconoJournal

Luego de la devaluación del tipo de cambio oficial, la secretaria de Energía Flavia Royón anticipó públicamente una nueva suba de tarifas. Sin embargo, la decisión de congelar los precios de distintos bienes y servicios, incluido el transporte público, dejó en suspenso la medida. “Aún no hay definiciones”, repiten en Energía desde hace varios días. EconoJournal conversó con una fuente oficial que aseguró que la decisión de postergar el aumento se terminó tomando de hecho al no haber ajustado el precio estacional de la energía a comienzos de septiembre, que ahora quedará pendiente al menos hasta noviembre.

Los técnicos de la Secretaría de Energía habían elevado distintos escenarios al ministro de Economía, Sergio Massa. La recomendación era ajustar a los Nivel 1 que no cobran subsidio, así como también el bloque subsidiado Nivel 3 de clase media y al Nivel 2 de bajos recursos.

La propuesta era aplicar un ajuste de 22% sobre el costo estacional de la energía que en la actualidad se ubica en 22.578 pesos por megawatt por hora (MWh) en las horas pico y 22.565 pesos MWh en el valle (franja horaria de menor consumo). Eso suponía llevar el costo monómico a 27.500 pesos por MWh. “Para los N2 y N3 la suba en la factura en ningún caso iba a superar el 6%”, aseguraron a este medio. Sin embargo, el ajuste quedará para noviembre.

El desplante que Massa sufrió por parte de los gobernadores luego de haber anunciado un bono de apenas 60.000 pesos a cuenta de paritarias y en cuotas, el ministro probablemente intuyó que no era momento para avanzar ahora con un nuevo ajuste de tarifas.

La negociación con el FMI

El costo fiscal de no aumentar podría llegar a los 70.000 millones de pesos, cifra que al tipo de cambio oficial mayorista de 350 pesos supone unos 200 millones de dólares. La cifra es manejable por parte del gobierno, pero tendrá un costo en la relación con el FMI porque fue la propia Kristalina Georgieva, la que había exigido una suba de tarifas luego del giro del último desembolso.

“Para alcanzar el déficit fiscal primario acordado de 1,9% del PIB este año sigue siendo esencial apoyar la estabilidad económica y financiera. Los esfuerzos se centran en reforzar los controles de gasto con medidas iniciales dirigidas a actualizar las tarifas de la energía y contener los salarios públicos y las pensiones, sin dejar de proteger el gasto prioritario en programas sociales y en infraestructura”, señaló Georgieva.

La meta de déficit parece imposible de alcanzar más allá de la suba o no de las tarifas y el gobierno sabe que si no entra al ballotage toda esa discusión dejará de tener importancia. Por lo tanto, ahora la prioridad está puesta en la elección y si Massa logra ser elegido presidente habrá que volver a negociar un acuerdo, ya de más largo plazo.

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, Redaccion EconoJournal

El Latam Economic Forum, el tradicional evento con foco en economía y finanzas y en el que dicen presentes importantes referentes políticos, tendrá el 6 de septiembre su novena edición en el Hotel Alvear.

El encuentro, organizado por la consultora Research for Traders, y FinGurú, bajo la consigna “Dónde estamos hacia dónde vamos”, contará con la presencia de Martín Redrado, Luciano Laspina, Diana Mondino, Gustavo Marangoni, Alejandro Catterberg, Claudio Zuchovicki, Darío Epstein y el candidato a Presidente de La Libertad Avanza, Javier Milei.

El Latam Economic Forum busca generar un espacio de reflexión y análisis sobre temas económicos y políticos de actualidad y principalmente como vehículo de lograr impacto social a través de lo recaudado en cada edición. Tanto los oradores, generalmente políticos, economistas, analistas, periodistas y otros referentes, son ad honorem.

El evento

El evento es a beneficio y las entradas, que funcionan como bono colaboración, se pueden adquirir online en latameconomicforum.com.ar con un costo de $25.000. 

La Fundación de Acción Social Jabad es co-organizadora del evento y destina lo recaudado a financiar parte de sus proyectos, cuyo objetivo es brindar ayuda social a la población más vulnerable de la comunidad judía en Argentina. En cada edición, se selecciona a otra organización con fines sociales para sumarse como beneficiaria: este año participa la Fundación Casa Grande, que desde hace más de 10 años acompaña hogares, comedores, merenderos, agrupaciones solidarias y escuelas rurales del país. Anteriormente participaron MACMA (Movimiento Ayuda Cáncer de Mama), Fundación Sí, Haciendo Camino y la Cooperadora del Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez, entre otras. 

En base a esto, el director de la Oficina de Desarrollo de Jabad Lubavitch Argentina, Alejandro Altman, comentó: “Logramos el triple impacto: generamos un espacio en el que el público pueda escuchar a expertos y referentes en la temática, enseñamos que cada uno desde su lugar podemos contribuir a apoyar causas sociales y en concreto recaudamos fondos para programas de impacto social”.

Y agregó que “lo recaudado en el último foro ayudó a terminar una sala de cirugía cardiovascular infantil”.

Desde su creación en 1989, la Fundación Jabad asistió a más de quince mil personas a través de sus programas y servicios. Sus esfuerzos se concentran en dos grandes ejes, uno dedicado a cubrir necesidades de alimentación, salud, vivienda educación y vestimenta; y el otro orientado al fortalecimiento y desarrollo de los recursos personales de sus destinatarios. Además, cuenta con diferentes programas en áreas de salud, laboral y social.

Agenda:

8.30 – Acreditación y desayuno

9.00 – Apertura

9.30 – Bloque 1 – Martín Redrado, Luciano Laspina y Diana Mondino . Preguntas moderadores y público.

11.15 – Break

11.40 – Bloque 2 – Alejandro Catterberg y Gustavo Marangoni. Preguntas moderadores y público.

12.40 – Cierre. Javier Milei.

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, Redaccion EconoJournal

Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en el país lanzó su tercer reporte de sustentabilidad realizado de conformidad con los Estándares del Global Reporting Initiative (GRI) y tomando en consideración los Sustainability Accounting Standards Board (SASB). El documento materializa el trabajo realizado durante 2022 y resume los indicadores de desempeño en materia ambiental, social y de gobernanza (ESG).

Dicho reporte se encuentra disponible para ser descargado en su sitio web y recorre los distintos hitos de la compañía, donde se resalta la historia de Genneia, las iniciativas llevadas adelante y las principales metas de cara al futuro. Como objetivo central, se estableció el 2030 como fecha target para proveer energía 100% renovable al SADI.

Asimismo, durante el 2022 la empresa reafirmó su gestión sustentable, adhiriéndose a los Principios del Pacto Global de las Naciones Unidas, incorporando buenas prácticas y un plan de acción, para seguir avanzando en dicha materia.

Nuevas secciones

Por otro lado, se incluyeron nuevas secciones -Derechos Humanos, Cambio Climático y Biodiversidad- que la empresa abordó en mayor profundidad y se incorporó un podcast con episodios de distintas áreas de la compañía, como canal informativo para obtener un mayor alcance, difusión y hacer más inclusivo el acceso a los contenidos del reporte.

En base a esto, Carolina Langan, jefa de Sustentabilidad de Genneia expresó: “Estamos muy contentos de presentar nuestro tercer Reporte de Sustentabilidad, a través del cual reflejamos los impactos positivos que generó la compañía en el último año, trabajando diariamente para mantener el compromiso con el medio ambiente, el acompañamiento a la comunidad, el cuidado de nuestro capital humano y la transparencia y rendición de cuentas hacia nuestros principales grupos de interés. De esta manera, fortalecemos los objetivos de la empresa, alineados a los mejores estándares internacionales y continuamos reforzando nuestro protagonismo en el sector energético”.

Desde la compañía destacaron que “Genneia trabajó intensamente en obtener grandes resultados, superándose año tras año. Es así que, por primera vez, lograron realizar el reporte de conformidad con los estándares GRI, respondiendo a la totalidad de los indicadores y manteniéndose en un modelo de triple impacto basado en la transparencia, la integridad y la mejora continua”.

La lucha contra el cambio climático, la transición energética, las finanzas sostenibles, la descarbonización de la industria, los bonos de carbono, la compensación de la huella de otras empresas, la reducción de las emisiones de GEI, el cuidado del medio ambiente, la agenda ESG y el liderazgo en todas las áreas del sector, marcan este nuevo reporte.

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, Redaccion EconoJournal

Claudio Vidal, gobernador electo de Santa Cruz, dosifica a cuentagotas sus declaraciones públicas. Sabe que todavía restan tres y medio para asumir la conducción política de la provincia tras imponerse en las elecciones del pasado 13 de agosto. Parece poco tiempo, pero la transición con la administración saliente que encabeza Alicia Kirchner no es sencilla. “Cada vez que Claudio (por Vidal) formula alguna crítica en los medios, nos pasan 100 personas a planta permanente”, graficó un colaborador del secretario del sindicato petrolero de Santa Cruz, que desbancó al kirchnerismo del poder en su bastión histórico después de más de 30 años de dominio ininterrumpido y provocó un verdadero maremoto en la política doméstica. Aunque los coletazos del acontecimiento se sintieron en Buenos Aires, de algún modo quedaron solapados por el triunfo de Javier Milei en los comicios presidenciales, que aún no termina de ser asimilado por el sistema de poder.

En la Patagonia, sin embargo, la victoria de Vidal promete reconfigurar la dinámica del poder no sólo en la política, sino que también impacta de lleno en el mapa sindical a nivel nacional. El santacruceño se convirtió en el primer sindicalista petrolero en alcanzar la gobernación de una provincia. Su victoria, ya de por sí trascendente, cobra más sentido cuando se la contrasta con la performance política de Marcelo Rucci, líder del sindicato de Neuquén, Río Negro y La Pampa, el más poderoso del país por su injerencia sobre Vaca Muerta, que como dirigente del MPN salió derrotado en las elecciones a gobernador realizadas en abril; o incluso también con la de Jorge ‘Loma’ Ávila, secretario de petroleros privados de Chubut y José Lludgar, de Jerárquicos de Patagonia Austral, que también tropezaron en sus apuestas electorales.

Primeros pasos

En las últimas dos semanas, Vidal entabló contactos con funcionarios de la gestión saliente de Alicia Kirchner. El mandatario entrante tiene especial interés en tomar control cuanto antes del Instituto de la Vivienda provincial (IDUP). Considera que es una de las carteras que condensa mayores irregularidades en el manejo de partidas del Estado. De hecho, una de las primeras medidas que tomará una vez que esté en funciones será encargar una auditoría contable de la caja del Instituto. Cerca de Vidal cuestionan especialmente al intendente de Río Gallegos, Pablo Grasso, que, tras perder la elección a gobernador dentro del lema de Unión por la Patria, buscará la reelección al frente del municipio, capital provincial. “De la información a la que pudimos acceder hasta ahora, la gestión del IDUV está identificada a empresas ligadas a la familia Grasso”, acusaron allegados al gobernador electo.

En materia energética, Vidal tiene definido elevar el rango gubernamental del área de Hidrocarburos, que desde hace años funciona como un apéndice del Instituto de la Energía provincial, hoy a cargo de Matías Kalmus. Aún no está definido si la cartera pasará a ser una secretaría o un ministerio, pero sí que tendrá mayor jerarquía dentro de la esfera pública. Está casi cerrado que Jaime Álvarez será quien estará al frente del área. De concretarse, volverá a tener un cargo público tras renunciar en 2018 a la presidencia del Instituto de la Energía por diferencias con la conducción del kirchnerismo. Pocos meses después oficializó su incorporación al SER (Somos Energía), el vehículo partidario que creó Vidal para la participación de las elecciones legislativas de 2021, que lo depositaron en el Congreso.   

Palermo Aike y áreas secundarias

Una parte importante del escenario petrolero con el que deberá lidiar Vidal en los próximos años se empezará a definir a fin de año cuando se perfore el primer pozo de deriskeo sobre Palermo Aike, la formación de roca madre de hidrocarburos de la cuenca Austral promocionada por YPF y CGC. La petrolera bajo control estatal y la empresa de energía de Corporación América tenían previsto perforar y completar este año dos pozos en la formación no convencional, pero por las dificultades económicas que atraviesa el país finalmente las compañías recién empezarán a perforar durante la primera semana de diciembre. La estimulación hidráulica del pozo quedará para 2024.

“Tenemos muchas expectativas con Palermo Aike. Desde YPF nos comentaron que, si el resultado del punzado es exitoso, la formación podría representar hasta un 30% de lo que es hoy Vaca Muerta”, se ilusionan cerca de mandatario entrante, con una evidente cuota de optimismo. 

YPF es el protagonista de un segundo eje en la agenda energía de Vidal, que en los últimos años mantuvo frecuentes idas y vueltas (más vueltas que idas) con la conducción de Máximo Kirchner al frente del kirchnerismo provincial. La relación terminó de resquebrajarse cuando Vidal esquivó a último momento la invitación a competir electoralmente dentro de Unión por la Patria, tal como publicó EconoJournal.

Con Pablo González, presidente de YPF, Vidal mantiene un buen vínculo en lo personal, con diálogo casi permanente, pero eso no implica que el futuro gobernador no sea crítico de la gestión de la petrolera en la provincia.

González, que es candidato a segundo senador nacional de Santa Cruz por Unión por la Patria, está actualmente abocado a la campaña porque si se repite el resultado del 13 de agosto quedaría afuera y debería volver al llano. En ese contexto, el presidente de YPF está especialmente interesado en mantener la relación con Vidal.

Pese a la buena relación que tienen, Vidal es crítico de la gestión de YPF, sobre todo en lo que tiene que ver con el manejo de los yacimientos que la petrolera tiene en el norte de la provincia, en la Cuenca del Golfo de San Jorge. Esto es Los Perales, El Guadal y toda la zona de Las Heras y Caleta Olivia.

YPF viene desinvirtiendo en esas zonas, con la consecuente caída de la producción. Por lo tanto, lo que quiere Vidal es que, si esos yacimientos no forman parte de los activos estratégicos de la empresa, YPF busque socios independientes más pequeños que tengan el foco en esas áreas y al menos eviten que la producción siga declinando. Vidal quiere poner ese tema rápidamente en agenda y empezar a negociar con YPF apenas asuma.

La entrada La agenda de transición de Vidal en Santa Cruz: nueva cartera de Hidrocarburos, Palermo Aike y cesión de yacimientos de YPF se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

En el marco del programa “Energía del Sabor”,  Naturgy dio inicio un nuevo curso en el Centro Municipal de Estudios de Malvinas Argentinas, Provincia de Buenos Aires, cuyo eje principal es la capacitación en el oficio gastronómico con salida laboral, con énfasis en la formación de microemprendedores en el rubro.

Esta instrucción sobre “Cocina circular, diversa y sustentable. Alimentación saludable a través de los panificados”, se lleva adelante junto al equipo de Fundación Global y está destinado a vecinos del municipio.

En base a esto Bettina Llapur, directora de comunicación de Naturgy, señaló que “esta capacitación, desarrollada con el municipio de Malvinas Argentinas y la Fundación Global, nos permite brindar herramientas para aprender el oficio gastronómico, ya sea para buscar una salida laboral o bien para iniciar un emprendimiento propio”. “Hoy la gastronomía tiene alta demanda laboral y la especialización en el rubro es muy buscada. Todo lo que se realice en materia de formación para generar habilidades en las personas promueve el crecimiento y desarrollo de la sociedad y las empresas colaboramos y acompañamos en ese camino. Estamos contentos de ayudar a muchos jóvenes en su desarrollo laboral”.

A su vez, destacó Agustina Quiroga, directora provincial de Relaciones con la Comunidad, destacó que “desde la Dirección Provincial de Relaciones con la Comunidad trabajamos para aunar esfuerzos entre el sector privado, el sector público y las organizaciones de la sociedad civil. Creemos que es la mejor manera de realizar un trabajo que pueda ser sostenido en el tiempo y desde una perspectiva comunitaria”. “Realizar este tipo de articulaciones, y ésta específicamente entre provincia de Buenos Aires, la empresa Naturgy, Fundación Global y el municipio de Malvinas Argentinas, no sólo permite que muchos/as bonaerenses se capaciten, sino también que se fortalece la trama un social donde cada uno hace su aporte, ampliando la posibilidad de ampliación de derechos.

Objetivos  

Con esta capacitación se busca empoderar prioritariamente a las mujeres de la zona. Este ciclo, compuesto por tres talleres, está enfocado en el aprendizaje de conocimientos sobre alimentación saludable, así como también dar cuenta de su vínculo con un mercado circular, renovable, sustentable, participativo e integrador, que complementará la colaboración entre las participantes y nutrirá sus prácticas alimenticias dentro de sus familias, comunidad y potenciales circuitos laborales locales.

Desde el inicio del programa en 2016, más de 500 jóvenes bonaerenses se han instruido en el oficio gastronómico gracias a nuestro programa Energía del Sabor, que tiene como objetivos facilitar el desarrollo profesional de jóvenes con dificultades de acceso al mercado laboral, brindando una capacitación en el oficio gastronómico, que les facilite una inserción laboral o la creación de un microemprendimiento.

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, Redaccion EconoJournal

Tras diez meses sin entregar energía al sistema, la Central Nuclear Atucha II fue nuevamente puesta en servicio gracias a la capacidad técnica del sector nuclear argentino y a la integración con la industria nacional, que permitió reparar el desperfecto en un plazo mucho menor al estimado por el diseñador original.

La secretaria de Energía, Flavia Royón, participó junto a las autoridades de Nucleoeléctrica Argentina S. A. (NA-SA) del acto de reactivación de la central en el partido bonaerense de Zárate. En base esto, expresó: “Una vez más nuestro sector nuclear está escribiendo la historia, lograr esta reparación que parecía imposible marca un hecho histórico en la Argentina”. “En momentos en que la transición energética vuelve a poner de relieve la energía nuclear en la agenda global, los científicos y las empresas argentinas le demuestran al mundo su capacidad de innovación y demuestran que la Argentina está preparada para ese desafío”.

A su vez, Royón aseveró: “En el mundo nos decían que esta reparación iba a necesitar cuatro años y que iba a ser necesario desarmar el reactor con el costo y el riesgo que esto conlleva, ya que se trata de la máquina más grande de nuestro sistema. Y nosotros la llevamos adelante en diez meses”.

La secretaria explicó que “lo que hubiéramos tenido que gastar si Atucha II hubiera estado parada cuatro años asciende fácilmente a más de 1.000 millones de dólares, por eso es una alegría que se haya reparado en tiempo récord gracias al talento argentino: no trajimos empresas de afuera a ver cómo lo podían resolver, fueron científicos, ingenieros, el trabajo en colaboración con la CNEA y con las empresas vinculadas al sector nuclear y también de pymes de la zona”.

Desarrollo científico

En otro tramo de su discurso Royon hizo hincapié en la importancia fundamental de sostener políticas públicas que incentivan el desarrollo científico nacional: “Cuando otros modelos dicen que esto debe ser eliminado como política pública y que solo el sector privado se haga cargo tenemos que saber que no hay país desarrollado que no sostenga políticas públicas en investigación, desarrollo e innovación tecnológica”. “Y hoy Atucha se reactiva con su reactor reparado en tiempo récord, eso es una muestra de la capacidad del sector nuclear cuando tiene una política pública que sostiene una mirada estratégica que apuesta a la innovación y al desarrollo tecnológico. Y esa mirada hacia las políticas públicas es la que vamos a seguir sosteniendo”, indicó.

Por último, dijo: “Mi reconocimiento a los más de 3.000 trabajadores de la Central. Son un motivo de orgullo por el sentimiento y el compromiso que ponen, como todos quienes estamos involucrados en el sector energético argentino. El ecosistema científico tecnológico argentino está a la altura de cualquier país desarrollado”. “Argentina no solo tiene los recursos naturales que el mundo necesita, sino que cuenta con un recurso humano privilegiado, por todos los trabajadores formados y capacitados en su sector nuclear y también vamos a exportar el desarrollo medicinal a partir de la energía nuclear”, sostuvo.

En el mismo sentido, el presidente de Nucleoeléctrica Argentina, José Luis Antúnez, afirmó: “Hemos hecho un enorme esfuerzo, pero lo que yo aprecio más es que ha sido un esfuerzo colectivo, ha sido un esfuerzo total de NASA, la Secretaría de Energía, la Comisión Nacional de Energía Atómica y toda la cadena de valor de nuestros proveedores, en particular los del sector nuclear”.

El desperfecto

La necesidad de parar la planta se debió a un inconveniente detectado en octubre de 2022 cuando, en el marco de una inspección periódica, se constató el desprendimiento de uno de los cuatro separadores internos del reactor.

La ubicación del desperfecto mecánico se identificó en la parte inferior del reactor, en una zona considerada inaccesible a 14 metros de profundidad. Antes esta situación la solución de diseño indicaba proceder al desarme completo del reactor, lo que hubiera implicado mantener a la central nuclear fuera del sistema por un plazo de cuatro años.

Frente a ese panorama Nucleoeléctrica Argentina, en coordinación y con el apoyo de la Secretaría de Energía y la CNEA, tomó la decisión de implementar una decisión alternativa sin precedentes en el mundo: diseñó un plan de trabajo consistente en la reparación remota a través de los orificios para carga y descarga de combustible.

Diego Garde, ingeniero a cargo del proyecto de reparación, consideró que “este desafío, que llevó a cabo Nucleoeléctrica Argentina con toda la industria nuclear argentina y todas las empresas que participaron, nos muestra de lo que somos capaces los argentinos, reparar un reactor nuclear prototipo en el mundo, que ninguna otra empresa se hubiera animado a hacer en los tiempos en que lo hicimos”.

La elaboración de una estrategia y una logística propias para resolver el inconveniente, junto con la realización del conjunto del proceso en un plazo récord, pone de relieve la capacidad de los científicos e ingenieros formados en la universidad públicas e insertos en las áreas del sector nuclear nacional.

El plan fue objeto de estudio y análisis por parte de un equipo interdisciplinario conformado con personal de Nucleoeléctrica Argentina, quienes se abocaron de inmediato a pautar y ejecutar una serie de fases que permitieran operar al interior del reactor.

Reparación

Para cumplir con la reparación se desarrolló un conjunto de herramientas que habilitaran el trabajo en las condiciones particulares del reactor y su desperfecto. La planificación y construcción de estos materiales corrió por cuenta de diversos sectores de la empresa en colaboración con proveedores locales, siendo un ejemplo concreto de la sinergia productiva entre la ciencia argentina y el entramado tecnológico y productivo nacional.

La opción alternativa, llevada adelante por el conjunto del sector nuclear argentino y la asistencia de proveedores locales, evitó el desarme del reactor y redujo el plazo de la reparación a diez meses. Gracias al acortamiento de los plazos la Argentina ahorro más de 1000 millones de dólares de costo de energía no suministrada. Además, el costo de la solución nacional resultó veinte veces inferior al que hubiera demandado la respuesta de diseño.

La reparación del desperfecto en tiempo récord permitió volver a poner en funcionamiento la Central Nuclear Atucha II en condiciones de plena seguridad. Es el fruto del trabajo y la capacidad científico-técnica del complejo nuclear argentino, y confirma la integración virtuosa con el sector privado en el desarrollo de una cadena de proveedores de calidad.

La solución ejecutada confirma el prestigio del sector nuclear argentino en el mundo y lo posiciona nuevamente como un exportador de alto valor agregado en la materia.

Del acto de puesta en marcha de la central participó la subsecretaria de Planeamiento Eenergético, Cecilia Garibotti, quien estuvo acompañada por directores nacionales de la subsecretaría de Energía Eléctrica y asesores de su área y de la subsecretaría Coordinación Institucional de Energía.

También concurrieron la presidenta de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Adriana Serquis; las diputadas nacionales Micaela Moran y Agustina Propato; el secretario general de la seccional Zárate de la UOCRA, Julio González. A ellos se sumaron otras autoridades de Nucleoeléctrica Argentina y representantes de las empresas pyme que intervinieron en la reparación del reactor.

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, Redaccion EconoJournal

Las 11 compañías licenciatarias del mercado regulado de gas natural recibieron en los últimos días una nota del Ente Regulador del Gas (Enargas) que las convoca a presentar antes del viernes 15 de septiembre un plan de las inversiones obligatorias (PIO, en la jerga del sector) que llevarán adelante durante los próximos cinco años (hasta diciembre de 2028) para atender sus redes de distribución y transporte del hidrocarburo. Primero se notificó a las dos transportistas (TGS y TGN) y el viernes pasado se incluyó a las nueve distribuidoras, con Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas a la cabeza, según pudo reconstruir EconoJournal.

La medida había sido adelantada informalmente por el interventor del organismo, Osvaldo Pitrau, a algunos directivos de la industria, pero aun así la instrucción fue recibida con sorpresa entre los privados. Más que nada por lo titánico de la tarea en un contexto de altísima volatilidad en la economía. También llama la atención el repentino interés oficial por dejar algo cerrado antes del cambio de gobierno luego de haber estado 3 años y medio sin realizar ningún avance sustantivo en términos de la Renegociación Tarifaria Integral (RTI) que se había propuesto.

Fuentes privadas consultadas por EconoJournal señalaron incluso que, por la disparada inflacionaria y las restricciones al ingreso de productos importados, es muy difícil conseguir presupuestos de varios de los elementos que deberían incluir en los PIO. “Tenemos que incluir cotizaciones de todo tipo, desde la renovación de medidores y la flota de vehículos hasta la contratación de software, equipamiento informático y válvulas automáticas, entre decenas de componentes”, explicó una de las fuentes consultadas.

Las empresas consultadas no tienen dudas de que lo que se les pide forma parte de un proceso de RTI. Sin embargo, allegados al Enargas aclararon que lo que está en marcha no es una “RTI formal”, que requeriría un proceso mucho más laborioso, sino una renegociación tarifaria que apunta, en el mejor de los casos, a avanzar sobre una serie de puntos regulatorios y a dejar todo listo desde lo administrativo para efectuar un aumento de las tarifas residenciales de gas a partir del 1 de enero 2024.

En la nómina de temas sobre los que pretende avanzar el gobierno figura la implementación de un nuevo Índice del Gas para definir de forma automática futuras actualizaciones tarifarias, tal como adelantó este medio el 23 de agosto; el cálculo del gas no contabilizado y el gas retenido en el sistema de transporte, un punto gris que siempre genera discusiones entre productores, distribuidoras y el propio ente regulador; y el análisis de una alternativa para determinar el peso del cargo fijo y el variable en las tarifas domiciliarias, un planteo que surgió de algunas distribuidoras.

Cumplimiento regulatorio

¿Cuál es la premura que tiene el gobierno en avanzar sobre estos temas en plena carrera electoral en una economía cada vez más escorada? ¿Por qué encarar una renegociación tarifaria ‘express’ que podría diluirse en la nada si la oposición se impone en los comicios presidenciales? Son interrogantes que no tienen una respuesta unívoca cuando se consulta a referentes de la industria. Un primer disparador para explorar una respuesta está vinculado a la necesidad de la conducción actual del Enargas (algo similar sucede también en el caso del ENRE con las distribuidoras eléctricas) de cumplir con el Decreto 278/2020, que estableció la intervención del organismo.

Una de las premisas de esa normativa es la de readecuar la estructura tarifaria del segmento regulado y fijar nuevos cuadros para el período 2023-2028. Está claro que en esta coyuntura económica indescifrable esos objetivos son de cumplimiento imposible, pero fuentes privadas interpretan que la intervención del Enargas quiere al menos demostrar que intentó dar los pasos regulatorios necesarios para avanzar en esa dirección. En términos de construir un caso a futuro y poder defender la intervención, es conveniente, desde esa lógica, poder engrosar expedientes administrativos con información e intercambios concretos con el sector privado que, observados desde un eventual futuro cercano, sirvan para entender por qué o hasta qué punto se pudo avanzar.

Escasa información

Lo que se desprende, a partir del relevamiento realizado por este medio, es que muchas empresas no tienen en claro las razones y objetivos que se estableció el Enargas. Algunas incluso solicitaron vista de los expedientes del ente regulador para conocer los antecedentes de la medida informada el viernes pasado. Técnicamente, lo que hizo el organismo fue dar un paso en la implementación de la resolución 389 publicada el 2 de agosto. En esa norma, el Enargas se propuso avanzar con la fase cuatro (la última) del proceso de renegociación tarifaria con las empresas gasíferas. 

“Por más ganas que le pongamos, llevar adelante una RTI en tan poco tiempo no es viable. Incluso en un país que no tuviese los problemas económicos que enfrenta la Argentina, tres meses (lo que falta hasta fines de noviembre) no es un plazo lógico para determinar la base de activos de cada distribuidora y calcular cuál será la demanda futura de cada región (para lo cual se precisa interactuar con estados provinciales y municipales para indagar sobre planes de vivienda y expansión urbana). Sin esos datos, ¿cómo hacemos para entender cuál es la tarifa que precisamos para los próximos cinco años?”, interrogó otro directivo del sector.

Express

La notificación del Enargas a las empresas les otorga un plazo de 15 días hábiles para presentar los PIO que expira, en los hechos, a mediados de septiembre. Se especula con que algunos privados podrían pedir una prórroga para cumplimentar con el pedido.

De fondo, el objetivo del ente regulador es tener resueltas para la segunda quincena de noviembre algunas de las cuestiones regulatorias vinculadas previamente. Restan para ese deadline menos de 90 días, un plazo exiguo para realizar una revisión profunda de todas las variables inciden en la estructura tarifaria del gas natural, pero tal vez suficiente para avanzar sobre algún tema puntual que sea de interés del Ejecutivo.

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, Nicolas Gandini

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) y el Instituto Petroquímico Argentino (IPA) celebraron conjuntamente el “Día de la Petroquímica, promoviendo la industrialización de nuestros recursos”, en el Salón Grand Bourg del Libertador Hotel de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, del que participaron los principales referentes y representantes del sector.

En primer lugar, Matías Campodónico, presidente de Dow Argentina y región sur de América Latina y presidente de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), brindó la bienvenida a todos los presentes, agradeciendo la participación a la celebración, y destacó la importancia del sector en la economía de Argentina. 

En su exposición, señaló que “el desarrollo químico y petroquímico de la Argentina ha tenido cuatro grandes olas desde la década del 40´ hasta estos días, y actualmente estamos en las puertas de lo que es la quinta ola dada la potencialidad de Vaca Muerta y su desarrollo nos da motivos de sobra para pensar en un futuro próspero, de nuevos proyectos e inversiones para el sector.” “Además, es importante remarcar el potencial de desarrollo de la minería, en especial del litio del cobre, que traccionará la demanda de materias primas químicas para su producción”. 

Asimismo, Campodónico cerró la apertura del encuentro diciendo que “tenemos la firme voluntad de hacer nuestro aporte para que este sector sigua siendo un baluarte del desarrollo económico, comunitario y ambiental del país”.

Por su parte, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) se refirió al sector con una mirada al 2040 y los desafíos para el desarrollo de la Industria Petroquímica. 

En este sentido, indicó que “la explotación de los recursos de Vaca Muerta ya comprobó que la producción de Hidrocarburos No Convencionales es iguales o mejores de los campos No convencionales de Estados Unidos. Con gas natural abundante y competitivo se podrían dar inversiones petroquímicas muy importantes para agregarle valor al gas natural y a sus Líquidos”.

A su vez, expresó que “la Argentina está en condiciones ideales de ingresar a la quinta ola de su industria petroquímica, con un desarrollo inteligente de los recursos de Vaca Muerta y sumar exportaciones. La petroquímica es el mayor agregador de valor del gas de Vaca Muerta.”

El encuentro

Como parte del encuentro tuvo lugar un panel del que participaron Campodónico, Marcos Sabelli, director general de Profertil; Martina Azcurra, directora de YPF Química, y como moderador estuvo Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del Instituto Petroquímico Argentino (IPA).

Entre sus distintas intervenciones Sabelli subrayó que “la demanda de alimentos sigue creciendo, por ejemplo, el mundo llegó a 8.000 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. Según datos duros dicen que la mitad de los alimentos que consumimos existen gracias a los fertilizantes”, precisó.

Luego, añadió: “Creemos que es clave que cada actor busque en qué puede mejorar, en qué puede optimizar procesos, reducir impactos y agregar valor”. “Nuestro país tiene recursos de sobra, por eso creo que a la Argentina le falta creérsela un poco más, somos junto a Brasil el cuarto país del mundo en producción de alimentos”.

Con respecto a la oferta de los principales productos del sector, Azcurra acentuó que “una buena noticia es que a partir del año que viene con las inversiones que YPF está realizando en la refinería La Plata vamos a disponer de más nafta virgen que es un insumo esencial para la producción de productos básicos del sector”. Estimó que la demanda de insumos químicos producidos por YPF se mantendrá estables hasta fines del 2024, por lo que buscarán desarrollar mercados regionales para nuestros petroquímicos básicos. Y cerró diciendo que “la estrategia de nuestro negocio se centra en la mejora de nuestros productos, el crecimiento por la expansión regional, y el compromiso con la sustentabilidad”.

En su momento Campodónico destacó que “Dow es una compañía que convierte energía en productos petroquímicos de gran valor agregado, para cumplir con los compromisos de cambio climático nos propusimos descarbonizar las plantas de cara al 2050. Estamos, a nivel mundial, entre las empresas que más energías renovables consumimos”. “También estamos muy activos en el desafío de la economía circular de plásticos. Por esto, uno de los temas centrales en la agenda internacional es la transición hacia modelos productivos más sustentables”. 

Para finalizar el panel destacó: “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”.

El cierre del encuentro estuvo a cargo de Jorge de Zavaleta y de Gabriel Rodríguez Garrido quienes resaltaron la importancia de llevar adelante para sus empresas socias y la industria en general este encuentro en una fecha tan especial para profundizar en temas de relevancia para el sector y para los diferentes actores claves.

A su vez, destacaron la participación de empresas sponsors con un alto grado de responsabilidad con la temática del encuentro como lo fueron Petroquímica Rio Tercero, YPF Química, Alpek Polyester Argentina, Dow, PetroCuyo, Unipar, Styropek, Profertil, Pampa Energía, MEGA y BASF.

Día de la Petroquímica, un poco de historia

Desde el 26 de agosto de 1950 se celebra el Día de la Química y Petroquímica en Argentina, fecha en que se inauguró la primera planta petroquímica de América Latina, en la localidad de Campana (Provincia de Buenos Aires) para la producción de tolueno sintético. Representando un hito importante para el desarrollo posterior de la industria petroquímica Argentina.

Esta industria representa el 4,2 % del PBI nacional y sus exportaciones anuales son aproximadamente un 20% de las ventas externas totales del país de manufacturas de origen industrial.

La industria Química – Petroquímica Argentina representa el 0,9% de la producción global y es la segunda en Sudamérica después de Brasil. Los productos químicos y petroquímicos son fundamentales en la actividad productiva y juegan un rol principal en la industria, dado esto, en la actualidad más del 96% de los productos que manipulamos cotidianamente tienen relación con el sector (96 de 100).

En la economía real, la industria química y petroquímica del país está conformada por más de un 50% de Pymes y en su conjunto emplea a 69 mil empleos directos, y más de 200 mil empleos en forma indirecta. En Argentina, existen ocho áreas y polos químicos y petroquímicos: Río Tercero, Puerto Gral. San Martín, Campana-San Nicolás, Gran Bs.As., Ensenada, Plaza Huincul, Bahía Blanca y Luján de Cuyo.

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, Redaccion EconoJournal

La XIV exposición internacional Argentina Oil & Gas organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizada por Messe Frankfurt Argentina tendrá lugar del 11 al 14 de septiembre en el predio ferial La Rural, en Buenos Aires. En el encuentro se darán a conocer las novedades del mercado de los hidrocarburos con actividades especialmente dirigidas al sector, los profesionales y los jóvenes.

En la expo participarán más de 300 expositores. Contará con la presencia de 20.000 visitantes profesionales calificados. El objetivo que persigue la AOG es que los representantes de las distintas empresas del sector puedan diseñar estrategias para seguir desarrollando la industria hidrocarburífera y potenciar un espacio de intercambio comercial que involucre al conjunto de los empresarios representantes de la cadena de valor del petróleo y gas e industrias relacionadas.

Este miércoles el IAPG presentó de manera oficial la AOG. El encuentro se desarrolló en la sede del Instituto y estuvo a cargo de su presidente, Ernesto López Anadón, junto a las autoridades del 7° Congreso Nacional de Seguridad, Salud Ocupacional y Ambiente en la Industria del Petróleo y del Gas, y los realizadores del evento.

En base a esto, López Anadón sostuvo: “La expo siempre nos sorprende. La industria concurre. A pesar de la pandemia y cuestiones de la economía ha sabido mantener la producción, la aumentó, sobre todo en lo que es gas, a través de la actividad en Vaca Muerta”. “Lo que mostramos en la exposición es el futuro que tiene la industria y la cadena de valor del país. La Cuenca Neuquina puede llegar al millón y medio de barriles por día”.

Actividades

Durante el primer día de la expo se llevará a cabo la 7° edición de JOG, la Jornada de Jóvenes Oil & Gas, un encuentro que es planificado y realizado por los nuevos integrantes de la industria para los jóvenes profesionales y estudiantes. En su última edición contó con la participación de 320 jóvenes, por lo cual se espera superar la participación para este año.

La jornada tendrá cuatro paneles temáticos dedicados al Upstream, a la Diversidad e inclusión, a las tecnologías aplicadas y al Midstream. Participarán más de 10 oradores invitados.

El objetivo es abordar los temas de interés en el ámbito profesional de los que están comenzando en la industria y dar profundidad a los proyectos estratégicos, transición energética, innovación tecnológica, diversidad y desarrollo de carrera.

Sobre esto, López Anadón sostuvo que “la juventud piensa que el gas y el petróleo son antiguos y que son irresponsables las emisiones, pero ahora hay tecnología que se desarrolló para evitar el daño ambiental”. “La industria es viable y el hecho de que ingrese más juventud va a permitir que surjan nuevas ideas que mejoren lo que estamos haciendo”.

Además, ese mismo lunes se dará inicio al 5° Congreso Latinoamericano y 7° Nacional de Seguridad, Salud Ocupacional y Ambiente en la Industria del Petróleo y del Gas.

En la presentación de la expo estuvo presente Víctor Coluccio, quien preside el Comité Organizador del congreso, y expresó que “las operaciones de petróleo y gas sin tener en cuenta la seguridad y el cuidado del ambiente difícilmente se puedan soportar. Tuvimos un desafío interesante durante la pandemia, pero la Comisión siguió trabajando”.

A su vez, dio a conocer que para esta edición del Congreso “hubo récord en presentación de trabajos, fueron más de 90. Esto es muy bueno. Junto al equipo seleccionamos 21 trabajos que abordan los temas de salud, ambiente y sustentabilidad”.

El Congreso tiene como lema “Sentido de vulnerabilidad presente. Fortaleza en salud, seguridad y ambiente”. Se presentará como un espacio para compartir conocimientos, experiencias, retos y ultimas tendencias en el campo de las áreas de seguridad e higiene industrial, movilidad segura, salud ocupacional, protección del ambiente y sustentabilidad en la industria del petróleo y gas.

Asimismo, durante el primer día se llevará a cabo el workshop “Gerenciamiento del Carbono”, un ciclo que fue diseñado en conjunto con la Secretaría de Energía.  Sobre esto, López Anadón planteó que “los países tienen que contribuir con la reducción de sus emisiones por el Acuerdo de País. Sudamérica es solo responsable de la acumulación del 6% de CO2 en la atmósfera. Está muy lejos de lo que es el mundo desarrollado, pero si queremos seguir desarrollando nuestros recursos, que van a aportar empleo, divisas, tenemos que ser eficientes en lo que hacemos”.

Al mismo tiempo, sumó que “es importante poner en agenda el gerenciamiento de carbono, su captura y almacenaje. Es un primer paso que damos. La expectativa es conocer experiencias para que surjan iniciativas públicas y privadas para poder llegar a cero emisiones de metano a 2030/40”. “Se trata de generar un activo de bajas emisiones, con acciones como el empleo de energías renovables para la extracción y procesamiento del crudo con emisión cero”.

A partir del segundo día se llevará a cabo el Encuentro con los CEOs. Habrá distintos bloques temáticos en los que participarán Javier Martínez Álvarez, presidente para el Cono Sur de Tenaris; Gustavo Gallino,
director General del Área Sur de Techint Ingeniería y Construcción; Carlos Mundín, director general de BTU. También, Catherine Remy, vicepresidenta de Environment & Social Performance de Francia de Total Energies Argentina; Ricardo Rodríguez, CEO en Argentina, VP & Country Chair Argentina, Uruguay, y Chile de Shell; y Pablo Iuliano, CEO de YPF.

El miércoles participarán Ricardo Hösel, CEO de Oldeval; Andrés Scarone, gerente General de MEGA; Andrés Cavallari, CEO de Raizen Argentina; Gustavo Astie, CEO de Pecom; Jorge Vidal, managing director ABC (Argentina, Bolivia, Chile) de Schlumberger Argentina; y Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy.

En el último día de la expo disertarán Oscar Sardi, CEO de Transportadora Gas del Sur (TGS); Daniel Ridelener, CEO de Transportadora Gas del Norte (TGN); Manfred Böckmann, Managing director Argentina de Winthershall Dea; Eric Dunning, presidente de Unidad de Negocios Latinoamérica de Chevron; Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol; Adrián Vila, Country Manager Argentina de Pluspetrol y Horacio Turri, director Ejecutivo de E&P de Pampa Energía.

Otros ejes

También estará el ciclo de conferencias, que reúne a los líderes de las principales empresas protagonistas de la industria. Los temas serán los desafíos y tendencias de la agenda actual de compliance, prevención de daños de terceros, sustentabilidad, offshore y diversidad e inclusión que complementan la actividad técnica del IAPG.

A su vez, otro de los espacios estará dedicado a las rondas de negocio que tienen como objetivo poder conectar a potenciales compradores extranjeros con productores argentinos de la industria del petróleo y del gas en condiciones de exportar.

Esta actividad es organizada por el IAPG junto con la Agencia Argentina de Inversiones. Ya hay 10 compradores confirmados. La convocatoria es para empresas nacionales y no es exclusiva para los expositores. A través de este espacio, en la anterior edición, se generaron 960 reuniones con firmas provenientes de Bolivia, Colombia, México y Perú.

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, Loana Tejero

Más del 20% de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) provienen en la actualidad del sector de transporte a nivel mundial. En la Argentina, representa el 14% de las emisiones. Frente a esto, el grupo logístico Andreani incorporó el uso de biocombustibles en sus unidades a larga distancia para reducir el impacto ambiental y lograr descarbonizar sus operaciones.

Este martes en la planta que la compañía posee en Benavidez, provincia de Buenos Aires, Gabriel Pérez, gerente de Desempeño Ambiental de Andreani; Virginia Villarino, coordinadora del área de Energía y Clima del Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible (CEADS); Diego Cavalchini, gerente de Abastecimiento Nacional en Andreani; y Axel Boerr, presidente de la Cámara Panamericana de Biocombustibles y vicepresidente de Explora S.A., debatieron sobre la descarbonización, la circularidad y el rol que ocupa la logística.

En su intervención, Pérez explicó: “Nuestro modelo de huella de carbono cumple cuatro años y fue lo que nos permitió armar una línea de base, entendiendo los kilómetros, el combustible”. “Pudimos predecir cómo iban a ser nuestras emisiones en base al crecimiento del negocio, lo que nos permitió armar la estrategia de descarbonización partiendo de la eficiencia energética. Es un hito el uso de biocombustibles”.

Asimismo, el responsable del Desempeño Ambiental de la compañía aseveró que “el mundo del transporte pesado es el que tiene un desafío mayor en la tarea de descarbonizar. Por eso, analizamos que con el uso de este tipo de combustibles íbamos a poder solucionar esto”.

Además, Pérez precisó: “Hoy estamos midiendo y censando los datos para tener mejores hábitos y conductas con los transportistas. Hicimos las mediciones para poder gestionar y porque muchos clientes confían en nosotros y tienen más ambición en la agenda climática”. “Hay que dar el paso en sustentabilidad, aunque es costosa. Las emisiones evitadas equivalen a cuatro operativos de logística electoral. Generamos un ahorro equivalente a esas emisiones”.

La estrategia

En cuanto a la estrategia utilizada por Andreani para lograr incorporar el uso de los biocombustibles en unidades de su flota, Cavalchini indicó: “Las mayores emisiones las tenemos en los camiones, por eso analizamos los biocombustibles. Evaluamos las experiencias de otras empresas y entendimos las problemáticas que íbamos a tener. El combustible fósil genera residuos y el biodiesel lo limpia. Nos reunimos con los transportistas y analizamos los pros y los contras”.

En esa misma línea, dio a conocer que la compañía comenzó este proyecto con tres camiones y luego fueron incorporando más unidades de forma gradual. “Hoy tenemos 15 camiones de distintas marcas y motorizaciones, 230.000 kilómetros recorridos y 197 toneladas de dióxido de carbono (CO2) evitadas. La idea es llegar al millón de kilómetros para fin de año e incorporar cinco o 10 camiones más”.

A su vez, exhibió cómo fue el impacto en los camiones que dejaron de usar combustibles fósiles para ingresar en el mundo del biodiésel. “Los filtros que poseen los camiones evitan que el residuo que genera el combustible fósil llegue al motor. Cuando iniciamos las pruebas, los filtros de los camiones que tenían más kilómetros se taparon. En cambio, en los camiones más nuevos no tuvimos problemas”. “El consumo varía muy poco, aumentó entre el 2 y 4%. Se compensa con la capacidad lubricante que posee el biodiesel”.

En cuanto a los desafíos de tuvo la implementación de los biocombustibles planteó que “surgieron discusiones, hubo una brecha generacional. Los transportistas más jóvenes se sumaron a la prueba, mientras que los de mayor edad estaban más reacios. Pero llegamos a la conclusión de que teníamos que seguir con esta iniciativa y nos está dando resultado”.

Asimismo, sobre la carga de combustibles y la logística puntualizó: “Tenemos una estación de servicio convencional. Al inicio calculamos cuánto biodiesel necesitábamos y llegamos a la conclusión de que necesitábamos 30.000 litros para 20 días. En nuestra estación tuvimos que cambiar mangueras y filtros por los residuos del diésel, y absorbimos los gastos adicionales que tienen los transportistas”. “Hicimos análisis de los combustibles, capacitaciones. Hay un proceso que estamos aprendiendo. La idea es que todos los lunes se sumen uno o dos transportistas”.

Descarbonización de los sectores de la economía

A su turno, la coordinadora del área de Energía y Clima de CEADS afirmó que “cada vez es más habitual que se produzcan fenómenos extremos producto del cambio climático. Olas de calor, sequías intensas, escasez de agua, incendios. Esto está afectando a todos los sistemas sociales y económicos. Debemos hacer transformaciones y reducir las emisiones a la mitad para 2030 y llegar al 2050 c0n cero emisiones netas”. “Tenemos que remover el CO2 de la atmósfera para neutralizar las emisiones de los sectores que tienen más desafíos. El sector de transporte es uno de ellos”.

Siguiendo con eso, aseveró que “se debe descarbonizar el sector del transporte y las cadenas asociadas. Hoy ya tenemos soluciones tecnológicas para más del 70% de las emisiones que emitimos actualmente. El desafío no es tecnológico, sino el hacer accesible esas tecnologías, tener financiamiento, condiciones habilitantes, articulación entre el sector público y privado y marcos regulatorios”.

En cuanto al sector de transporte, sostuvo que “las soluciones existen. Una de ellas es la reducción de la demanda. La mitad del problema se soluciona con una eficiencia en la demanda del transporte. Planificar la movilidad de los bienes y las personas es una de las medidas”.

Sobre este punto marcó que esto se podría lograr “mejorando la planificación urbana, las redes de producción, e introduciendo mejoras en el sistema logístico. Esto es lo que hay que impulsar”. “Otro punto son las tecnologías bajas en carbono, la electrificación del transporte, pero esto depende de descarbonizar la matriz energética. No da lo mismo el cómo se producen los biocombustibles y cómo es su ciclo de vida”.

En lo referido a las medidas impulsadas en la actualidad, exhibió que “en América Latina, el 70% de las medidas están enfocadas en el transporte de pasajeros y sólo un 5% en el transporte de cargas”. Y sobre las medidas a implementar en miras de reducir las emisiones sostuvo que “se deberá evaluar cómo las distintas soluciones también contribuyen en otros objetivos de desarrollo sostenible, además de la reducción de emisiones. Y también, sus consecuencias y si se producen de forma sostenible”.

En cuanto a este último punto, el presidente de la Cámara Panamericana de Biocombustibles planteó que “el tema de la deforestación no se resuelve controlando el biodiesel. Hay que actuar directamente sobre el que deforesta. Esto no tiene que ver con el combustible”.

Respecto a las ventajas y uso de los biocombustibles, Boerr marcó que “si el biodiesel fuera más barato que el gasoil todo el mundo lo compraría. Hay una Ley para uso de biodiesel, porque es una energía más cara. Lo que no vemos es lo que estamos tirando a la atmósfera. El gasoil al quemarse emite material particulado que es cancerígeno y el biodiesel no”.

En ese sentido, destacó el potencial que posee la Argentina y dijo que “tenemos problemas económicos, otras prioridades y un montón de motores diésel, la maquinaria pesada tiene eso. Además, poseemos biomasa. En un país como este, teniendo los motores, lo más lógico es usar biodiesel. En pesos por litro es una energía más cara, pero genera valor porque el mundo nos va a medir nuestra huella de carbono”.

De igual manera, agregó que “el biodiesel ahorra un 70% y los biocombustibles avanzados que se hacen de residuos hasta el 90%. Son caros porque se hacen a partir de aceite usado, grasa de frigoríficos, pero usar esa grasa para hacer un combustible líquido que se puede utilizar en los motores que ya existen va a provocar que bajen las emisiones”.

Por último, y sumado a lo que presentó Cavalchini sobre la estación de servicio que provee de biocombustibles a la flota de Andreani, Boerr indicó que “la idea es que haya abastecimiento de biodiesel en otras provincias y que los transportistas no tengan que venir a cargar acá”.

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, Loana Tejero

El gobierno acordó el 17 de agosto que el aumento de los combustibles realizado hace dos semanas —se informó una suba promedio del 12,5% en las estaciones de servicio, aunque en algunas regiones del interior el alza fue mayor— será el último hasta el 1 de noviembre. El ministro de Economía, Sergio Massa, presentó la medida como un congelamiento en los surtidores en un intento tardío para intentar anclar las expectativas inflacionarias tras la devaluación del tipo de cambio oficial anunciado el lunes post-PASO.

Ese mismo lunes 14 de agosto, la mayoría de las refinadoras (con la excepción de YPF) ya había incrementado un 25% el precio mayorista del gasoil —en los hechos, el que opera de forma desregulada— luego de que el gobierno aplicará una suba del 22% en el tipo de cambio oficial. Tres días más tarde, el área energética del gobierno dio a conocer el acuerdo verbal entre productores y refinadores que derivó en la suba del 12,5% de las pizarras de las estaciones minoristas. Pero, como la suba en el retail fue inferior que la aplicada en el segmento mayorista, canal donde compran productores agropecuarios y clientes industriales, lo que ocurre hoy es que, contra toda lógica económica, el importe minorista del gasoil es más barato que el mayorista. No es la primera vez que sucede. Algo similar, aunque con características mucho más complejas de administrar, ocurrió a principios de 2022 con la crisis del gasoil, que provocó un faltante en varios puntos del país.

¿Qué empezaron a hacer las refinadoras para transitar de la manera menos caótica posible el congelamiento que les impuso el gobierno? La consecuencia primaria del escenario de precios invertidos —en el que el importe que teóricamente debería ser más caro, hoy es más económico— es el cruce de canales de comercialización porque el incentivo para productores o industrias es conseguir la mayor cantidad posible de gasoil en las estaciones de servicio para hacerse una diferencia frente a lo que cuesta el combustible en el segmento mayorista.

El litro de gasoil grado 2 (común) o Premium en el canal mayorista puede oscilar entre los 360 y los 400 pesos. En el minorista, en cambio, el gasoil común se puede conseguir mucho más barato en bocas de expendio del Conurbano. En algunos casos, hasta a $ 310 por litro. “Hoy la brecha entre el precio minorista el mayorista va del 10% al 15%. No es tan caótico como a principios de 2022, cuando llegó a ser 35%”, explicaron en una empresa.

Cupos

Fuentes privadas explicaron a EconoJournal que las refinadoras empezaron a cuotificar la venta de combustibles en las estaciones de servicio. Eso implica, en la práctica, empezar a fijar cupos a los operadores privados de su red. La idea, lógicamente, es no vender más gasoil que el promedio histórico de cada estación. “Monitoreamos el consumo de cada estación para evitar que se dispare. Asignamos un volumen a cada operación en función de su consumo promedio y vamos monitoreando cuánto comercializa cada operador”, explicaron en una refinadora. “Por lo general, cada empresa conoce su red y sabe qué operadores que pueden consumirse el volumen asignado más rápido que otros”, agregaron.

Estacionalmente, agosto y septiembre son meses en que la demanda mayorista no tira tanto porque el campo está recién encarando un proceso de siembra. La reactivación de la demanda se espera recién a partir del último bimestre del año, con la temporada vacacional, y muy especialmente a fines del primer trimestre de 2024, cuando arranque la cosecha gruesa.

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, Nicolas Gandini

La minera australiana Galan Lithium batió un récord de rendimiento por litro de salmuera en las pruebas de extracción en el proyecto de litio Hombre Muerto Oeste, ubicado en la provincia de Catamarca. Se trata de un proyecto todavía en exploración avanzada que se está preparando para comenzar la producción en 2025. Galan Lithium perforó seis pozos (a 300 metros de profundidad) y bombeó 981 miligramos por litro (mg/L) de salmuera de litio a 15 litros por segundo durante las pruebas en Hombre Muerto Oeste.

Una fuente con conocimiento de los proyectos en etapa de exploración explicó a EconoJournal que “el dato difundido por la minera australiana explica el rendimiento que logra un proyecto por cada litro de salmuera. Si un desarrollo obtiene 981 mg/L de litio, estamos hablando de un valor récord y extremadamente alto”.

Doble rendimiento

La misma fuente remarcó que “en general los valores de los proyectos en el país rondan los 300, 400 o 500 mg/L de litio de salmuera”. Es decir, el proyecto Hombre Muerto Oeste alcanzó en las pruebas de extracción de salmuera el doble de rendimiento que otros proyectos de litio de la Puna argentina. Este récord implica que Galan Lithium puede lograr una mayor producción de carbonato de litio por litro de salmuera. Esto hace que, por ejemplo, para obtener 1 kilogramo de carbonato de litio se necesite procesar una menor cantidad de salmuera.

Con estos resultados, el proyecto Hombre Muerto Oeste podrá procesar menos cantidad de salmuera y utilizar menos energía. En definitiva, podrá producir litio de alta calidad con menos procesamiento y energía (y menor impacto ambiental) y a un precio mucho menor. El proyecto acaba de recibir la autorización para la construcción de una primera planta piloto de producción de 5.400 toneladas anuales de toneladas de litio equivalente (LCE) por año. El permiso que otorgó la provincia abarca una planta piloto de producción, estanques de evaporación, un laboratorio y un campamento para 200 personas.

Salar emblema

El proyecto se encuentra en el Salar del Hombre Muerto (ubicado en Catamarca y una parte en Salta), un emblemático lugar para la producción de litio en la Argentina por sus recursos y potencial. En este salar se encuentra el proyecto Fénix de la estadounidense Livent, uno de los tres desarrollos de litio en producción comercial del país. Además, están los proyectos de exploración avanzada de la coreana Posco y la australiana Allkem. Galan Lithium también desarrolla el proyecto de exploración Candelas en el mismo salar.

El proyecto Hombre Muerto Oeste comprende 11.600 hectáreas y está ubicado a 90 kilómetros al norte de la localidad de Antofagasta de la Sierra. Galan Lithium prevé una producción comercial de 20.000 de LCE anuales durante una vida útil de 40 años. La minera australiana viene adquiriendo áreas en el Salar del Hombre Muerto Oeste desde hace más de dos años. Actualmente cuenta con siete concesiones: Pata Pila, Rana de Sal, Deceo III, Del Cóndor, Pucará, Catalina y Santa Bárbara.

Hito

El director general de Galan Lithium, Juan Pablo Vargas de la Vega, señaló que “este rendimiento es un importante hito que elimina aún más los riesgos del proyecto. Nuestro camino hacia la producción (comercial)es ahora tangible y real. Seguimos motivados para convertirnos en una nueva mina de litio y comenzar a generar flujo de caja en el primer semestre 2025”.

El proyecto cuenta con una planta piloto de demostración que produce cloruro de litio (LiCl) de primera calidad. Galan Lithium informó que se encuentra en pleno “proceso de negociación con potenciales compradores de la futura producción de litio”.

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, Roberto Bellato

La nueva edición del Congreso Internacional del Maíz (CIM) tendrá lugar en la ciudad de Paraná en Entre Ríos el 12 y 13 de septiembre en el Centro Provincial de Convenciones. Allí las empresas líderes del mercado global del cultivo abordarán temas que hacen hoy a la agenda de mediano y largo plazo de la industria, a días de terminar la cosecha del cereal perteneciente a la campaña 22/23 con rindes nacionales que promediaron los 50,5qq/Ha, y a punto de comenzar la campaña 23/24.

En base a esto, Joaquín Guyot, gerente de portfolio de maíz de Syngenta, aseguró que «trabajar sin descanso en el paquete genético, en biotecnología y en más manejo, es la clave para producir lo máximo posible utilizando menos recursos, y generando un impacto positivo en el ambiente». «Conocer los ambientes en los que producimos y detectar cuál es la mejor estrategia de manejo es la manera de hacer más eficiente el uso de los recursos, sin perder rendimiento».

A su vez, precisó: «Estamos frente a una gran oportunidad de capitalizar los beneficios del cultivo y desarrollar oportunidades económicas en torno a la agricultura. Es fundamental demostrar la presencia del maíz en la vida cotidiana de los argentinos».

El evento

En el encuentro se abordarán las temáticas de la planificación y estrategia a la hora de acercar tecnología al productor y contratistas, un aspecto clave para las empresas.

Sobre esto, Maximiliano Cueto, de Bayer y líder del equipo de Field Marketing de Argentina, Uruguay y Chile, expresó: “Cuando pensamos en el cultivo de maíz, desde Bayer aportamos soluciones desde los 3 pilares estratégicos, respecto a innovación trabajamos todos los días para traer nuevas soluciones desde el lado del germoplasma a través de nuestras marcas y también desde nuestro portafolio de protección de cultivos a través de nuevos productos fungicidas, insecticidas y herbicidas».

En esa misma línea, sostuvo: «También aportamos soluciones desde el lado de la transformación digital. La empresa tiene una plataforma de agricultura digital que es FieldView que nos ayuda a eficientizar cada vez más nuestras operaciones en el campo». «Desde el lado de la sostenibilidad estamos enfocados en programas vinculados a estas problemáticas como el programa de PRO Carbono. Este conjunto de soluciones integrales lo que busca es poder reducir las brechas que existen entre los rendimientos potenciales con las tecnologías disponibles y las que se logran actualmente, que el productor, en el cultivo de maíz, logre esos rendimientos deseados y que lo haga de una manera eficiente a la hora de pensar en recursos, es nuestro trabajo diario.”

Por su parte, la familia de Limagrain aseguró que el trabajo que realizan con sus programas genéticos lo posicionan de cara a los diferentes mercados de la mejor manera: “Respecto del maíz, el portfolio mundial de Limagrain contiene más de 70 programas genéticos, así como sólidos convenios con proveedores de biotecnología que nutren el mercado de híbridos templados y tropicales». «Las novedades más recientes son los lanzamientos de LG 30849 VIP3, un híbrido de alto potencial para explorar techos de rendimientos en zonas templadas y LG 30695 VIP3 un híbrido muy recomendado para siembras tardías y con excelentes resultados agronómicos», precisó Tomas Reynal, gerente de marketing de LG Semillas. 

También, adelantó que «la cooperativa francesa lanzó recientemente el LG 36538 VIP3 un producto posicionado para las regiones NOA y NEA, donde la compañía está haciendo mucho foco en investigación y desarrollo”.

Participantes

Participarán del encuentro de la industria maicera personas relacionadas a distintas partes de la cadena de valor del cultivo como contratistas, productores, industria aviar y porcina, feedlots, ingenieros, estudiantes, asesores, instituciones, organizaciones y también reconocidos deportistas que estarán presentes en un segmento dedicado al deporte y la producción agropecuaria.

Quienes deseen acceder al evento podrán solicitar su entrada libre y gratuita a través de www.congresointernacionaldemaiz.com.ar

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, Redaccion EconoJournal

Camuzzi Gas del Sur, una de las principales distribuidoras de gas del mercado, declaró este lunes el estado de pre-emergencia por la caída del line pack (gas de inventario) en el sistema de transporte, en especial en la región patagónica. Se lo notificó por nota a la Secretaría de Energía, al Enargas y a las empresas transportistas (TGN y TGS). Se trató, en rigor, de una comunicación de carácter administrativo porque, si bien es cierto que desde fines de la semana pasada creció la demanda residencial del fluido por las bajas temperaturas en la zona centro del país, el estrés del sistema evidencia cierta falta de coordinación entre actores gubernamentales que intervienen en el despacho del hidrocarburo.

Fuentes privadas y oficiales consultadas por EconoJournal indicaron que la situación del sistema gasífero debería empezar a normalizarse hoy cuando se empiece a regasificar un cargamento de GNL (Gas Natural Licuado) en la terminal de Escobar. “La terminal de Bahía Blanca no cuenta con ningún cargamento para regasificar. Eso complica el abastecimiento de la zona sur del país. Por eso, es posible que exista algún corte de algún cliente interrumpible”, explicó un consultor.  

Tampoco está del todo clarificada la operatoria comercial del nuevo Gasoducto Néstor Kirchner, propiedad de Enarsa, que por instrucción de la Secretaría de Energía direcciona el flujo de gas que se transporta hacia Cammesa, la compañía encargada del despacho de energía, en lugar de autorizar la comercialización a distribuidoras para cubrir la demanda prioritaria de los hogares.

“El sistema en general está en estado crítico, todavía no pasó a mayores porque la molécula está, o sea, hay gas en el sistema, el tema es una cuestión casi administrativa”, explicó una fuente del sector privado. “Lo que se necesita es una instrucción por parte de Secretaría que establezca que, si las condiciones así lo ameritan, se puede disponer del volumen transportado en el GNK para las distribuidoras, pero todavía nadie en la Secretaría la escribió”, agregó. La deteriorada relación que existe entre Agustín Gerez, titular de Enarsa, y Federico Bernal, subsecretario de Hidrocarburos, no contribuye a reparar la situación.

El de este año es un invierno poco habitual. Durante la mayor parte del período, las altas temperaturas provocaron que sobre gas en el mercado local. Tanto que grandes productores tuvieron que cerrar pozos durante varios días por falta de demanda. Y el precio spot del gas cayó hasta los US$ 1,60 por millón de BTU tres semanas atrás (hoy ronda los US$ 2,50). YPF, sin ir más lejos, debió cortar producción por hasta 6 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) porque el consumo residencial estuvo muy por debajo de lo proyectado. Enarsa incluso decidió cancelar sobre la hora cargamentos de LNG por esa misma situación, tal como informó este medio.

Reingreso esperado

Una buena noticia fue que esta semana volvió a ingresar al sistema Atucha II que está trabajando casi al 50% de su potencia. Fue reiniciada este lunes luego de 10 meses tras terminar los trabajos de reparación. Al ingresar, la central desplaza generación termoeléctrica y descomprime el consumo de gas.

Nucleoeléctrica, operadora de las centrales nucleares, completó el 11 de agosto la segunda y última etapa de reparación dentro del reactor de Atucha II (745 MW de potencia). A principios de julio ya había completado el corte y la extracción del separador desprendido dentro del reactor, la etapa «más desafiante» en los trabajos de reparación, pero faltaban realizar puntos de soldadura en los restantes separadores, que permanecen en sus lugares de diseño. Todos los trabajos fueron aprobados por la Autoridad Regulatoria Nuclear.

Por otro lado, la central Atucha I (362 MW) saldrá de servicio por parada programada el próximo nueve de septiembre y volvería a servicio en octubre o noviembre. Atucha I pasó por su última parada programada entre septiembre y noviembre pasados. En cuanto a Embalse (656 MW), la central localizada en la provincia de Córdoba también saldrá por parada programada en marzo. 

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, Nicolas Gandini

La Secretaría de Energía autorizó a Wintershall DEA, uno de los principales productores de gas del país, a exportar unos 200.000 metros cúbicos por día (m3/día) de gas hacia Chile durante el período estival que va del 1º de octubre de 2023 al 30 de abril de 2024, a través del gasoducto NorAndino. El precio del contrato ronda los 9,75 dólares por millón de BTU, récord en materia de exportación para el gas argentino. El proyecto contempla una novedad regulatoria, dado que a la petrolera con casa matriz en Alemania exportará al norte de Chile gas natural que extrae en Tierra del Fuego.  

¿Cómo funciona, a grandes rasgos, la operación en términos comerciales? Transportadora Gas del Norte (TGN) concluyó en julio un primer tramo de reversión del Gasoducto Norte. Las obras fueron ejecutadas en las plantas compresoras Leones y Tío Pujio y permitieron revertir la dirección del flujo del gas desde la Planta Compresora San Jerónimo, al sur de la provincia de Santa Fe, hasta el centro de la provincia de Córdoba. La Secretaría de Energía había dispuesto esa adecuación mediante la resolución 17/2023 de enero de este año para que el gas de Vaca Muerta llegue a esa zona del país, tal como adelantó EconoJournal.

Esa obra de infraestructura fue la condición necesaria para que se pueda enviar hacia el norte de Chile gas inyectado en origen en el sistema operado por Transportadora Gas del Sur (TGS). En rigor, la Secretaría de Energía, que dirige Flavia Royón, autorizó un swap entre el gas producido por Wintershall Dea en el complejo offshore de la cuenca Austral e inyectado en el Gasoducto San Martín en Tierra del Fuego y el gas natural que luego TGS y TGN le entregan a la petrolera alemana en el otro extremo norte del país, en Salta en la frontera con Chile.

La exportación se concretó bajo el paraguas normativo previsto en el Plan Gas.Ar, que habilita a las productoras a exportar gas en el período estival siempre que no se afecte la seguridad del abastecimiento del mercado interno y que el interesado haya presentado un programa de inversión destinado a incrementar o mantener su producción. En este caso, Wintershall DEA tiene autorización para exportar 600.000 m3/día desde la Cuenca Austral.

Mehren lo había anticipado

A fines de julio el CEO de Wintershall DEA, Mario Mehren, había explicitado el interés de la compañía de explorar la oportunidad de exportar gas argentino hacia la zona norte de Chile, donde se encuentran los grandes desarrollos mineros, y eventualmente a Brasil, en caso de darse las condiciones de infraestructura.

«Estamos buscando oportunidades de exportación como lo hemos hecho desde hace años, por ejemplo, al área de Punta Arena a (la empresa) Metanex para su planta de metanol o a la región metropolitana de Santiago para consumo doméstico e industrial», reseñó Mehren en una rueda de prensa virtual tras darse a conocer los resultados operativos y financieros de la compañía en el segundo trimestre.

Al respecto, agregó que Wintershall está «haciendo uso de todas las posibilidades que tiene de parte de las autoridades en Argentina para exportar durante el verano en el país y que está disponible para el mercado chileno».

«Por supuesto, cuando se abran las oportunidades para exportar a Brasil o exportar aún más a Chile, eventualmente más al norte de Santiago donde están las grandes zonas mineras habrá también una oportunidad que sería muy interesante para nosotros para poder exportar», reseñó.

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, Redaccion EconoJournal

El pliego de la licitación para adjudicar las obras de reversión del Gasoducto Norte, que Enarsa lanzó la semana pasada, incluye una diferencia relevante respecto al documento técnico que se utilizó para concursar la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK), licitación también por la empresa estatal de energía. El pliego publicado este viernes en el Boletín Oficial modificó los requerimientos y los antecedentes técnicos que deben cumplir las constructoras interesadas en participar del proceso licitatorio.

En concreto, el pliego para adjudicar el tendido del primer tramo del GNK, que posee una extensión de 573 kilómetros, exigía como antecedente a las empresas participantes haber construido al menos 150 kilómetros de cañería de 30 pulgadas en los últimos 15 años. En cambio, ahora, para habilitar la presentación de ofertas, Enarsa estableció que las compañías interesadas deben haber construido al menos 90 Km en los últimos cinco años. Es decir, se optó acortar por tres el plazo de tiempo para incluir antecedentes de construcción. El criterio de selección empleado es mucho más exigente.

«Es extraño porque el caño de reversión del Gasoducto Norte implica la construcción de un tramo de de 36 pulgadas de apenas 123 kilómetros, una cuarta parte del GNK. Pero, por el contrario, Enarsa estableció antecedentes mucho más complejos de cumplimentar», señaló un alto directivo de una empresa constructora. La novedad regulatoria incluida por Enarsa llamó la atención en el sector porque, casi con seguridad, limitará la cantidad de oferentes que participarán del proceso licitatorio, según relevó EconoJournal de distintas fuentes privadas y del gobierno.

Las compañías que tienen asegurada su participación son las tres que construyeron el GNK: Techint Ingeniería y Construcción, Sacde y BTU. Mientras que Contreras Hermanos, Víctor Contreras y Esuco, que participaron del proceso licitatorio del Gasoducto Néstor Kirchner, quedaron imposibilitadas de participar al no poder validar la nueva cláusula incluida por Enarsa.

Licitación y urgencias

Consultados por este medio, fuentes de Enarsa explicaron que, a diferencia del concurso por el primer tramo del GNK, que se realizó bajo la Ley de Obra Pública nacional, la reversión del Gasoducto Norte se diseñó como una licitación internacional. De hecho, en la empresa estatal se ilusionan con lograr la participación de constructoras brasileñas y mexicanas para garantizar una mayor competencia en el proceso. A priori, parece poco probable que eso suceda, debido a que el tamaño de la obra es relativamente pequeña y además, sería casi milagroso que una constructora internacional esté dispuesta a participar de una licitación en un país con una economía inflacionaria como la argentina y en medio de un proceso electoral de recambio presidencial. Aún así, en Enarsa creen que como la reversión del Gasoducto Norte está financiada por el Corporación Andina de Fomento (CAF) podría generar el interés de actores regionales.

Lo que se lanzó este viernes es la licitación para la ingeniería de detalle, suministros y construcción del proyecto de reversión del gasoducto que llevará gas de Vaca Muerta al Noroeste Argentino (NOA). El pliego cuenta con tres renglones para los tres tramos que está dividido el proyecto para construir un ducto nuevo de 120 kilómetros de cañerías entre las localidades de San Jerónimo (Santa Fe) y Tío Pujio (Córdoba). Las ofertas de la licitación se recibirán hasta el próximo 29 de septiembre, mismo día que se hará la apertura de los sobres.

El ritmo del proceso licitatorio es clave porque el objetivo del gobierno es que las obras, que incluyen también la reversión de 1.545 kilómetros de caños y 12 plantas compresoras, estén concluidas antes del próximo invierno para evitar que falte gas en las provincias del norte del país. La obra permitirá que el gas de Vaca Muerta reemplace las importaciones de Bolivia, que viene sufriendo un serio declino en sus principales yacimientos. Tal como publicó este medio, Enarsa ya acordó la compra de los caños a Tenaris, una subsidiaria del grupo Techint.

Licitación internacional

El pliego que lanzó Enarsa para las obras de reversión del Gasoducto Norte permite también la participación de empresas internacionales. “Los parámetros para una licitación internacional pueden ser más exigentes (que una solamente nacional como la del GNK) para garantizar el éxito del proyecto”, explicaron a EconoJournal fuentes oficiales.

En el gobierno se muestran optimistas respecto a las empresas de diferentes países que podrían participar y ponen en la lista a constructoras brasileras como Camargo Correa y OAS, de las más grandes de ese país. También podrían participar empresas mexicanas como el poderoso grupo Carso, uno de los conglomerados más grandes del continente, que pertenece al empresario Carlos Slim.

La licitación para la reversión del Gasoducto Norte permite firmas nacionales e internacionales porque está financiada en su gran mayoría con fondos de la Corporación Andina de Fomento (CAF), explicaron las mismas fuentes. De un total de US$ 750 millones que demandará toda la obra, la CAF aportará US$ 540 millones y el resto se cubrirá con fondos de Cammesa.

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, Roberto Bellato

El gobernador electo de la provincia del Neuquén, Rolando Figueroa, se reunió este mediodía con el CEO de Vista, Miguel Galuccio, junto a quien sobrevoló yacimientos y el centro de monitoreo que la empresa tiene en la cuenca neuquina. Tras el encuentro ambos coincidieron en que Vaca Muerta debe ser una política de Estado para la Argentina.

En base a esto, Figueroa expresó: “Los neuquinos queremos trabajar como un equipo. Para eso, tenemos que brindarles confianza y seguridad a los inversores, para generar recursos y trabajo que nos permitan redistribuir las oportunidades entre todos los habitantes de la provincia”.

Asimismo, agregó que empresas como Vista, “que invierten y generan trabajo en nuestro suelo, nos ayudan poner a Neuquén al servicio de la patria. Si logramos desarrollar su potencial exportador, Vaca Muerta va a permitir al país crecer al permitir un proceso de sustitución de importaciones energéticas que equilibre la balanza de pagos. Por eso, debe ser una política de Estado para todos los argentinos”.

Además, destacó el funcionamiento de la empresa Vista, las inversiones y también remarcó la productividad de los pozos. «Esto se ve no sólo en los niveles de producción, sino en la incorporación de conceptos de la industria que a nosotros nos resultan muy prolijos e innovadores”. 

El potencial de Vaca Muerta

El desarrollo de Vaca Muerta en la provincia del Neuquén significará un fuerte requerimiento de personal técnico que demandará importantes esfuerzos en el área de capacitación.  “Vista ha demostrado que en Neuquén tiene un incentivo para poder producir, porque es una provincia que otorga confianza y reglas de juego claras. Este es el ejemplo que debemos replicar en el país”, finalizó Rolando Figueroa.

Por su parte, Galuccio consideró que gracias al trabajo que se viene desarrollando en la cuenca, Vaca Muerta tiene un gran potencial y puede significar para la Argentina “una gran plataforma de exportación que puede generar 20.000 millones de dólares por año para 2030, con una fuerte demanda de personal». “Haberlo tenido con nosotros hoy al futuro gobernador es no sólo un orgullo, sino también una oportunidad de motivarnos todavía más para seguir adelante y para hacer cosas más grandes a las que hemos hecho hasta ahora”, añadió.

La visita finalizó en el aeropuerto de Neuquén donde Rolando Figueroa y Miguel Galuccio conocieron el helicóptero medivac que funciona como medio de evacuación para los trabajadores de la Cuenca Neuquina.

Sobre este tema, Figueroa y Galuccio afirmaron que «el proyecto pudo concretarse gracias al trabajo mancomunado de las principales operadoras del sector entre ellas YPF, Vista, PAE, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía y el sindicato de petroleros que lidera Marcelo Rucci», ambos celebraron la puesta en marcha de este medio de evacuación cuyo objetivo será proteger aún más la vida de todos los trabajadores de la industria.

Desde la industria también informaron que el medivac será utilizado para reducir el aislamiento de distintas poblaciones que pudieran quedar aisladas por cuestiones climáticas.

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, Redaccion EconoJournal

Energía Argentina (Enarsa) lanzó este viernes la licitación para la reversión del Gasoducto Norte, una obra clave para abastecer con gas de Vaca Muerta al Noroeste Argentino (NOA) para el próximo invierno y reemplazar al gas de Bolivia, que viene en declino productivo. La Licitación Pública GPNK 02/2023 salió este viernes en el Boletín Oficial. La compañía estatal que preside Agustín Gerez intentará repetir la fórmula que le permitió cumplir favorablemente la ejecución del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK). En esa clave, acordó la provisión de los tubos con Tenaris, empresa del grupo Techint, tal como sucedió con la provisión de caños para el primer tramo del gasoducto que conectó Tratayén con Salliqueló, que ya se encuentra plenamente operativo y transporta 11 MMm3/día de gas.

Según fuentes consultadas oficiales por EconoJournal, la subsidiaria del grupo Techint importará parte de la chapa que se necesita para construir los tubos en la fábrica de SIAT de Valentín Alsina. Y al mismo tiempo, para agilizar la concreción de la obra, importará un lote de tubos ya terminados desde la planta de CONFAB en Brasil.

El entendimiento con Tenaris requierió la firma de una adenda al contrato de compra de caños que se utilizó para el proyecto del GNK. Tenaris obtuvo disponibilidad para enviar a Brasil alrededor de US$ 30 millones para traer chapa y parte los caños desde CONFAB. Las mismas fuentes consultadas destacaron que en términos cambiarios el esquema ya cuenta con el visto bueno del BCRA. No deja de sorprender que una operación para transferir al exterior de un monto relativamente menor (si se lo compara con las cifras que moviliza la industria energética) requiera de una articulación tan detallada con el Estado. En los hechos, el dato no deja de evidenciar lo cerrada que está la economía argentina y los problemas de acceso a divisas que afectan al gobierno.

La reversión del Gasoducto Norte demandará en total alrededor de US$ 750 millones. La mayor parte de esa cifra será financiada por la Corporación Andina de Fomento (CAF), que aportó un crédito de US$ 540 millones, mientras que el resto (unos US$ 200 millones) se cubrirá con fondos que aportará Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista.

Licitación y evento

El anuncio de esta obra la había realizado el ministro de Economía, Sergio Massa, el domingo 9 de julio en Salliqueló, cuando inauguró el primer tramo del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK). Esta semana, en el Energy Forum organizado por AmCham, Agustín Gerez anticipó que este viernes saldría publicado el llamado formal para la reversión del Gasoducto Norte. Según el llamado, la presentación de ofertas se podrá realizar hasta las a las 10.30 del 29 de septiembre de 2023. Ese mismo día se realizará la apertura de ofertas.

El evento de lanzamiento se realizará en Tío Pujio (Córdoba) una de las cabeceras donde se realizará la construcción de un tramo del ducto, que se conectará hasta la planta compresora La Carlota (Gasoducto Centro Oeste). Participará Sergio Massa y un amplio espectro de la política nacional y de las provincias.

Gerez afirmó en AmCham que la obra de reversión del Gasoducto Norte más el GNK «le van a aportar de manera indirecta por sustitución de importaciones US$ 6.400 millones a la Argentina«. También permitirá que llegue gas para la industria y sectores como el de minería y abre la posibilidad de exportar al norte de Chile.

Reversión

El Gasoducto Norte tiene 1.454 kilómetros de extensión y cuenta con 12 plantas compresoras. Está operativo desde 1960 y tiene una capacidad de transporte de 28 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d). Llega hasta Campo Durán en Salta, donde se conecta con el Gasoducto Juana Azurduy para llegar a Bolivia. Las obras de reversión requieren completar un tramo de alrededor de 120 kilómetros de ductos y cambiarle el sentido del fluido de norte – sur que tiene en la actualidad a sur – norte para que el gas llegue a esa región.

La primera etapa de la reversión podrá incorporar 19 MMm3/d y el objetivo es que esté habilitada para el invierno de 2024. La segunda etapa incorporará una capacidad adicional de transporte de gas para llegar a 29 MMm3/d.  Además del ducto entre La Carlota y Tío Pujio, el conjunto de obras de la reversión incluye 62 kilómetros de loops de 30” sobre el Gasoducto Norte hasta la localidad de Ferreyra y trabajos de reversión de inyección de las plantas compresoras Ferreyra, Dean Funes, Lavalle y Lumbrera.

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, Roberto Bellato

Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) finalizó los trabajos de reparación en la central nuclear Atucha II, que podría volver a servicio en el transcurso de la semana próxima. En paralelo Atucha I saldrá de servicio por tareas de mantenimiento programadas.

La compañía operadora de las centrales nucleares completó la segunda y última etapa de reparación dentro del reactor de Atucha II (745 MW de potencia), central que se encuentra fuera de servicio desde octubre. «Finalizamos la última de las seis soldaduras realizadas en los tres separadores restantes del reactor», reza un memo interno visto por EconoJournal.

NA-SA había completado a principios de julio el corte y la extracción del separador desprendido dentro del reactor, la etapa «más desafiante» en los trabajos de reparación, según la compañía. Pero faltaban realizar puntos de soldadura en los restantes separadores, que permanecen en sus lugares de diseño. Esta etapa fue completada el 11 de agosto. Todos los trabajos fueron aprobados por la Autoridad Regulatoria Nuclear.

La compañía esta avocada ahora a finalizar las varias tareas convencionales de puesta en marcha en una central, tal como es la colocación de los canales refrigerantes. «Atucha II volverá a la red en los próximos días», confirmó esta semana una fuente de la Secretaría de Energía. «Semana que viene si todo va bien», confió una fuente en la empresa.

Salidas programadas en Atucha I y Embalse

Por otro lado, la central Atucha I saldrá de servicio por parada programada el próximo nueve de septiembre y volvería a servicio en octubre o noviembre. Atucha I (362 MW) pasó por su última parada programada entre septiembre y noviembre pasados.

En cuanto a Embalse, la central localizada en la provincia de Córdoba también saldrá por parada programada en marzo. Embalse (656 MW) viene operando de forma continúa y prácticamente ininterrumpida desde diciembre, luego de una parada programada.

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, Nicolás Deza

El fundador y CEO de Vista, Miguel Galuccio, fue el orador central de la industria en el Council of the Americas 2023 en Buenos Aires. En su intervención analizó el potencial exportador de la Argentina y sostuvo que “hoy estamos exportando 130.000 barriles de crudo por día, pero Vaca Muerta puede llevarnos a exportar 500.000 o 600.000 barriles diarios para 2030, triplicando la inversión y duplicando la cantidad de equipos de perforación. Esto significaría generar 20.000 millones de dólares de divisas por año”.

A su vez, remarcó que “ese monto tiene un orden de magnitud equivalente al polo sojero. No es mañana, es dentro de unos años, pero es posible”. “Con más de dos mil pozos perforados a la fecha, Vaca Muerta superó los 600.000 barriles de petróleo equivalente por día en 2023, a una tasa compuesta de crecimiento anual superior al 50% en la última década”, indicó.

El ejecutivo de Vista destacó el rol que tuvo la formación en revertir el declino de la producción de crudo en el país y expresó que “hoy estamos produciendo 650 Mbbl/d de crudo a nivel país, lo que significa una plataforma exportadora de crudo de 130.000 barriles diarios, mayormente crudo liviano de Vaca Muerta”.

Potencial exportador

Sobre la ventana de oportunidad que posee la Argentina con Vaca Muerta, Galuccio planteó: “Requerimos de habilitadores fundamentales. Todos las conocemos: Vaca Muerta como política de estado, acceso a divisas para pagar dividendos y repagar deuda”.

En esa misma línea, indicó que será necesario “asegurar el abastecimiento pleno del mercado interno con políticas de precios internos que tengan previsibilidad, ya que eso también es parte de la ecuación del negocio”. “La generación de trabajo debe venir acompañada de estructuras laborales que incentiven y premien la productividad y la tecnificación del trabajador. Asegurar una política de exportaciones de mediano y largo plazo”.

El CEO de Vista explicó que una vez que la demanda doméstica esté asegurada “se debe pensar en mecanismos fáciles de implementar que aseguren el cumplimiento de los planes exportadores de nuestros productores. Lo que hemos hecho en Vaca Muerta entre todos fue extraordinario. Si alguien se hubiera ido del país en 2012 y regresara hoy, no lo podría creer”.

En esa misma línea manifestó: “En 2012 nuestro país tenía un balance energético muy desfavorable, que le costaba a la Argentina miles de millones de dólares en importación de energía, principalmente gas. Sólo en 2013 se gastaron más de 12.000 millones de dólares en importación de energía”.

“Solucionamos algo que complicaba la vida a la gente. Reparamos con conocimiento, técnica y eficiencia, problemas complejos. Se repatriaron talentos argentinos. Se trajo la tecnología necesaria. Se lograron consensos.  Se obtuvo la licencia social”, expresó Galuccio.

Asimismo, destacó la importancia de las reglas claras y el tener un marco jurídico. “Construimos un marco legal con grandeza de Provincia y Nación para atraer inversores. Vaca Muerta era un proyecto, una idea, que entre todos los actores del sector -empresas, gobiernos, gremios, comunidades, cámaras, entre otros- hicimos posible”.

Sobre el trabajo impulsado en la formación y el potencial que posee indicó que “gracias a los acuerdos estratégicos que desde YPF sellamos con Chevron, Petronas y Dow logramos un primer gran impulso en 2014 y 2015. En su conjunto estas compañías llevan invertidos en el país más de 10.000 millones de dólares. En total, desde 2013 a 2022, se invirtieron aproximadamente 25.000 millones de dólares en Vaca Muerta”.

Nueva etapa de Vaca Muerta

Por último, Galuccio brindó un mensaje a los candidatos presidenciales y afirmó: “Ustedes pueden ser los grandes impulsores de una nueva etapa de Vaca Muerta. La de la exportación de energía sustentable, que la que el mundo necesita urgentemente en respuesta al cambio climático. Sé efectivamente que todos los candidatos presidenciales tienen el deseo ferviente de hacer las cosas bien”.

Además, marcó la necesidad de generar consenso y sumó que “más allá de quien sea elegido presidente y quién sea oposición, van a tener que trabajar juntos. Porque se van a encontrar con un enorme desafío por delante. En el que el desarrollo de Vaca Muerta es una parte de la solución, sobre todo por su capacidad de dar un impulso inicial de a la recuperación macroeconómica”. “Tienen delante suyo la enorme posibilidad de ser quienes conviertan a la Argentina en una verdadera potencia energética mundial”, finalizó

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, Redaccion EconoJournal

El sector energético sigue aportando buenas noticias en el delicado frente cambiario argentino. Pese a la baja de los precios internacionales del crudo, las divisas ingresadas por exportaciones de petróleo crudo y energía en los primeros siete meses del año se ubicaron levemente por debajo de lo registrado en el mismo período de 2022. La razón fundamental es el continuo crecimiento de las exportaciones de crudo, que crecieron casi un 100% interanual en julio gracias al desempeño de Vaca Muerta.

Los volúmenes exportados de combustibles y energía crecieron un 96,5% interanual en julio, impulsado por mayores ventas de petróleo crudo. El dato surge del último reporte de intercambio comercial argentino publicado esta semana por el Indec. El crecimiento de los volúmenes exportados ayudó a compensar una caída de precios del 37,8% interanual.

Ingreso de dólares

Pese a la corrección a la baja de los precios internacionales del crudo, las exportaciones de combustibles y energía entre enero y julio de este año totalizaron unos US$ 4385 millones. Es apenas 3% menos que los US$ 4519 millones exportados en el mismo período de 2022.

El principal sostén proviene del crudo. El país exportó petróleo crudo por US$ 306 millones en julio, unos 159 millones más que en junio. Duplica los 147 millones exportados en julio de 2022.

Exportaciones récord desde Neuquén

Vaca Muerta esta en el centro del continuo aumento de los volúmenes exportados. La provincia de Neuquén acaba de anotar otro récord histórico de exportaciones de crudo.

El gobierno neuquino informó este mes que fueron exportados unos 2,77 millones de barriles en el mes de junio, un nuevo récord mensual histórico. Las exportaciones representaron apenas el 29% de la producción provincial total de crudo de ese mes.

«Estamos muy contentos de que esta provincia le siga aportando soluciones al país con el ingreso de divisas y la disminución de importaciones de energía», dijo el gobernador Omar Gutiérrez mediante un comunicado.

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, Nicolás Deza

Luego de que EconoJournal revelara que el Ente Regulador del Gas (Enargas) trabaja en el diseño de un sistema para indexar las tarifas mensualmente y pese a que este medio periodístico chequeó la información publicada con fuentes gubernamentales, desde el Poder Ejecutivo se comunicaron con las autoridades del organismo «para ordenar que desmientan la información para no alimentar las expectativas inflacionarias».

Debido a esa presión, Enargas emitió un comunicado donde afirma que «no se encuentra trabajando en la implementación de un índice para indexar mensualmente las tarifas de gas por redes de forma automática», pese a que fue el propio interventor del ente, Osvaldo Pitrau, quien le comunicó la novedad la semana pasada a directivos de Adigas, la asociación que nuclea a las empresas distribuidoras de gas.

El comunicado difundido en la página web del Ente —que fue difundido por la agenda Télam, la agencia estatal de noticias— no desmiente lo publicado hoy por este medio, sino que utilizando una extraña figura retórica sostuvo que aún «no está trabajando en la implementación de este esquema» porque en los hechos lo que se conversó con los privados es que sean las empresas quienes propongan al organismo avanzar con la creación de un nuevo mecanismo de actualización tarifario, según comentaron a EconoJournal fuentes al tanto de la iniciativa.

Más allá de la polémica fútil e improductiva, que además se inserta en una complejísima coyuntura económico y social, resulta saludable que de alguna forma el Enargas, las empresas concesionarias y fuentes del Poder Ejecutivo estén evaluando la creación de algún tipo de instrumento que permita transitar en materia tarifaria una etapa de alta inflación como la que se vive en la Argentina y que probablemente se siga viviendo en los próximos tiempos.

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, Redaccion EconoJournal

Funcionarios del área energética y directivos de empresas del sector participaron este miércoles de la nueva edición del “AmCham Energy Forum: el futuro es ahora”, organizado por la Cámara de Comercio de Estados Unidos. Allí debatieron sobre diversificación y seguridad energética, el rol de Vaca Muerta, el papel que juegan las energías renovables y el desarrollo de infraestructura.

La secretaria de Energía, Flavia Royón, participó del panel “Construyendo el futuro energético de Argentina: la energía como política de Estado”. En su intervención, realizó un análisis sobre la coyuntura política y el escenario electoral y consideró que “hay que seguir con la reversión del norte y el segundo tramo del gasoducto Néstor Kirchner (GNK). Todos los candidatos plantean el tema energético en su agenda, pero hay divergencias entre las distintas plataformas sobre el rol del Estado e YPF”.

Asimismo, sumó: “Nosotros defendemos la infraestructura energética como un tema clave para el desarrollo del país donde el Estado tiene que hacer su apuesta e impulsar esas obras, como se comenzó y se terminó el GNK. Vaca Muerta hoy es una realidad por una decisión de política de Estado”.

En cuanto a la suba del 12,5% de los combustibles y la decisión del ministro de Economía Sergio Massa de que los valores se mantengan congelados hasta el 31 de octubre, la funcionaria sostuvo que “lo que pasó ahora con los combustibles no es lo mismo que ocurrió con el gobierno de Macri. Acá no hubo un decreto de congelamiento, hubo un acuerdo”. “Si no hay un contexto de previsibilidad, de estabilidad y de señas claras hacia la sociedad, perdemos todos. Tenemos un diálogo constructivo con el sector, tanto con las operadoras como con los productores. Contener la inflación y no dar señas de especulación es responsabilidad de todos”.

En esa misma línea, la responsable de Energía planteó: “Todos queremos que Argentina crezca. El sector invita a tener una mirada a mediano plazo y constructiva, generando empleo. Argentina tiene con que salir adelante. Miremos los resultados de los que están invirtiendo en el país. No desconocemos el escenario macroeconómico, pero acá no hay soluciones mágicas sino graduales con crecimiento”.

De igual manera, Royón se refirió a la balanza energética y a los subsidios a la energía. En ese sentido exhibió que “la balanza fue negativa el año pasado, del orden de los US$ 4500 millones. Este año proyectamos que sea levemente positiva en US$ 100 millones de dólares. Empieza a tener un sendero de crecimiento positivo hacia 2030 de US$ 18.000 millones de dólares. El gran desafío hoy es lograr una estabilidad macroeconómica y el sector es parte de la construcción de esa solución”.

En cuanto a la segmentación tarifaria remarcó que “se le retiró los subsidios al sector de altos ingresos. Esto sucedió de manera gradual hasta el 1° de mayo. Son tres de cada 10 hogares. Este segmento puede esperar de aquí en adelante la actualización en función de cómo vaya variando el costo del sistema. Serán variaciones de 6%, 10%”. “Para el segmento de ingresos medios y bajos estamos sosteniendo los subsidios. El estado debe seguir con los subsidios porque cuando hablamos de que una persona tiene que destinar más del 10% o el 15% de sus ingresos para afrontar sus costos de energía significa incurrir en una pobreza energética”.

Por último, agregó que “tenemos que recuperar los salarios. En la medida de que esto suceda se van a poder retirar los subsidios a los sectores medios y bajarlos. Hace falta explicar que la cuidar la energía significa cuidar el medio ambiente, el bolsillo y la matriz de todos”. “En el marco de la política energética presentamos nuestro plan de transición y mandamos al Congreso una Ley de ahorro y eficiencia energética porque tenemos que hablar de estos temas y acompañar el sector industrial”.

Blindar Vaca Muerta

Por su parte, Juan Garoby, COO de Vista -una de las principales productoras de petróleo de la Cuenca Neuquina- fue parte del panel “Diversificación y seguridad energética: Vaca Muerta como factor clave ante la geopolítica global”. En su presentación destacó la inversión de las empresas en la formación y marcó que “hoy nadie discute lo que es Vaca Muerta. Llevamos más de 2000 pozos perforados. Hemos probado que la eficiencia de fractura y la hemos llegado a niveles competitivos contra cualquier otro shale play del mundo”. “En Vista, nuestros pozos son en promedio un 25% más productivos que el promedio de los pozos de Permian. Vaca Muerta logró revertir el declino de la producción de Argentina, de los campos convencionales”.

El ejecutivo de la petrolera informó que “hoy estamos en 650.000 barriles de petróleo de producción. Hemos asegurado el autoabastecimiento de petróleo en el país y se están exportando 130.000 barriles de petróleo por día”. “Falta generar condiciones para que la inversión siga llegando. Es necesario que Vaca Muerta sea una política de Estado. Nos falta que este blindada y que las circunstancias del momento no cambien nuestro plan”.

Sobre el mercado interno opinó que “hoy está abastecido, por eso hay que fomentar la exportación para la generación de divisas del país. Hoy esos 130.000 barriles día representan cerca de US$ 3500 millones, que este año van a entrar por exportaciones. Nuestras previsiones hablan de llegar a superar el millón de barriles de producción en 2030 lo cual generaría ingresos por más de US$ 20.000 millones de al año en exportaciones. Esa es la gran oportunidad que tiene el país”.

Sinergia público-privada

El bloque referido a infraestructura estratégica estuvo a cargo de Agustín Gerez, presidente de ENARSA​; Matías Campodónico, presidente de Dow​ Argentina y América Latina Región Sur y Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris Cono Sur.

Tras ser consultado sobre el proceso de construcción del GNK, Gerez sostuvo que “una de las grandes virtudes que tuvo el proceso de construcción del gasoducto fue formularlo en tres etapas diferentes. Hubo coordinación, un factor importante en esta sinergia público-privada. Hemos abandonado esa lógica donde el estado tiene jerarquía sobre el privado, para trabajar de forma colaborativa y tener éxito en obras de infraestructura”.

Además, manifestó que “con este proyecto dejamos un concepto que es el Estado en vínculo con el sector privado puede generar una sinergia que nos puede llevar al éxito, sin importar el color político”. “El sector está aportando trabajo, divisas. Esto es fruto de haber convertido a la energía en política de Estado, a partir de reglas de juego claras y previsibilidad para poder dar el salto cualitativo y cuantitativo y ver Vaca Muerta expresando lo que han expresado otras formaciones no convencionales”.

Al finalizar su intervención, adelantó que este viernes junto a Massa realizarán el lanzamiento de la reversión del Gasoducto Norte. Sobre este punto indicó que “este ducto junto con el GNK va a aportar, por sustitución de importaciones US$ 6400 millones al país y también, previsibilidad a la demanda y la posibilidad de que los sectores industriales puedan acceder a un precio más competitivo de la energía para el desarrollo”. “Para mediados de octubre estimamos que vamos a firmar los contratos para tenerlo operativo en mayo”.

A su turno, Martínez Álvarez estimó que “el país puede, con lo que tiene ahora en materia de gasoductos, oleoductos, un potencial de exportación de US$ 10.000 millones. Se han hecho inversiones extraordinarias en gas. Vaca Muerta tiene una gran capacidad”. “Con un nuevo oleoducto, tenemos la capacidad de multiplicar por dos la capacidad exportadora de petróleo. En cuanto al gas, podemos comercializarlo en la región, manufacturarlo, tener GNL. Necesitamos reglas de juego claras. Es clave mantener el rumbo, dar previsibilidad”.

Campodónico dio cuenta del trabajo que viene realizando Dow e informó: “Hoy estamos produciendo 750.000 toneladas de etileno por año. El potencial de la Argentina en cuanto valor agregado es de dos millones de toneladas año. El potencial es gigantesco, sobre todo si se piensa en que a una molécula de gas la petroquímica la multiplica por tres o por cinco y un producto terminado plástico puede llegar a multiplicar por ocho esa molécula”.

A su vez consideró que “a pesar de la inestabilidad, producto de las elecciones -algo que se da en todo el mundo- veo consenso político por donde pasa la salida de la restricción externa que tiene Argentina. Esto me permite pensar en nuevas inversiones por parte de Dow”.

Energías renovables

Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación; Paula Altavilla, CEO de Schneider Electric para Argentina, Paraguay y Uruguay y Bernardo Andrews, CEO de Genneia disertaron sobre el rol que ocupan las energías renovables en cuanto a la sostenibilidad.

En base a esto, Yanotti sostuvo que “la transición es estratégica no sólo desde el punto de vista ambiental, sino también por las oportunidades que ofrece en desarrollo de empleo, de industria nacional. Por eso buscamos dar previsibilidad al sector privado en un marco complejo y regular para flexibilizar y dinamizar el tema de la inversión”.

Asimismo, advirtió que “las redes de transporte están saturadas y esto limita la capacidad de inyección de renovables, por eso terminamos obras que estaban empezadas. Finalizamos más de 580 kilómetros de líneas de alta tensión. Y logramos lanzar más de 1050 kilómetros. Esto es para el futuro”. “Permitimos que proyectos que no podían concretarse del RenovAr se fueran en condiciones beneficiosas y ahí recuperamos 1100 megas de potencia en las redes de transporte que fueron para el MATER”.

Al mismo tiempo adelantó que desde la Subsecretaría se encuentran trabajando en distintas resoluciones. Una de ellas consiste en que se puedan canjear las penalidades que poseen los proyectos multados del RenovAr por inversiones. Otra está referida a la posibilidad de que el sector privado participe de la ampliación del sistema de transporte. “Siempre quedó bajo la cabeza del gobierno de la Nación expandir las redes de transporte, el cual tiene limitaciones presupuestarias, políticas. El mismo sector privado va a poder financiar total o parcialmente líneas estratégicas”, indicó Yanotti.

En consonancia con esto, Andrews exhibió que “hay un conjunto de empresas de generación eólica y solar que está invirtiendo. Hay muchos proyectos en construcción, son más de 1000 megas. Además, hay participantes del sector privado que, desde la demanda, acompañan esa decisión de inversión con la contratación de energía a largo plazo”.

En esa misma línea, planteó que “la energía renovable es competitiva en sí misma. Eso es lo que el sector privado hace a partir de las oportunidades que el Estado, en su rol de planificador, permite. Hay que suplementar ese esfuerzo”. “Hay que pensar en escala pequeña, en pequeñas líneas. Para las líneas de transmisión que conectan regiones hace falta trabajar con las entidades de fomento respecto a cómo ellos entienden los aspectos regulatorios, la sustentabilidad de esos proyectos en lo económico y financiero, la bancabilidad. Debemos trabajar con las instituciones que están comprometidas con el crecimiento de las renovables. El involucramiento de los privados es clave”.

Por su parte Altavilla hizo hincapié en la necesidad de incorporar nuevas tecnologías para lograr la eficiencia. En base a esto consideró que “es fundamental trabajar en la estabilidad de la generación de las renovables que surgen en base a hechos climáticos y que requieren que apliquemos centros de almacenamiento que puedan generar la resiliencia y estabilidad de la energía con factor de desarrollo. Para esto necesitamos hacer uso de las herramientas de digitalización para digitalizar la red, el consumo, que es el 50% del proceso de transición y descarbonización”.  

También marcó que “el uso de software y de procesos de optimización con análisis de datos en la nube permite generar ahorros que impactan tanto en costos y eficiencias, como un impacto menor en el medio ambiente”.

Al finalizar, Yanotti coincidió con Altavilla y advirtió que “el gran consumidor de energía es el usuario residencial, entonces lograr que ese usuario consuma de forma eficiente se hace con conciencia, información e incentivos tarifarios, pero sobre todo con tecnología”. “Tenemos el desafío la regulación de la distribución en la Argentina federal, hay que discutir con provincias y municipios. Y también incorporar tecnología. Traerla de afuera y generarla nosotros”. 

Sistema eficiente

Respecto a cuáles serían los lineamientos para el desarrollo integral y sostenible de un sistema eléctrico eficiente, Sebastián Bonetto, gerente general de Cammesa, sostuvo que “un adecuado equilibrio de oferta y demanda es una condición básica para la operación del sistema eléctrico. Esto implica ver la demanda en una perspectiva de crecimiento sostenido. La demanda viene creciendo alrededor del 3% anual, lo cual arroja el desafío de tener que incorporar en los próximos 10 años unos 10.000 megas”

A su vez, el referente de la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista argumentó que “tiene que haber infraestructura de transporte para poder conectar la oferta con la demanda más la coordinación operativa. En el desarrollo hay que considerar la optimización del aprovechamiento de los recursos locales que tenemos como país. También es importante la modernización del sistema operativo”.

“Tenemos un objetivo de incorporación de energía renovable. Se tienen que integrar. Cammesa viene trabajando en esto. Incorporamos un operador renovable al turno permanente en la sala de control de la compañía. Tenemos pronósticos propios de generación renovable. Estamos introduciendo nuevas operaciones de nuestro sistema de operación en tiempo real”, precisó.

En ese sentido, Bonetto afirmó que “también es importante la integración regional. Hay que reforzar esos vínculos y seguir creciendo”. También, se refirió al MATER 360 y detalló que “se trata de una resolución de la Secretaría de Energía que busca optimizar la asignación de las prioridades de despacho. Busca que nueva demanda se pueda contractualizar con un generador de forma directa.

Por último, precisó que contempla “la posibilidad de financiar ampliaciones de transporte y también la prioridad de despacho preferencial tipo A que asume hasta un 8% de probabilidad de congestión en paso anual, es decir, que asume una probabilidad de vertimiento hasta un 8%”. “Con esto Cammesa hace las estimaciones para ver cuanta capacidad se puede poner a disposición del mercado. Esa es la potencia que se está poniendo a disposición”, finalizó.

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, Loana Tejero

En medio del tembladeral político generado por el triunfo de Javier Milei en las PASO, que acentuó el resquebrajamiento de la macroeconomía, funcionarios del área energética del gobierno intentan seguir adelante con iniciativas que estaban previstas en la gestión. En esa clave, una de las medidas más ambiciosas en las que trabaja desde hace algunas semanas el Ejecutivo apunta a modificar la manera en que se actualizan las tarifas residenciales de gas natural mediante la creación de un Índice del Gas.

En términos simplificados, la regulación actual —sancionada a principios de los ‘90— establece que las tarifas que perciben distribuidoras y transportistas deben recomponerse dos veces al año (una vez por semestre). Sin embargo, en los últimos 22 años —desde la salida de la Convertibilidad— apenas se cumplió excepcionalmente con esa premisa porque la conducción política durante los gobiernos kirchneristas congeló o pisó los aumentos tarifarios.

Para zanjar esa dinámica que paralizó el correcto funcionamiento del sistema, el Enargas está diseñando un nuevo instrumento regulatorio para lograr que las tarifas domiciliarias de gas —y también de la comercios e industrias que reciben el gas de distribuidoras (GUDI’s)— se indexen de forma automática mes a mes sin la necesidad de requerir un acto administrativo por parte del ente regulador y la Secretaría de Energía.

Osvaldo Pitrau, interventor del Enargas, prepara la creación del Índice del Gas.

En concreto, el organismo prepara la creación de un Índice del Gas que ponderará distintos componentes —inflación (IPC o IPIM), tasa de depreciación del tipo de cambio para cubrir costos en dólares, mano de obra y otros indicadores sectoriales– a fin de actualizar automáticamente las tarifas de gas natural. La idea es replicar lo que sucede, por ejemplo, con el Índice de la Construcción, que a través de una forma polinómica sigue la evolución de los costos del sector.

El interventor del Enargas, Osvaldo Pitrau, comentó la semana pasada en qué consiste la iniciativa a directivos de empresas distribuidoras, según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas.

Dudas de implementación

Especialistas consultados por este medio coincidieron, sin embargo, en que no será sencillo avanzar en la dirección que pretende el ente regulador. “Conceptualmente, no es una mala idea porque busca resolver un problema real: esto es, que las tarifas no se actualizan como deberían porque la política interviene y dilata el proceso. Entonces, es loable buscar la manera de evitar que eso siga sucediendo”, indicó un ex funcionario del Enargas. “Pero regulatoriamente se deben modificar varias normas, porque el marco actual establece que se precisa del aval formal del Poder Ejecutivo para aumentar las tarifas”, agregó.

Un directivo del sector advirtió que el tema recién se está empezando a evaluar y que es escasa la información que el organismo puso a disposición de las empresas. “No hay nada firme, son ideas que se están pingponeando (sic) para evitar que cualquier actualización no quede desfasada por la inflación, como sucede ahora. Pero avanzar tiene sus dificultades. Los ajustes semestrales surgen de las reglas básicas de las licencias de concesión, que están presentes en un decreto reglamentario de 1992. Con lo cual, si se quisiera cambiar la periodicidad se precisa de una decisión del Ejecutivo, no es sólo competencia del Enargas”, explicó.

Aún así, el ente regulador aspira a dejar la cuestión saldada, al menos en el plano técnico, durante los próximos dos o tres meses. La intención es formalizar la creación del nuevo Índice del Gas a más tardar en noviembre, antes del recambio de gobierno, para de alguna manera cumplimentar con lo establecido en el decreto de intervención del organismo firmado por Alberto Fernández a los inicios de 2020.

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, Nicolas Gandini

El acero es esencial para prácticamente todos los sectores de la actividad humana, desde la construcción civil, torres de líneas de transmisión de energía eléctrica o equipamientos hospitalarios hasta automóviles, maquinaria agrícola o electrodomésticos. En ninguna de estas aplicaciones puede ser sustituido por otro producto. En otras palabras, para que la industria del acero sea un proceso cada vez más sostenible, es necesario mejorar su proceso de producción.

La alta demanda de productividad de la industria siderúrgica, sumado a la creciente competencia en el sector, hacen de la confiabilidad operativa una cuestión crítica. Adicionalmente, los clientes exigen un producto de calidad con las especificaciones requeridas, pero los plazos de entrega también cobran cada vez más relevancia.

En este sentido, ejecutar sus operaciones manteniendo la calidad, a máxima capacidad y sin interrupciones es la clave de los resultados en una industria tan competitiva, donde los equipos operan en condiciones extremas. Pero, al mismo tiempo, es necesario satisfacer las demandas de desarrollo sustentable, tanto de los clientes como de las propias empresas, que exigen reducciones en el consumo de energía y en el volumen de residuos generados.

Soluciones a los desafíos

Para garantizar un funcionamiento eficiente, las siderurgias necesitan contar con productos y procesos que garanticen un funcionamiento seguro, cada vez más limpio y sin interrupciones.

En este sentido, la marca de lubricantes Mobil remarca la importancia de contar con socios estratégicos y/o equipos internos que faciliten:

• Análisis de lubricantes usados y grasas, de los que se desprendan reporte de conclusiones y toma de acciones.

• Evaluación del rendimiento del aceite en maquinaria y recomendaciones de mejoras

• Otras herramientas de monitoreo y mantenimiento predictivo, como análisis de vibraciones, termografías, Boroscopías, etc.

Esto asegurará un uso racional de los lubricantes, además de aumentar notablemente la eficiencia del proceso reduciendo costos, evitando pérdidas, y logrando una operación más segura.

Otras consideraciones a mencionar para optimizar procesos dentro de esta industria son:

• Control de fugas: las fugas de lubricantes son frecuentes en equipos que operan en condiciones críticas, aunque identificarlas no siempre es una tarea sencilla. Entre cientos de conexiones, mangueras y válvulas, en condiciones de luz no siempre favorables, localizar la fuente del problema puede tardar mucho más de lo requerido. Por esto, desde Mobil informaron que, como parte de su servicio técnico, la compañía cuenta con kits detectores de fuga, que insertan en el sistema un aditivo colorante, que no modifica ningún parámetro del aceite (y no interfiere, por lo tanto, en el funcionamiento del equipo), Luego, con una luz ultravioleta, también provista, se identifican de manera confiable el origen de las fugas.

• Grasas: el sector siderúrgico es el mayor consumidor de grasas. Son parte fundamental de la operación, ya que su función es proteger la maquinaria y mantenerla funcionando sin interrupciones. Por este motivo, es de suma importancia contar con productos de alta tecnología y analizar si las grasas utilizadas son las más adecuadas para las condiciones en las que opera cada equipo (estas condiciones cambian en muchas oportunidades y las grasas indicadas en el manual del equipo dejan de ser las indicadas).

Desde la empresa, detallaron que su soporte técnico puede analizar la lubricación de sus equipos y asegurar poder contar con el lubricante, disminuyendo drásticamente las interrupciones y haciendo a los equipos más eficientes. Cuenta, además, con un servicio exclusivo de análisis de grasas usadas, que permite conocer con exactitud el estado de salud de cada equipo, y verificar el desempeño del lubricante.

• Abastecimiento de lubricante inteligente: si bien en la mayoría de las aplicaciones, la industria siderúrgica utiliza la grasa en tambores, existe en el mercado un sistema inteligente de suministro de lubricante: En los tambores o baldes, el producto se extrae con una bomba, y no se puede utilizar el producto en su totalidad, o requiere mano de obra para retirar manualmente el producto que queda adherido al envase, que luego debe devolverse al proveedor en una operación de logística inversa.

Para facilitar la logística y la operación con grasas, expertos en lubricación desarrollaron una solución mucho más funcional: una bolsa de 900 kilogramos aproximadamente instalada dentro de un equipo de extracción especialmente desarrollado y que inyecta directamente la grasa en el sistema, según la necesidad. Cuando se utiliza todo el material, solo queda una bolsa de plástico, que se puede desechar fácilmente, prescindiendo de la complejidad de la logística inversa de los envases, y aprovechando el 100 % del producto, sin necesidad de requerir mano de obra extra.

En resumen, a través de una lubricación más eficiente y la optimización de determinados procesos, se obtienen los siguientes beneficios, según detallaron:

• Reducción de consumo de energía;

• Disminución del gasto en insumos y repuestos;

• Reducción de la generación de residuos;

• Reducción de pérdidas y desperdicios;

• Menos tiempo de inactividad operativa;

• Menor cantidad de detenciones para mantenimiento (y de mano de obra asociada);

• Reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero;

• Reducción de riesgos de accidentes y contaminaciones.

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, Redaccion EconoJournal

El Grupo Techint inició la gira nacional para incorporar a estudiantes y recién graduados para el Programa de Jóvenes Profesionales (JP) y las Prácticas Educativas de Verano (PEV). Con el lema “Sé el protagonista de tu futuro profesional”, la búsqueda está orientada a estudiantes universitarios que hayan aprobado por lo menos el 50% de la carrera o graduados de las siguientes carreras: Ingeniería Industrial, Eléctrica, Electrónica, en Materiales, en Petróleo, Mecánica, Mecatrónica o Electromecánica, Química, Sistemas; Administración de Empresas y Contador.

La convocatoria durará hasta el 2 de noviembre, tiempo en el cual la compañía recorrerá localidades de Tucumán, Salta, San Juan, Mendoza, Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba y Neuquén para incorporar al menos 400 jóvenes a las múltiples empresas del Grupo. Las iniciativas JP y PEV forman parte del Plan de Carrera para los equipos de Techint, que contempla programas diferenciados en todos los niveles de la organización. En 2022, ingresaron a la compañía más de 251 participantes de estos programas, de los cuales alrededor del 40% fueron mujeres.

Sobre esto, Lara Lascurain, Talent Management Director del Grupo Techint explicó que “estos programas permiten que los y las jóvenes vivan una primera experiencia real en el campo laboral, adquieran conocimiento, y den el primer paso de su carrera profesional. Vemos en los JP y los PEV a los líderes del futuro de la compañía”

Por su parte, Paula Erdosio, estudiante de ingeniería Eléctrica en la Universidad Nacional del Sur, Bahía Blanca, y quien realizó sus Prácticas Educativas de Verano en Techint Ingeniería y Construcción, comentó: “Fue una experiencia memorable, que me permitió aplicar todos los conocimientos aprendidos durante mi carrera y aprender muchas cosas que sólo se ven en la práctica”.

El programa  

El Programa de Jóvenes Profesionales (JP), pionero en la Argentina, está orientado a graduados recientes o estudiantes en su último año de carrera que busquen una incorporación efectiva. A lo largo de la experiencia, los participantes tendrán la oportunidad de capacitarse, hacer networking con colegas de todo el mundo y rotar de áreas para tener una visión global de la compañía.

Según indicaron desde la compañía, se trata de una herramienta estratégica, diseñada para garantizar el desarrollo de profesionales con potencial para convertirse en los futuros líderes de las empresas del Grupo Techint. Alrededor del 50% de la alta dirección del Grupo en Argentina ingresó a través de estos programas, que se desarrollan desde hace más de 35 años.

Para postularse, los estudiantes deben ingresar en careers.techint.com, filtrar por la palabra clave “PEV” o “JP”, y seleccionar la localidad en la que les gustaría aplicar. Una vez postulado, y si el perfil coincide con los requisitos, la empresa se pondrá en contacto para iniciar el proceso de selección.

Un trabajo con propósito

Los ingresantes al programa de JP y PEV podrán participar de proyectos desafiantes, con impacto en la matriz energética y desarrollo económico de la Argentina, como la descarbonización de los procesos siderúrgicos, el desarrollo de Vaca Muerta y la transición energética o la construcción de grandes obras de infraestructura como gasoductos, centrales térmicas o el desarrollo de parques eólicos. Los colaboradores del Grupo Techint trabajan en un ambiente de trabajo amigable, y con equipos multiculturales.

Además, los ingresantes como JP contarán con beneficios de primer nivel como una semana adicional de vacaciones, cobertura médica, bonos por performance y por resultados de la compañía, 2 semanas de remote work, cobros adicionales por almuerzo, descuentos en gimnasios y diversas marcas, capacitaciones en idiomas y convenios con universidades, formación constante y cursos.

Las fechas de la gira

14/08 al 24/08 Bahía Blanca

22/08 al 31/08 Tucumán

28/08 al 07/09 Córdoba

4/09 al 19/09 Mendoza

4/09 al 14/09 San Juan

11/09 al 03/10 Neuquén

11/09 al 03/10 Comodoro Rivadavia

18/09 al 28/09 Santa Fé

25/09 al 05/10 Mar del Plata

09/10 al 24/10 Rosario

09/10 al 24/10 San Nicolás

17/10 al 26/10 La Plata

17/10 al 31/10 Salta

23/10 al 02/11 CABA-GBA-Campana

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, Redaccion EconoJournal

La Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (AmCham) llevará adelante una nueva edición del Foro de Energía, bajo el lema “el futuro es ahora”, con el objetivo de promover el intercambio entre los sectores público y privado sobre las posibilidades que presenta el sector energético para el desarrollo y crecimiento económico de nuestro país.

El evento tendrá lugar este miércoles 23 de agosto de 8:15 a 13 hs. en el hotel Sheraton en Buenos Aires. Además, el encuentro se podrá seguir por streaming a través de este link.

El primer panel “Alianza energética: Argentina y Estados Unidos hacia un futuro sostenible”, estará a cargo de Marc Stanley, embajador de Estados Unidos en Argentina.

Asimismo, habrá un bloque dedicado a la diversificación y seguridad energética: Vaca Muerta como factor clave ante la geopolítica global. Allí disertarán Jeremy Martin, vicepresidente de Energía y Sostenibilidad del Institute of the Americas y Juan Garoby, COO de Vista. 

También, participará la secretaria de Energía, Flavia Royón, quién realizará su análisis en el panel “Construyendo el futuro energético de Argentina: la energía como política de Estado”.

Por su parte, Alberto Weretilneck, senador nacional y gobernador electo de la Provincia de Río Negro, hablará sobre la cooperación interprovincial para el desarrollo.

Operaciones responsables, offshore, y el rol de YPF

Gonzalo Núñez, concejal e Intendente electo de San Patricio del Chañar; Marina Sánchez Herrero, presidenta del Concejo Deliberante de General Pueyrredón​ y José Gerez, fiscal general de la Provincia del Neuquén debatirán sobre las operaciones responsables en la industria energética.

En el foro de Energía también habrá un bloque dedicado a la exploración offshore como una política para el autoabastecimiento que estará a cargo de Alejandro Aguirre, secretario de Hidrocarburos del Gobierno de Tierra del Fuego AIAS y Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral y presidente de Hub Energía. También, un panel referido a la producción de energías renovables encabezado por Santiago Yanotti, Subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación; Paula Altavilla, CEO de Schneider Electric para Argentina, Paraguay y Uruguay y Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

De igual manera, el encuentro contará con un bloque destinado a YPF como el actor nacional del sector energético del cual participará Pablo González, presidente de la petrolera.

Infraestructura, GNL y minerales estratégicos

Por su parte, Agustín Gerez, presidente de ENARSA; Matías Campodónico, presidente de Dow Argentina y América Latina Región Sur y Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris Cono Sur debatirán sobre la infraestructura y su rol para el fortalecimiento del sector energético en la región.

A su vez, se hará foco en el Gas Natural Licuado (GNL) como catalizador de la transición energética. Gabriela Aguilar, vicepresidenta para Sudamérica y Country Manager Argentina en Excelerate Energy y Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios en Pan American Energy compartirán cuáles son las perspectivas y desafíos.

Fernanda Ávila, secretaria de Minería de la Nación; Romina Sassarini, secretaria de Energía y Minería del Gobierno de Salta y Juan Carlos Abud Robles, ministro de Desarrollo Económico y Producción del Gobierno de Jujuy​ expondrán sobre los minerales estratégicos, su potencial y desafíos en la promoción de la cadena de valor local.

A su turno, Sebastián Bonetto, gerente General de CAMMESA; Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina y Adrián Salvatore, director de Asuntos Públicos y Relaciones Institucionales de Central Puerto debatirán sobre los lineamientos para el desarrollo integral y sostenible de una distribución eléctrica eficiente. Y el cierre estará a cargo de Alejandro Diaz, CEO de AmCham Argentina.

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, Loana Tejero

La derrota en las PASO, la devaluación del peso y la aceleración de la crisis financiera dejó al gobierno en una situación de extrema debilidad para gestionar la transición. En este nuevo y dramático escenario, el interrogante que se repite entre directivos de la industria energética es qué sucederá con tres proyectos críticos de infraestructura lanzados por el Ejecutivo. El riesgo es que se ralenticen al menos hasta que asuma la próxima administración. El listado incluye la reversión del Gasoducto del Norte, cuya licitación estaba prevista para la semana pasada, pero que aún no se publicó en el Boletín Oficial; la incorporación de 3000 MW de generación térmica y el segundo tramo del Gasoducto Néstor Kirchner.  

Reversión del Gasoducto del Norte. El gobierno viene anticipando desde hace varias semanas que la licitación de la obra es inminente. De hecho, el Ministerio de Economía incluyó el punto en un listado de anuncios previstos para esta semana. La obra es clave para el abastecimiento del centro y norte del país porque permitiría reemplazar el declino de las importaciones de gas de Bolivia con producción de Vaca Muerta. El financiamiento contempla fondos del Tesoro y de la CAF. También se deberá avanzar con la licitación de los caños. En ese caso el financiamiento correría por cuenta del BNDS de Brasil. Sin embargo, más allá de que se avance con la licitación, el desafío es que la obra la obra se concrete en los plazos previstos (debería estar lista para junio de 2024). Es probable que luego de haber subido un 22 por ciento la cotización del dólar oficial el lunes pasado, todos los números del proyecto deban revisarse. El impacto sobre los componentes importados es automático y el precio de los insumos locales también está siendo ajustado en medio de una inflación que se espiralizó. La decisión de devaluar sin ningún plan a la vista y sin siquiera hacer una conferencia de prensa para explicar qué es lo que se está haciendo, incrementó la sensación de desgobierno y le dio luz verde a todo tipo de especulación. En Energía explicaron que el lanzamiento del concurso por parte de Enarsa —que es una prioridad para la secretaria Flavia Royón— se concretaría la semana que pasó, dado que estaban esperando el aval definitivo al pliego de la CAF, que otorgó un crédito de US$ 540 para financiar la obra.  

Incorporar generación térmica. El gobierno lanzó el 27 de julio una convocatoria nacional e internacional para tratar de sumar 3000 MW al parque de generación térmica. El pliego establecía que las empresas interesadas debían presentar sus ofertas el 31 de agosto próximo, pero desde Economía adelantaron que ese plazo se extenderá hasta el 26 de septiembre. El principal inconveniente para las compañías es que la búsqueda de financiamiento para los proyectos coincide con la corrida cambiaria. Por lo tanto, será difícil avanzar, sobre todo si se toma en cuenta que el pliego establece que los oferentes respaldarán el cumplimiento de sus obligaciones mediante el pago de una Garantía de Mantenimiento de Oferta, que se establece en función de la potencia comprometida, y luego un pago mensual por mantenimiento de adjudicación que la empresa podrá recuperar sólo si cumple con los tiempos de construcción. Aún así, en el área de Energía Eléctrica del gobierno confían en que el proceso licitatorio, que está en manos de Cammesa, siga su curso sin mayores dilaciones.

Gasoducto Néstor Kirchner. El 9 de julio quedó formalmente inaugurada la primera etapa del Gasoducto Néstor Kirchner, obra que une la localidad neuquina de Tratayén con la ciudad bonaerense de Salliqueló, 273 kilómetros al norte de Bahía Blanca. Desde allí, está previsto avanzar con una segunda etapa que permitirá extender el caño hasta San Jerónimo, en el sur de Santa Fe. De ese modo, la capacidad de transporte diario de gas terminará siendo de hasta 44 millones de metros cúbicos diarios, lo que permitirá ahorrar unos mil millones de dólares por año que hoy se destinan a la importación de Gas Natural Licuado y combustibles líquidos, como fueloil y gasoil. El ministro de Economía, Sergio Massa, anunció a mediados de abril que la licitación del segundo tramo se pondría en marcha el mismo día de la inauguración de la primera etapa y que se invitaría al sector privado para que junto con el Estado trabajen de manera colaborativa en el proyecto. “El mismo día que inauguremos la primera etapa del gasoducto vamos a poner en marcha la licitación de la segunda etapa, con la particularidad de que en el caso del segundo tramo lo vamos a hacer invitando a invertir al sector privado en un esquema que permita que el desarrollo local y de potenciales mercados externos se de en un marco en el que el Estado y el sector privado lo hagan de manera colaborativa y asociada”, aseguró. Eso no ocurrió y en Energía sostienen que Massa quiere lanzar la nueva licitación a mediados de septiembre, pero por lo bajo reconocen que en medio del tembladeral cambiario que se produjo después de las PASO será complejo cumplir con ese objetivo.

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, Redaccion EconoJournal

El ministro de Economía, Sergio Massa, anunció este jueves por la noche que YPF aumentó un 12,5% el precio de sus combustibles desde las cero horas de hoy (viernes). Era el paso que faltaba después que las otras principales compañías del mercado —Raízen, Axion Energy y Puma— ya hubieran remarcado sus pizarras entre el lunes y martes, tal como publicó ayer EconoJournal. Con la intención de frenar las expectativas inflacionarias, que se dispararon esta semana por la depreciación del tipo de cambio oficial y la escalada del dólar blue, el titular de Hacienda presentó la medida como un congelamiento del precio de los combustibles hasta el 31 de octubre. Es decir, afirmó que los precios de las naftas y el gasoil en surtidor no se incrementarán en los próximos 75 días.

La decisión fue discutida con las refinadoras y petroleras en una reunión realizada ayer en la Secretaría de Energía que dirige Flavia Royón y por momentos contó con la participación también del responsable de la Aduana, Guillermo Michel, principal colaborador de Massa, que está negociando acuerdos de precios con distintos sectores de la economía.

Según pudo reconstruir EconoJournal en base a testimonios privados, la letra chica del acuerdo implica una serie de entendimientos adicionales no explicitados por el gobierno que se detallan a continuación. Entre las fuentes consultadas por este medio existía cierto conformismo porque, aunque obviamente ninguna de las empresas quería mantener fijo el precio de los combustibles durante los próximos dos meses y medio, se evitó un congelamiento por decreto que hubiese sido muy nocivo para todo el sistema. Esa alternativa sobrevoló en los distintos diálogos que YPF y el resto de las empresas mantuvieron con funcionarios de Economía.

Barril criollo

Con el recuerdo aún presente en el imaginario del sector del Decreto 566/2019, firmado por Mauricio Macri tras la derrota en las PASO, que pesificó el precio del barril de petróleo y provocó un verdadero derrumbe de la actividad en Vaca Muerta, el objetivo inicial de los privados era evitar una reedición de esa historia.

El primer punto que se desprende del acuerdo alcanzado ayer es un descenso del precio interno del crudo, que caerá por debajo de los 60 dólares, tal como adelantó ayer EconoJournal. Los productores de crudo, que recibieron entre 60 y 61 dólares por el crudo Medanito entregado en julio, pasarán a recibir 56 dólares por barril a partir de agosto. El valor del ‘barril criollo’ se ubica casi 20 dólares que la paridad de exportación, que ronda los 75 dólares dado que el Brent volvió a ubicarse cerca de los 85 dólares desde hace dos semanas.

La baja del precio doméstico del crudo fue una pedido de las refinadoras para evitar la destrucción del margen del complejo de destilación, que ya venía a la baja por el atraso del precio de los combustibles respecto la devaluación y la inflación durante el lo que va del año.

El reencarecimiento del precio internacional del petróleo, que de nuevo se ubica a torno a los 85 dólares tampoco ayuda a las refinadoras no integradas —como Raízen y Puma— porque provocó un aumento de los combustibles importados. Resta saber qué pasará con los acuerdos de venta del barril local para agosto y septiembre que ya están cerrados. Los productores quieren que se respeten esos entendimientos comerciales

Retenciones

A su vez, el segundo punto que el gobierno acordó con las empresas tiene que ver con la implementación de un esquema de compensación para los productores de petróleo para que puedan liquidar las retenciones a la exportación de crudo correspondientes a los meses de agosto, septiembre y octubre a partir de marzo de 2024.

En los hechos, el aporte fiscal del Estado es cobrar los derechos de exportación recién a fines del primer trimestre de 2024. Para los productores, el diferimiento representa un ingreso indirecto de entre 1 y 2 dólares más por barril durante los próximos meses. Es decir, si el precio de venta del crudo Medanito pasó a ubicarse en 56 dólares, con este esquema percibirán indirectamente 57 o 58 dólares por barril.

En representación de los privados, en la reunión estuvieron el presidente de YPF, Pablo González, y los presidentes de las refinadoras Axion Energy (PAE), Raízen, que comercializa la marca Shell), que participó telefónicamente por estar de viaje, y Trafigura (Puma). También participaron directivos de los principales productores de crudo no integrados como Vista, Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y CGC, entre otros.

Decreto 277

Un tercer elemento acordada este jueves para compensar a los productores por la baja del precio interno del barril es que Massa se comprometió a otorgar los certificados correspondientes al régimen promocional de acceso a divisas dispuesto por el Decreto 277, que reglamentó un esquema según el cual las petroleras que hayan incrementado producción pueden acceder a un proporcional de los dólares provenientes de la exportación de hidrocarburos. Es un pedido que las petroleras vienen impulsando desde principios de 2023, dado que, en rigor, el régimen debería haber entrado en vigencia a partir de enero, pero por la falta de dólares en el BCRA, el Ejecutivo nunca lo puso en marcha. Massa prometió ayer que se firmarán los certificados para que las empresas beneficiarias puedan acceder a divisas que habilita el decreto a partir del mes de noviembre.

Según publicó este medio, el Decreto 277 permitiría a las petroleras que invirtieron en Vaca Muerta tener libre disponibilidad, en conjunto, de de unos US$ 400 millones al tipo de cambio oficial.

Programa

El anuncio de Massa fue breve y se mostró con los ejecutivos y funcionarios. El ministro afirmó que “entramos en un programa en el que no habrá más aumentos de combustibles hasta el 31 de octubre, producto de una decisión en la que una parte de la devaluación la termina absorbiendo el consumidor, una parte las empresas y otra el Estado, que va a resignar parte de los recursos que cobra en impuestos a las empresas a los efectos de que entre todos podamos construir un sendero”.

Y agregó que “por un lado, tenemos la resignación de impuestos, de recursos fiscales, por parte del Estado para cuidar el bolsillo de la gente. Por otro, tenemos la resignación de utilidades por parte de las empresas, también para cuidar el bolsillo de la gente”. Además, Massa remarcó que este acuerdo se da en un marco de “estabilidad cambiaria porque no habrá más aumento en el tipo de cambio y seguirá siendo de 350 (pesos por dólar) hasta el 31 de octubre”. 

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, Roberto Bellato

El operador de la red eléctrica nacional del Brasil no pudo esclarecer aún cuáles fueron las causas técnicas que provocaron un masivo apagón eléctrico el último martes. Alrededor del 27% de la demanda total llegó a ser afectada por el evento. Pese a que hay una evaluación técnica en marcha, desde el gobierno deslizaron que podría haberse tratado de un sabotaje.

El apagón tuvo lugar el martes por la mañana cuando un evento aislado generó que 19.000 de 73.000 MW de demanda fueran recortados de la red. El evento provocó la separación eléctrica de las regiones Norte y Nordeste de las regiones Sur, Sudeste/Centro-Oeste, con apertura de interconexiones entre estas regiones, afectando a 25 estados y al Distrito Federal.

Los mayores cortes de demanda ocurrieron en el norte y nordeste del Brasil. Fuente: ONS

El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, dijo que el apagón afectó a un tercio de los usuarios. «Tenemos entre 85 millones y 90 millones de consumidores, entonces un promedio de 27 a 29 millones de consumidores tuvieron esta interrupción momentánea de energía», declaró.

Informe preliminar

El informe preliminar del Operador Nacional del Sistema Interconectado (ONS), el organismo encargado del despacho eléctrico y operación de la red eléctrica nacional, indica como punto de partida del disturbio la desconexión de la línea de extra alta tensión 500 kV Quixadá-Fortaleza II, propiedad de Eletrobras Chesf. «Una actuación incorrecta en el sistema de protección de línea, que operaba dentro de los límites, provocó su parada», señala el reporte.

No obstante, el equipo técnico del ONS afirma que la desconexión de la línea en cuestión no pudo haber provocado una interrupción de tal magnitud. «Un evento de esa naturaleza, aislado, no sería suficiente para provocar la interrupción del servicio eléctrico observada en el evento en cuestión», señala el reporte.

Residential buildings in the Moema neighborhood stand in darkness, the city lit solely by antennas atop buildings and vehicles headlights, during a massive blackout in Sao Paulo, Brazil, early November 11, 2009. A massive blackout across the southern half of Brazil has plunged tens of millions of people into darkness and prompted a major police mobilization amid fears of an opportunistic crime wave. AFP PHOTO/Mauricio LIMA

«La desconexión se reflejó desproporcionadamente en los equipos adyacentes y provocó oscilaciones eléctricas (voltaje y frecuencia) en el sistema de las regiones Norte y Nordeste, y que luego de 600 milisegundos, se activó la Protección de Pérdida de Sincronismo (PPS), responsable de la apertura controlada de líneas que conforman las interconexiones Norte – Noreste, Noreste – Sureste y Norte – Sur, separando el SIN en tres áreas eléctricas. Por lo tanto, en este momento se están recibiendo y evaluando más documentos para poder hacer un diagnóstico profundo y detallado de la situación», explica el organismo.

El operador de la red pudo restablecer y normalizar el servicio en todas las áreas afectadas en las primeras horas de la tarde del mismo martes. La evaluación final del evento estaría lista en 45 días hábiles.

Sospecha de sabotaje

El sorpresivo apagón generó algunas especulaciones en la jornada del martes. Silveira sugirió que el apagón pudo haber sido el resultado de un sabotaje al señalar que la policía Federal participará de la investigación.

“La única motivación que nos lleva a poder pedir que el Ministerio de Justicia, a través de la Policía Federal, también participe en la investigación de lo ocurrido hoy, la única y exclusiva motivación es la sensibilidad del sector eléctrico. Es nuestra claridad que, con este sector, no podemos comprometer la seguridad”, dijo Silveira.

El gobierno tiene motivos para sospechar de un atentado. En enero se registraron algunos episodios de vandalismo contra torres y líneas de transmisión en algunos puntos del país luego de los incidentes en la sede del Congreso brasileño con manifestantes opositores al gobierno de Lula da Silva. El 8 de enero una multitud invadió y saqueó el Congreso, el palacio presidencial y el Supremo Tribunal Federal. La justicia federal investiga si los manifestantes tenían alguna conexión con el ex presidente Jair Bolsonaro y su entorno.

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, Nicolás Deza

La Secretaría de Ambiente de la Ciudad de Buenos Aires, a través de la Agencia de Protección Ambiental del Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires firmó un convenio con Puma Energy, con el objetivo de trabajar de manera conjunta para reducir el impacto que tiene la incorrecta disposición del Aceite Vegetal Usado (AVU).

El convenio permite que las estaciones de servicio PUMA Energy formen parte de la misma red de recolección de la Agencia de Protección Ambiental (APrA), y luego sea la Agencia la que lleve a cabo el proceso de reciclado. Es a través del acuerdo que ambas entidades buscan fortalecer sus iniciativas de manera conjunta para generar un cambio mayor en materia de sustentabilidad.

La iniciativa

En este marco, las estaciones que Puma Energy posee en la Ciudad estarán a disposición de los vecinos para recibir el aceite ya utilizado, lo que facilitará la recuperación del mismo por la presencia que posee en los diversos barrios y su horario extendido. 

Para la firma del acuerdo estuvieron presentes, por parte de APrA, Renzo Morosi, presidente, Carolina Theler, directora General de Política y Estrategia Ambiental y equipo técnico y legal. Por parte de Puma Energy, Marcelo Vivian, gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios y Natacha López, Analista de Medio Ambiente.

Con respecto al acuerdo, Renzo Morosi, presidente de APrA, comentó: “Desde hace varios años la Ciudad lleva adelante la recuperación y reciclaje del Aceite Vegetal Usado, por eso celebramos estas iniciativas con el sector privado, porque cuantos más seamos los que trabajamos en este tema, mejores serán los resultados.»

Por su parte, Marcelo Vivian, gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios de Puma Energy destacó que “para nosotros el cuidado del ambiente es una prioridad, por eso nos comprometemos con esta iniciativa y ponemos a disposición nuestras estaciones de servicio para convertirnos en un punto de recepción que facilite a las familias la recuperación y reciclado del aceite.”

Los aceites vegetales, más conocidos como aceites de fritura, son un ingrediente muy común en las cocinas de nuestras casas. Luego de su uso, el AVU posee características distintas al producto original debido a las reacciones químicas que se producen durante el proceso de cocción. Si bien por ley, no son considerados un residuo especial, su manejo al momento del descarte requiere un tratamiento específico.

Los principales problemas asociados al incorrecto descarte de estos aceites son la obturación de cañerías y desagües que puede derivar en daños en el hogar, la degradación biológica de cursos de agua (ya que ocasionan una disminución del oxígeno disponible en ellos), y su uso ilegal como insumos para la industria alimenticia (para margarinas, aceites-mezcla y derivados de menor calidad). 

Un litro de aceite puede contaminar hasta 1.000 litros de agua. Es por eso que, como alternativa para su tratamiento, el AVU se puede convertir en biodiesel, mediante un proceso industrial. El aceite recolectado será transformado en este biocombustible, que es un recurso energético renovable y genera menos emisiones de CO2 que el gasoil mineral. 

Los vecinos de la Ciudad van a poder depositar sus botellas de aceite frío en botellas plásticas, cerradas y limpias, a partir de agosto en las estaciones de servicio de Puma ubicadas en las siguientes direcciones:

Entre Ríos 1102 y Humberto 1º – Comuna 1

Av. Córdoba 2733/35 – Comuna 2

Av. Vélez Sarsfield 522 y Cortejarena – Comuna 4

Av. Rivadavia 10984 y Murguiondo – Comuna 10

Y a partir de septiembre, en:

Av. Eva Perón 3668 – Comuna 7

Av. Lacarra 1729 – Comuna 8

Av. Piedrabuena 4611 – Comuna 8

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, Redaccion EconoJournal

El informe mensual, realizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial muestra que durante junio de 2023 la producción del sector cayó un 10% respecto a mayo, afectada por los productos básicos orgánicos y finales termoplásticos; y un 9% respecto a junio de 2022, con caídas en la producción de todos los subsectores considerados. El acumulado del año no presenta variaciones. Las empresas manifiestan paros en planta -programados y no programados- y variaciones estacionales.

La reseña de la Cámara describe que las ventas locales crecen un 10% respecto a mayo, favorecidas, principalmente, por los productos finales agroquímicos, producto de la mayor demanda y aumento de precios de los productos a nivel global, así como factores estacionales. Cabe mencionar que, en algunos casos, las empresas se encuentran vendiendo stock. Respecto a mayo de 2022, se registra una caída del 16%, afectada principalmente por los productos finales agroquímicos, y, en menor medida, los productos básicos orgánicos. El acumulado del primer semestre de 2023 refleja una baja del 13% respecto al mismo período del año anterior, afectada por todos los subsectores a excepción de los productos finales termoplásticos y básicos inorgánicos.

El Informe elaborado por la CIQyP® destaca que las exportaciones durante junio crecieron un 4% respecto al mes anterior, producto de que algunas empresas realizaron exportaciones puntuales, con aumento de precios en determinados casos. A su vez, se observan descensos respecto a junio de 2022 (-42%), así como en el acumulado del primer semestre (-30%).

Pequeña y Mediana Industria Química

Por su parte, el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), en consonancia con el sector general, logró incrementar la producción respecto a mayo, un 4%; y descendió un 30 y un 13% en variación anual y acumulada, respectivamente. Las ventas en el mercado local crecieron anualmente 14% y acumulada 19%., mientras que sufrió una baja del 2% en la variación mensual. En este sentido, las exportaciones de las PyMIQ registraron caídas en las 3 variables, 25% intermensual, 63% interanual y 33% en el acumulado.

A su vez, el reporte mensual de la CIQyP® señala que la capacidad instalada del sector durante junio tuvo un uso promedio del 44% para los productos básicos e intermedios y del 84% para los productos petroquímicos.

Durante junio 2023, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 21% mayor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 22% en las importaciones y del 24% en las exportaciones.

En síntesis, 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 junio del 2023, alcanzaron los 433 millones de dólares, acumulando un total de USD 2.365 millones en el primer semestre del año.

Sobre estos resultados, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que “el mes de junio muestra nuevamente un movimiento descendente con respecto al mes anterior y al mismo mes del año anterior, continúan los inconvenientes para importar materias primas del exterior, impactando en forma importante en la actividad”. “Estamos a la espera de que el gobierno pueda encarrilar la macroeconomía y poder volver a recuperar la producción y las ventas”.

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, Redaccion EconoJournal

BVS – Conocimiento & Tecnología, empresa integradora de soluciones de IT, Ciberseguridad y Media, estará presente en la próxima edición de Segurinfo Chile, el congreso anual de Seguridad de la Información, que se realizará el 29 de agosto en Santiago.

La firma participará del evento junto a Thales, uno de sus partners tecnológicos. Durante la jornada, Matías Bendel, Sales Engineer – LATAM de Thales y Hans Erpel, Cybersecurity Sales Manager de BVS, dictarán la charla “Soberanía de los datos en un entorno multinube”.

Sobre esto, comentó Gabriel Calgaro, Country director de la empresa en el país, sostuvo: “Segurinfo Chile nos posibilita tomar contacto con profesionales de seguridad IT, fortalecer nuestros vínculos con expertos del sector, además de mantenernos actualizados sobre las necesidades de los clientes”.

Por su parte, Erpel comentó que “las empresas demandan cada vez más medidas de seguridad para mitigar los ataques maliciosos, y este encuentro es una oportunidad para mostrar nuestras soluciones y debatir las tendencias del mercado”.

La compañía

BVS – Conocimiento & Tecnología nació en Argentina y tras iniciar un plan de expansión regional abrió luego oficinas en el mercado chileno. Actualmente, opera también en Ecuador, Estados Unidos, Paraguay, Perú y Uruguay.

Desde 2003, BVS – Conocimiento & Tecnología diseña e integra proyectos dentro del marco que genera la convergencia digital en las distintas industrias. Posee alianzas con socios estratégicos, líderes mundiales en el diseño, fabricación, investigación, comercialización, servicios de tecnología y soluciones de infraestructura. Más información en este link.

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, Redaccion EconoJournal

YPF, el mayor jugador del mercado de combustibles, dilató la suba del precio de las naftas y gasoil. Después de que Raízen, Puma y Axion Energy remarcaran el lunes un 12,5% las pizarras de sus estaciones de servicios, en la industria descontaban que YPF haría lo propio en el transcurso del miércoles. Se creía que a primera hora de hoy los precios ya estarían actualizados. Sin embargo, al mediodía de este jueves eso aún no ocurrió. No está claro si la demora obedece a una estrategia de la empresa que preside Pablo González —para construir, frente a la política, que fueron los privados los que motorizaron la suba— o si responde a un cortocircuito con el Ministerio de Economía y con el ala más dura de un Frente de Todos que, en fase de descomposición, cuestiona a Sergio Massa por depreciar el tipo de cambio —el peso se devaluó un 22%— sin un plan de respaldo para evitar que el salto del dólar se traspase a precios de forma casi inmediata.

En cualquier caso, el tema debería empezar ordenarse hoy por la tarde si se concreta una reunión de directivos de la industria con la secretaría de Energía, Flavia Royón. YPF quiere acordar un sendero de aumentos hacia adelante para intentar recuperar el atraso registrado en surtidor.

Lo que ocurrió esta semana es una situación poco usual que sólo se observa en situaciones de altísima incertidumbre y desorden. Esto es: que los tres jugadores minoritarios del mercado —Raízen, Axion Energy y Puma— aumenten sus precios antes que YPF. Lo lógica habitual es la inversa: primero remarca la petrolera bajo control estatal y luego el resto.

El derrotero fue el siguiente: tras la devaluación del 22% instrumentada el lunes, pocas horas después de la derrota en las PASO, refinadoras privadas aumentaron un 25% el precio del gasoil en el mercado mayorista. Fue una forma de cubrirse por la depreciación del tipo de cambio, que acentuó el atraso que ya arrastraban los combustibles en el mercado interno por la decisión de Economía, de aumentar los combustibles un 4% mensual por debajo de la depreciación del tipo de cambio.

Reacción privada

La suba del mayorista funcionó también como una apuesta de los privados para intentar traccionar una recomposición de los precios de retail minorista en el surtidor. Raízen y Puma, las refinadoras no integradas (no tienen producción propia de petróleo), que dependen en mayor medida del combustible importado para abastecer a su red de estaciones y por lo tanto, son las más expuestas a la fluctuación del tipo de cambio, dieron el primero paso y aumentaron un 12,5% sus precios. Pero si YPF no sigue la misma línea e incrementa sus precios, todo el sistema seguirá funcionando bajo un manto de incertidumbre.

Habrá que ver en qué porcentaje finalmente incrementa sus precios la petrolera y cuándo lo hace. Lo más probable es que lo hago hoy. Mientras mantenga sus precios invariantes, seguirá capturando demanda que antes canalizaban otras empresas. Eso fue lo que pasó los últimos dos días. “La diferencia de precios es muy grande. El litro de super de YPF en el Conurbano se vende alrededor de 230 pesos cuando la competencia ya lo ofrece a 280. No tiene mucho margen para aguantar”, explicó un consultor.

A la baja

El escenario es aún más complejo porque como el precio mayorista del gasoil de las refinadoras privadas aumentó un 25%, el riesgo inminente es que se acentúe un cuadro de cruce de canales de comercialización. Es decir, que los clientes industriales y agropecuarios vayan a cargar gasoil en el mercado minorista de estaciones de servicio porque el precio es mucho más barato. Lo más probable es que la situación se descomprima en las próximas horas si, como esperan en la industria, YPF reacomoda sus precios.

Lo que sí descuentan las fuentes del mercado de refinación consultadas por EconoJournal es que el precio interno del petróleo acentuará su baja. El crudo Medanito se pagó entre 60 y 61 dólares en julio, bastante por debajo que el precio de exportación, que ronda los 75 dólares.

YPF y el resto de las productores con proyectos en Vaca Muerta quieren evitar que el precio local del crudo perfore la barrera de los 60 dólares para no afectar las expectativas sobre la producción no convencional de petróleo en Neuquén. Pero tras la devaluación del dólar oficial, fuentes del mercado de refinación señalan que el precio de agosto podría caer entre 2 y 4 dólares.

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, Nicolas Gandini

La petrolera independiente de capitales nacionales Oilstone Energía ganó la subasta que se realizó este miércoles a través del Mercado Electrónico de Gas (MEGSA) para proveer a Enasra (Energía Argentina S.A.) el gas natural para exportar a la empresa uruguaya Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP). Fuentes con acceso a la compulsa consultadas por EconoJournal confirmaron al ganador.

La subasta que realiza habitualmente MEGSA y se hace de manera virtual. En esta oportunidad se presentaron 14 oferentes para proveer gas a Enarsa que, a su vez, lo envía al país vecino. En total, Oilstone proveerá 350.000 metros cúbicos diarios (m3/d) hacia ANCAP a través del gasoducto Cruz del Sur.

Precio y Vaca Muerta

El precio que finalmente ganó la compulsa fue de 6,27 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU) y podía ser de las cuencas de Neuquén, Chubut y Santa Cruz, pero las mismas fuentes señalaron a este medio que normalmente es gas de Vaca Muerta. Los envíos serán en firme y se realizarán entre las 6 del 1° de septiembre hasta el mismo horario del 1° de octubre.

Fuentes del mercado señalaron que el precio mínimo a ofertar en esta oportunidad era de 6,27 US$/MMBTU, más elevado que compulsas anteriores. En septiembre de 2022 la misma subasta tuvo el precio de 3,91 US$/MMBTU. Las exportaciones de gas natural a Uruguay están enmarcadas en un acuerdo entre ambos países y se realizan entre septiembre y abril, cuando la Argentina tiene excedente. Los volúmenes exportados pueden ascender a 450.000 m3/d.

Oilstone Energía fue fundada en 2010 y es una petrolera independiente de explotación y producción de hidrocarburos. Opera 15 concesiones de explotación que comprenden una superficie de 3.000 km2 en la cuenca Neuquina.

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, Roberto Bellato

YPF, el mayor jugador del mercado de combustibles, terminará definir en las próximas horas la magnitud del aumento de los combustibles que pretende instrumentar para cubrirse por el encarecimiento de los costos que implicó la devaluación del 22% del peso autorizada este lunes por el gobierno. El porcentaje de incremento no está definido y se terminará de acordar hoy o mañana con el ministro de Economía, Sergio Massa, que el domingo sufrió un duro golpe por la derrota en las PASO. La propuesta de YPF y el resto de las refinadoras —Raízen, Axion Energy y Puma— es trasladar lo más rápido posible al surtidor el alza del petróleo aparejado por el encarecimiento del dólar, que trepó a 356,5 pesos. En esa clave, EconoJournal pudo reconstruir que directivos del sector solicitaron autorización al ala política del gobierno para actualizar hasta un 15% el precio de las naftas y gasoil. «La suba es inminente», indicaron desde una empresa.

El presidente de YPF, Pablo González, hombre que responde a la vicepresidenta Cristina Kirchner, es quien lleva adelante la agenda con la líder del cristinismo y con el propio Massa, que tendrá la última palabra para precisar cuánto se moverán las pizarras en las estaciones de servicio. El objetivo de máxima de las empresas incluye una recomposición del 15% esta semana y un 10% adicional en septiembre.

La apuesta, ambiciosa ya de por sí y mucho más por estar en plena campaña electoral, se explica por el atraso que ya acumulaban los combustibles antes de la devaluación (desde diciembre de 2022 Massa sólo autoriza subas inferiores a la depreciación del tipo de cambio) y también por el aumento del precio internacional del crudo, que volvió a cotizar sobre los 85 dólares y elevó el importe de los combustibles importados.

Parece difícil que el gobierno autorice una cifra como la que piden las empresas. Una fuente del área energética del gobierno se mostró escéptico y anticipó que la suba final sólo se expresaría en un dígito. Como sea, la definición final se conocerá en las próximas horas. Si el Ejecutivo no permite que los precios sigan la tendencia del dólar, el riesgo en las próximas semanas es que empiece a faltar combustibles porque las refinadoras ralentizarán todo lo que puedan la importación a pérdida de naftas y gasoil para el mercado interno.

Para YPF la situación es especialmente sensible porque tiene fuera de servicio la refinería de Luján de Cujo en Mendoza por una para programada. Y en septiembre tiene previsto parar la destilería de Ensenada, en La Plata, para optimizar una de las unidades de la planta. No es sencillo reprogramar ese tipo de mantenimientos mayores porque involucran a decenas de proveedores y tecnólogos (muchos internacionales).

Razones

Luego de la fuerte devaluación de este lunes, los precios de los combustibles en el país acentuaron el atraso con respecto a la paridad de importación (import parity) de naftas y gasoil, que ya supera el 40%. En el sector analizan que los precios del petróleo tienen un descalce de 23%, porque el barril de crudo tipo Brent (que es de referencia para la Argentina) se ubicó este martes en 85,63 dólares. Descontando retenciones (8%), fletes y otras variables, el precio de importación de crudo se ubica en torno a los 75 dólares. El barril de crudo Medanito, que se produce en Vaca Muerta, se vendió a 61 dólares en el mercado local durante julio. A esta altura, parece inevitable que la brecha entre ambos indicadores se seguirá ampliando en los próximos meses.

Según cálculos del sector, el complejo refinador pierde a razón de 95 dólares por cada metro cúbico procesado. En tanto que por cada metro cúbico importado de crudo las refinadoras pierden 400 dólares.

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, Roberto Bellato

Alcalis de la Patagonia (Alpat) es la única productora de carbonato de sodio de América del Sur. Su planta está ubicada en San Antonio Oeste, en la provincia de Río Negro. Desde la compañía informaron que Alpat puso en marcha un plan de inversión estratégico de u$s250 millones para ampliar su planta y aumentar la producción debido a la expansión de la industria lítifera. Esto es así porque el carbonato de sodio es un insumo clave para las primeras etapas de la producción de carbonato de litio, requerido a nivel internacional para la fabricación de baterías.

Hasta el momento la mayor parte de la producción de Alpat se destina a la industria del vidrio. No obstante, la compañía concretó la primera operación comercial en la industria del litio con la venta de 100 toneladas de carbonato de sodio. Este insumo también es conocido bajo el nombre de soda ash o soda Solvay, que es un producto se utiliza para que reaccione con la salmuera y obtener carbonato de litio grado industrial que se utiliza para vidrios o cerámicas. 

Para lograr un grado mayor de pureza y así lograr el carbonato de litio grado batería, luego del proceso de reacción con la soda ash, las empresas mineras utilizan un filtro para remover la humedad y obtener el producto final. Por esta razón Alpat ya registra niveles crecientes de demanda sobre todo en el norte argentino.

Proyecto de expansión

En la actualidad, la empresa produce 170.000 toneladas de carbonato de sodio al año. El objetivo es elevar la producción y alcanzar las 210.000 toneladas en la primera etapa del proyecto.

En la segunda etapa desde Alpat proyectan alcanzar una producción anual de 330.000 toneladas.

Por último, en la tercera etapa del proyecto de expansión la meta es hacer una segunda ampliación de la planta y así llevar la producción anual a 550.000 toneladas.

La empresa cuenta con 400 empleados entre sus cuatro centros operativos: planta productiva San Antonio Oeste, cantera y planta de trituración (en Aguada Cecilio, Río Negro), salina (El Gualicho) y las oficinas en Buenos Aires.

Proyecciones

Desde la Secretaría de Minería proyectan una expansión del sector del litio. La estimación es que el 2023 concluirá con 50% más de producción en cantidad de toneladas.

Según indicaron desde Alpat, para el primer semestre del 2024 se espera que se triplique la producción de litio de 2022, con la puesta en marcha de otros cuatro proyectos. De acuerdo a las estimaciones del sector, se generarán más de u$s 5.000 millones en inversiones en los próximos años. En 2022 las inversiones rondaron los u$s 1.500 millones.

Toda la producción de Alpat se vende al mercado interno. Sin embargo, con la ampliación de la capacidad instalada, la empresa ha comenzado a exportar. Hay demanda desde los países vecinos: Brasil, Bolivia, Paraguay, Uruguay y Chile.

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, Redaccion EconoJournal

“Nuestra intención es crecer con un plan muy agresivo. Para eso necesitamos triplicar la producción en los próximos tres años hasta llegar a las 120.000 toneladas (Tn)”, declaró Hersen Porta, Head of Brine Operations & Technology de Allkem Limited durante su exposición en el 12° Seminario de Litio en Sudamérica. “El mercado se amplía tanto que si no crecemos al mismo nivel en capacidad para abastecer vamos a estar cayendo”, explicó.

En lo que respecta al abastecimiento de la demanda a nivel nacional, Porta consideró que “la Argentina se va a convertir en el tercer proveedor de litio en los próximos años. Esto tiene que ver con la cantidad de proyectos y con la calidad de salmuera que tenemos, la cual es muy superior a las de otras regiones”.

En cuanto al contexto global, el directivo aseguró que la demanda la tracciona la descarbonización por la fuerza de la industria, pero también por las políticas públicas. “En muchos países están otorgando beneficios e incentivos para el desarrollo de la industria vehicular y de las baterías. En general los analistas subestimaron la demanda. Eso tiene que ver con que ha habido una mayor electrificación de la esperada”, expuso antes de anticipar que esta tendencia a la electrificación va a predominar durante los próximos años.

Allkem viene de firmar un acuerdo con la Corporación Financiera Internacional (IFC, por sus siglas en inglés) por 180 millones de dólares para desarrollar una planta de salmuera de litio grado batería en su proyecto Sal de Vida. “Este convenio nos impondrá estándares de alta exigencia tanto en lo que refiere a la protección ambiental como a la interacción social de nuestros proyectos. Es necesario trabajar con parámetros ambientales exigentes y en un plan de reconversión de energía que esté en línea con la baja de emisión de carbono. Se trata de un gran desafío para quienes trabajan en zonas remotas a 4.000 metros de altura donde difícilmente llegue una red de energía eléctrica”, explicó.

Proyectos con demora

Porta habló acerca de los motivos que retrasan la ejecución de proyectos litíferos en la Argentina. “Hubo muchos factores que impactaron en la demora, además de los permisos ambientales y la logística. Es una industria nueva, y las autoridades y empresas trabajan juntas en la regulación del litio, pero ha habido una pandemia de por medio. No hay dudas de que ese período específico tuvo un impacto en el desarrollo de las iniciativas”, aseguró. Si se compara la ingeniería de un proyecto de litio con la de uno de petróleo, señaló, se ve de manera clara que el primero requiere de mucho más esfuerzo. “La ejecución no es en una zona metropolitana, es a 4.000 metros de altura en zonas remotas. Además, hay una búsqueda de evolución industrial, en relación con el desarrollo químico de la salmuera, lo que conlleva a subestimar los tiempos requeridos para poder llevar eso a la capacidad de diseño”, sostuvo.

Aun así, el ejecutivo confirmó que en la Argentina hay muchísimos proyectos que se van a concluir. “Nos beneficia estar en una industria que crece y que tiene el desafío de poder llegar a tiempo para cubrir la demanda. La oportunidad es en los próximos dos o tres años para quienes consigan tener el volumen y la escala apropiada”, vaticinó.

Una oportunidad minera

El litio representa una oportunidad económica para el país y para la región. A decir de Porta, el hecho de ser una industria con base en minería, no significa que se produzca un commodity porque difícilmente se hallará en el mercado una especificación para el carbonato grado batería o dióxido grado batería. “El mercado va a demandar un producto que tiene que cumplir un desempeño. Tener una batería con una alta densidad de energía y de carga es ir por baterías no tradicionales o baterías con alto contenido de níquel”, aseguró.

Tal como indicó, una sal de litio que resista la temperatura a la que se tiene que hacer esa síntesis, que es más baja a la que se hace con carbonato, oxida al níquel. “El dióxido aporta esa ventaja, además de que tiene una mejor calidad de batería y permite producir sin riesgos de oxidación del níquel. Por eso el hidróxido es una oportunidad. Si tengo el carbonato y el dióxido, ya tengo medio camino andado”, puntualizó, además de acotar que el periodo de vida de las sales no es tan largo, lo que reivindica la importancia de estar cerca de la fuente de consumo.

En cuanto al carbonato, Porta recordó que las baterías Full Power (FP) son más económicas en el punto de vista costo-beneficio. “Todo depende de la estrategia que la industria automotriz defina. Las baterías FP van a seguir siendo fundamentales, por lo que nuestro carbonato va a tener una oportunidad de mercado en China o en India, sin duda”, estimó.

Para finalizar, con respecto a la posibilidad de una extracción directa de litio, sostuvo que hay un largo camino por recorrer. “Para que sea una tecnología disruptiva se necesita mejorar lo que son los ratios de consumo y lo que es la disposición final de la salmuera”, concluyó.

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, Sol Mansilla

Patricia Bullrich se impuso con cierta comodidad —obtuvo un 16,98% de los votos contra un 11,30% de su rival— en la interna que dirimió con Horacio Rodríguez Larreta para definir quién encabezaría la boleta presidencial de Juntos por el Cambio el próximo 22 de octubre. Esa disputa se saldó con un costo significativo para la coalición opositora, que en total sacó muchos menos votos de los esperados (un 28,27% cuando la mayoría de las encuestas señalaba que superaría con facilidad los 35 puntos). Bullrich deberá ahora encarar reactivamente un proceso de cauterización con el armado electoral del jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires para evitar que esos votos migren hacia otras fuentes. Y al mismo tiempo, tendrá que empezar a ordenar los equipos técnicos que la acompañarán en caso de que se imponga en los comicios generales. El área energética es una de las que espera por precisiones.

Hasta ahora, Bullrich habilitó de forma tácita a tres o cuatro interlocutores con ascendencia en el sector, que todavía no coordinaron entre sí. Uno es de ellos es el intendente de Capitán Sarmiento, Javier Iguacel, ex ministro de Energía, el único que tiene una relación establecida con Bullrich, dado que la apoyó desde el minuto uno en la interna del PRO y se bajó de la pre-candidatura a gobernador de la provincia de Buenos Aires por un pedido de ella y de Mauricio Macri. Iguacel empezó a reactivar en las últimas semanas sus contactos con el sector energético, en especial con directivos de empresas petroleras con los que construyó una relación a lo largo de sus más de 10 años como ejecutivo de Pluspetrol.

El ex titular de Energía —estuvo al frente del área entre julio de 2018 y enero de 2019— se reunió con Cristian Ritondo, espada del PRO en la cámara de Diputados, para transmitirle su opinión favorable sobre el proyecto de Ley de promoción de Gas Natural Licuado (GNL) que preparó el ministro de Economía, Sergio Massa. Es más, si fuese por él, la iniciativa debería aprobarse cuanto antes. No sería extraño que, en caso de que Bullrich se imponga en las elecciones presidenciales, Iguacel asuma como presidente de YPF, el cargo que hoy ostenta el santacruceño Pablo González, de deslucida tarea tanto en lo profesional al frente de la petrolera como en lo político (es uno de los grandes derrotados en el tablero político de Santa Cruz tras la victoria de Claudio Vidal).

Equipo Melconian

La segunda línea de especialistas que podrían asumir en el área energética en caso de que Bullrich llegue a la Casa Rosada está referenciada en la figura de Carlos Melconian, líder de Ieral, el instituto económico de la Fundación Mediterránea. El ex titular del Banco Nación durante el gobierno de Mauricio Macri tiene diálogo abierto con la ahora candidata presidencial de JxC y es, para mucho, el principal exponente a asumir en el Palacio de Hacienda. Algunos incluso señalan que Melconian podría ganar en visibilidad en los próximos días para transmitir las ideas económicas de Bullrich, un área en que la presidenta del PRO es endeble.

Bajo el paraguas de la Fundación Mediterránea trabajan Marcos Pourteau, ex subsecretario de Hidrocarburos durante la gestión de Juan José Aranguren y lo acompañó luego a Energy Consilium, la consultora creada por el ex titular de Shell cuando dejó el gobierno de Macri, y Bernardo Vignolo, otro experto que pasó por la consultora. Asimismo, por intermediación de Daniel Artana, uno de los principales asesores de Melconian, junto con Rodolfo Santángelo y Enrique Szewach, es Fernando Navajas, quien colabora en forma indirecta en todo lo referido a tarifas. Navajas es, tal vez, el principal especialista en tarifación de servicios públicos del país. Daniel González, ex CEO de YPF y director ejecutivo de IDEA, ofreció un diagnóstico sobre la situación de la petrolera bajo control estatal.

Independientes

El tercer grupo referenciado en la contendiente de Juntos por el Cambio es coordinado por Emilio Apud, ex secretario de Energía durante la efímera gestión de Ricardo López Murphy al frente del Ministerio de Economía en 2001. Con él colaboran varios especialistas con amplia trayectoria en el sector privado como José Luis Sureda (ex director de Gas de PAE que pasó por la Secretaría de Hidrocarburos), María Tettamanti (ex gerenta comercial de Metrogas y de paso reciente por Camuzzi como gerenta general); Jorge Niemetz, ex gerente comercial de Naturgy, otra distribuidora; Alejandro Gallino, Guillermo Fiad (ex Duke Energy que pasó por el área ferroviaria durante la gestión de Macri), Ricardo Molina, especialista del CARI, y Gustavo Previde, especialista en infraestructura. Habrá que ver cuántos de esos técnicos se suman a un trabajo más orgánico bajo el paraguas de Bullrich.

Un cuarto interlocutor que mantiene contactos con el sector energético es Pablo Bereciartúa, ex secretario de Infraestructura, quien hoy preside el Centro Argentino de Ingenieros (CAI) y mantiene un canal de articulación con Dante Sica, que a pedido de Mauricio Macri asesora a Bullrich en distintos temas ligados al campo de la producción.

La otra interrogante que deberá dilucidarse en los próximos días es qué pasará con los referentes energéticos de la Fundación Pensar que coordina Nicolás Gadano, el principal asesor en la materia del ex ministro de Economía Hernán Lacunza, que venía trabajando de manera más alineada con Rodríguez Larreta. Aún no hubo contactos de ese grupo con los armadores de Bullrich.

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, Nicolas Gandini

NEUQUÉN.- Es el año de los batacazos en la Argentina. Y en Neuquén, en particular, donde en abril el Movimiento Popular Neuquino (MPN) perdió a manos de Rolando Figueroa tras 60 años de hegemonía y, el domingo, se impuso el presidenciable Javier Milei para torcer una preferencia histórica del electorado provincial sobre los gobiernos peronistas.

El representante de La Libertad Avanza ganó en los 16 departamentos con promedios que oscilaron entre el 30% y hasta el 55% y su figura, su discurso o sus radicales propuestas calaron tanto en las grandes ciudades de la Confluencia como en las zonas petroleras o las comunidades mapuches.

La provincia que alberga la joya energética de Vaca Muerta imitó en buena medida la tendencia que se repitió en la mayor parte del país y dejó a Juntos por el Cambio como segunda fuerza política, con Unión por la Patria en el tercer puesto.

En la categoría de diputados, quienes quedaron con chances de disputar alguna de las dos bancas que pondrá en juego Neuquén en octubre son Nadia Márquez, quien se pegó a la boleta de Milei bajo el sello Arriba Neuquén, el actual legislador Francisco Sánchez, del espacio de Patricia Bullrich, y el peronista Pablo Todero, quien repitió su lista tanto con la fórmula de Sergio Massa como con la de Juan Grabois.

Los resultados fueron sorprendentes para muchos, pero no para el gobierno provincial (el actual y el que asumirá el 10 de diciembre), donde se anticipaba un escenario de fuerte inclinación hacia el candidato libertario.

“Es un mensaje para la dirigencia, es una nueva época. Independientemente de lo que pase en octubre, ya es la post grieta para mí, no hay más dos”, afirmó el gobernador Omar Gutiérrez, quien afirmó que la única duda estaba en si la intención de voto hacia Milei era “real o meramente exclamativa”. “Bueno, es real”, planteó.

Figueroa y una garantía para Vaca Muerta

En una línea similar se manifestó el electo Rolando Figueroa, quien afirmó que fue un resultado que “veían venir” y por eso ratificó su estrategia de permanecer neutral, algo que sostendrá durante el resto de la campaña.

“Estoy focalizado en ser el garante de Vaca Muerta”, fue el mensaje que dio Figueroa el domingo por la noche, cuando todavía no había datos oficiales, pero sí la certeza de que sería el candidato libertario quien resultaría ganador. Si fue una señal de preocupación, no la dejó trascender en la conferencia de prensa que brindó el lunes a la mañana.

Allí dijo que consideró el triunfo de Milei como un “reseteo de la política nacional”, pero auguró un “final abierto” en función de cómo redefinirán sus estrategias el resto de las fuerzas políticas en octubre y el posible balotaje de noviembre.

“En mis ojos estaba el triunfo de Milei. Por algo estaba Nadia Márquez como candidata a diputada, que es de nuestro espacio. El frente Neuquinizate termina teniendo una diputada más si se repiten los resultados”, reconoció, aunque planteó como duda que “la gente fue a protestar, hay que ver quiénes quieren después que lleguen a la final”.

La estrategia de neutralidad

El mandatario electo, si bien muy afín a Sergio Massa y reivindicado como peronista, tenía jugadores en prácticamente todas las listas como resultado del multifacético frente Neuquinizate con el cual derrotó al MPN en las elecciones de abril.

Otra diputada provincial que pertenece a su armado, Leticia Esteves, perdió ayer la interna de Juntos por el Cambio frente a Francisco Sánchez, quien podría repetir mandato si se mantiene la tendencia en octubre. Si bien el legislador no cuenta como propio, llevó en su boleta como candidata al Parlasur a Monín Aquín, quien fuera su candidata a intendenta en San Martín de los Andes. Ganar o ganar para Figueroa.

El candidato de Unión por la Patria, Pablo Todero, no integra el grupo de peronistas rolistas, aunque el gobernador electo ya tiene entre sus filas a Tanya Bertoldi, una integrante de esa bancada.

Vistos los resultados de estas PASO, Figueroa podrá volver a presumir sus artes de estratega. Como si fuera poco la posibilidad de sumarse una banca, a diferencia de lo que hizo el MPN, no expuso a su recién creado Comunidad a ser humillado en una competencia por demás difícil para las fuerzas políticas sin candidato presidencial. El postulante azul del partido provincial, Sandro Badilla, cosechó menos que el voto en blanco en toda la provincia.

Por qué Milei

El por qué se impuso Javier Milei en la elección de Neuquén, una provincia que históricamente se inclinó por gobiernos peronistas, seguramente encuentra puntos en común con lo que ocurrió en el resto del país. Hay un desencanto general con ambos lados de la grieta, pero, en particular, con un peronismo que ya no logra enamorar ni contener a sectores que históricamente representó.

Neuquén no ha sido ajena al acelerado proceso de deterioro de salarios y condiciones de vida que atraviesa la Argentina desde hace, por lo menos, una década: sin Vaca Muerta no se puede, con Vaca Muerta sola no alcanza. La provincia tiene un 40% de su población bajo la línea de pobreza, aún con uno de los presupuestos per cápita más altos del país y los recursos extraordinarios que le deja la actividad hidrocarburífera vía regalías. Sin embargo, así como en la elección provincial una mayoría del electorado entendió que el MPN ya no era el espacio que podía mejorarle las condiciones de vida, puede haberlo pensado en función del peronismo a nivel nacional.

En la elección del domingo fueron contundentes los resultados de Javier Milei en los barrios del oeste de la capital, donde se concentra casi la mitad de la población y buena parte de los sectores con menores recursos.

Figueroa comparó ayer ambos “reseteos” y vaticinó que, “al menos por un tiempo”, la gente no votará más partidos políticos, sino liderazgos. “Los sellos ya no son garantía para ganar elecciones”, aseguró. Por si acaso, el gobernador electo tiende una mano en todos los posibles.

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, Andrea Durán

Bolivia calcula que el valor de sus exportaciones de gas natural caerá un 33% en 2023. La baja de los ingresos preocupa a la petrolera estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), que trabaja para intentar para el declive de su producción de gas, pero ya anticipa otra caída de sus ingresos en 2024. Por el declive, se volvieron a poner en duda las exportaciones en firme desde Bolivia a la Argentina para el próximo año.

Las exportaciones de gas caerán a US$ 1986 millones este año, según datos proporcionados por YPFB al medio EL DEBER. Es un 33% menos que los US$ 2972,6 millones exportados en 2022, según datos preliminares del Instituto Nacional de Estadística de Bolivia.

La petrolera también informó el jueves que las ventas de gas totalizaron US$ 1224 millones en el primer semestre. Esto incluye tanto las exportaciones a la Argentina y Brasil como las ventas en el mercado interno. Las ventas a la Argentina por el contrato con Enarsa fueron por US$ 422 millones, mientras que las ventas al Brasil aportaron US$ 701 millones.

YPFB proyecta ingresos por las exportaciones de gas de US$ 1592,37 millones en 2024 y US$ 1654,28 millones en 2025.

Exportaciones en firme

Las exportaciones de gas en firme a la Argentina volvieron al centro de la escena en las últimas semanas. La Secretaría de Energía quiere que Bolivia cumpla con el abastecimiento en firme en 2024.

El presidente de YPFB, Armin Dorgathen, había notificado en julio que no podía garantizar los envíos de gas en 2024. La Secretaría de Energía reconoció la situación en uno de los considerandos de la resolución 606 en la que solicitó a Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que gestione el financiamiento adicional necesario para el proyecto de reversión del Gasoducto del Norte Argentino. La titular de la cartera de Energía, Flavia Royón, había confirmado la intención de financiar parcialmente el proyecto con fondos públicos en el evento Midstream & Gas Day, organizado por EconoJournal.

“Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó y notificó formalmente a Enarsa que a partir de 2024 no estará garantizado el abastecimiento en firme de Gas Natural y que desde la fecha citada el servicio pasará a condición de interrumpible en su totalidad”, señala uno de los considerados de la resolución. Esa situación, indica, “posiciona en condiciones de alto riesgo de desabastecimiento de gas natural y energía eléctrica a los usuarios del centro y norte del país».

No obstante, Royón pidió recientemente que Bolivia cumpla con las exportaciones de gas en firme. “El año que viene vamos a seguir comprando gas a Bolivia. Tenemos un contrato con Bolivia y lo que pedimos es no ir a un formato interrumpible en 2024, sino dejar un formato firme. Pero claramente hacia 2025 y 2026, va a empezar a haber dificultades», dijo Royón a Ámbito Financiero.

Alberto Fernández junto al presidente de Bolivia Luis Arce.

Declino

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia estima una producción de 37,43 MMm3/d en 2023, un 9,3% menos que en 2022.

El vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Enzo Michel, informó que con el plan de reactivación la producción de gas se estabilizará en unos 30 MMm3/d en los próximos años. “Es importante darle certidumbre a la población. Garantizamos la demanda del mercado interno, que visualizamos en un nivel de 15 millones de metros cúbicos día, y trabajamos para tener un volumen adicional que podamos monetizar de la mejor manera en los mercados de exportación”, dijo.

Según YPFB no hubo inconvenientes para cumplir los compromisos con Argentina durante el primer semestre de este año. “El requerimiento de Argentina ha sido cumplido en su totalidad, pese al descenso de las temperaturas con cierto rezago en comparación con el año anterior. Este fenómeno se ha notado, sobre todo, en el norte argentino, área de influencia directa para la demanda de nuestro gas”, dijo Dorgathen.

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, Nicolás Deza

La compañía argentina Aconcagua Energía, que inició sus operaciones en 2016, tuvo un aumento de la producción de petróleo de 240% y de gas de 1.616% en un año. La producción total de hidrocarburos durante el segundo trimestre de 2023 alcanzó los 12.929 barriles equivalentes por día. Aconcagua acaba de sumar un equipo de perforación y anunció una campaña de pozos en Río Negro. Los datos surgen del informe de los resultados del segundo trimestre que los fundadores de la compañía, Diego Trabucco y Javier Basso, presentaron a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

La petrolera destacó también que en el mismo período tuvo un EBITDA (ganancias antes de intereses e impuestos) ajustado de $ 3.236 millones, que representa un salto de 583% respecto a abril, mayo y junio de 2022. Además, tuvo un ABITDA de $ 4.368 millones en el primer semestre, es decir, una suba de 535% comparado con el año pasado.

Aconcagua Energía es el sexto productor de petróleo convencional, detrás de YPF, PAE, Pluspetrol, CGC y Capsa-Capex. La petrolera tuvo “mejoras en la calificación crediticia que realizaron las agencias Fix SCR y Moody’s Argentina como consecuencia del crecimiento sostenido (cambio de escala) y las fortalezas del modelo de negocio de compañía integrada”, destaca el informe.

Datos relevantes

Las ventas en el mercado interno de hidrocarburos líquidos aumentaron un 146% y las exportaciones de petróleo subieron 1.098%. En gas, las ventas locales subieron 711% en el segundo trimestre. Los ingresos totales por ventas ascendieron a 558%, explicados por mayor producción y precio de crudo.

Además, Aconcagua Energía destacó para el segundo trimestre:

•     Contención de costos de extracción por el modelo de negocio integrado. La compañía logró una mejora obteniendo en un lifting cost de 22,1 US$/bbl, un 8,5% menos respecto al 2Q 2022 (24,1usd/bbl).

•     En materia financiera y conforme con la política de endeudamiento máximo definida por sus accionistas (2,5x) para crecimiento orgánico, el nivel de apalancamiento deuda/EBITDA ajustado fue de 2,0x.

•     En el segundo trimestre realizó inversiones en forma conjunta con sus socios por U$S 25 millones en actividad de infraestructura, equipos workovers y perforación de pozos. Las inversiones representaron una suba de 674% en comparación con las realizadas en el segundo trimestre de 2022.

La petrolera subrayó que “lleva adelante un crecimiento armónico y sostenido, en producción de petróleo y gas, reservas, generación de energía, ventas e ingresos. Mejora su participación en el mercado interno y externo, diversifica sus clientes, e integra servicios claves para una mejor gestión de costos. En este proceso, sumó nuevos colaboradores a su staff profesional, que le permiten maximizar su EBITDA ajustado, tal como expresó en sus resultados para el primer semestre 2023”.

Además, Aconcagua Energía “mantiene su plan de inversiones 2023 de U$S 87,8 millones, que se ejecutará sin inconvenientes por su modelo integrado de negocio. Para esto, consolidó una flota de ocho equipos activos de pulling/workover y un equipo de perforación: seis equipos pulling/workover y un equipo de perforación en Rio Negro y Neuquén; y dos equipos de pulling/workover en Mendoza”. En el 1° semestre de 2023, tenía cuatro equipos activos.

“Es importante destacar que, como consecuencia del acuerdo alcanzado con Vista, durante marzo y abril se incorporaron más de 260 colaboradores claves de diversas disciplinas, lo que representa un crecimiento interanual en recursos humanos y know how en más del 100% y totalizando un equipo de 476 colaboradores en todas las líneas de negocios del grupo”, finalizó.

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, Redaccion EconoJournal

Javier Milei sorprendió al imponerse este domingo en las PASO. Si esta elección se repite el próximo 22 de octubre será electo presidente de Argentina, pese a que su fuerza política no tiene ni un gobernador ni un intendente en todo el país y será claramente minoritaria en el Congreso. Lo que sí tiene Milei es un plan de gobierno que presentó el pasado miércoles 2 de agosto, el cual incluye una reforma energética que contempla eliminación gradual de subsidios a empresas y su reemplazo por subsidios a la demanda para los más necesitados, señales de precios adecuadas para la inversión «a riesgo» (export parity), respeto de los contratos vigentes como el Plan Gas.Ar, promoción de exportaciones firmes de largo plazo y de un plan de infraestructura de transporte de electricidad, gas y petróleo, mediante mecanismos de declaración de interés público y la convocatoria al sector privado.

El plan energético lo elaboró el consultor Eduardo Rodríguez Chirillo, un abogado argentino residente en España desde hace más de 20 años que viene comandando un equipo dedicado específicamente a trabajar en la reforma integral del sector. El pasado 22 de junio Rodríguez Chirillo expuso las directrices generales del plan en un evento organizado por el Consejo Argentino de Relaciones Internacionales (CARI) en Buenos Aires. “El CARI convocó a todos los partidos y el equipo de Javier me pidió si le podía preparar la propuesta de La Libertad Avanza respecto de todo el sector energético, todo lo cual se canalizó a través del Instituto del Crecimiento”, aseguró en diálogo con EconoJournal.

Rodríguez Chirillo, quien lidera un equipo de entre 8 a 10 personas dedicadas a la elaboración de las propuestas y las normas urgentes e importantes que debería dictar la nueva administración en materia energética, aclara también que la propuesta para el sector forma parte de una reforma integral que va más allá de lo energético. “No son medidas aisladas, sino que forman parte de un programa económico más amplio que van a hacer que esas reformas sectoriales sean posibles”, sostiene.

El equipo de trabajo de Rodríguez Chirillo, contratado por el Instituto del Crecimiento, incluye ex directivos de grandes empresas y contempla un director del área de petróleo y combustibles líquidos, otro del área de gas y otro de generación de electricidad.  

¿Quién es Rodríguez Chirillo?

Rodríguez Chirillo se recibió de abogado en la Universidad Católica Argentina (UCA) y realizó el doctorado en derecho en la Universidad de Navarra en España. Su tesis fue sobre privatización de empresas públicas y cuando volvió a la Argentina en 1992 con solo 28 años y un libro publicado sobre el tema, se convirtió en un profesional muy requerido, tanto por el sector público como por el privado.

Trabajó en las privatizaciones con el entonces secretario de Energía Carlos Bastos y estuvo en Secretaría de Energía de la Nación hasta 1998. En marzo de 2001, cuando Bastos es designado ministro de Infraestructura y Vivienda, Rodríguez Chirillo se incorporó como su jefe de asesores, hasta noviembre de 2001, momento en que se trasladó a México para ocupar un cargo directivo de carácter corporativo en la empresa multinacional (de origen español) Iberdrola.

Con anterioridad, en España tuvo un papel destacado en el plan privatización que llevó adelante José María Aznar siendo condecorado con el reconocimiento de la nacionalidad por carta de naturaleza. En la actualidad trabaja como consultor independiente, con base en España, y es asesor del Banco Interamericano de Desarrollo, entre otros clientes.

.Luego de 22 años afuera del país, Rodríguez Chirillo está dispuesto a volver para acompañar a Milei. “Comparto muchas de las ideas de Javier sobre la economía y puntualmente del sector energético. La intención es tratar de crear mercados competitivos y darle libertad al consumidor y a las empresas y donde el Estado trata de que las reglas sean lo más estables posibles y que se respeten”, señala Rodríguez Chirillo.

El plan

La apuesta de Milei en el sector energético es desregular el mercado y generar los incentivos de precio adecuados para que los inversores vuelvan a confiar en el país, poniendo el foco en el desarrollo de las exportaciones. “En vez de hacer autorizaciones discrecionales, las exportaciones deben ser un derecho reglamentario al que el Estado se pueda oponer o condicionar el ejercicio del mismo si se produce un costo adicional en el abastecimiento interno y el exportador no lo quiera asumir. La obligación del Estado es la seguridad del abastecimiento, que no es el autoabastecimiento. La seguridad del abastecimiento es que los argentinos tengan siempre gas y electricidad, pero no necesariamente el propio que se produce o genera en el país. Puede ser que debido a la exportación que tiene comprometida una empresa, durante algunos días de julio, por ejemplo, debamos importar energía. Ese sobrecosto lo va a pagar la empresa exportadora, no lo traslado a la demanda, pero la exportación se respeta. Eso le va a permitir al inversor firmar un contrato a largo plazo”, aseguró Rodríguez Chirillo a EconoJournal.

Algunas de las otras propuestas contempladas dentro de la reforma energética son las siguientes:

Petróleo y combustibles líquidos

Necesidad de revisar el Marco Normativo de petróleo y combustibles líquidos, el cual está diseminado en muchas leyes, decretos y resoluciones, con áreas de control superpuestas entre nación y provincias.

Implementar una política de largo plazo consistentes con el desarrollo productivo.

En materia de precios, permitir que los aumentos del precio interno achiquen la brecha con el precio export parity haciendo una transición con medidas que estabilizan la macroeconomía o un sendero de precios y la creación de un fondo de estabilización (cuyo destino exclusivo es neutralizar la volatilidad de precios)

Eliminar Derechos de Exportación y Aranceles de Importación, en crudo y combustibles.

Permitir Contratos de Exportaciones a Término de mediano plazo (más de un mes), en crudo y combustibles.

Fomentar en el mercado interno los contratos de mediano plazo entre productores y refinerías no integradas, neutralizando su derecho a bloquear las exportaciones.

Producción y distribución de energía eléctrica

CAMMESA debe volver a su rol original, lo que supone: Dejar de adquirir combustible para generadores, que pasarán a ser responsables del abastecimiento del gas. Resolver el pago al MEM del abastecimiento que requieren las distribuidoras, no siendo viable los mecanismos utilizados hasta ahora.

ENARSA podría actuar como comprador del abastecimiento para consumidores finales, incluso podría contar con electricidad propia.

Restablecer el mercado a término permitiendo los contratos de abastecimientos de generadores con distribuidores y grandes usuarios.

Ejecución del PFT III bajo régimen de inversión privada para la ampliación del transporte.

Restablecer la RTI de las distribuidoras en materia de VAD y VAT que permita: escalonar las inversiones, planificar un esquema de precios / tarifas con incrementos futuros, no cobrar impuestos a las ganancias reinvertidas, no cobrar impuestos a la salida y resolver el problema del abastecimiento a usuarios finales. El sector tiene que cubrir sus costos económicos y las tarifas deben mantenerse en valores reales, actualizadas por inflación.

Instrumentar un sistema de subsidio directo al consumo de usuarios vulnerables, con la fijación de un límite.

Establecer un régimen remuneratorio que brinde señales para la inversión para reemplazar generación ineficiente y ampliar reservas de capacidad.

Vencimiento de concesión hidroeléctrica del Comahue: el Estado debe decidir cómo organizar la recepción de los bienes y la unidad de negocios a cargo, debiendo otorgar una nueva concesión. 

Resolver el tema los conflictos de créditos (Activos regulatorios) y débitos (Deuda al Estado Nacional)

Introducción de tecnología y digitalización en redes y medidores inteligentes (Smart Grid)

Progresiva conversión en DOS (Distribution Operation System), a partir de la introducción masiva de la generación distribuida y los vehículos eléctricos

Producción y Exportación de gas natural licuado (GNL)

Respetar los contratos del Plan GasAr, reduciendo los subsidios en la actividad de producción, siendo absorbido por el comprador. Migrar esos contratos del Plan GasAr con CAMMESA y ENARSA a contratos entre productor-consumidor.

Reinstaurar los contratos de largo plazo (más de 3 años) mediante mecanismos de subastas por parte de las distribuidoras.

Resolver el cuello de botella en la importación de equipos usados y la importación de equipos temporarios por la escasez de divisas.

Validar la actuación de las provincias en la explotación de los hidrocarburos, mediante empresas petroleras provinciales.

Unificar la superposición de temas medioambientales en las Provincias y Nación.

Los permisos de exportación de gas en firme y largo plazo (plurianuales) tiene que convertirse en un «Derecho Reglamentario», a las que el Estado podrá negar por motivos fundados técnica o económicamente en la seguridad del suministro.

Existe un proyecto de ley en curso para el GNL, con demasiada intervención gubernamental en requisitos, controles y aprobaciones. Cualquier proyecto de GNL debe poder canalizarse bajo la ley de hidrocarburos, como derecho del productor a evacuar su producción; proyectos integrales y dedicados (del pozo al puerto exportador). La clave será considerar el GNL como el producto de una actividad industrial (al igual que el metanol o la urea) y por lo tanto no se les debe aplicar las normas que al gas en estado gaseoso.

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, Fernando Krakowiak

En el marco del 31° Congreso Aapresid desarrollado en el Salón Metropolitano de Rosario, se llevó adelante el panel denominado ‘Potencial de exportación de tecnología y conocimiento argentino en sistemas de siembra directa’. Allí, el objetivo fue que referentes del sector brindaran experiencias en el camino de la internacionalización. Se contó con la mirada del ámbito académico para lograr un abordaje integral de las oportunidades y desafíos en la internacionalización del agro argentino.

En ese contexto, José Luis Dassie, director de Metalfor SA, explicó que la compañía entendió cuáles eran y son las necesidades de los productores y hoy brinda un desarrollo que sirvió para hacer crecer exponencialmente el sistema de siembra, con tecnología de alta gama. “Nuestras máquinas, todas las de la industria nacional, han acompañado el proceso de evolución para tener menos huella de carbono, más velocidad de aplicación, mayor eficiencia bajando los costos, menores dosis y aplicadas de manera selectiva”, afirmó el directivo en la sala YPF durante el Congreso de Aapresid.

Al mismo tiempo, Dassie resaltó qué aspectos han elevado la vara en pos de satisfacer los requerimientos de quienes trabajan la tierra a diario: “Estamos trabajando con dosificación variable por ambiente en casi todas las máquinas, un aspecto que aún hay que desarrollar y que hace un tiempo parecía impensado”.

La capacitación es fundamental para lograr un mejor rendimiento y el servicio post venta es clave para que Metalfor este posicionada como una de las compañías líderes del rubro.

Metalfor y la exportación

Un aspecto que genera cierta incomodidad tiene que ver con el comercio exterior a partir de las trabas impuestas por el Gobierno; sobre todo, con las que se añaden por decisiones políticas y necesidades económicas de recaudación. Metalfor exporta hace más de 25 años, con máquinas que llegan a cuatro continentes.

Según su director, lo difícil no es abrir mercados, sino sostenerlos en el tiempo y alimentar a ese cliente con la competencia global que existe. “Nosotros pensábamos las máquinas para el mercado local. Hoy ponemos el foco en la utilización de elementos estándar para ofrecer un rápido provisión de repuestos y en el trabajo en la capacitación”, comentó Dassie.

Y agregó su mirada sobre las trabas políticas y económicas: “A veces no tenemos el acompañamiento para que esto perdure en el tiempo. Tenemos que hacer un esfuerzo adicional porque nos cambian las reglas internas del juego constantemente”.

Finalmente, analizó lo que ocurre en el país y lo comparó con la situación que atraviesan empresas competidoras de otras regiones. “En la Argentina somos el único sector que soporta retención frente a lo que ocurre en el resto del mundo, donde tienen incentivos y hasta subsidios. Así y todo, con tantas restricciones, somos competitivos. El sector agro es el mayor generador de divisas de la Argentina”, concluyó Dassie.

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, Redaccion EconoJournal

Claudio Vidal, secretario del sindicato de petroleros privados de Santa Cruz, rompió la matrix y en una apretada elección se coronó como el nuevo gobernador de Santa Cruz. El lema Por Santa Cruz – que integra el líder petrolero con su frente SER (Somos Energía) junto a referentes del PRO y radicales- sacó un 46,48% de los votos. El batacazo de Vidal generó un sismo político de consecuencias aún desconocidas porque su victoria marca el final del kirchnerismo que viene gobernando desde hace más de tres décadas la provincia.

Tras un demorado conteo de votos, producto de que las Primarias Abiertas Simultáneas Obligatorias (PASO) coincidieron con los comicios para elegir gobernador, se dio a conocer que Vidal obtuvo hasta el momento 53.692 votos, imponiéndose sobre el lema que integran los candidatos de Unión por La Patria Pablo Grasso, Javier Belloni y Guillermo Polke, el cual alcanzó un total de 43,82 por ciento.

En clave regional el triunfo de Vidal significa un duro golpe para el peronismo en la Patagonia Austral dado que se suma al que hace dos semanas concretó Ignacio Torres, referente de Juntos por el Cambio en Chubut, con lo cual dos provincias históricamente gobernadas por el PJ hoy estarán en manos de las fuerzas opositoras.

En 2021 Vidal hizo una buena elección en las legislativas, desplazó al kirchnerismo e ingresó al Congreso como diputado Nacional. El cristinismo intentó negociar con el sindicalista una fórmula conjunta. El acuerdo consistía en que Vidal fuera como senador nacional y también contemplaba la designación de una persona de su confianza como vicegobernador, así como también la facultad de ocupar con su gente varios lugares de la lista de diputados provinciales. Sin embargo, Vidal no asistió a la cita que había sido pactada con el líder de La Cámpora, Máximo Kirchner.

Cuenca del Golfo San Jorge

El líder sindical que se formó en los yacimientos del Golfo San Jorge se distanció del oficialismo y se unió a Juntos por el Cambio con el objetivo de visibilizar la agenda petrolera del Golfo que, debido al crecimiento que tuvo Vaca Muerta en el último tiempo, quedó relegada.

Vidal tiene como objetivo trabajar en una reparación histórica para el Golfo, la primera cuenca donde se extrajeron hidrocarburos en el país, ya que el crudo pesado que produce será demandado en el mundo para compensar los crudos muy livianos que se extraen en el shale de Vaca Muerta y Estados Unidos.

Triunfo de Milei

Como en gran parte del país, Javier Milei fue el candidato a presidente que más votos recibió en Santa Cruz. Allí el líder de La Libertad Avanza obtuvo el 28,9% de los votos. En segundo lugar, quedó Unión por la Patria con el 21,35% y en tercer lugar Juntos por el Cambio con el 15,60 por ciento.

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, Loana Tejero

Javier Milei ganó sorprendentemente en las elecciones Primarias Abiertas, Simultáneas y Obligatorias (PASO) con un 30,04% de los votos a nivel nacional. En total fueron 7.116.352 de electores con el 97,39% de las mesas escrutadas. La elección que definía las candidaturas para los comicios generales de octubre terminó en tres tercios, ya que Juntos por el Cambio obtuvo el 28,27% y Unión por la Patria 27,27%. En las principales provincias petroleras de Neuquén, Chubut y Santa Cruz el triunfo del candidato de La Libertad Avanza fue por una diferencia mayor con sus competidores que la que tuvo a nivel nacional.

En Neuquén, provincia neurálgica de Vaca Muerta, Milei obtuvo 39,04%. Recién con el 22,82% aparece en segundo lugar el frente Juntos por el Cambio, que tuvo como ganadora de la interna a Patricia Bulrrich. En la tercera posición de la provincia quedó Unión por la Patria con 19,76%. En esta interna ganó claramente Sergio Massa.

En Chubut, con fuerte peso de los trabajadores petroleros de la cuenca del Golfo San Jorge, el candidato de La Libertad Avanza ganó con 39,40%. A 15 puntos de diferencia, Juntos por el Cambio terminó con 24,33% y Unión por la Patria en tercer lugar con 22,82%.

En la provincia de Santa Cruz, Javier Milei ganó con 28,96%. En segundo lugar terminó Unión por la Patria con 21,35% y Juntos por el Cambio 15,60%. En esta provincia dio el batacazo el dirigente gremial petrolero Claudio Vidal, que le arrebató la gobernación al kirchnerismo.

Neuquén

Javier Milei, que propuso en reiteradas ocasiones la privatización de YPF, en las elecciones provinciales de abril tuvo como candidato a Carlos Eguia, que terminó en cuarto lugar como candidato a gobernador con 8%. Este domingo en las PASO, La Libertad Avanza sorpresivamente casi llega al 40%, ya que obtuvo en total en la provincia 156.147 votos. En Añelo, epicentro de la formación de petróleo y gas no convencional de Vaca Muerta, Milei arrasó con el 55,34%. Unión por la Patria tuvo un 21,45% y Juntos por el Cambio un magro 10,80%. En las elecciones presidenciales de 2019 el peronismo había ganado en Añelo con el 40%.

En Confluencia, que incluye a Neuquén Capital, Cutral-Co, Plaza Huincul y Plotier, Milei se impuso con el 38%. Segundo quedó Juntos por el Cambio con 23,76% y Unión por la Patria 19,50%.

En el departamento de Zapala, otra zona petrolera importante de Neuquén, Milei también se impuso en las primarias. Obtuvo el 40,66% de los votos, mientras que Juntos por el Cambio alcanzó el 22,40% y Unión por la Patria 17,57%. En Pehuenches, Milei ganó con el 48%. Lejos, en segundo lugar quedó Unión por la Patria con 20,7% y Juntos por el Cambio 12,69%.

Chubut

En la provincia de Chubut, con histórica tradición petrolera de yacimientos convencionales, La Libertad Avanza ganó las PASO con 39,40% (124.030 votos). En segundo lugar salió Juntos por el Cambio con 24,33% y Unión por la Patria alcanzó un 22,82%. A fines de julio, la elección a gobernador de la provincia había dado como ganador a Ignacio Torres de Juntos por el Cambio y, a tan solo 6.000 votos de diferencia, había quedado el peronista Juan Pablo Luque. En la elección a gobernador del 30 de julio, la última elección provincial antes de las PASO de este domingo, César Treffinger, el candidato de Javier Milei, obtuvo sólo 13%.

En tanto, en el departamento de Escalante, que tiene como principal distrito a la ciudad de Comodoro Rivadavia, en las PASO se repitió la misma tendencia que en las provincias petroleras, ya que Javier Milei obtuvo el 39,33%. Recién con 25,14% aparece juntos por el Cambio y con 22,63% le sigue Unión por la Patria.

Santa Cruz

En esta provincia es donde Javier Milei no cosechó los votos que obtuvo en las otras provincias. La Libertad Avanza terminó con 28,96% (52.189 votos), mientras que Unión por la Patria apenas un 21,35% y Juntos por el Cambio sólo 15,60%.

En el departamento de Puerto Deseado, con basta tradición petrolera en las localidades de Caleta Olivia y Cañadón Seco (Cuenca del Golfo San Jorge), Milei repitió el caudal provincial con 28,90%. Unión por la Patria un 17,95% y Juntos por el Cambio 13.04%.

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, Roberto Bellato

Debido a las altas temperaturas que se han venido registrando en este invierno, está sobrando gas en el mercado local por falta de demanda. En las últimas semanas, petroleras vienen cerrando pozos productores de manera regular por falta de consumo. Durante algunos días se frenó la inyección de hasta unos 15 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas. Con el ingreso en operación del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK), que recién este jueves pudo transportar los 11 MMm3/día anunciados, la situación se acentuó. Por eso, Enarsa está negociando la cancelación de buques de Gas Natural Licuado (GNL) que tenía contratados. La empresa estatal prefiere pagar un resarcimiento a que el gas importado —mucho más caro— termine desplazando en el despacho al gas extraído en el país. Esta semana canceló una embarcación de TotalEnergies abonando una compensación de unos US$ 5 millones y está negociando la cancelación de dos buques de BP. La conversación es contrarreloj: Enarsa está intentando cancelar un envío de GNL previsto para el próximo martes 15 de agosto. El otro cargamento tiene fecha para fin de mes.

La cancelación de esos barcos expone una vez más la apuesta fallida que realizó Enarsa a comienzos de año, tal como publicó este medio. Luego de la fuerte baja que se registró en el precio internacional del gas a fines de 2022, el Ejecutivo buscó aprovechar la situación y el 22 de enero licitó la adquisición de 30 buques de gas para el invierno. Lo hizo incorporando tres condiciones de contratación diferentes a las que usaba históricamente: a) estableció que sólo puedan participar los proveedores que comprometan el envío de al menos 10 buques de gas; b) pidió que se cotice a precio fijo y c) comprometió el pago por adelantado del gas importado, una novedad sin precedentes en este tipo de concursos estatales para importar combustibles.

Como resultado de esa compulsa, consiguió pagar un precio medio del LNG de unos 20 dólares por millón de BTU. Sin embargo, la apuesta terminó saliendo mal. ¿Por qué? Porque los precios del LNG siguieron bajando. Por lo tanto, la decisión de comprar a precio fijo y con modalidad de pre-pago terminó resultando ruinosa.

De hecho, el gas cotiza actualmente a US$ 1,70 en el mercado spot. Si bien es un mercado poco representativo, casi marginal (para algunas productoras no representa más de un 5% del volumen total), termina seteando expectativas, algo similar a lo que ocurre con el dólar blue en el mercado cambiario. El precio del gas de la Cuenca Neuquina contractualizado por el Plan Gas está en torno a US$4,50 (3,50 más un premio por el período invernal), pero en este contexto el spot quedó muy por debajo porque sobra gas y las petroleras que producen gas asociado —como por ejemplo Pluspetrol en La Calera— prefieren venderlo barato por una cuestión operativa, a fin de que no interfiere la posibilidad de producir petróleo.

En este contexto, haber firmado contratos a precio fijo eleva los costos de cancelación, que inicialmente eran prepagos y Enarsa ya los renegoció una vez para poder pagar cuando llega el barco. A esa apuesta fallida de la empresa estatal, hay que sumarle además la falta de reacción posterior debido a una combinación de factores entre los que sobresale la ausencia de coordinación entre las distintas áreas que se ocupan del tema dentro del gobierno debido las internas políticas entre el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal; el titular de Enarsa, Agustín Gerez; y el gerente general de Cammesa, Sebastián Bonetto. Esas peleas hacen que todo se demore y se terminen cancelando los buques recién a pocos días de que tengan que arribar.

Algo que podría haber hecho Enarsa antes de cancelar los barcos es revenderlos. Si bien esas ventas hubieran supuesto una pérdida para la empresa, desde una óptica integral del Estado tal vez podría haber sido conveniente. Al menos se podría haber realizado el ejercicio económico para algunas embarcaciones. Por ejemplo, si se termina vendiendo a US$ 12 un barco que se pagó US$20, la perdida es de US$ 8, pero eso hubiera sido más barato que pagar los US$ 20 y encima terminar cerrando pozos de gas que cuestan unos US$ 4,50. El gobierno obturó de cuajo el planteo que le acercaron algunas petroleras por el temor a una eventual judicialización de la decisión. Es que a raíz de las distintas denuncias que realizó Federico Bernal contra la gestión anterior en los últimos años judicializando decisiones de política económica, ningún funcionario se va a animar a vender a 10 o 12 dólares algo que pagó US$ 20 porque se arriesga a que lo terminen denunciando por incumplimiento de los deberes de funcionario público.   

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, Redaccion EconoJournal

Así como la Argentina ocupa el cuarto puesto según el abastecimiento de la demanda mundial de litio, Livent es el principal exportador de carbonato procedente del medio local. “El país tiene una responsabilidad muy grande por la demanda que hay. Ahí está la ventana de oportunidad que tenemos. Deberíamos hacer las cosas muy mal para no pasar a Chile en 2030”, remarcó Ignacio Acosta, Corporate Affairs Director de la empresa.

Según sus palabras, la principal responsabilidad que tiene la Argentina, como país, y Livent, como productora, es seguir suministrando litio de calidad de manera confiable. “El ambiente regulatorio tiene que estar en línea con eso. Es importante construir una agenda conjunta con los proveedores locales y que haya una articulación público-privada. Una punta de lanza es la Mesa del Litio, en la medida en que esa agenda no sea sólo política y todos puedan dialogar de manera racional y facilitada por el Estado, como sucedió con Vaca Muerta”, afirmó.

Livent, reveló, tiene un plan orientado a abordar el suministro de energía para los proyectos en cartera, pero no a futuro. “Se necesita financiamiento internacional para gestionar esto y hay inversores que tienen los dólares que Argentina necesita. Nos guste o no nos guste tenemos que aceptarlos”, expresó.

La compañía, pionera en la producción de carbonato de litio, fue de las pocas que transitó a la escala comercial y logró venderle a grandes jugadores del sector automotriz. “Tenemos contrato comercial con diferentes firmas automotrices del mundo, además de fabricantes de baterías. Livent invierte tiempo en el conocimiento del cliente. Por ende, el producto es diferente para cada uno de ellos. Para nosotros el litio no es un commodity, hasta tanto los clientes se pongan de acuerdo y estandaricen el producto”, declaró.

En cuanto a los proyectos que posee Livent actualmente, Acosta comentó que hay proyectos en fase 1A y fase 1B con la mitad de la inversión ya puesta. “Este año la producción llegaría a las 30.000 toneladas (Tn) y para finales del año que viene la fase 1B nos llevaría a 40.000. También tenemos en estudio una tercera expansión que nos posibilitaría producir 100.000 Tn para finales de 2030”. En relación con el resto de los proyectos litíferos del país, señaló que las iniciativas exploratorias nunca demandan menos de entre cinco y siete años. “Hay proyectos del Noroeste Argentino (NOA) que están desde hace más de 10 años. No es fácil, hay que conocer la salmuera, adaptar la tecnología, desarrollar la relación con el cliente, y encima las cadenas de suministro están cambiando”, sostuvo.

Acuerdo país-país

El directivo se refirió a la necesidad que tiene Estados Unidos de ocupar un rol importante dentro de la industria litífera. El gobierno de Biden viene de sancionar en 2022 la Ley de Reducción de Inflación, un ambicioso proyecto para el cambio climático. “Aun con la cantidad de presupuesto invertido por ellos, los proyectos van a demorar. Que China tenga entre un 70% y un 80% de la producción de baterías genera un miedo importante en Occidente”, expuso Acosta.

Livent actualmente mantiene relaciones comerciales con Estados Unidos para la exportación de carbonato de litio. “Esta situación para la Argentina tiene impacto. Como compañía estamos tratando que el carbonato que se produzca pueda exportarse al mercado norteamericano e ingrese a esa ley de Estados Unidos. Necesitamos ser la excepción a ese acuerdo”, concluyó.

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, Sol Mansilla

“Argentina ha hecho un trabajo muy importante de exploración y prospección en los últimos diez años, por lo que tenemos este nivel de inversión que asciende a más de US$ 7.000 millones para los próximos años”, aseguró el presidente de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), Franco Mignacco, en el Simposio Litio en Latinoamérica, organizado en Salta por el medio Panorama Minero, del que también participaron la secretaria de Energía, Flavia Royón; la secretaria de Minería, Fernanda Ávila; y los gobernadores de Salta, Gustavo Sáenz; de Catamarca, Raúl Jalil; y virtualmente el de Jujuy, Gerardo Morales, quienes aseguraron que buscan acelerar las inversiones en sus provincias.

La cifra de inversión que detalló Mignacco contempla solo los desembolsos previstos para desarrollar el litio hasta 2030, lo que ubicará a Argentina entre los primeros productores globales del mundo. El ejecutivo precisó que el país tiene en su haber tres proyectos en operación, cinco en proceso de construcción y otros 15 en etapas de factibilidad avanzada.

Las inversiones están impactando de lleno en los niveles de empleo. “Estamos frente a un récord histórico en empleo minero. El litio es el rubro que más trabajo creó”, sostuvo la secretaria de Minería, Fernanda Ávila.

Según datos del Sistema de Información Abierta a la Comunidad sobre la Actividad Minera en Argentina (SIACAM), hay 38.000 puestos de trabajo directos dentro de la actividad minera nacional. Esta cifra representa un alza de un 7% interanual en comparación con 2022. “En el Gobierno hay una fuerte decisión política de acompañar la actividad en pos de que la minería siga siendo una palanca de desarrollo para nuestras provincias”, remarcó la funcionaria.

La secretaria de Energía, Flavia Royón aseguró que Argentina está frente a una oportunidad histórica en un escenario global signado por la transición energética. “Hace 15 días presentamos el Plan Nacional de Transición Energética. Es un debate que se está dando en el mundo y la Argentina no puede estar fuera”, enfatizó. En lo que respecta a políticas energéticas, la funcionaria destacó la existencia de un master plan para crear nuevas líneas de transporte de alta tensión orientadas a insertar más energía al sistema. También declaró que la próxima semana saldría la licitación del Gasoducto del Norte. “Tenemos el 100% del financiamiento de la obra. Le dejaremos financiado el total de la misma a la próxima gestión. Ya quedaría estructurada”, señaló.

Coincidencia política

El gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, aseguró que “el litio se ha convertido en uno de los elementos esenciales para la transición”. “Este mineral tiene la potencialidad para desarrollar la industria minera de nuestro país”, subrayó.

Raúl Jalil, gobernador de Catamarca, planteó que a la Argentina este modelo le sirve porque atrae inversores de todos los países. “Incluso YPF se encuentra explorando un área en nuestra provincia. En estos momentos estamos trabajando en la industrialización”, explicó.

En esta era, agregó, es menester cambiar la matriz energética, el consumo y el trabajo. “Las provincias pueden dar mucho para facilitar ese cambio que tanto necesitamos”, expuso. A modo de ejemplo, citó el desarrollo de un camino asfaltado entre la Puna salteña y la catamarqueña. “Vamos a beneficiar a la minería y al turismo”, aseveró.

Gerardo Morales, gobernador de Jujuy, ponderó la sinergia generada en la Mesa del Litio. “La misma nos permite concentrar nuestra energía en favor de la productividad de nuestras provincias. Es por eso que tenemos que establecer una política nacional autónoma con respecto a la inversión”, sostuvo. El gobernador remarcó que los recursos naturales pertenecen a las provincias y que, por ese motivo, “no comparto hacia dónde va el modelo de Chile y Bolivia”. “Las políticas deben interpelar no sólo a las autoridades nacionales sino también a las provinciales, nuestra participación es central para cumplir con los objetivos”, concluyó.

La entrada Prevén inversiones en Argentina por US$ 7000 millones para el desarrollo del litio hasta 2030 se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

A nivel nacional los hogares de altos ingresos (y los que no se anotaron en el registro para conservar el subsidio) que pertenecen al Nivel 1 esta conformado por el 33% de los usuarios. Pero en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) el Nivel 1 tiene un total 774.058 usuarios, es decir, el 49,1% de los hogares porteños no reciben más subsidios a la electricidad y el gas como consecuencia de la política de segmentación tarifaria que aplicó el gobierno. El Nivel 3, que son los hogares de ingresos medios y que tienen subsidiado el consumo hasta los 400 Kwh mensuales, está conformado por 389.555 usuarios en CABA, que representa un 24,6%, y los de Nivel 2 de bajos ingresos cuenta con 415.533 usuarios, es decir, un 26,3%.

En el servicio de gas, el Nivel 1 tiene 679.312 usuarios (48,6%) en CABA, mientras que en los hogares del Nivel 2 hay 358.164 usuarios (25,7%) y en el Nivel 3 hay 358.002 (25,7%), según datos oficiales del Ministerio de Economía a los que accedió EconoJournal.

Cuando el gobierno nacional impulsó la política de segmentación de tarifas, el entonces ministro de Economía, Martín Guzmán, afirmaba que sólo el 10% de los hogares, pertenecientes al grupo de altos ingresos, iba a pagar la tarifa plena sin subsidios. Pero el actual titular del Palacio de Hacienda, Sergio Massa, implementó un ajuste tarifario más pronunciado. A nivel nacional, el Nivel 1 está conformado por el 33% de los usuarios (tienen ingresos superiores a 3,5 canastas básicas o más de $ 730.000 por mes). En el Gran Buenos Aires los porcentajes de los tres niveles son similares a los nacionales.

Aumentos en electricidad

Los hogares del Nivel 1 empezaron a pagar este invierno la tarifa plena de electricidad, que implicó una suba en las facturas de 473% entre agosto de 2023 y el mismo mes del año pasado. La suba está muy por encima de la inflación anual, que en junio fue de 115,6%, según el INDEC. A valores corrientes, un hogar del Nivel 1 que recibió una factura de electricidad de $ 1.963 en agosto de 2022 pasó a pagar $ 11.253 en el mismo mes de este año.

El Nivel 3 (ingresos medios) tuvo un aumento interanual de 189% en agosto, porque un hogar con una factura de $ 1.963 de ese mes en 2022 pasó a pagar $ 5.677 en agosto de este año. En tanto, un usuario del Nivel 2 (bajos ingresos) que abonó el año pasado $ 1.963, este mes tendrá una factura de $ 3.970, es decir, una suba anual de 102%.

Para un usuario comercial que en agosto del año pasado recibió una factura de $ 5.644, en agosto de 2023 su factura ascenderá a $ 18.940, un total de 236% en doce meses, poco más del doble que la inflación.

La entrada La mitad de los usuarios de CABA ya perdió los subsidios al gas y la electricidad se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

José Ferreiro, director de Supply Chain de Techint Ingeniería y Construcción, y Guillermo Murphy, director de Supply Chain en Tecpetrol, brindaron su visión sobre cuáles deberán ser los pasos a seguir para desarrollar la cadena de valor y seguir impulsando Vaca Muerta. Durante su participación en Supplier Day, evento organizado por EconoJournal, los directivos remarcaron el rol de las pymes y compartieron aspectos sobre los que se debería trabajar para materializar nuevos proyectos de infraestructura de transporte como la reversión del Gasoducto Norte y las ampliaciones de los oleoductos para evacuar la producción de crudo.

Tras ser consultado sobre cuáles fueron las lecciones aprendidas tras la construcción del gasoducto Néstor Kirchner (GNK) y sobre el estado de la capacidad de contratación para avanzar en nuevos proyectos, Ferreiro sostuvo que la iniciativa “se trató de un proyecto país y todas las empresas apoyaron. Tuvimos tres desafíos: el transporte de tubos, el conseguir los equipos de construcción y el recurso humano. La principal lección que me llevo del gasoducto es que falta sistema de gestión en las pymes, sobre todo en las de fabricación, hay que invertir en eso”.

Sumado a esto, el directivo de Techint Ingeniería y Construcción planteó que “otro de los problemas es el mantenimiento de los equipos propios. Es algo que nos está pasando nuevamente con otro proyecto en donde se logró importar una chapa que se necesitaba, pero ahora la tienen que rolar y se rompió la roladora”. “Por eso creo que hay que capacitar gente, mejorar los programas de gestión y trabajar en el mantenimiento de los equipos propios”, agregó.

Foto: Daniela Damelio.

El ejecutivo de Tecpetrol indicó que es necesario trabajar toda la cadena. Sostuvo que es preciso “que el direccional tenga cero kilómetros antes de empezar a perforar, que el circuito de reparación de esos motores no demore cinco o seis meses, poder desarrollar la capacidad de repararlos en la Argentina, que el MPD (Managed Pressure Drilling) esté, que el cementador se utilice bien”.

Pasos a seguir

En cuanto a las herramientas para solucionar estos problemas, Ferreiro consideró que “el instrumento más adecuado es ProPymes – el programa de desarrollo a largo plazo de la cadena de valor del Grupo Techint- porque brinda capacitación, consultores, ordena las empresas, se ve cuáles son las falencias, y le da esa mirada de gestión que tenemos nosotros en el grupo”.

Asimismo, el ejecutivo de Techint afirmó: “Nosotros tenemos un programa de jóvenes que tiene más de 30 años y es muy valorado dentro del grupo. Nos está ayudando mucho.  La Argentina ha sido nuestro mercado de origen y hemos llevado universitarios del país al mundo, pero hoy los estamos trayendo”. “En la Argentina tenemos unos cuantos hindúes haciendo ingeniería. Tenemos una fuerza de ingeniería en la India de los cuales 50 por lo menos están acá. Hay ingenieros mexicanos, brasileros, chilenos es todo un intercambio.  Hoy está valorado dentro del grupo y de la compañía este intercambio”, remarcó.

Murphy coincidió con esta visión y sostuvo: “Tenemos que enfocarnos en preparar y formar recursos humanos. En ProPymes, el plan del Grupo Techint, tenemos 250 empresas y dimos en los últimos doce meses 19.700 horas de capacitación alcanzando 931 personas de 136 empresas”.

Nuevos proyectos

Ante la consulta sobre la posibilidad de que Techint avance en la construcción del segundo tramo del GNK y que esto se de en simultaneo con el avance del proyecto Duplicar Plus de Oldelval y junto con la iniciativa de Oiltanking Ebytem de ampliar su terminal de exportación, Ferreiro aseguró que “sacando la restricción del país, ese sería un escenario que saturaría nuestro sistema productivo”.

Frente a esto exhibió: “Nosotros ahora estamos terminando en México la refinería en Dos bocas que fue un proyecto país. México tiene una capacidad industrial que es muy superior a la nuestra, pero este proyecto colmó la capacidad. Acá pasaría lo mismo. No va a haber equipos, ni gente, por eso vamos a tener que planificar muy bien”. “Nosotros con el GNK hicimos una planificación con el transporte de la tubería. Empezamos seis meses antes a buscar las empresas, a armar los contratos. Hicimos que las personas vayan a ver la planta para que sepan dónde iban a salir y entrar los camiones. Trabajar en un escenario como ese va a requerir de la creatividad de todos de todo el sistema y de mucha gestión”, declaró.

Murphy se refirió a los dos tramos del GNK, la reversión del Norte y las ampliaciones de los ductos y expresó: “Hagamos pozos porque tenemos cómo transportar el gas y el petróleo. Con esta capacidad de transporte tenemos que mirar los (equipos) rigs. Tenemos 34 rigs que, si trabajaran eficientemente y unos 360 días del año haciendo pozos, tendríamos 450 pozos por año con la capacidad instalada de hoy”. No obstante, marcó que será fundamental que “se hagan un pozo cada 22 días”.

Foto: Daniela Damelio.

Además, detalló que “si hacemos 450 pozos por año, que ya es un crecimiento importante comprado a los 300 que se hacen hoy”. “Si cada pozo tiene 50 etapas, en total tendremos 22.000 etapas de fractura. Tenemos que ir a 1.900 etapas mensuales, cuando se acaban de hacer 1.380 en julio. Acá tenemos un déficit”.

A su vez, el directivo de Tecpetrol advirtió sobre la necesidad de incorporar más sets de fractura: “Hay ocho sets. Estamos yendo a nueve con Halliburton. Tenaris está preparando uno más. Creo que necesitamos 11 con buena productividad. Tenemos que ser muy eficientes en la fábrica de pozos en Vaca Muerta”.

Construcción del gasoducto

Respecto a las instancias que Techint debió sortear para la puesta en marcha del ducto, Ferreiro explicó: “para el transporte de los tubos imaginamos 50 camiones por día saliendo de la planta de Tenaris en Valentín Alsina. Rápidamente salimos a buscar todas las empresas de camiones que existían y llegamos a sacar 100 camiones por día en el pico”.

Asimismo, detalló que “el otro desafío era conseguir los equipos de construcción. Necesitábamos al menos 1500 equipos. La mitad la tuvimos que traer.  El tema del transporte lo pudimos resolver, tuvimos uno o dos accidentes, muy poco.  En cuanto a los equipos, se colmó la capacidad instalada. No hay suficientes. Llegó un momento en donde no conseguíamos equipos simples, hasta nos faltó un camión aguatero”.

Sobre el recurso humano, Ferreiro dio a conocer que la compañía debió instalar dos escuelas: “Una era para operadores de equipos. Llevamos unos sidebooms y una retroexcavadora a Neuquén y armamos la escuela. Esa fue la primera vez que hicimos algo así”. “También armamos la escuela de soldadores, que hoy son un bien escaso. Contratamos más de 200 millones de dólares en el país en empresas, pymes, monotributistas. Trabajaron en el gasoducto entre 1000 y 1100 compañías, todas nacionales”. 

Modelos

En cuanto a los modelos que se podrían implementar en Argentina para materializar las obras, Ferreiro manifestó: “Nosotros mapeamos y trabajamos con proveedores de todo el mundo. No podría decir cuál es el modelo del éxito ni cómo traerlo, pero uno mira y ve que existen clústers”.

Sobre esto agregó: “Cuando uno piensa en tuberías en accesorios, observa que en la Argentina hay una o dos compañías. Pero, por ejemplo, Italia tiene un clúster, el estado se involucró ahí. Lo mismo ocurre en Estados Unidos. Nuestras pymes tienen el conocimiento duro, ya sea de bienes o de servicios. Nosotros seguimos teniendo buenas universidades, conocimiento, creatividad, innovación, pero a las pymes le falta gestión”.

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, Loana Tejero

La compañía estrenó el equipo de perforación denominado A-301 operado por su subsidiaria Aconcagua Energía, este martes ante la presencia de autoridades provinciales de Rio Negro y Neuquén, municipales, sindicales y de la comunidad de Catriel en general.

Su puesta a punto comenzó en el primer trimestre de este año y finalizó a principios del mes de agosto 2023. Según informaron desde la compañía esto “generó la contratación de más de 60 nuevos colaboradores rionegrinos quienes tendrán la responsabilidad y el desafío de operar el equipo”. A su vez, indicaron que “es importante resaltar que la preparación del equipo demandó mano de obra local a través de más de 30 compañías de servicios de la región”.

Equipo de perforación

El A-301 se trata de un equipo a estrenar de 1000 HP con una capacidad de perforación de hasta 4.200 metros de profundidad, que además puede funcionar tanto como equipo de perforación, como terminador y/o workover.

Desde la compañía resaltaron que “su puesta en marcha representa un hito histórico para Aconcagua Energía, la Provincia de Río Negro y en especial la Ciudad de Catriel”. “El equipo A-301 permitirá que Aconcagua lleve adelante un ambicioso plan de inversiones en los yacimientos rionegrinos, que posibilitará aumentar los niveles de producción de petróleo y gas en la cuenca neuquina”.

Al respecto Diego Trabucco, presidente de la compañía, indicó que “la incorporación del A-301 a nuestra flota de equipos de torre, nos permitirá llevar adelante el desarrollo de nuestros planes de inversión sin tener contingencias de disponibilidad de equipos, dada la alta demanda de este tipo de maquinaria en el desarrollo del No Convencional”.

Para finalizar, sostuvo que “prevemos aumentar nuestra producción y fortalecernos como compañía energética líder en el país. Iniciamos este 2023 como la 12ava productora de petróleo de Argentina y la 6ta productora convencional del país y continuaremos invirtiendo y creciendo para alcanzar el top 5 en los próximos años”.  A julio, hemos alcanzado posicionarnos con la 9na productora de petróleo de Argentina y mantuvimos el 6to lugar como productor convencional”.

Plan de inversión

Durante 2023, Aconcagua Energía está llevando adelante un ambicioso plan de inversiones que consiste en la perforación de pozos nuevos, workovers y reactivaciones de pozos. La campaña del A-301 iniciará en Río Negro en el área Jagüel de los Machos para continuar en las áreas Loma Guadalosa, Catriel Viejo y Catriel Oeste, en profundidades desde los 1.300 metros para crudo convencional, y hasta los 3.600 metros para el desarrollo de objetivos tight gas en Entre Lomas. Luego, se trasladará a la provincia de Mendoza, puntualmente a Confluencia Sur y Atuel Norte, en profundidades desde los 2.000 hasta 2.500 metros respectivamente.

De esta manera, la compañía sigue invirtiendo en planes de perforación y exploración dentro de la actividad hidrocarburífera de Río Negro, Neuquén y Mendoza.

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, Redaccion EconoJournal

Referentes de Ingeniería SIMA, QM, Eco2Power y Aercom, empresas proveedoras de bienes y servicios, destacaron la importancia de innovar y articular esfuerzos para posicionarse en un entorno cada vez más competitivo, aunque advirtieron sobre las dificultades que enfrentan para acceder a financiamiento. El intercambio tuvo lugar en Supplier Day, evento exclusivo que EconoJournal celebró en el Hotel Meliá, en Buenos Aires.

Impronta innovadora

La importancia de acercarse al mercado y sostener una impronta innovadora fue destacada por Pablo Fiscaleti, presidente de QM, empresa marplatense que, entre otras innovaciones, ha desarrollado un fracturador abastecido con gas. “Al principio nos limitábamos a diseñar y construir. Después empezamos a vincularnos con la operación y el mantenimiento de las empresas, vendiéndoles repuestos y servicios de certificaciones. Eso nos permitió entender mejor las necesidades de los clientes”, explicó.

Al transitar ese camino, comentó Fiscaleti, QM conoció a la gente de Eco2Power, con la que ideó un equipo de fractura que funciona con una turbina a gas, en lugar de consumir diesel. “Este proyecto hace posible, entre otros beneficios, reducir significativamente los costos y el impacto de las emisiones durante la operación”, resumió.

Fiscaleti también aludió al trabajo colaborativo del Clúster de Energía de Mar del Plata, actualmente conformado por más de 50 compañías que se desempeñan en los sectores energético y minero. “Nos motivó la posibilidad de acercarnos de manera asociada a los proyectos de Vaca Muerta, el offshore y la minería. Estamos convencidos de que las operadoras pueden beneficiarse mucho con nuestro aporte. Venimos generando una sinergia muy positiva”, subrayó.

Éxito técnico

A los antecedentes de la innovación desarrollada con QM se remontó Carlos Fernández, referente de Eco2Power, compañía orientada al diseño de soluciones vinculadas con la transición energética. “Con equipamiento comprado a GreenFields, una firma que había quebrado, hicimos la primera fractura con turbina a gas en la Argentina. Rápidamente nos dimos cuenta de que había mucho por corregir en ese equipo, pero también un gran potencial por aprovechar”, reveló.

Innovar en la Argentina, aseguró Fernández, implica afrontar complicaciones en materia de financiamiento que no padecen otros países. “No obstante, de cara al futuro esperamos que las condiciones mejoren. Estamos visualizando la posibilidad concreta de exportar y de convertirnos en un player relevante dentro del mercado local. Desde el punto de vista técnico, lo que hemos conseguido es verdaderamente un éxito”, completó.

Soluciones sustentables

Héctor Armellini, presidente de Aercom, firma radicada en Rosario que provee prestaciones sustentables para mitigar gases de venteo, reivindicó la incidencia de la articulación de esfuerzos en el desenvolvimiento empresarial. “Nuestro desempeño corporativo, en definitiva, se basa en articular los propósitos de nuestros equipos de trabajo con los objetivos de la empresa, con el foco inicial puesto en los requerimientos energéticos de una región eminentemente agropecuaria”, definió. 

Con el paso de los años, señaló Armellini, la necesidad de reducir costos y ganar eficiencia se resignificó bajo el concepto de la sustentabilidad. “Hoy ofrecemos soluciones para cuidar el medio ambiente y agregar valor a la operación petrolera. Uno de nuestros productos es lo que se conoce como Unidad de Recuperación de Vapor (URV) de petróleo. Somos la única compañía que construyó en Neuquén un equipo de tratamiento y compresión de gas de boca de pozo”, ponderó.

Vinculación con el Estado

A las empresas privadas les cuesta interactuar con el Estado. Así lo reconoció Diego Manfio, CEO de Ingeniería SIMA, compañía asentada en Neuquén con más de 40 años de trayectoria en la prestación de servicios a nivel sectorial. “Muchas veces le echamos la culpa de todos los problemas al sector público, olvidando que nosotros también desempeñamos un rol clave en la sociedad, trabajando con honestidad e integridad por el bien de la Argentina”, reflexionó.

En la industria petrolera de la Cuenca Neuquina, Ingeniería SIMA siempre exhibió una vinculación sólida con la estatal Invap. “A esa misma búsqueda de innovación responde nuestra participación en la iniciativa del Polo Tecnológico junto con la ciudad de Neuquén y el Gobierno provincial”, ejemplificó Manfio.

No hay razón, desde su óptica, para que los conocimientos sigan centralizados en Buenos Aires. “Junto con el Grupo Sancor Seguros, que tiene una incubadora de empresas, queremos que haya un think thank permanente en Neuquén. Sueño con que las tecnologías se presenten en la provincia, cerca de los actores que estamos involucrados en el desarrollo de Vaca Muerta”, manifestó.

Más allá de los retos ligados a los recursos humanos y las cuestiones gremiales, lo que hace falta para consolidar el acompañamiento de las operadoras en la cadena de valor, advirtió Manfio, es una moneda más fuerte. “Es difícil trabajar con contratos que pueden estar valuados a dólar oficial o en pesos con ajuste. En este contexto, los proveedores no pueden prescindir del respaldo de las operadoras”, remarcó.

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, Redaccion EconoJournal

Diego Martínez, de Weatherford; David González Pérez, de Halliburton; Christian Cerne, de ProShale e Ignacio El Idd, de AESA destacaron el papel que vienen desempeñando las empresas de servicios en el desarrollo de Vaca Muerta al afirmar que los altos niveles de producción de la formación se deben en gran medida a los trabajos de completación de pozos y estimulación hidráulica. No obstante, advirtieron que hay cuellos de botella que deben solucionarse a fin de aprovechar todo el potencial. Los directivos compartieron sus reflexiones en el panel “Servicios de pozo I: Próximos pasos en la agenda de completación y estimulación. Camino inverso: el no convencional como una puerta a la exportación de servicios”, del Supplier Day organizado por EconoJournal.

Martínez estuvo a cargo de la apertura del bloque y dio a conocer el trabajo que están realizando en Weatherford. “Estamos trabajando para lograr la eficiencia y solucionar los cuellos de botella que tenemos en Neuquén a través del área de supply chain en el desarrollo de proveedores locales. No hay otra salida que la sustitución de importaciones para poder seguir creciendo e incorporar capacidad”, indicó.

Asimismo, el representante de la compañía multinacional de servicios para campos petroleros informó: “Estamos incorporando ingenieros. Competimos con todo el mundo por la gente y por los equipos. Estamos buscando a los que más saben”. También, consideró que “en la fractura hidráulica tenemos que trabajar como si fuéramos una fábrica y ser cada vez más eficientes. Aprendimos mucho de Tecpetrol porque tienen el modelo de factoría de la siderúrgica”.

En cuanto a la necesidad de sets de fractura y previsibilidad para realizar inversiones, Martínez planteó: “Lo que tenemos que hacer es empezar a pensar en conjunto cómo hacer todo mejor. Entre las empresas de servicios tenemos áreas de colaboración en conjunto, de otra forma no tendríamos manera de sobrepasar las limitantes que tenemos en la actualidad”.

En esa línea, agregó: “Creo que esa colaboración mutua tiene que venir desde los servicios, las operadoras, el gobierno, las PyMes para que el desarrollo total de Vaca Muerta, que hoy está en un 4%, se haga realidad. Si pensáramos hipotéticamente en un canal Vaca Muerta para la Argentina, estoy seguro que daría superavitario, por eso esa es una de las rutas que debemos tomar”.

Nuevas tecnologías

Respecto a las nuevas tecnologías que han desarrollado las compañías de servicios para incrementar la producción, Cerne detalló que “en la Argentina el no convencional es central para nuestra operación y por eso pusimos el foco en desarrollar soluciones específicas para Vaca Muerta”. “Desarrollamos en el país una línea de herramientas de alcance extendido. Una se llama ‘Raptor’ y está específicamente desarrollada para las características de los pozos de Vaca Muerta”.

Además, el ejecutivo de ProShale explicó que la compañía diseñó una línea de válvulas multiciclo que también está diseñada a medida para los pozos de Vaca Muerta. “Estas herramientas son críticas para la completación de cualquier pozo horizontal con Coiled Tubing. Son herramientas que corren el 80% de los pozos de Vaca Muerta porque han sido diseñadas para aumentar la eficiencia en las condiciones puntuales de la formación”, planteó.

A su vez, informó que la empresa creó un tapón de fractura soluble con la particularidad de que puede ser customizado para el caso de uso de cada cliente. “Lo que hicimos fue tomar know-how de Estados Unidos y Canadá, que ya han recorrido una buena parte de la curva de aprendizaje del no convencional, y a eso le aplicamos el talento local”, comentó Cerne.

Tras ser consultado sobre la posibilidad de realizar un camino inverso y exportar esta tecnología hacia el resto de los países productores de hidrocarburos, Cerne indicó: “Nosotros preparamos una herramienta para las condiciones de Argentina, que a veces son mucho más severas que las de otros shale plays del mundo. A estos productos los exportamos a Estados Unidos, como es el caso de las válvulas multiciclo”.

¿Cuál es el escenario actual?

González Pérez, de Halliburton, expresó que “el camino a la eficiencia en la Argentina fue un proceso que se basó en experiencias internacionales, sobre todo de la cuenca de Permian. Se tomaron esas ideas y se trataron de regionalizar para poder traerlas al país”. En esa misma línea, afirmó que “en 2016 hablábamos de dos o tres etapas por día. En 2018 a 2020 llegamos a duplicar esa eficiencia hasta ocho etapas por día. Y en la actualidad estamos en promedio de unas 10 u 11. Esto ya está a niveles de Estados Unidos y fue gracias a la implementación de tecnología. También, al cambio en cuanto a la operación en pozo y a la optimización en mantenimiento”.  

Sobre la tecnología adquirida precisó que “en el primer periodo fueron los tapones solubles, también el sistema de conexión rápida para poder hacer cambio entre pozos, el sistema de cañones modulares y el autofouling, que permite el refouling de combustible en automático”. No obstante, advirtió que “no se trata solamente de una eficiencia en cómo fracturar más rápido en el sentido core de fractura, sino también de contar con los servicios que acompañan al servicio principal. Por ejemplo, es necesario que nos acompañe la operadora con el suministro de arena, de agua y que sigan la curva de aprendizaje con nosotros”.

Proyecciones a futuro

Respecto a los próximos pasos a seguir, González Pérez informó: “Estamos en proceso de conversión de nuestras unidades de bombeo al sistema DGB (Dinamic Gas Blending), lo cual va a permitir reemplazar una porción de diésel por gas natural, bajando el consumo de combustibles líquidos”. “También, proyectamos la incorporación de un sistema que se llama Octiv que va a posibilitar el manejo del set de fractura como si fuera una sola unidad. Va a seleccionar qué bomba es la adecuada, tomando una mejor decisión”.

Sobre la necesidad de producir de forma sustentable y reducir las emisiones aseguró que “para el futuro proyectamos operaciones más alineadas a una eficiencia energética. En Estados Unidos están reemplazando todos los sets de fractura de diésel o gas por eléctricos”.

Importación de equipos

El Idd dio detalles acerca del trabajo impulsado por AESA en la incorporación de nuevas tecnologías. En ese sentido, indicó: “En 2018 fuimos a Estados Unidos e hicimos un relevamiento técnico sobre cuáles eran las tecnologías que se estaban proyectando para completar pozos de rama lateral extendida y que tenían algunas otras características tecnológicas”. “Nos encontramos con HCU (Hydraulic Completion Units) que opera y maximiza sus eficiencias en los pozos con presión viva, con ramas de lateral extendido y en locaciones multipad. Trajimos el caso técnico, lo elaboramos. Y con eso aterrizamos la tecnología”.

Sobre los resultados obtenidos exhibió que “la unidad completo 88 pozos, entre los cuales hay 22 que fueron rotadas de tapones de laterales extendidos. El pozo de rama más extensa tiene 4.300 metros de rama lateral y se completó en una sola carrera. Venimos trabajando en maximizar esas eficiencias”.

Aún así, puntualizó que “la naturaleza del servicio de snubbing es riesgosa porque opera con pozo vivo y con personal sobre una canasta arriba de la boca de pozo”. Por eso, dio a conocer que la compañía se alió con una compañía de Estados Unidos para traer parte de ese know-how y que AESA adquirió un simulador de realidad virtual para así tener las garantías operativas y de seguridad. “Desde el punto de vista del abastecimiento hemos logrado una sustitución progresiva de nuestros insumos para darle sostenibilidad al servicio”, sostuvo El Idd.

A su vez, afirmó que “el snubbing evolucionó a ser una máquina de completación en modo factoría en Estados Unidos. Tiene naturalizado en su diseño lo que ese proceso requiere. Por ejemplo, para locaciones multipad se puede tomar con una grúa a la unidad snubbing y se puede pivotear al pozo siguiente. Eso permite entregarle agilidad al pad”. “A toda la periferia de equipamiento se la puede distribuir y eso permite la posibilidad de operar en locaciones con operaciones simultaneas como también ir acomodando el equipamiento para que tenga el layout más eficiente de todos, AESA hoy es una plataforma ideal para traer tecnología de punta y aterrizarla”, agregó.

En cuanto a los desafíos consideró que “es seguir evolucionando desde el punto de vista operativo, traer más velocidad, mejor integración con toda la periferia de servicios para entregar mejores resultados”. “Y desde el punto de vista de la ampliación, nosotros estamos pensando conceptualmente en si la ampliación del servicio sería razonable en capacidades idénticas a las que tenemos hoy o en otro tipo donde podamos aplicar todo el poder de la tecnología a distintos tipos de pozos”.

Provisión de recursos

En lo referido a la provisión de recursos para sus operaciones, Martínez adelantó que “se está evaluado la arena de cercanía. Vamos a trabajar con arena de Entre Ríos. Este tipo de arena tiene un desafío mayor porque no todos los equipos están preparados para trabajar con sus características. Con respecto al agua, tiene a nuestro entender un desafío que tiene que ver con la reutilización. Estamos trabajando en ese sentido. La visión que tenemos hacia delante es el desarrollo de los no convencionales bajo un modelo de responsabilidad social empresaria. En cuanto a los equipos, estamos analizando los eléctricos”.

Sobre este tema explicó que “tiene que ver con el flujo de caja. La parte técnica camina si la caja lo repaga. Antes la acción de la compañía miraba estado-resultados, ahora eso ya no es así, la acción de la compañía mira retorno de capital, caja y por eso todos estos proyectos tienen que venir asociados a un retorno justo y razonable”. “Tenemos que ordenar un proceso de sustitución de importaciones porque tenemos que contribuir a la balanza comercial del país. Por eso estamos trabajando furentemente en la planta que tenemos en Córdoba para armar un modelo de manufactura local y de reparación”

También, planteó que “cada operación debe ser manejada por cada compañía que esté preparada para hacer lo que tenga que hacer. Aparecieron compañías locales operadoras que están tomando campos maduros en Neuquén y lo están haciendo de una forma mucho más eficiente de las que lo puede hacer un major, que están más abocado a Vaca Muerta”. Y agregó: “En Comodoro Rivadavia estamos hablando de 98,5% de agua entonces el que tiene que producir esos campos es el operador que sabe manejar agua”.

Por su parte, Cerne informó que en ProShale el foco está puesto en la innovación y el desarrollo. “En 2021 y 2022 invertimos en 2,5% de las ventas totales en investigación y desarrollo. En 2023 estamos proyectamos un 3%. Tenemos muchos recursos abocados a encontrar soluciones innovadoras que nos permitan mejorar la eficiencia y contribuir con la sustentabilidad. Hay muchos pasos para dar en ese sentido por ejemplo fabricar localmente”.

Sustentabilidad

Además, el representante de ProShale exhibió que “la compañía fijó como meta establecer cuál es nuestra línea base en términos de emisiones y en base a eso después tomar acciones para hacer reducción. Empezamos a desarrollar un software de contabilidad de carbono y también una plataforma digital que permite contabilizar, organizar y gestionar los inventarios de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI).”

Respecto a la sustentabilidad, González Pérez consideró que la sustentabilidad y el cuidado ambiental ha adquirido una mayor relevancia en cuanto a las operaciones. “En muchas licitaciones tuvimos operadoras que nos pidieron la medición de nuestra huella de carbono y también nos hicieron consultas sobre qué estamos haciendo en pos de disminuirla”. “Al día de hoy, en nuestra planta de manufactura de bombas para fractura ya no se realizan más bombas a diésel o gas, ya son 100% eléctricas. Toda la producción desde hace ya tres años es 100% eléctrica. Estamos apostando fuerte en este sentido”.

Sobre la posibilidad de que Halliburton traiga a la Argentina nuevos equipos de fractura para solucionar el cuello de botella en cuanto a equipamiento afirmó: “Siempre estamos explorando nuevas oportunidades. Estamos en discusión con la mayoría de las operadoras en la cuenca para tratar de calzar sus necesidades con la oferta que podamos dar. Se puede lograr. Estamos en contacto permanente. Siempre se puede traer más equipos si están dadas las condiciones”.

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, Loana Tejero

El Seminario internacional: Litio en la región de Sudamérica, organizado por el medio especializado Panorama Minero, reunirá a los principales actores del sector del litio los días 9 y 10 de agosto en el Centro de Convenciones de la ciudad de Salta. En su 50 aniversario, Milicic participará una vez más como patrocinador de evento. Desde la compañía destacaron que formaran parte del encuentro “acompañando a la minería, un sector clave para el desarrollo productivo”.

En su XII edición abordará toda la actualidad del litio y brindará a los participantes un detalle del estado de los proyectos productivos, las tendencias de precios y de mercado, el escenario político-económico y la situación global, el agregado de valor y el desarrollo de tecnología, a la par de los avances relacionados a la electrificación, la sustentabilidad y la vinculación con las comunidades.

Proyectos

Dentro del sector del litio, Milicic está desarrollando proyectos de gran envergadura en UTE con las empresas Vialnort y AGV para Livent y Posco, en Catamarca y Salta, respectivamente.

En UTE junto a su socio local en Salta, AGV, Milicic trabaja en la construcción de piletas de preconcentración, piletas de post-evaporación y piletas de desechos en el Salar del Hombre Muerto del proyecto Sal de Oro.

Por su parte, las tareas en el mismo salar en la provincia de Catamarca están vinculadas a la etapa de expansión del proyecto Fénix, en asociación con la empresa local Vialnort.

En base a esto, Gustavo Mas, gerente comercial de Milicic, afirmó: “Compartiremos con los principales actores del sector cuestiones relevantes y los desafíos que plantea el presente y el futuro de la industria, la cual tiene un papel destacado en la transición energética global”. “Será una oportunidad para mostrar nuestra experiencia y capacidades, las cuales ponemos al servicio de nuestros clientes en el que es uno de nuestros principales segmentos de mercado”, planteó.

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, Redaccion EconoJournal

Diego Martínez, Sales Director de Argentina, Bolivia y Chile en Weatherford, participó del panel: “Servicios de pozo I: Próximos pasos en la agenda de completación y estimulación. Camino inverso: el No convencional como una puerta a la exportación de servicios”, del evento Supplier Day organizado por EconoJournal. Allí el ejecutivo de la compañía expuso acerca del trabajo mancomunado que están llevado adelante con Toyota para optimizar los procesos de producción en Vaca Muerta. En ese sentido, informó: “El año pasado hicimos una visita a su planta en Zárate y descubrimos que estaban produciendo una camioneta Hilux cada 87 segundos. En esa reunión decidimos que queríamos eso en Vaca Muerta. Pensamos en cómo traducir el proceso de la Hilux a un pad”.

En ese sentido, Martínez dio a conocer que “los ingenieros de Toyota ya están en el pad. Tenemos a 10 profesionales de la compañía trabajando en los pad de La Calera y también en uno de Fénix”. “Ellos nos enseñaron todo lo que teníamos que aprender midiendo tiempos, preparando a la gente, la base de la industrialización de un proceso productivo”, precisó.

En esa misma línea, el representante de Weatherford, aseguró: “Para nosotros es muy importante, al igual que para Toyota, porque esto es parte de un proceso que ellos tienen de responsabilidad social empresaria en cada país en donde poseen una fábrica. Estamos aprendiendo mucho en conjunto con Pluspetrol”.

También, sumó que “la base para poder llegar a ese nivel tiene que ver con una alianza a largo plazo que hicimos con nuestro principal cliente en donde pudimos firmar un contrato que finaliza en 2026 y que nos permite manejarnos de esa manera”.

Objetivos

En lo que respecta a los objetivos que posee la compañía para lograr el desarrollo total de Vaca Muerta Martínez indicó: “Somos una empresa que tiene más de 1000 empleados y una planta de manufactura en Córdoba. Estamos trabajando para lograr la eficiencia y solucionar los cuellos de botella que tenemos en Neuquén a través del área de supply chain en el desarrollo de proveedores locales”.

Sobre este punto sostuvo que “no hay otra salida que la sustitución de Importaciones para poder seguir creciendo e incorporar capacidad. Estamos incorporando ingenieros. Competimos con todo el mundo por la gente y por los equipos. Estamos buscando a los que más saben. En la fractura hidráulica tenemos que trabajar como si fuéramos una fábrica y ser cada vez más eficientes”. “Aprendimos mucho de Tecpetrol porque tienen el modelo de factoría de la siderúrgica”.

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, Loana Tejero

“El desarrollo de Vaca Muerta pasa por las pymes. Tenemos que desarrollar empresas argentinas y como industria tenemos que poner nuestro foco en esto”, afirmó Nicolás Scalzo, Supply Chain de Pluspetrol, que junto a Guillermo Murphy de Tecpetrol participaron del panel “Grandes empresas: Cuáles son los mensajes centrales para la cadena de valor de la industria. Cómo contribuir a la internacionalización de los proveedores”, en el evento Supplier Day, organizado por EconoJournal.

Murphy destacó la actualidad de la cuenca Neuquina con los dos tramos del Gasoducto Néstor Kirchner, la reversión del Gasoducto Norte y las ampliaciones de los oleoductos para evacuar la producción de petróleo de Vaca Muerta. En este sentido, afirmó que “con este panorama, ahora hagamos pozos porque tenemos cómo transportar el gas y el petróleo”. Y añadió que “con esta capacidad de transporte tenemos que mirar los (equipos) rigs. Tenemos 34 rigs que, si trabajaran eficientemente y unos 360 días del año haciendo pozos, tendríamos 450 pozos por año con la capacidad instalada de hoy”. Además, sostuvo que la clave es que “se hagan un pozo cada 22 días”.

La mirada de los productores

El evento buscó visibilizar la agenda de la amplia cadena de valor de la industria de energía, uno de los desafíos que tiene por delante la formación de hidrocarburos no convencionales Vaca Muerta.

El ejecutivo de Tecpetrol subrayó que “tenemos que trabajar toda la cadena, es decir, los conexos del rig. Que el direccional tenga cero kilómetros antes de empezar a perforar, que el circuito de reparación de esos motores no demore cinco o seis meses, poder desarrollar la capacidad de repararlos en la Argentina, que el MPD (por su nombre en inglés Managed Pressure Drilling) esté, que el cementador se utilice bien. Es decir, que no perdamos tiempos en la programación de toda esa tarea para que el parque sea eficiente”

Además, explicó que “si hacemos 450 pozos por año, que ya es un crecimiento importante comprado a los 300 que se hacen hoy, y si cada pozo tiene 50 etapas, en total tendremos 22.000 etapas de fractura. Tenemos que ir a 1.900 etapas mensuales, cuando se acaban de hacer en julio 1.380 en julio. Acá tenemos un déficit. Hoy hay ocho sets de fractura y estamos yendo a nueve con uno más de Halliburton y Tenaris prepara uno más, que sumarán 10 sets trabajando. Creo que necesitamos 11 con buena productividad”. También destacó que se necesita poner el foco “en todo los conexos a los rigs y a los sets de fractura, para que todo el parque funcione. Ahí es donde tenemos que trabajar con la cadena de valor”.

Por su parte, Scalzo de Pluspetrol describió que “en este escenario las compañías están intentando incrementar la eficiencia con los recursos que ya tenemos. La curva de aprendizaje es impresionante. Pero estamos llegando a un cuello de botella que va a requerir empezar a sumar más equipos de fractura, de perforación, MPDs no hay y estamos viendo cómo lo resolvemos”.

Cadena de valor estresada

El ejecutivo de Pluspetrol sostuvo que “hoy toda la cadena de valor está estresada”. También destacó que “hay una parte relevante que tiene que ver con la infraestructura de facilities. Es decir, nosotros no estamos haciendo sólo pozos, sino que después los tenemos que poner en valor y para esto tenemos que hacer un pad, con todo lo que representa”.

“Como industria tenemos que empezar a ver más hacia adelante. Hoy en día con las capacidades que tenemos y una Vaca Muerta que no está en su máximo potencial, estamos estresados y compitiendo entre nosotros, cuando en realidad la torta que hay (en la cuenca Neuquina) es mucho más grande todavía”, señaló Scalzo.

En tanto, Guillermo Murphy añadió: “tenemos que enfocarnos en preparar y formar recursos humanos. En ProPymes, el plan del Grupo Techint, tenemos 250 empresas y dimos en los últimos doce meses 19.700 horas de capacitación alcanzando 931 personas de 136 empresas”.

Construcción, tecnología y arena

El panel debatió también sobre cuáles son los principales rubros donde hay que poner el foco para desarrollar más eficientemente la cadena de valor. Scalzo señaló que “uno de los segmentos para crecer es el de la construcción, porque el modelo del well manufacturing requiere que haya obras permanentemente. Otro segmento es el de tecnología, que implica traer la que ya existe y los que pueden viabilizar que esa tecnología venga al país son las pymes. Hasta podrían tener beneficios impositivos para que las pymes puedan traer tecnología a la Argentina”.

También dijo que “nosotros en la cuenca estamos necesitando recursos humanos y en países vecinos hay recursos ociosos. Creo que tenemos que generar espacios para que las empresas locales puedan utilizar estos recursos ociosos que existen en la región”.

Por este motivo, Guillermo Murphy afirmó que “ahora tenemos que ser muy eficientes en la fábrica de pozos en Vaca Muerta”. Y sostuvo que “con la cantidad de arena que necesitamos para desarrollar Vaca Muerta no importa tanto de dónde la producimos, si es de Entre Ríos o Río Negro o de algún lugar del país, pero si me importa la logística, porque los camiones pueden cargar 30 toneladas. Necesitamos trabajar con los gobiernos de las provincias para generar infraestructura vial”.

“Llegar a 22.000 etapas de fractura por año es posible, pero necesitaremos cinco millones de toneladas de arena. A veces discutimos si es con arena local o de Entre Ríos, creo que vamos a necesitar las dos”, concluyó Murphy.

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, Roberto Bellato

Pan American Energy, Tenaris, Techint Ingeniería y Construcción, Honeywell Argentina y Compañía General de Combustibles (CGC) realizan un programa de prácticas profesionales internacionales para estudiantes de universidades de Estados Unidos. Este año se lleva a cabo su séptima edición de la que participan 22 jóvenes de prestigiosas casas de estudios.

Según indicaron desde las compañías, el programa, de dos meses de duración, impulsa la conexión entre los ámbitos educativo y laboral, a través del intercambio de conocimientos profesionales y experiencias. Asimismo, permite a los estudiantes internacionales una inmersión en empresas de primer nivel que operan en Argentina.

Los estudiantes reciben una inducción al país y a las compañías que son parte del programa. Luego, con la guía de un tutor, realizan un proyecto específico que les aporta experiencia en el campo laboral. El objetivo de la iniciativa es dar a conocer el potencial de Argentina, como así también formar una red profesional entre estudiantes argentinos e internacionales y que, en futuras ediciones, jóvenes de nuestro país realicen estas prácticas en el extranjero.

La iniciativa

En 2023, de las casi 340 postulaciones recibidas, se seleccionaron 22 estudiantes de universidades de Estados Unidos, quienes realizaron sus prácticas profesionales en Pan American Energy, Tenaris, Techint Ingeniería y Construcción, Honeywell Argentina y CGC en diferentes locaciones del país, como Chubut, Neuquén, Santa Cruz, Campana y Ciudad de Buenos Aires.

Del encuentro de cierre de la edición 2023, realizado en la sede central del IAPG, participaron el Embajador de Estados Unidos en Argentina, Marc Stanley; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; el Presidente de Tenaris Cono Sur, Javier Martinez Álvarez; el CEO de Techint Ingeniería y Construcción, Oscar Scarpari; el Presidente de Honeywell Argentina, Gustavo Galambos; el CEO y Presidente de CGC, Hugo Eurnekian; el Presidente del IAPG, Ernesto López Anadón; el ministro de Educación del Chubut, José Maria Grazzini; y la presidente del Consejo Provincial de Educación de Santa Cruz,  Maria Cecilia Velázquez junto a la subsecretaria de Cooperación Internacional  para el Desarrollo, Ana María Cortés.

Las universidades que participaron de esta edición del programa son: Texas A&M University, University of Texas at Austin, Columbia University, Colorado School of Mines, University of Tulsa, University of Houston, University of Virginia, Massachusetts Institute of Technology, Yale University, Rice University y Louisiana State University.

De las siete ediciones del programa, lanzado en 2015, participaron 72 estudiantes de más de 15 universidades de Estados Unidos y se recibieron más de 1.600 postulaciones. El programa de prácticas profesionales internacionales se complementa con los programas de pasantías nacionales que las compañías mencionadas llevan adelante en sus operaciones en el país.

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, Redaccion EconoJournal

NEUQUÉN.- Durante las últimas semanas de julio comenzó la construcción de la estación de tren en Añelo que pretende unir la localidad neuquina con Bahía Blanca para poder transportar insumos destinados a desarrollar la actividad en Vaca Muerta. Los movimientos de suelo llamaron la atención, ya que aún no hay avances con los inversores chinos que habían comprometido un crédito de 900 millones de dólares para construir la traza principal del tren que llegaría hasta Zapala, en el centro de la provincia de Neuquén.

Según lo informado por el Ministerio de Transporte de la Nación, lo que se licitó y comenzó es la construcción de una playa ferroviaria y 13 kilómetros de un ramal de 77 kilómetros de vías del Tren Norpatagónico. La cartera a cargo de Diego Giuliano dio a conocer que se trata de una inversión de 2.030 millones de pesos en una playa que permitirá agilizar el ingreso de formaciones ferroviarias para el transporte de las cargas. La Administradora de Infraestructuras Ferroviarias Sociedad del Estado (ADIF) adjudicó la obra a la Unión Transitoria de Empresas (UTE) conformada por Lemiro Pablo Pietroboni S.A. y Sabavisa S.A., firmas que serán las encargadas de llevar adelante la primera etapa del proyecto.

El préstamo chino

Aprobado a mediados del año pasado, el tramo de los 77 km, por su parte, se llevaría a cabo con el respaldo financiero -hasta ahora demorado- que otorgaría China Machinery Engineering Corporation (CMEC). Esta nueva traza se vinculará con los ramales existentes del Ferrocarril Roca, los cuales serán intervenidos con la renovación y mejora de las vías en el tramo comprendido entre Bahía Blanca y Contraalmirante Cordero.

Para ese plan se firmó un acuerdo con la empresa china CMEC en diciembre de 2020, contemplando la ejecución de una nueva vía de acceso a Puerto Galván.

La historia se remonta a 2018, cuando el entonces ministro de Transporte, Guillermo Dietrich, anunció la reactivación del tren de cargas con la intervención de 700 km de vías entre Bahía Blanca y el Puerto de Ingeniero White, en el sur de la provincia de Buenos Aires, y Añelo, en Neuquén, atravesando La Pampa y Río Negro. La idea era conectar, así, la zona portuaria con Vaca Muerta. En ese entonces, se anunció que los trabajos incluirían obras de mejoramiento y renovación de vías, además de la construcción de 83 km. de vías completamente nuevas entre Contralmirante Cordero, en Río Negro, y Añelo.

Si bien el crédito chino está demorado, inversores del sector inmobiliario impulsaron el comienzo de las obras en Añelo, en tierras que fueron donadas a través de un fideicomiso, “para evitar las demoras que implicaría una expropiación”.

Sebastián Cantero, CEO de Toro Brokers S.A., explicó a EconoJournal que desarrolladores donaron “las tierras de un campo donde tenemos participación”. “Estamos proyectando una mega ciudad al pie de Añelo que va a ayudar a la industria hidrocarburífera”, anticipó. Se trata, según sus precisiones, de una superficie de 10.000 hectáreas al lado de Añelo. “Por eso estamos trabajando junto al intendente electo, Fernando Banderet, para la ampliación del ejido”, aseguró.

Tal como explicó el ejecutivo, salió una normativa del Ministerio de Transporte que aprobó la traza. “Donamos las tierras para que se inicie la construcción de la estación ahora porque los inversores pedían confianza. No entramos en las generales de la expropiación porque entendimos que la industria necesitaba urgentemente activar este ramal del tren”, argumentó.

Mientras está en marcha esta obra frente al depósito de arenas de YPF, Cantero dijo que “ya hay privados que están aportando para la construcción de 13 km. de vías que unen Añelo con Contralmirante Cordero”, y que adelantarían aportes por “carga futura”. Se trata de una traza que no existía, una bifurcación.

En ese sentido, comentó que la estación estará preparada para materiales áridos y paletizados. La necesidad que plantea Cantero radica en poder hacer llegar a Vaca Muerta las arenas de cercanía que se producen en Río Negro. Otras fuentes consultadas aseguraron a este medio que “no es ninguna iniciativa del sector” y que no hay aportes ni financiamiento de empresas hidrocarburíferas.

Sin vías en condiciones

Según Cantero, si bien la vía desde Bahía hoy existe, se encuentra en mal estado. “El tren circula a 20 km por hora y llegan 21 toneladas de arena por año, a un ritmo sumamente lento. También podemos pensar en llevar producción al puerto”, señaló.

Lo que se está pensando ahora, apuntó, es que este fondeo chino active la etapa Bahía Blanca-Neuquén y un puente que cruza el río Neuquén para luego salir a Zapala y desde allí pasar a Chile.

Banderet pedirá la ampliación del ejido para que las empresas instaladas tributen en la localidad y no sólo en la provincia. El grupo empresario tiene proyectado un master plan de una mega ciudad que, de aprobarse, extendería los límites de la localidad.

Detalles del Tren Norpatagónico

Las vías existentes serán mejoradas en el tramo que va desde Bahía Blanca hasta Zapala, pero se necesitan vías nuevas debido a que la trocha actual es demasiado angosta para el Tren Norpatagónico, que posteriormente cruzará hacia Chile.

Recuperación de 755 km de vía existente entre Cerri, C. Cordero y Zapala 

Construcción de 77 km de vías nuevas

Desvío acceso a Puerto Galván, 15 km.

En total, 845 km

Se espera que la obra pueda comenzar a finales de 2024, con la posibilidad de un ritmo de construcción de entre 6 y 8 km por mes con el equipamiento adecuado.

Se calcula que con la nueva modalidad de transporte se ahorrarían anualmente unos US$ 500.000 por pozo.

El «Tren a Vaca Muerta» – Proyecto ferroviario norpatagónico de carga – Bahía Blanca – Añelo, tal como figura en la página oficial del Gobierno nacional, aparece como suspendido.

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, Jorgelina Reyente

La secretaria de Asuntos Estratégicos, Mercedes Marcó del Pont, participó del conversatorio “La transición energética y el desarrollo industrial” que tuvo lugar en el auditorio porteño de la Conadu. Allí se refirió al potencial de la industria litifera en el país y sostuvo que “los desafíos que plantea la transición energética no los resuelve el mercado. Tenemos que generar las reglas de juego que, entre otros aspectos, garanticen la disponibilidad de una cuota de litio para su industrialización en el país”.

En esa línea, la funcionaria aseguró: “El litio es un mineral estratégico que, en muy poco tiempo, va a estar sobredemando. Nosotros necesitamos tomar una decisión política clara para promover el agregado de valor y la creación de puestos de trabajo porque sino corremos el riesgo de consolidar un modelo extractivista”. «Nuestro objetivo es reducir brechas territoriales a través de la localización de inversiones productivas en las provincias litíferas”, indicó.

El evento organizado por la Fundación de Investigaciones para el Desarrollo (FIDE) y la Escuela Interdisciplinaria de Altos Estudios Sociales (IDAES-UNSAM) contó con la participación del secretario de Industria y Desarrollo Productivo, José Ignacio de Mendiguren; la secretaria de Relaciones Económicas Internacionales, Cecilia Todesca; y el investigador del Instituto de Estudios Internacionales de la Universidad de Chile y ex subsecretario de Relaciones Económicas Internacionales chileno, José Miguel Ahumada. 

El potencial de la industria del litio

Durante su intervención, De Mendiguren planteó: “El mundo nos dio una oportunidad para no quedarnos atrás en esta agenda. Argentina es un activo público global, dispone de todos los recursos que la industria necesita y tenemos que aprovechar este momento para dar el salto definitivo al desarrollo”, en el conversatorio que estuvo moderado por la subsecretaria de Estrategia para el Desarrollo, Verónica Robert.

Para el secretario de Industria y Desarrollo Productivo “la transición energética tiene que ir de la mano de la política industrial y ser palanca para el desarrollo, tenemos la decisión política de acompañar a este sector y a toda su cadena de valor para insertarnos en las nuevas tendencias productivas». «No queremos ser inquilinos de nuestras materias primas, queremos participar en el desarrollo de tecnologías propias al más alto nivel”.

A su turno, Todesca explicó qué “estamos frente a una transformación del mapa productivo global y la transición energética ofrece una oportunidad para el desarrollo”. “Argentina no va a recibir una lluvia de inversiones que generen empleo e innovación, lograrlo requiere poner en valor nuestro entorno de política industrial, científica y tecnológica”, precisó la funcionaria de Cancillería.

En ese sentido, la intervención de Ahumada permitió poner en valor el proceso encarado por el gobierno de Chile con el litio a lo largo de los últimos años donde el rol del Estado y la existencia de una cuota para el mercado interno son herramientas que permiten avanzar en el agregado de valor local.  “Estamos en una coyuntura donde hacer políticas productivas e industriales es una posibilidad real. Tenemos una ventana de oportunidad en el marco de la transición energética y las disputas globales por el control de las tecnologías”, consideró Ahumada.

Para el investigador y ex funcionario chileno “el litio puede constituirse en un catalizador de progreso técnico e industrial si existe una decisión política que esté coordinada con un plan general de desarrollo, nuestros países tienen poder de mercado para mejorar los términos de las negociaciones y resguardar espacios de política productiva como fue  asegurar la existencia de una cuota para el mercado local”. 

Finalmente, Marcó del Pont señaló que “lo que está en riesgo si no actuamos es la desindustrialización y la pérdida de capacidades en sectores relevantes como es el sector automotriz. El camino hacia la electromovilidad ya está en marcha». «Argentina necesita garantizar las políticas y las reglas de juego para vincular la posibilidad de tener, de disponer de la materia prima, de avanzar en la cadena de industrialización de recursos, pero también avanzar en lo que es la producción de autos eléctricos en nuestro país”, expresó.

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, Redaccion EconoJournal

*Por Javier Constanzó.

El pasado 27 de julio de 2023 la Secretaría de Energía de la Nación dictó la Resolución N° 621/2023 dando así inicio a la convocatoria abierta nacional e internacional “TerConf” (“Licitación TerConf”), con el objetivo de incorporar al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) alrededor de tres gigawatts (GW) de potencia de energía eléctrica de fuente térmica.

Los adjudicatarios bajo la licitación TerConf celebrarán un contrato de abastecimiento de confiabilidad de generación térmica (“PPA”, por sus siglas en inglés, Power Purchase Agreement), con CAMMESA.

La licitación posibilita sumar nueva potencia disponible para el sistema, objetivo relevante en momentos de mayor demanda y de stress de la red. Además, busca modernizar el parque térmico, una mayor confiabilidad de abastecimiento en nodos críticos del sistema, y reducir costos operativos del sistema en general.

Bajo tal óptica, la licitación TercConf da la oportunidad de incorporar energía confiable y al mismo tiempo propone una reducción de los costos operativos (beneficiando indirectamente a los usuarios finales, quienes, en condiciones normales, deben pagar una tarifa plena de modo que un menor costo en el sector de generación se debería traducir en una menor tarifa o aportes del Tesoro que deban ser girados para financiar al sistema).

En estas líneas se resumen los aspectos salientes de la convocatoria TerConf, y se detallan algunos aspectos no abordados y que, a mí criterio, pueden ser positivos desde una perspectiva del financiamiento y bancabilidad de los proyectos a ser presentados.

Contexto de la convocatoria

A la fecha, según lo informado por CAMMESA:

La potencia instalada total del SADI es de 43.405 MW. Casi el 60% corresponde a fuente térmica (25.450 MW), y un 25% a hidráulica (10.834 MW). Además, 4% es de fuente de fuente nuclear (1755 MW), y un 12% de energía de fuentes renovables (5.366 MW).

Del parque térmico, aproximadamente un 56% corresponde a ciclos combinados (56%), 21% a turbinas de gas (5.261 MW), 17% a turbinas de vapor (17%) y 7% a motores diesel (1658 MW) .

La disponibilidad térmica ha rondado el 90% para ciclos combinados, 70% para turbinas de gas, 52% para turbinas de vapor y 85% para motores diésel.

La generación bruta del mes de junio de 2023 fue de 12.560 GWh. De ellos, 7.278 GWh fueron de fuente térmica (casi el 62%).

Por otra parte, se observa un sostenido aumento de la participación renovable en la matriz. Recientemente, se han adjudicado ofertas bajo la licitación RenMDI (proyectos de pequeña y mediana escala a partir de fuentes renovables y almacenamiento) por 634 MW. El MATER (mercado a término a partir de fuentes renovables) continúa desarrollándose, y recientemente se ha incorporado un mecanismo de curtailment parcial (probabilidad de inyección en la red del 92%), denominado Tipo Referencial “A”, bajo el cual se licitarán aproximadamente 1200 MW para adjudicar prioridad de despacho bajo tal esquema.

De tal modo, el contexto en el cual se lanza la convocatoria TerConf está caracterizado por una matriz mayoritariamente dependiente de la oferta térmica, pero con un foco hacia una mayor diversidad energética.

En este contexto, aspectos como la intermitencia del recurso renovable, la antigüedad de cierto equipamiento térmico y los desafíos que presentan tanto el sistema de transmisión de alta tensión como troncal, así como los sistemas de distribución, y también, en algunos casos, de transporte de gas, tornan conveniente y oportuno incorporar equipamiento térmico de porte mediano, flexible por su ramp up rápido y consumo dual de combustibles a ser instalado en nodos y corredores críticos para el sistema.   

Ello se ve reforzado en un contexto en donde los factores antes mencionados presentan desafíos a la seguridad de suministro, especialmente en momentos de picos estacionales de demanda por factores climáticos.

Aspectos relevantes de la Convocatoria TerConf

La convocatoria pretende asegurar el suministro de energía eléctrica a largo plazo, incentivando el abastecimiento y uso eficiente de dicha energía, en condiciones de seguridad y al mínimo costo posible para el SADI. En línea con ello, se pretende modernizar cierto equipamiento existente y en operación.

Al mismo tiempo, se plantea mejorar la confiabilidad en nodos críticos del SADI y ciertas regiones eléctricas que requieren incorporar oferta para mejorar las condiciones de operación, en términos confiables, flexibles y de módulos adecuados, hasta tanto se desarrollen las ampliaciones de la red de transporte en alta tensión.

Proyectos alcanzados

Las ofertas podrán ser de cualquier tecnología de generación o cogeneración de energía eléctrica térmica, y podrán incluirse en los proyectos las obras asociadas de infraestructura de transmisión y/o combustibles, que permitan adicionar potencia confiable, instalando equipamiento nuevo o con menos de 15.000 horas de uso verificado.

Renglones que incluye la Convocatoria TerCONF

La Convocatoria TerCONF incluye dos renglones, con especificaciones y características que varían en cada caso.

Renglón 1

Se busca aquí reducir los costos del sistema y aumentar la capacidad de abastecimiento, además de potenciar su confiabilidad y eficiencia.

El renglón 1 está conformado a su vez por:

(a) 1.0. Repotenciación – Aumento de potencia habilitada comercialmente de Ciclos; Combinados existentes

(b) 1.1. Mejora de confiabilidad de abastecimiento en áreas críticas

(c) 1.2. Mejora de eficiencia y de reserva regional;

(d) 1.3. Mejora de confiabilidad de abastecimiento del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”).

La potencia máxima requerida es de hasta 3000 MW, con un objetivo mínimo referencial de 2250 MW

Los proyectos del Renglón 1 deben ser a gas natural y tener capacidad para funcionamiento pleno en períodos fuera de invierno. Además, deben contar con instalaciones para combustible alternativo (gas oil y/o fuel oil) para al menos 120 horas a plena carga.

No se incluye en el Renglón 1.0 la posibilidad de efectuar un cierre de ciclo (por ejemplo, TG operando a ciclo simple), como sí lo preveía la convocatoria instrumentada mediante la Resolución 287/2017 de la Secretaría de Energía Eléctrica. Si fuese viable técnicamente, dicha alternativa podría ser considerada por las autoridades para oferentes que actualmente estén operando bajo tal modalidad.

Renglón 2

El renglón 2 apunta a reemplazar, modernizar y eficientizar la Oferta Térmica de Tierra del Fuego.

La potencia máxima requerida es de hasta 70 MW con un objetivo mínimo referencial de 30 MW. Asimismo, la unidad de generación para el despacho deberá ser menor a 15 MW.

Los proyectos del Renglón 2 en Tierra del Fuego serán solo a gas natural.

Provisión de combustible y Heat Rate

El combustible (gas natural o líquido alternativo) será provisto por CAMMESA.

Los proyectos del Renglón 1 deben ser a gas natural y tener capacidad para funcionamiento pleno en períodos fuera de invierno y contar con instalaciones para combustible alternativo (gasoil y/o fueloil) para al menos 120 horas a plena carga. Los proyectos del Renglón 2, como se dijo, sólo deben ofertar gas natural (no se especifica si deben tener una cantidad mínima de horas a plena carga como en el renglón 1).

Sin embargo, aquellos proyectos que se conecten a la red de transporte de gas o en zonas con capacidad suficiente para todo el año podrán presentar proyectos sólo abastecidos por gas, a ser evaluados en cada caso.

A su vez, los oferentes deberán indicar en su oferta el Consumo Específico Neto Comprometido (Heat Rate), cuyo neto máximo a comprometer para cualquier combustible es de 1750 kcal/kWh para el Renglón 1.0, 2350 kcal/kWh para los Renglones 1.1 y 1.3, y de 2100 kcal/kWh para los Renglones 1.2 y 2.

Características del PPA

Los adjudicatarios celebrarán un PPA con CAMMESA, cuyo plazo es de quince años (salvo para el Renglón 1.0, en el plazo es de diez años).

A continuación, se desarrollan los aspectos más relevantes del PPA.

Plazos relevantes del PPA

La fecha objetivo para alcanzar la habilitación comercial (“COD”, por sus siglas en inglés Commercial Operation Date) es: (a) Renglón 1.0, 1 de enero de 2025; (b) Renglón 1.1 y Renglón 2, 1 de octubre de 2025; y (c) Renglón 1.2 y 1.3, 1 de abril de 2026.

Por su parte, la fecha límite para alcanzar el COD es: (a) Renglón 1.0, 30 de junio de 2027; (b) Renglón 1.1 y 2, 31 de marzo de 2028; y (c) Renglón 1.2 y 1.3, 30 de septiembre de 2028.

El PPA iniciará ante la ocurrencia de lo último entre: (a) la fecha efectiva de COD o (b) seis (6) meses previos a la fecha objetivo para el COD.

De tal modo, en general, el PPA finalizará, (a) para el Renglón 1.0, el 31 de diciembre de 2034; (b) para los Renglones 1.1 y 2, el 30 de septiembre de 2040; y (c) para los Renglones 1.2 y 1.3, el 31 de marzo de2041.

El PPA presenta un esquema más flexible en términos de plazos, toda vez que de ocurrir un COD anticipado (hasta seis meses anteriores a la fecha objetivo para el COD), el plazo será extendido en forma acorde.

Remuneración de la potencia

El PPA remunera la potencia disponible -independientemente del despacho- a un valor máximo de USD 18.000/MW/mes. Asimismo, se prevé que a dicha remuneración se le aplique un factor de estacionalización (1,15 para diciembre, enero, febrero, junio, julio y agosto y 0,85 para el resto del año).

Respecto de la disponibilidad, se aplica un coeficiente de incentivo de 1.00 para los años 1-5; 1.04 para los 6-10; y 1,08 para los años 11 a 15 del PPA (excluyendo en este caso el Renglón 1.0, cuyo plazo es de 10 años).

Asimismo, se remuneran ciertos costos fijos de operación y mantenimiento en torno a los 1.000 USD/MW-mes.

La energía variable es remunerada separadamente y varía según se opere con gas natural o líquido alternativo.

COD y esquema de pagos

A diferencia de otras convocatorias como la Resolución 21/2016 o la Resolución 287/2017 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica, no se requiere integrar una garantía de cumplimiento del COD, y tampoco se prevé la imposición de penalidades diarias ante un evento de COD tardío.

La convocatoria TerConf opta por un esquema de pagos hasta el COD, es decir, el adjudicatario debe pagar una suma mensual de US$/MW creciente (similar a RenMDI), y el monto integrado se devuelve en forma parcial o plena en función del cumplimiento del COD.

Alternativamente a este esquema de pagos, puede optarse por ceder acreencias bajo el PPA a CAMMESA, lo cual podría ser más atractivo considerando que la cesión de acreencias sólo se materializará ante un evento de COD tardío y contra un flujo ya existente.

Otros aspectos

Sería conveniente que la Convocatoria TerConf prevea mecanismos de algún tipo en torno a la bancabilidad y aptitud de ser financiado bajo un esquema de financiamiento (project finance) o corporativo.

La mitigación adecuada de tales riesgos es un aspecto clave que ha sido exitosamente incorporada en otros procesos competitivos llevados a cabo por CAMMESA tales como el programa RenovAr. Algunos de estos instrumentos pueden incluir:

Derechos de subsanación (healing rights) o intervención (step-in), que implica que acreedores designados previamente como acreedores garantizados deban intervenir previamente a ciertos eventos bajo el PPA (envío de notas de incumplimientos; terminación, etc.).

La posibilidad de que el PPA y/o el flujo de fondos asociado sea cedido como colateral a dichos acreedores, sin que ello requiera del consentimiento previo de CAMMESA, sino que ello se cumpla notificándola en calidad de deudor cedido. Tal cesión puede ser inicial o condicionada a la ocurrencia de algún evento en particular que gatille un giro de esos fondos hacia el acreedor.

Derecho del generador a recurrir a una instancia de reglada de revisión de precios ante eventos extraordinarios e imprevisibles que puedan calificar como un cambio de ley, incluyendo la posibilidad de revisar el plazo para el COD, el plazo total del PPA, y/o el precio acordado.

La cooperación provincial y municipal (y no interferencia material) en temas de permisos, autorizaciones y licencias bajo dicha órbita.

Además de ello, sería deseable que la Convocatoria TerConf prevea alguna estipulación que permita acceder al mercado de cambios (MULC), algo vital para la compra del equipamiento (en su mayoría, producido offshore) y pagos al proveedor y/o constructor. También resultaría conveniente que se prevea algún mitigante frente a demoras en la importación o despacho en plaza, un tema recurrente en el último tiempo, y que impacta en el camino crítico del proyecto.

En estas líneas, se ha tratado de resumir los aspectos salientes de la convocatoria TerConf, y presentar ciertos puntos que, a mi modo de ver, ayudaría a viabilizar hacia estos proyectos, los vehículos y/o sus sponsors, según el caso.

Tales aportes son en miras a favorecer que la Convocatoria TerConf pueda cumplir con sus objetivos -que son encomiables- en términos de una mayor eficiencia, reducción de costos, y una mayor confiabilidad del parque de generación, en línea con los objetivos de la Ley 24.065.

*Abogado por la UBA (2014) y Magister por la Universidad Católica Argentina (UCA) en Derecho Administrativo & Económico. Constanzó También realizó cursos de posgrado en finanzas en la UCEMA. Desde el año 2016 se desempeña como abogado en la firma Tavarone, Rovelli, Salim & Miani. Durante 2021-2022 formó parte de la oficina de Nueva York de Latham & Watkins LLP como International Visiting Associate.

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, Redaccion EconoJournal

En los últimos días comenzaron a llegar las facturas de electricidad en Capital y Gran Buenos Aires con aumentos cercanos al 500% interanual para los usuarios Nivel 1, segmento que incluye no solo a los hogares de ingresos más altos sino también a todos aquellos que por diversas razones no se anotaron en el registro para conservar el subsidio. A su vez, los clientes que reciben subsidio, pero consumen más de 400 Kwh por mes comenzaron a pagar la tarifa plena por la demanda que excede ese umbral.

Cuando puso en marcha la segmentación a mediados del año pasado, el gobierno aseguró que se quedaría sin subsidio cerca del 10% de los usuarios. Sin embargo, el subsecretario de Energía Eléctrica Santiago Yanotti reconoció en mayo en su cuenta de Twitter que la poda impactará en más del 30 por ciento de los hogares, algo que se podía prever apenas comenzó a implementarse el plan y que EconoJournal advirtió oportunamente.

Lo insólito en este caso es que el gobierno de Alberto Fernández estuvo tres años dejando que las tarifas de luz y gas se licuaran de manera acelerada frente a la inflación, lo que afectó el plan de inversiones. Luego de atravesar el peor momento de la pandemia de coronavirus, el entonces ministro de Economía, Martín Guzmán, y su par de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, intentaron en reiteradas ocasiones actualizar las facturas en línea con la inflación para al menos mantener estables los subsidios, pero se encontraron con la negativa de la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, representada por sus delegados en el área energética, los interventores del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), Federico Bernal, y del Ente Nacional de Regulación de la Electricidad (ENRE), Federico Basualdo, quienes alcanzaron un protagonismo inusitado en aquel momento.   

Basualdo, quien en noviembre de 2020 fue designado subsecretario de Energía Eléctrica, desafió al propio Guzmán no sólo resistiendo la implementación de mayores ajustes tarifarios sino incluso negándose a renunciar cuando el ministro de Economía lo quiso desplazar en abril de 2021 por desobedecer sus directivas. “A veces la gestión es frustrante en cuanto a lo que uno espera que suceda y no sucede. Habrá que superar esas frustraciones y seguir adelante”, aseguró a EconoJournal en aquel momento en un mensaje destinado al ministro.

En el sector del gas, Bernal impulsó un proyecto de ley de ampliación del subsidio extra por “zonas frías”, avalado por Máximo Kirchner y Sergio Massa, que terminó siendo votado en el recinto en junio de 2021 y extendió ese beneficio, restringido originalmente a la Patagonia, a gran parte de la provincia de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, la provincia de Mendoza y casi la totalidad de la provincia de San Luis. Todas esas zonas, que en muchos casos se caracterizan por sus climas templados e importantes niveles de actividad económica, terminaron viéndose beneficiadas por una baja nominal de tarifas cuando la inflación interanual ya superaba el 50%. 

Los sonidos del silencio

A diferencia de los aumentos que impulsaban Guzmán y Kulfas al inicio de la gestión para mantener los subsidios estables, ahora el gobierno decidió aplicar una eliminación total de esos subsidios para un tercio de la población, obligado por la falta de dólares y la presión del FMI, en medio de un fogonazo inflacionario inédito y en plena campaña electoral.

El aumento interanual de casi 500% se ubica muy por encima de la inflación del período y, por lo tanto, no cumple con los criterios de “certeza, previsibilidad, gradualidad y razonabilidad” que recomendó la Corte Suprema de Justicia en 2016, cuando anuló la suba de tarifas que entonces había aplicado el ministro de Energía Juan José Aranguren. El fallo CEPIS fue reivindicado en su momento por el Frente de Todos que ahora está aplicando este ajuste luego de que el FMI solicitara avanzar en esa dirección en su informe de evaluación de las metas del último trimestre de 2022.

Bernal y Basualdo parecen haber abandonado ya cualquier tipo de resistencia frente a la suba de tarifas, aunque permanecen dentro del gobierno. Bernal se desempeña como subsecretario de Hidrocarburos y no se le conoce ninguna declaración en contra de estos ajustes que cuadriplican la inflación y no solo impactan en los hogares de mayor poder adquisitivo. Basualdo, por su parte, también optó por el perfil bajo, mientras ejerce como presidente de YPF Gas, cargo con el que fue recompensado por los servicios prestados cuando dejó la Secretaría de Energía.

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, Fernando Krakowiak

Compañías petroleras agrupadas en la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) le enviaron una carta al gobierno para que reglamente la exención del cobro del impuesto PAIS (Para una Argentina Inclusiva y Solidaria) a la compra de dólares para las importaciones vinculadas a la generación de energía. La carta fue enviada este jueves al presidente Alberto Fernández, al ministro de Economía, Sergio Massa, y a la secretaria de Energía, Flavia Royón.

La entidad argumenta que, si no se reglamenta la exención, el impuesto PAIS podría generar un incremento de los costos del sector energético que podrían tener “un eventual impacto en las tarifas de los servicios públicos”, remarca la nota. Además, podría “poner en riesgo la provisión de insumos necesarios para mantener la generación de energía”, donde incluye a los consumidores residenciales e industriales, y podría “poner en riesgo el autoabastecimiento de hidrocarburos”.

Decreto

El decreto 377 publicado el lunes 24 de julio es parte del paquete de medidas que impulsó Massa ante la escasez de dólares en las reservas y luego de renegociar el acuerdo con el FMI. El artículo dos subraya que están exentos los “bienes vinculados a la generación de energía, en los términos que establezca la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía”.

Se trata de la ampliación de 7,5% del impuesto PAIS para la compra de divisas para las importaciones de bienes y servicios. En los hechos, la adquisición de dólares para compras en el exterior tendrá el cobro del impuesto PAIS de 25%, al que ahora se suma una alícuota de 7,5%.

En la nota de la CEPH, firmada por el director Ejecutivo Manuel García Mansilla, la cámara valora la exención del impuesto para el sector de generación de energía porque evita que se “quiebre la ecuación económica de los proyectos”. Pero, pide que se reglamente “a la mayor brevedad posible” la medida.

Actividad

Otro reclamo de la cámara petrolera es que la reglamentación sea a la “actividad” y no en “función de mercadería según Nomenclatura Común del Mercosur” por la gran cantidad de ítems y actividades que tiene la generación de energía y para evitar “olvidos u errores” que pudieran generar que empresas queden excluidas de la exención del cobro del impuesto PAIS.

La CEPH incluso fue más allá y le propuso al gobierno que la redacción de la reglamentación exprese literalmente así: “se encuentran exentos los bienes vinculados a la generación de energía hidrocarburífera que sean importados por las empresas que desarrollan la referida actividad, incluyendo a sus contratistas, subcontratistas y proveedores”. Es decir, aclara la cámara, “a toda la cadena de suministro de la actividad de generación de energía hidrocarburífera”.

Además, pide que se aclara en la reglamentación o en un decreto complementario que publica el Poder Ejecutivo que “la exención otorgada a los bienes vinculados a la generación de energía incluye a los servicios y fletes vinculados a la citada actividad”.

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, Roberto Bellato

Naturgy lanzó algunas recomendaciones con el objetivo de promover el uso responsable, eficiente, racional y seguro de un recurso natural y no renovable, como es el gas natural, en el marco del programa “Cuidemos Nuestros Recursos”.

Desde la compañía destacaron que “la idea es que todos tomemos conciencia de que con pequeños recaudos en los hogares se puede disfrutar de las comodidades y servicios del gas natural y, simultáneamente, ahorrar en el consumo”.

En el portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com se pueden encontrar recomendaciones para realizar un uso consciente no sólo del gas, sino que también de la electricidad y el agua.

Sugerencias:

Para calefacción

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

Utilizar el termostato para regular la temperatura adecuada en los ambientes. No abra la ventana para bajar la temperatura.

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

No utilizar artefactos de calefacción para secar prendas.

Usar ropa abrigada dentro de la casa.

Para agua caliente

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

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

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

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

Al ducharse, hacerlo en un tiempo razonable.

Para cocción

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

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

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

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

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

El piloto

Mantener el piloto encendido sólo cuando se usan los artefactos.

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

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, Redaccion EconoJournal

Se acerca el 3° Encuentro de Sostenibilidad, organizado por La Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA), que se realizará en Santiago de Chile, el día 5 de septiembre en el hotel DoubleTree by Hilton Santiago.

La Asociación tiene como misión ser facilitadora del desarrollo sostenible de negocios para la Petroquímica y Química de América Latina. “Tenemos un fuerte compromiso con la sostenibilidad y en este sentido, nuestro objetivo es promover la concientización acerca de los desafíos ambientales que enfrentamos y presentar soluciones prácticas y efectivas para abordarlos”. “A través de las mejores prácticas que serán presentadas por empresas que están a la vanguardia de la implementación, buscamos impulsar la transmisión de este conocimiento a nuestra industria”, precisaron desde APLA.

Encuentro de Sostenibilidad

El encuentro contará con una agenda dónde se tratarán proyectos y desafíos del sector petroquímico en Latam, desarrollos sostenibles, energías renovables, entre otros.

Se debatirá sobre normativas y regulaciones, impulsando un futuro sostenible, con desafíos y oportunidades para las nuevas energías.

Según indicaron desde APLA: “Este evento brinda una excelente oportunidad para que los profesionales se reúnan y se actualicen sobre las herramientas y conocimientos principales para impulsar una industria sostenible aprovechando la vanguardia tecnológica disponible”.

Para conocer el programa e inscribirse ingresar a este link.

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, Redaccion EconoJournal

*Por Alejandro D´Onofrio.

La industria del litio ha quedado en cierto modo inmune al inestable escenario político y económico argentino. El litio es una de las pocas áreas -al menos hasta ahora- que no ha sido afectada por divisiones partidarias y que carece de los estrictos controles regulatorios que enfrentan la mayoría de las industrias en el país.

Los gobernadores de las provincias ricas en litio de Catamarca, Jujuy y Salta, cada uno de un partido político diferente, formaron un comité regional denominado Mesa del litio para coordinar las regulaciones provinciales y ante el gobierno federal.

En la Argentina, las empresas privadas controlan la producción de litio y el gobierno recauda impuestos y regalías y ejerce poderes ambientales y administrativos. Ese marco legal básico para la minería no ha cambiado en los últimos 30 años, las provincias son las propietarias de sus recursos minerales y pueden otorgar la propiedad de los derechos mineros a particulares, extranjeros o nacionales, sin restricción alguna.

Asimismo, existe una prohibición en el Código Minero Argentino para que el Estado realice actividades de explotación minera. Este marco legislativo ha actuado como protección contra los intentos de expropiación, los controles e intervenciones gubernamentales y un esquema fiscal excesivamente oneroso.

Como se repite hasta el cansancio, la Argentina se encuentra en el llamado “triángulo del litio”, junto con Bolivia y Chile, el cual contiene aproximadamente el 70% de las reservas mundiales de litio, principalmente debajo de sus salares. Las provincias de Salta, Catamarca y Jujuy, donde se ubican los yacimientos y las empresas productoras de litio, han sostenido con firmeza la actividad, con un esquema regulatorio favorable al mercado y un atractivo paquete de incentivos económicos.

Producción de litio

En este contexto, la producción de litio de Argentina ha aumentado dramáticamente, de menos del 1% de la producción mundial en 1994 al 10% actual. En la actualidad, el país cuenta con dos proyectos en plena operación (Sales de Jujuy y Fénix), un proyecto que ha empezado a producir recientemente (Caucharí Olaroz) y 34 proyectos en diferentes etapas de desarrollo. En los primeros cuatro meses del 2023 las ventas de carbonato de litio al exterior alcanzaron los US$294 millones, creciendo un 98% interanual y representando el 23% de las exportaciones mineras totales.

En términos de reservas, Argentina posee aproximadamente el 9% del total mundial (2,2 millones de toneladas), siendo la tercera más grande del mundo. Chile es el principal poseedor con 9,2 millones de toneladas, Australia tiene 5,7 millones de toneladas y China 1,5 millones.

Los expertos del mercado estiman que, para 2025, el norte de Argentina podría generar hasta 300.000 toneladas anuales de carbonato de litio, convirtiéndose en el segundo mayor productor mundial.

Inversiones

Las inversiones canadienses, chinas, estadounidenses y australianas en este sector han aumentado constantemente, ascendiendo a aproximadamente US$5.000 millones en los últimos dos años, y se prevén importantes inversiones en el corto plazo, tanto en nuevos proyectos como en la ampliación de los existentes.

Las previsiones de exportación de carbonato de litio también son muy optimistas, con una estimación de 800.000 toneladas anuales en cinco años. También se está evaluando seriamente la construcción de instalaciones para producir localmente baterías de litio.

El régimen legal argentino ha demostrado ser estable y favorable al mercado, a pesar de las fluctuaciones políticas y económicas que ha atravesado la Argentina en las últimas décadas.

Los proyectos que proponen la declaración del litio como “mineral estratégico” e, incluso, algunos que promueven directamente la estatización de la producción y comercialización del litio son absolutamente minoritarios y no cuentan con el apoyo político necesario para llevarse a la práctica.

Sería deseable que no caigamos en la tentación de intervenir en una industria que se ha desarrollado en condiciones de mercado, marcando un diferencial favorable frente a nuestros vecinos.

Esto desalentaría inversiones y afectaría la estabilidad jurídica minera, que ha sido a mi entender un factor fundamental que explica el gran desarrollo de la industria en los últimos 30 años, junto con las inmejorables reservas mineras con que cuenta el país.

*Abogado a cargo del área minería de BOMCHIL, firma de abogados full-service que este año celebra su 100° aniversario.

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, Redaccion EconoJournal

ExxonMobil, la mayor petrolera privada del planeta, contrató a Jefferies Financial Group, uno de los principales bancos de inversión de EE.UU., para testear al mercado en busca de un comprador para sus activos onshore en la Argentina, según confirmaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí que participan del proceso. En esa lista figura la concesión no convencional de siete áreas de Vaca Muerta, la participación accionaria en Oldelval, la empresa encargada de la evacuación de crudo desde Neuquén a Puerto Rosales (al sur de la provincia de Buenos Aires), y la capacidad contratada en esa red de transporte.

Se espera que las empresas invitadas a explorar el Data Room con los detalles técnicos de los activos presenten una oferta no vinculante (non-binding offer) en 30 días, es decir, a fin de este mes. Será sólo una primera propuesta para sondear el apetito real de los privados, aunque la mayoría de las fuentes consultadas señaló que el proceso podría demorarse varios meses y advirtieron que podría estancarse en cualquier momento si ExxonMobil considera que los números en juego son muy inferiores a los anotados en las libros contables de la petrolera.

Exploratoria

En esta etapa, Jefferies tiene mandato para recibir ofertas económicos sólo por el total del paquete de activos de Exxon. Es decir, no tiene autorización para recibir ofertas por algún área en particular. Cuenta, en ese sentido, con el respaldo de Qatar Gas, socio minoritario de ExxonMobil con un 30% de participación en los bloques neuquinos, que está dispuesta también a encadenar conjuntamente la venta de su parte del negocio.

Bajo del Choique, el área donde ExxonMobil perforó alguno de los pozos más productivos de Vaca Muerta.

Del relevamiento entre varios directivos privados, EconoJournal pudo confirmar que la mayoría de las empresas con presencia en Vaca Muerta fueron invitada a evaluar los activos. En esa nómina figuran compañías con accionistas locales como Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, Pampa Energía, Vista y Pluspetrol, entre otras. También CGC, la empresa de energía de Corporación América, que pese a no tener presencia en Neuquén (es el principal player de Santa Cruz), hace tiempo que analiza oportunidades para ingresar a Vaca Muerta. En la lista aparecen también compañías internacionales que ya estén presente en la Argentina, como Chevron, Shell y Petronas. Por el momento, no participa ninguna empresa multinacional que no tengan negocios preexistentes en el país.

Una de las fuentes consultadas señaló que la petrolera norteamericana pretende encaminar hacia fin de año el proceso de venta en caso de que surja una propuesta potable. Consultados por este medio, fuentes de ExxonMobil indicaron que “la empresa no se está yendo de la Argentina”. “La iniciativa apunta a testear el interés por los activos onshore, es decir, no incluye ni la participación en los campos offshore (Exxon fue la única concesionaria de un permiso de exploración en el Mar Argentino que hasta ahora logró correr una sísmica 3D por un área en aguas profundas que está en proceso de interpretación) ni tampoco el centro de servicios que cuenta con más de 3000 empleados en el centro porteño”, afirmaron. El centro se creó en 2004 y que brinda asesoramiento interno para sus negocios en otros 42 países (en especial en Estados Unidos y Canadá), en impuestos, recursos humanos, seguridad informática y compras a proveedores. 

¿Un deal posible?

Uno de los grandes obstáculos que atentan contra un potencial traspaso de los activos es el timing del proceso. ExxonMobil es una de las operadoras con más cantidad de acreaje en Vaca Muerta. Desde ese punto de vista, su eventual salida podría convertirse en una de las pocas entradas que quedan para ingresar (o ampliar participación) en el play no convencional de la cuenca Neuquina, dado que la mayoría de los bloques en Vaca Muerta ya se encuentran adjudicaos.

El problema que advirtieron las fuentes consultadas es que, a priori, parece difícil que las propuestas económicas de los interesados coincidan con los montos que pretende ExxonMobil según la valuación que figuran en los libros de la compañía. Más cuando para salir del país, la petrolera norteamericana aspira a recibir, como es lógico, un pago en dólares en una cuenta en el exterior. Un directivo de una petrolera local lo puso en estos términos: “Realizar un deployment (desarrollo) de más de entre 500 y 1000 millones de dólares, como muy probablemente requeriría una operación como esta, es muy complicado en esta coyuntura, justo en medio de un calendario electoral y todavía con una reorganización incierta de la macroeconomía”.

La clave es conocer cuánto dinero quiere cobrar ExxonMobil por los bloques en Vaca Muerta. Su participación accionaria en Oldelval no parece tener tanto valor en sí misma, dado que la empresa contrató sólo una pequeña capacidad de transporte en el open season realizado a fines de 2022.

Puerta de entrada

Según publicó el diario Río Negro, que adelantó el interés de ExxonMobil de reducir su presencia en la Argentina, la petrolera cuenta con 7 áreas (opera cinco de ellas) que suman en total 1.284 kilómetros cuadrados. Bajo del Choique – La Invernada, ubicado en la ventana de petróleo, es uno de los campos más atractivos. Allí ExxonMobil tiene en carpeta la conexión de un oleoducto para conectar el yacimiento a la red de Oldelval. En la ventana de gas, la empresa posee un 54,5% de Sierra Chata, un campo operado por Pampa Energía con excelentes resultados de producción. También posee participaciones en Los Toldos 2 Oeste, Los Toldos 1 Sur con Tecpetrol y GyP como socios; Pampa de las Yeguas 1, en donde el 50% del activo es de YPF; y Parva Negra Este y Loma del Molle.

En 2020, la empresa anunció que los bloques en Vaca Muerta no integraban su portafolio de activos estratégicos, como Permiam y Guyana, donde ExxonMobil apunta a producir más de 1 millón de barriles por día de crudo. La empresa estadounidense acaba de pagar cerca de US$ 5000 millones por una compañía de storage (almacenamiento) de energía y algunos medios periodísticos sostienen que aspira a quedarse con Pioneer, uno de los petroleras más exitosas en el desarrollo no convencional, en una megatransacción que, de concretarse, podría superar los US$ 40.000 millones.

“En un país con una economía ordenada, Exxon podría pedir el equivalente a un desarrollo masivo en Vaca Muerta, o sea, más de US$ 2000 millones. Pero en la Argentina, con el altísimo nivel de incertidumbre, parece imposible que alguien esté dispuesto a pagar siquiera la mitad de eso, al menos en los próximos meses. Tal vez alguna empresa internacional que quiera ampliar su exposición en Vaca Muerta”, analizó un alto directivo de otra petrolera, aunque otra fuente indicó que Exxon podría aceptar un rate off (revaluación a la baja) incluso mayor si la operación se realiza rápidamente y garantiza una salida limpia de la Argentina. En cualquier caso, en algunas semanas, cuando se presenten las ofertas no vinculantes, el panorama empezará a quedar más claro.

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, Nicolas Gandini

Los inventarios de petróleo crudo en Estados Unidos registraron una caída semanal récord de 17,05 millones de barriles, informó este miércoles la Administración de Información Energética (EIA). Con esta contracción semanal, la más grande registrada en la historia del organismo, los inventarios de crudo quedaron en su nivel más bajo desde enero. El llamativo dato no movió demasiado la aguja de los precios en la jornada del miércoles, que cerraron levemente a la baja pero que mantienen la recuperación de los últimos meses sobre la expectativa de una buena demanda mundial de crudo para el resto del año.

El precio del WTI cerró el martes en US$ 79,49 por barril, contra un precio de apertura de US$ 82,24. El barril escaló un 11,22% en los últimos tres meses. Por otro lado, el precio del Brent subió un 10,73% en el mismo período y cotiza a US$ 83 por barril.

Por otro lado, la producción estimada de crudo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) retrocedió nuevamente en julio, reflejando el nuevo recorte voluntario de producción anunciado por Arabia Saudita en la última cumbre de los países exportadores.

Los recortes coinciden con mejores datos económicos y perspectivas de demanda levemente al alza para el resto del 2023. El banco Goldman Sachs estimó que la demanda mundial de petróleo aumentó a 102,8 millones de bpd en julio y revisó al alza la demanda de 2023 en unos 550.000 bpd sobre la base de mayores estimaciones de crecimiento en la India y EE.UU. que compensan una rebaja del consumo en China.

Inventarios y producción

El último reporte de inventarios de crudo y combustibles del EIA indica que en la semana finalizada el 28 de julio los inventarios de petróleo crudo totalizaron en 786 millones de barriles, con una caída de 17,05 millones. Esto incluye a los barriles de la Reserva Estratégica de Petróleo, que se mantuvo sin cambios, con 346,8 millones de barriles contabilizados.

Los inventarios de crudo de EE.UU. perdieron 17 millones de barriles en una semana.

En cuanto a los productos refinados, las reservas de destilados (gasoil) cayeron 0,8 millones de barriles en la semana para terminar en 117,2 millones. Los inventarios de naftas retrocedieron en 1,4 millones de barriles (219 millones).

Los inventarios totales de crudos y productos refinados registraron una caída semanal de 10,4 millones y finalizaron en 1612 millones de barriles.

La producción de crudo contabilizada fue de 12.200.000 barriles diarios, sin cambios respecto a la semana anterior y apenas 100.000 barriles por encima de la producción de la misma semana del 2022. En lo que va del 2023 el pico de producción aconteció en la semana finalizada el 30 junio, con 12.400.000 bpd. El EIA pronostica una producción nacional de 12,56 millones de bpd en 2023 frente a una producción diaria de 11,89 millones en 2022 y mayor que el récord histórico de 12,32 millones en 2019.

Recompra de barriles en pausa

Por otro lado, el recorte de producción de Arabia Saudita y el reciente aumento de precios también alteró el plan de compra de barriles para volver a llenar la Reserva Estratégica de Petróleo. El Departamento de Energía canceló su oferta de compra de 6 millones de barriles.

El gobierno estadounidense ordenó el año pasado liberar hasta 180 millones de barriles de crudo de su reserva estratégica, que se encuentra cerca de sus mínimos históricos. A fines de 2022 informó que comenzaría a comprar crudo para reponerla cuando los precios cayeran a alrededor de US$ 70 por barril.

No obstante, el gobierno retiró la oferta de compra realizada a principios de julio, cuando los precios estaban dentro del rango deseado de $67 a $72 por barril. La oferta era por crudo agrio, con mayor contenido de azufre y que tiene a Arabia Saudita como un importante productor.

OPEP+

La producción de la OPEP+ retrocedió en 900.000 barriles por día en julio y totalizó unos 27,79 millones de bpd en el mes, de acuerdo con un relevamiento de la agencia Bloomberg.

Arabia Saudita cumplió con gran parte del recorte adicional de un millón de barriles por día para julio. Este recorte será extendido en agosto y se espera que en los próximos días se anuncie una extensión para septiembre. La nación árabe produjo un promedio de 9,15 millones de bpd el mes pasado.

Por otro lado, las exportaciones de crudo de Rusia cayeron a tres millones de barriles diarios, su menor nivel en siete meses. Rusia venía incumplimiento sistemáticamente las reducciones comprometidas en el esquema OPEP+ pero los datos de geolocalización de tanqueros reflejan una menor actividad exportadora.

El comité de monitoreo de la OPEP+ realizará una reunión virtual el próximo viernes. La próxima junta ministerial esta pautada para noviembre.

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, Nicolás Deza

EconoJournal organizará el próximo martes 8 de agosto una nueva edición del Supplier Day, que busca visibilizar la agenda de la amplia cadena de valor de la industria de energía. Participarán referentes de los distintos segmentos que integran el entorno de servicios y proveedores de insumos del sector: directivos de compañías de servicios de pozo (perforación y completación), proveedores de herramientas y tecnología, representantes de la industria metalmecánica y líderes de empresas productoras de hidrocarburos en Vaca Muerta. El evento tendrá lugar en el Hotel Meliá en el centro de la ciudad de Buenos Aires a partir de las 9 AM y se podrá seguir en vivo por el canal de YouTube de EconoJournal y el resto de las plataformas del medio.

Si bien las implicancias que se desprenden de operar en una coyuntura tan complicada como la actual —signada por restricciones para importar equipamiento y repuestos o pagar servicios en dólares contratados en el exterior— surgirán, casi de forma natural, en el devenir de los paneles del evento, el eje transversal sobre el que pivoteará esta edición del Supplier Day girará en torno a la apuesta por la innovación en la cadena de valor de la industria.

Las empresas de servicios son parte importante de los avances en captura de eficiencia y productividad que se registraron en los últimos cinco años en Vaca Muerta por medio de la incorporación de tecnología y optimización de procesos que se concretaron en un escenario económico que estuvo lejos de ser el ideal.

En esa clave, el programa indagará sobre distintas temáticas, entre los que figuran:
a) las apuestas tecnológicas que implementaron las empresas proveedoras para ganar en eficiencia.
b) cuál es la capacidad de contratación real que existe en el mercado para llevar adelante proyectos de infraestructura tanto en upstream como midstream de hidrocarburos y qué áreas es necesario reforzar.
c) cómo generar entornos de mayor sinergia con el sector público e incluso dentro del sector privado, con mejores vasos comunicantes entre empresas operadoras y de servicios.
d) cuál es el diagnóstico que trazan en materia de Supply Chain las grandes jugadores del sector.
e) qué rol pueden jugar empresas de ingeniería y referentes metalmecánicos en la agenda de transición energética, desarrollando soluciones para reducir el nivel de emisiones contaminantes.
f) qué oportunidades reales existen para que proveedores locales puedan internacionalizar o regionalizar su porfolio de servicios e insumos. ¿El desarrollo de Vaca Muerta pueda servir de plataforma para que empresas argentinas coloquen sus insumos en Norteamérica u otros mercados? ¿Existe un camino inverso a partir de la sustitución de importaciones?

Grilla de speakers

La apertura del evento se realizará a las 9 AM con un panel a cargo de Guillermo Murphy (Tecpetrol) y Nicolás Scalzo (Pluspetrol) quienes expondrán acerca de cuáles son los mensajes centrales para la cadena de valor de la industria.

El siguiente panel estará abocado a los servicios de pozo. Allí se debatirá a sobre los próximos pasos en la agenda de completación y estimulación y sobre el camino inverso: el no convencional como una puerta a la exportación de servicios. Participarán Diego Martínez (Weatherford), Fernando Rearte (Halliburton) Cristian Cerne (ProShale) e Ignacio El Idd (AESA).

Asimismo, habrá un panel destinado a la articulación Público-privada, y el desarrollo de proveedores desde la óptica del Estado. Este bloque estará a cargo de Diego Manfio (SIMA), Pablo Fiscaletti (QM) y Eduardo Borri (Bertotto).

A su turno, José Ferreiro (Techint Ingeniería y Construcción), Federico Gayoso (Transeparation), Gonzalo Arribere (Hidrofrac) y Gonzalo Cicilio (Andreani) analizarán si la cadena de valor está preparada para acompañar los proyectos de infraestructura. En ese sentido, debatirán sobre el rol de la logística y los nuevos players.

Por último, la atención se centrará también en los servicios de pozo con foco en la perforación, como uno de los cuellos de botella hacia adelante. Allí, los protagonistas de este panel serán Gerardo Molinaro (DLS), Carlos Etcheverry (Texproil) y Ezequiel Cufré, de la Cámara del Golfo San Jorge, quiénes debatirán sobre cómo optimizar la eficiencia y expondrán sobre las empresas regionales como un vector de optimización.

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, Loana Tejero

Shell (que comercializa la brasilera Raizen), Axion (PAE) y Puma (Trafigura) aumentaron un 4,5% los combustibles este 1° de agosto. YPF, que concentra el 60% de las ventas, aumentará este miércoles también el mismo porcentaje en promedio en todo el país. La suba en los surtidores que se viene efectuando mensualmente fue acordado entre el gobierno y las empresas del sector. Pero un nuevo incremento del 15,2% del bioetanol, que se mezcla con las naftas y que autorizó la Secretaría de Energía para este miércoles, fue criticada por las compañías refinadoras.

La suba mensual de los combustibles corresponde a un acuerdo del Poder Ejecutivo con las petroleras. Pero, según fuentes del sector consultadas por EconoJournal, tuvo que ver también por el aumento del bioetanol que autorizó la Secretaría de Energía el 17 de julio. Mediante la resolución 588/2023, la cartera que dirige Flavia Royón autorizó un incremento de 4,4% del bioetanol de caña de azúcar y maíz. Ahora, habrá otra suba del precio del etanol que le vuelve a poner presión a los surtidores.

PASO

Un dato no menor es que el ministro de Economía, Sergio Massa, intenta no frenar el aumento de los combustibles en pleno proceso electoral, como sí ocurrió en otras oportunidades. No es habitual que a dos semanas de una votación nacional un gobierno le dé el visto bueno a un aumento de los combustibles, más allá que la suba sea menor a la inflación. Parecería que el objetivo del titular del Palacio de Hacienda es llevar el precio en los surtidores en un sendero que, si bien está por debajo del IPC del INDEC, se mueva todos los meses.

Bioetanol

Por la Ley 27.640, las naftas se mezclan en un 12% con el bioetanol para al mercado interno. El precio de adquisición de este producto elaborado a base de maíz o de caña de azúcar está regulado por la Secretaría de Energía. El litro para ambos casos pasó a valer $ 172,7, pero este miércoles aumentó a $ 199. Los productores de etanol estiman que el aumento de los volúmenes de etanol en el mercado interno reemplaza parte de las importaciones de combustibles, algo que promueve el propio Massa. Incluso la cartera de Royón abrió el proceso para ampliar en 25% el cupo para el mercado local.

Según cálculos que hacen en el sector petrolero, mientras la nafta de YPF aumentó 429,6% de junio de 2019 a este miércoles (incluyendo la suba de 4,5%), el gobierno autorizó aumento del precio del bioetanol en un 813%. De este modo, explican las mismas fuentes, el litro de nafta súper de YPF en la estación de servicio Libertador y Tagle (CABA) tenía un precio de $ 42,60 en junio de 2019, desde este miércoles costará $ 225,61. En el mismo período, el litro de bioetanol de maíz pasó de $ 21,801 a $ 199,059.

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, Roberto Bellato

El Centro de Implementación de Políticas Públicas para la Equidad y el Crecimiento (CIPPEC) y la Red Argentina de Profesionales para la Política Exterior (REDAPPE) desarrollaron la Mesa de Diálogo Intersectorial Región Patagonia: Consolidar la Política Exterior para Potenciar el Desarrollo Local, un espacio de intercambio y debate que tuvo como eje central las propuestas de políticas de desarrollo energético, así como el impulso del comercio exterior en la región. Este encuentro regional tuvo como objetivo encarar un diálogo intersectorial e intergeneracional para intercambiar y debatir políticas.  

Argentina cuenta con uno de los reservorios de hidrocarburos no convencionales más grandes del mundo en Vaca Muerta y un nutrido clúster empresarial de industrialización de hidrocarburos, incluyendo desarrollos para el transporte, como es la industria del gas natural comprimido (GNC). Sin embargo, la historia reciente muestra que no ha podido garantizar el acceso a la energía de forma abundante y a precios competitivos. Además, los incentivos que moldean las decisiones del sector responden más a problemas de orden macroeconómicos y distributivos, y no a prioridades de desarrollo del sector.

Al mismo tiempo, alcanzar los objetivos de la transición a los que Argentina adhiere y que tiene como objetivo último la neutralidad de emisiones al año 2050 significa un enorme desafío, en particular para el sector energético, teniendo en cuenta que el 85% de la matriz energética la explica el uso de hidrocarburos (Oil&Gas). En ese contexto, la transición implicará un proceso de electrificación y, en simultáneo, un proceso de descarbonización profunda que modificará los procesos productivos, los modos de transporte y la forma que se genera y consume la energía en el futuro próximo.

Por este motivo, se desarrolló el encuentro que estuvo enmarcado en la iniciativa “40 años de democracia. Consensos y prioridades de las juventudes y la dirigencia política” que estas organizaciones llevan adelante con el apoyo de Unión Europea y contó con la presencia del jefe de Gabinete, Sebastián González, y del ministro de Producción e Industria de Neuquén, Facundo López Raggi.

El encuentro

Representantes de organismos públicos y privados participaron del evento en el que se abordaron los desafíos y oportunidades de la región que permiten generar una agenda de desarrollo en común.

Según informaron “CIPPEC promovió un debate sobre desarrollo energético sostenible, enmarcado en la  necesidad de llevar adelante políticas específicas para poder avanzar en este gran potencial que tiene  Patagonia y todo el país, en un contexto en el que el desarrollo de los recursos que posee la región podría, además, jugar un rol mucho más preponderante en la transición energética nacional y de otros  países de la región como sustituto de combustibles más caros o de mayores emisiones de gases de  efecto invernadero”.

En este sentido, detallaron que la Think tank “propone trabajar en lineamientos para potenciar la matriz energética con objetivos claros para aumentar la oferta y su diversificación en línea con la transición energética”. Desde CIPPEC se propone aportar elementos técnicos y lineamientos que contribuyan a una Política Nacional de Energía que busque consolidar el desarrollo del sector a través de:

1. Señales de precios claras que orienten la toma de decisiones de inversión empresarial y consumo de los hogares.

2. La focalización de recursos en contexto de restricción fiscal priorizando la accesibilidad energética a los consumidores vulnerables de la mano de una tarifa social.

3. La articulación entre niveles de gobierno para mejorar la coordinación regulatoria con las agencias provinciales, que permitan encontrar soluciones a las inequidades regionales y unifiquen la planificación de la estructura energética tanto de gas como en electricidad.

4. Desafíos de infraestructura, identificando los cuellos de botella de infraestructura, como su dependencia en los fondos públicos.

5. La generación de incentivos a la competencia e innovación que garanticen la transición a una economía neutral de emisiones, pero al menor costo para los consumidores.

Política exterior

En el espacio de Política Exterior se evaluarán líneas de acción para potenciar la inserción de las provincias en el plano internacional y el impulso a las exportaciones como ejes fundamentales de un desarrollo económico equilibrado.

En base a esto, Lucila Norry, coordinadora de Asuntos Nacionales de REDAPPE, destacó que «la mesa regional nos permitió trabajar en conjunto con actores de todos los sectores, conocer sus posiciones y reflexionar sobre los aportes que podemos hacer desde la sociedad civil para trabajar en una política exterior que incluya los intereses de la Patagonia, destacando la importancia de los recursos naturales y de la economía patagónica para el desarrollo nacional».

Sobre el proyecto “40 años de democracia. Consensos y prioridades de las juventudes y la dirigencia política”

El proyecto cuenta con cinco ejes fundamentales de desafíos de las políticas públicas, que son: educación, matriz productiva, pobreza, transición verde justa y política exterior. Durante 2022 se realizó la primera etapa de diagnóstico a través del intercambio en foros virtuales y la consulta a juventudes. De este proceso se desprenden las prioridades que se debatirán desde una perspectiva local en el transcurso del 2023. Las conclusiones pueden leerse aquí.

La mesa regional de Patagonia es el quinto de estos encuentros (el primero fue el del Nordeste; el segundo, el de la Región Centro; el tercero, el de NOA y; el cuarto, en la región Cuyo), en los que se abordaron distintos desafíos de la democracia argentina en las vísperas de la celebración de los 40 años de democracia ininterrumpida.

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, Redaccion EconoJournal

Los impuestos sobre los combustibles cobraron relevancia en los últimos años dentro del set de herramientas estatales destinadas a gestionar el impacto de la suba de los precios internacionales del crudo sobre las naftas y el gasoil. Con distintos criterios, varios gobiernos en Latinoamérica aliviaron el componente impositivo para evitar mayores aumentos de precios. Chile y Brasil optaron por este camino, pero con la relativa estabilización de los precios internacionales de los hidrocarburos comenzaron a normalizar el cobro de impuestos sobre los combustibles. No es el caso de Argentina, que mantiene desactualizado el cobro del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) por tercer año consecutivo y con una pérdida para el Estado que acumula unos 3600 millones de dólares en dos años y medio.

La salida de la pandemia y la crisis energética agravada por la invasión rusa en Ucrania configuraron un escenario de incrementos en los precios de las commodities y de los bienes y servicios. La inflación volvió a emerger en economías desarrolladas y emergentes como una problemática central. En Chile el IPC aumentó un 12,8% en 2022, la suba de precios anual más alta en 30 años. En Brasil el IPCA registró un acumulado de 10,06% en 2021, el dato anual más alto desde 2003.

En respuesta, los bancos centrales elevaron las tasas de interés para enfriar la demanda doméstica. Al mismo tiempo, los gobiernos accionaron con política fiscal para limitar los aumentos en los combustibles. Los resultados son auspiciosos: el Banco Central de Chile espera que el IPC cierre en 2023 en un rango de entre 4 y 4,5%, mientras que el relevamiento de expectativas del Banco del Brasil señala que el mercado espera que el IPCA termine en un 4,9% anual en 2023.

Con la espalda que otorgan estos resultados, la semana pasada el banco central chileno comenzó a revertir la política de tasas altas, mientras que se anticipa una decisión similar este miércoles por parte del banco central brasileño.

Costos fiscales

En concreto, Chile y Brasil modificaron distintos impuestos para aliviar la carga impositiva sobre los combustibles y limitando las subas.

El gobierno de Gabriel Boric en Chile modificó varias veces el Mecanismo De Estabilización De Precios De Los Combustibles (Mepco), con un costo fiscal estimado en US$ 2172 millones acumulados hasta julio.

En Brasil, el gobierno del ex presidente Jair Bolsonaro suspendió el cobro de impuestos federales sobre los combustibles. El presupuesto 2023 aprobado en diciembre calculó en 52.900 millones de reales (US$ 11.193 millones) el costo fiscal para la Unión de sostener esas suspensiones durante todo el 2023.

Con la reciente moderación de los precios del crudo y de los combustibles, ambos países están incrementando nuevamente la recaudación impositiva sobre los combustibles. En cambio, Argentina sigue sin actualizar el cobro del Impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y dióxido de carbono, que se mantiene sin cambios desde 2021. La consultora Economía & Energía estimó que el Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022, US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 y una cifra similar en el segundo trimestre por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según la normativa.

Otra diferencia sustancial está en los precios en el surtidor. Argentina figura en el puesto 30 en el ranking de precios de las naftas en dólares que elabora Global Petrol Prices. En Brasil, el mayor productor de crudo de Latinoamérica, el precio de la nafta se ubica en el 64° lugar. La nafta en Chile, un importador neto de crudo, se ubica en el puesto 116. El ranking lo encabeza Venezuela con la nafta más barata del mundo, a un precio de 0,004 dólares por litro.

Mecanismo chileno de estabilización

La tendencia alcista en el precio de los combustibles que marcó el 2022 comenzó a revertirse este año, con implicancias significativas para las arcas del Estado chileno, que busca revertir unos US$ 2000 millones en subsidios indirectos destinados a automovilistas y transportistas en el último tiempo a través del Mecanismo de Estabilización de Precios de los Combustibles.

Creado por ley en 2014, el Mepco tiene como función estabilizar los precios de venta internos de naftas, gasoil, GLP y GNC (estos últimos de consumo vehicular) frente a las fluctuaciones internacionales.

Los combustibles en Chile están sujetos a dos tipos de impuesto: IVA e Impuesto Específico a los Combustibles (IEC). El IEC posee un componente base y otro variable, donde a través de este último opera el Mepco. De esta manera, cuando hay un alza en los precios, el mecanismo entrega un subsidio, a través de una disminución en el IEC. En cambio, recauda a través de un aumento en el IEC cuando hay una baja en los precios.

La ley original establecía un límite fiscal anual para el Mepco de US$ 500 millones, que se mantuvo inalterado hasta el estallido de la guerra en Ucrania, que volatilizó los precios del crudo y combustibles. El gobierno fue incrementando el límite mediante sucesivas leyes, llegando a un máximo de US$ 3000 millones el año pasado (casi un punto del PBI). Pero con la última modificación de la ley en el mes de diciembre el límite fue reducido a US$ 1500 millones. También se estableció que los precios de los combustibles ya no serán ajustados semanalmente sino cada tres semanas, generando precios más estables y mejorando así la recaudación.

Actualmente el Mepco se encuentra en una posición de recaudación. Un informe reciente del Centro CLAPES de la Universidad Católica de Chile señala que entre enero y junio de este año el Estado recaudó unos US$ 475 millones como consecuencia del descenso de los precios de los combustibles. Desde su inicio en 2014 el subsidio neto acumulado es de US$ 2.172 millones al mes de julio, explicado por las fuertes subas de precios del 2022, año en el que registró un pico histórico de casi US$ 2.800 millones.

Estos ingresos resignados, que constituyen un subsidio indirecto a los automovilistas y transportistas, abren la pregunta sobre cuánto tiempo demorará el Mepco en retornar a la posición de neutralidad fiscal que registró hasta el 2022.

Descongelan impuestos federales en Brasil

En lo que respecta al Brasil, el gobierno de Lula da Silva esta volviendo a cobrar algunos impuestos federales sobre los combustibles que Bolsonaro suspendió el año pasado.

Bolsonaro redujo a cero el cobro de dos impuestos federales (PIS y COFINS) sobre las naftas y el etanol. También redujo a cero el impuesto CIDE sobre la importación y venta minorista de naftas, gasoil y otros combustibles.

El gobierno estimó en el presupuesto 2023 que el mantenimiento de estas extensiones tendría un costo fiscal de 52.900 millones de reales para este año. La renuncia de ingresos se estima en 34.300 millones de reales por la reducción del PIS/COFINS y CIDE sobre la nafta, el etanol y el gas vehicular, y en 18.600 millones por la reducción de PIS/COFINS sobre gasoil, biodiesel, licuados gas y queroseno de aviación. El Estado volvió a cobrar parcialmente estos impuestos a partir de julio.

Adicionalmente, el gobierno aprobó otra ley para limitar las alícuotas del Impuesto a la Circulación de Mercancías y Servicios (ICMS) sobre los combustibles. La ley complementaria 194 declaró bienes y servicios esenciales a los combustibles, la energía eléctrica, las comunicaciones y el transporte en colectivo, otorgándole al gobierno federal facultades para limitar las alícuotas del ICMS sobre ese universo de productos y servicios. En concreto, vetó a los estados la posibilidad de cobrar alícuotas superiores al 17%, afectando la recaudación de los estados y generando reclamos de los gobernadores.

El peso de las reducciones tanto de impuestos como en los precios de los hidrocarburos y combustibles no puede ser soslayado. Excluyendo del cálculo de la inflación los ítems de naftas y electricidad, el IPCA hubiera cerrado 2022 con un incremento anual de 9,56% y no de 5,79%. El cálculo fue realizado por el analista del Instituto Brasileño de Geografía y Estadística (IBGE), André Filipe Guedes, quien señaló que la reducción de los precios de la nafta y la electricidad ayudó a contener la inflación el año pasado.

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, Nicolás Deza

La Secretaría de Energía lanzó el viernes una convocatoria nacional e internacional para tratar de sumar 3000 megawatt (MW) de potencia térmica al sistema interconectado. La principal novedad es que el pliego establece que los oferentes respaldarán el cumplimiento de sus las obligaciones mediante el pago de una Garantía de Mantenimiento de Oferta, que se establece en función de la potencia comprometida, y luego un pago mensual por mantenimiento de adjudicación que la empresa podrá recuperar si cumple con los tiempos de construcción. Es la primera vez que el Estado recurre a un instrumento de estas características específicas.

Si bien se espera que participen al menos 10 oferentes, a priori los principales candidatos del concurso son Central Puerto e YPF Luz, según coincidieron distintas fuentes privadas consultadas por EconoJournal.

Los candidatos

Como la zona central a reforzar es el Área Metropolitana de Buenos Aires, aquellas empresas que tienen mayor presencia en ese nodo tienen mayores chances de ganar. Cammesa, la compañía mixta que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), elaboró un mapa del país en el que los nodos eléctricos a repotenciar están marcados en cinco colores diferentes: rojo, amarillo, verde, celes y gris. Los puntos rojos son los que tendrán prioridad a la hora de adjudicar los proyectos presentados. Sólo en la región del AMBA figuran más de 40 nodos en ese color.

El mapa con los nodos de transmisión que elaboró Cammesa.

Central Puerto —un holding que tiene como accionistas a Guillermo Reca, Eduardo Escasany y Claudio Pérès Moore, entre otros— controla tres centrales en la periferia de la Ciudad de Buenos Aires: las usinas Nuevo Puerto y Puerto Nuevo en la costanera norte y Central Costanera en el sur, las cuales podría reforzar, adquirida a Enel en febrero de este año. Como consecuencia, cuenta con sinergias naturales y una estructura competitiva para ser un número puesto a la hora de la enumerar a los principales candidatos a adjudicarse proyectos de ampliación en el área metropolitana.

Central Puerto cuenta en stock, además, con una turbina de gas de General Electric (GE) de 350 MW de potencia que fue adquirida hace varios años para instalar en un proyecto en el litoral que nunca se concretó. La empresa apunta a instalarla en algún sitio en el GBA, incluso podría ser en Central Costanera, donde aspira a reemplazar la mayor cantidad posible de máquinas turbovapor ineficientes que tienen décadas en actividad (algunas tienen un consumo cercano a las 7500 kilocalorías, tres veces más que la medida de un equipo nuevo).

Otros nombres

Otro empresa que seguramente será agresiva en la región del AMBA será YPF Luz, subsidiaria de la petrolera controlada por el Estado y de General Electric, que en marzo de este año desembarcó en la Central Dock Sud al ejercer su derecho de preferencia para adquirir la participación que la italiana Enel tenía en el activo. La compañía que dirige Martín Mandarano trabaja en un proyecto para ampliar la capacidad de generación en Dock Sud, donde podría instalar al menos otros 200 MW de potencia. De hecho, fuentes privadas indicaron que YPF Luz fue uno de los impulsores de la inclusión en el pliego licitatorio del renglón 1.0 que promociona la repotenciación de los ciclos combinados que se construyeron en los ’90 y precisan de grandes mantenimientos para seguir en actividad. La empresa también evalúa proyectos tanto en la costa atlántica como en Neuquén, donde es uno de los grandes productores de gas del país.

En la lista de generadoras que están trabajando contrarreloj para presentar ofertas también figuran Pampa Energía, MSU Energy y Albanesi. No está clara la participación de Genneia y AES, más enfocados en el segmento de energías renovables. Además, se especula que algunos nuevos jugadores como el Grupo Vila Manzano, propietario de Hidroeléctrica Ameghino, y Pecom, entre otros, que podrían sumarse al concurso.

Lo que aún no está claro es qué van a hacer algunos productores de gas que evaluaban participar de la convocatoria. Durante el proceso de redacción del pliego en la Secretaría de Energía, se especuló con la posibilidad de habilitar que el suministro de gas para las nuevas centrales de generación vuelva a estar en cabeza de los privados (en los últimos 15 años el suministro de combustibles estuvo a cargo de Cammesa, salvo por un breve lapso entre 2017 y 2019). Era un planteo de algunas petroleras para poder tener un destino para su producción de gas en momentos del años en que estacionalmente la demanda del fluido es baja. Pero finalmente no se incluyó esa alternativa en el pliego, por lo que el abastecimiento de gas seguirá monopolizado por Cammesa. Habrá que ver si productores como Tecpetrol, Pluspetrol, Pampa, Pan American Energy (PAE) y la propia YPF, todas con algún tipo de expertise y trayectoria en el negocio de generación eléctrica, deciden presentar proyectos en la zona de Vaca Muerta. La Secretaría de Energía no le asignó prioridad a esos nodos —por lo tanto, no ponderarán positivamente a la hora de evaluar los proyectos—, pero aún así tal vez alguna petrolera presente proyectos de generación en Neuquén.

Usina Nuevo Puerto, la «catedral de la electricidad».

¿Pedidos de prórroga?

El pliego establece que las empresas interesadas deberán presentar sus ofertas el 31 de agosto próximo. Es decir, los privados tendrán sólo 30 días para elaborar sus propuestas técnico-económicas. Uno de los inconvenientes para las compañías es que la búsqueda de financiamiento para los proyectos, además de estar seriamente limitado por la crisis económica que enfrenta al país, coincidirá con el avance de la agenda electoral, que seguramente meterá aún más ruido en la agenda cambiaria. A raíz de eso, algunos privados evalúan la posibilidad de presentar en los próximos días pedidos de prórroga para presentar sus ofertas.

El pliego prevé, a su vez, que la adjudicación de los emprendimientos se concretará el próximos 10 de diciembre, es decir, en forma simultánea con el cambio de gobierno. Por eso, es probable que la adjudicación y la firma definitiva de los contratos con Cammesa quedará para la próxima administración.

La licitación contempla dos renglones, aunque el primero se subdivide en cuatro:

Renglón 1: “Generación Térmica para confiabilidad y abastecimiento del SADI”:

1.1. Repotenciación de cierres de ciclo,

1.2. Mejora de confiabilidad de abastecimiento en áreas críticas

1.3. Mejora de eficiencia y de reserva regional

1.4. Mejora de confiabilidad de abastecimiento del MEM

Renglón 2: “Generación Térmica para reemplazar, modernizar y eficientizar el parque de Tierra del Fuego”.

La potencia requerida máxima es de hasta 3000 MW), con un objetivo mínimo referencial de 2250 MW.

Las garantías

Las garantías incorporadas son el instrumento que encontró el gobierno para que no le pase lo mismo que ocurrió en las licitaciones del Renovar durante la gestión de Mauricio Macri, cuando se pusieron garantías o cauciones que luego no fue posible cobrar. Lo que buscan evitar es que vuelva a haber empresas que se presenten a la convocatoria, les adjudiquen algún proyecto y luego no cumpla argumentando razones de fuerza mayor, como la suba del dólar o la aceleración de la inflación.

En el punto 10 del pliego se establecen cuatro montos de garantía de acuerdo a la potencia comprometida en el proyecto. Si la potencia se ubica entre 10 y 40 MW la empresa deberá desembolsar $10 millones, si va de 40 a 120 MW el monto trepa a $32 millones, si va de 120 a 360 MW es de $96 millones y si queda en el rango de 360 a 600 MW se eleva a $192 millones. El pago de la Garantía de Mantenimiento de Oferta se deberá realizar a CAMMESA.

En el punto 22 del pliego se aclara que quienes resulten adjudicatarios deberán abonar, dentro de los 10 días posteriores a la notificación de adjudicación, US$ 2500 por megavatio de potencia contratada. A su vez, se aclara que “a dicho pago se le deberá descontar el pago integrado en concepto de Garantía de Mantenimiento de Oferta.

Luego corresponde abonar pagos mensuales para mantenimiento de adjudicación dentro de los primeros 10 días de cada mes, “correspondiendo proporciones diferenciales de devolución de los montos integrados hasta la Habilitación Comercial”, tal como se puede observar en el siguiente cuadro:

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, Redaccion EconoJournal

El Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía (CACME) dio inicio a la inscripción de su Programa de Formación de Líderes Energéticos.

El Programa iniciará el 10 de agosto del 2023 y se extenderá durante aproximadamente cuatro meses. Las clases se llevarán a cabo de manera virtual a través de la plataforma Zoom, los jueves y el cuarto martes de cada mes, siempre en días hábiles, de 18:30 a 21:30hs.

Para acceder al examen final y obtener los certificados correspondientes de aprobación o asistencia, se requerirá una conexión sincrónica durante cada jornada y una asistencia mínima del 80%.

Según detallaron desde el CACME “el programa tiene por propósito capacitar a los participantes en el desarrollo de una visión global de la problemática energética, y su posible aplicación en la resolución de los desafíos relacionados con la energía que presenten los distintos países a los cuales pertenezcan”.

La iniciativa está dirigida a profesionales, empresarios, funcionarios públicos, políticos, periodistas, miembros de ONGs, estudiantes universitarios avanzados, con interés o desempeño en áreas de energía.

El programa

Cada jornada constará de dos clases, donde los alumnos podrán interactuar con los docentes y realizar preguntas para ampliar sus conocimientos. Además, recibirán material didáctico para complementar el aprendizaje.

Para los interesados, si inscriben 10 alumnos obtendrán un alumno adicional totalmente bonificado al 100 por ciento.

Aranceles

Socios CACME: Arancel total de $148.000.

No Socios CACME: Arancel total de $180.000.

ONGs y organismos públicos: Arancel total de $126.000.

La inscripción se puede realizar a través de este link.

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, Redaccion EconoJournal

La Unión Europea (UE) y la Argentina desarrollaron un espacio de diálogo que persigue el objetivo de lograr un trabajo en conjunto para apoyar la adopción de medidas de eficiencia energética para la cogeneración en el país, proceso a través del cual se produce energía térmica y eléctrica de una única fuente de energía de forma simultánea. En este sentido, el 13 de julio se llevó a cabo el taller “Barreras para el Fomento de la Cogeneración en Argentina”, organizado por la Fundación Bariloche, en la Secretaría de Energía.

Fue el primer evento de una serie de tres enmarcados en el proyecto EU Climate Dialogues Programme (EUCDs), financiado por la UE. Allí se debatió acerca de la cogeneración y se detallaron cuáles son las barreras y las oportunidades que se presentan en el sector.

En diálogo con EconoJournal, el experto de la Fundación Bariloche, Daniel Bouille, remarcó el potencial y el impacto positivo que podría tener la cogeneración en el país en línea con los objetivos climáticos. En esa línea destacó que “la cogeneración en Argentina tiene un potencial muy significativo de entre 6.000 y 7.000 megavatios”. “Teniendo en cuenta los valores actuales, esto permitiría reducir de forma significativa los Gases de Efecto Invernadero (GEI) producidos por la generación eléctrica que en el caso de Argentina tienen una cuota muy importante de combustibles fósiles”, indicó.

Asimismo, Bouille analizó cuáles son las barreras que impiden el desarrollo de esta tecnología y remarcó que están vinculadas al aspecto regulatorio. Además, destacó la participación de los funcionarios del sector público y privado y sostuvo que “este proyecto tiene la virtud de abrir una nueva puerta de cooperación con la UE y también de generar nuevas oportunidades a la Argentina que le permitan articularse al mercado internacional, sobre todo teniendo en cuenta el contexto macroeconómico”.

¿En qué consiste la iniciativa “Diálogos entre la Unión Europea y Argentina: ¿Eficiencia energética y fomento a la cogeneración como estrategia de mitigación al cambio climático”?

El objetivo de este proyecto consiste en coordinar políticas para generar enseñanzas y transmitir conocimientos e innovación que resulten útiles para que los países puedan incorporar acciones de eficiencia energética que les permitan reducir las emisiones de GEI. En este sentido, cabe destacar dos aspectos. El primero de ellos tiene que ver con que la Unión Europea haya elegido a la Argentina como uno de los países para establecer este diálogo por su injerencia en las negociaciones y en la región. Y el segundo aspecto a destacar tiene que ver con que las autoridades de la Secretaría de Energía y de los organismos vinculados se mostraron sumamente interesados en la propuesta y dispuestos a apoyar el desarrollo de los tres talleres que se van a llevar a cabo. También, a impulsar la promoción de las políticas públicas que permitan superar las barreras que existen en la actualidad en cuanto a la cogeneración en Argentina, que son fundamentalmente del tipo regulatorio. Esto es fundamental porque la cogeneración en el país tiene un potencial muy significativo de entre 6.000 y 7.000 megavatios. Teniendo en cuenta los valores actuales, esto permitiría reducir de forma significativa los GEI producidos por la generación eléctrica que en el caso de Argentina tienen una cuota muy importante de combustibles fósiles, es decir, de gas natural fundamentalmente y en menor medida de los derivados de petróleo.

Hay dos ejes fundamentales. Uno es el político que se da en base a este diálogo entre la Argentina y la UE, y la importancia que esta le da al país como interlocutor e inclusive como elemento que puede llegar a difundir en función de las múltiples actividades que tiene la Fundación Bariloche que desarrolla este mismo tipo de actividades en países como México, Colombia, Ecuador, entre otros.

Nosotros tenemos un equipo totalmente dedicado a la temática de cambio climático y a los aspectos ambientales. Esto hace que para la institución esta iniciativa sea una demostración de la importancia que la misma tiene para contribuir concretamente al desarrollo de las acciones frente al cambio climático.

Para nosotros fue una sorpresa la convocatoria. Al primer taller asistieron más de 60 personas. Desde hace ya mucho tiempo la temática de cambio climático no es tomada como prioritaria en cuanto a políticas públicas, por lo menos desde el año 2003 en adelante. Creo que no se alcanza a medir la importancia que tiene no como tema ambiental sino como tema económico, las oportunidades que abre efectivamente una política adecuada de cambio climático. Hay una cierta ceguera todavía.

La Unión Europea eligió Argentina para encargar este diálogo y trabajo en conjunto. Ustedes realizaron el primer taller y tienen pendientes otros dos. La Unión Europea y Sudamérica tienen que trabajar en la articulación de políticas de eficiencia energética de transición de cambio climático porque son agendas que existen en cada país, pero con objetivos diferentes en cuanto a las diversas necesidades económicas, socioeconómicas. ¿Cómo van a llevar adelante este diálogo? ¿Quiénes van a participar?

El diálogo se presenta como una primera fase que se va a desarrollar en tres talleres. Ya realizamos el primer taller, que es introductorio. Allí se dio una importante participación de actores del sector público, ex funcionarios del sector público del área energética de otros gobiernos y todos ellos se mostraron favorables a este proceso. También, hubo una respuesta positiva por parte del sector privado y de las diferentes cámaras empresarias en la necesidad de contribuir. Cada vez hay más barreras arancelarias que están vinculadas a la huella de carbono. No obstante, la visión del sector privado es la de sostenibilidad desde el punto de vista económico, es decir, observa que este tipo de acciones lo lleva a acceder a nuevos mercados, que mejora la competitividad, la productividad.

En realidad, las grandes empresas no encuentran una barrera económica porque tienen los recursos para llevar adelante estos procesos, todo lo que significa el uso conjunto de calor de proceso y generación de electricidad sin requerir financiamiento. De hecho, el tema del financiamiento sostenible es uno de los ejes que vamos a abordar en los en los talleres siguientes con nuestra propuesta sobre cuál sería el apoyo que se requeriría de parte del Estado para que esto avance. Este punto estará orientado sobre todo a las pequeñas y medianas empresas. El segundo taller consiste en una pre-propuesta y el último es sobre la validación de ambas partes, la parte pública y la privada.

Como consecuencia de esta primera actividad de cooperación con la Unión Europea, podemos llevar adelante otras propuestas de mucho a mayor magnitud que inclusive puedan incorporar proyectos pilotos. Estamos hablando de varios millones de euros para impulsar una actividad de tres años de duración que se engloba dentro de lo que se llaman las acciones climáticas financiadas por la Unión Europea.

Este proyecto tiene la virtud de abrir una nueva puerta de cooperación con la UE y también de generar nuevas oportunidades a la Argentina que le permitan articularse al mercado internacional, sobre todo teniendo en cuenta el contexto macroeconómico.

¿Esta es la primera vez que se encara una iniciativa conjunta con la Unión Europea?

No. Nosotros como Fundación Bariloche ya hemos tenido muchas experiencias con la UE.  De hecho, entre 2018 y 2021 desarrollamos un plan de eficiencia energética para Argentina que incluyó un balance de energía útil que nunca se había hecho con anterioridad en el país.  Lamentablemente no pudo hacerse de manera completa por la pandemia y la cuarentena. 

También, hubo proyectos como la incorporación de una metodología desarrollada en Austria aplicada en Alemania Se trata de redes de aprendizaje generadas por los privados en donde los propios actores del sector adquieren conocimientos de eficiencia energética.  Hemos hecho este mismo tipo de proyectos en otros países de América Latina, por ejemplo, en México y Ecuador. 

En este momento estamos terminando un plan de eficiencia energética para la industria de Colombia. En todos los casos el financiamiento siempre fue desde de la Unión Europea. Tenemos un amplio contacto que es muy fluido, a veces a través de diferentes organismos de la Unión Europea o de diversos programas. Nuestra relación inició hace muchas décadas.  A fines de los ‘70 comenzamos a tener proyectos en conjunto a través de una red que abarcó 10 países incluyendo China, India, Brasil, Tanzania, Senegal, Sudáfrica, Filipinas, Tailandia, Argentina y México.

¿A qué apunta Fundación Bariloche con este tipo de iniciativas? ¿Cuál es el impacto que tienen estas experiencias en el país?

El objetivo que tenemos es contribuir al desarrollo sostenible de los países en los cuales trabajamos. Creemos que esto tendría, desde el punto de vista económico, un impacto positivo para la Argentina si se logran derribar las barreras, sobre todo las regulatorias que son las más importantes para que los actores industriales puedan llevar adelante estas acciones de cogeneración.

El resultado más satisfactorio que se lograría con este diálogo sería que esto sea internalizado por las autoridades. Hay barreras muy comprensibles. Sin embargo, puede haber intercambio de vapor entre las empresas del sector privado, pero no intercambio de electricidad. Esto es por un problema regulatorio.

También, sería importante que cuando se desarrollan los polos industriales se realice un diagnóstico en donde se pueda evaluar cuál es el grado de contribución y complementariedad entre las distintas empresas que se radican en esos puntos. De ese modo sería posible una colaboración conjunta entre compañías. Esto es lo que se llama economía circular. Los residuos de una pueden ser los insumos para otra y puede haber intercambio de electricidad.  Apuntamos a que desde el punto de vista de las autoridades se tome conciencia sobre la cogeneración y de que la principal barrera que existe en la actualidad es el resultado de una inadecuada política pública. Creemos que las autoridades actuales y sobre todo Santiago Yanotti han visto este proyecto de forma positiva y se han puesto a disposición para colaborar.

Hace mucho se habla de cogeneración en Argentina, pero en términos de avances sobre todo lo que es el complejo agroalimenticio de Rosario hay oportunidades enormes y, en función de cuestiones regulatorias, económicas o de funcionamiento del mercado se ha avanzado poco. ¿Puede describir cuáles son las barreras que identifican y cuán complejo sería corregir cada una de ellas?

Eso depende del tipo y el tamaño de la empresa. Por ejemplo, para Molinos Río de La Plata que está llevando adelante actividades de cogeneración no hay barreras económicas. La barrera económica es importante para las pequeñas y medianas empresas. Hay otra barrera que tienen todas las compañías, independientemente de su tamaño, que es la imposibilidad de vender la electricidad excedente a terceros, es decir, toda la electricidad que no utilizan en sus procesos. La única alternativa que tienen es entregarla al servicio público.

También, hay una barrera adicional que es la discusión continua sobre las tarifas a las cuales se vende y compra esa electricidad al servicio público. La última barrera es de tipo institucional porque a las empresas que van a cogenerar se les exige que cumplan las mismas condiciones que un generador, cuyo negocio principal es justamente eso, la generación eléctrica. Esto es un obstáculo importante porque las empresas no son generadoras sino productoras de bienes y servicios.

El gobierno llevó adelante dos acciones. Por un lado, la aprobación de unos 100 proyectos renovables bajo la órbita de la licitación RenMDI, lanzada para impulsar la expansión del parque de generación renovable a nivel nacional y también la licitación del parque termoeléctrico. Al observar estas medidas aparece un denominador común y es que a ambos instrumentos Cammesa o los técnicos de la subsecretaría de Energía Eléctrica les dieron cierta flexibilidad para abordar distintos objetivos.  Mencionaba que hay un potencial entre 6.000 y 7.000 megas que se podrían sumar al parque de generación con proyectos de cogeneración. ¿Por qué si el gobierno piensa instrumentos para darle sentido a las renovables y aprovechar los nodos que tienen capacidad de inyección o también lo termoeléctrico reemplazando máquinas antiguas no se incluye la cogeneración si es nítido el potencial que posee?

Es inentendible. Se está dando una situación para los actores que están en media y baja tensión de garantizarles un monopolio, a través de la regulación. Si uno encuentra que en la generación hay un cierto grado de competencia esta desaparece en la etapa de transmisión, subtransmisión y distribución.

Otro aspecto que no es menor es que esta situación que se dio en la década del noventa de la federalización del sistema eléctrico también ha creado una complicación adicional respecto a las políticas que no necesariamente son coherentes con los intereses de cada una de las provincias.

Antes la generación y distribución de energía eléctrica estaba en manos de una sola empresa que se llamaba Agua y Energía. Las tarifas eran iguales en todo el país, al igual que los accesos. Eso fue fundamentalmente alterado cuando se llevó a cabo la provincialización de los servicios eléctricos. En este momento eso está actuando como una dificultad porque hay una necesidad de estar negociando cada una de las acciones -que uno debe llevar con una política nacional- con las provincias en particular.

Creo que otro de los temas es que se sigue pensando en un esquema totalmente centralizado, cuando el mundo está yendo concretamente a otro esquema. Hay algunos autores que plantean que dentro de algunas décadas los sistemas centralizados van a tener un escaso peso en los sistemas eléctricos en particular. Es cierto que también se debe considerar la dimensión social en el sentido de que los sectores de mayor nivel de ingresos tienen mayor capacidad para generar su propia energía eléctrica a través de paneles solares, por ejemplo. Entonces, hay que seguir mirando el costo de un sistema eléctrico, lo que se llama ‘costo hundido’ porque si disminuye el número de usuarios ese costo va a ser cada vez mayor. Los usuarios de menor ingreso son los que tendrán menor posibilidad de acceder a esas alternativas. Por eso, se deberá tener en cuenta la dimensión social sobre todo por la equidad y la asequibilidad de la energía. Yo creo que en Argentina debería modernizarse la visión con respecto al desarrollo del sistema eléctrico, para estar más acorde con los desafíos actuales.

En la actualidad existen distintos modelos contractuales, instrumentos, precios tope. Cuando se piensa en un programa de cogeneración se analiza que habrá precios competitivos que servirían. ¿Cree que hay un prejuicio en lo que es el diseño de la estructura por parte de Cammesa de no querer transferir renta a una empresa que podría tener una posibilidad de instalar una planta cogeneradora?

La mejora del rendimiento del sistema en su conjunto cuando se incorpora la cogeneración es de aproximadamente el 40%.  Entonces para un actor que tiene excedente de vapor e instala un equipamiento eléctrico el costo que tiene de generación es prácticamente cero. El único costo que va a tener que recuperar, a través de un cierto plazo de vida útil, va a ser el costo de capital, es decir, la inversión que llevó adelante. Con lo cual la energía que puede entregar a la red podría ser a un precio mucho más bajo de lo que pueda estar cotizando hoy en el mercado eléctrico mayorista porque en realidad es una energía excedente que está obteniendo casi sin costo.

Existe un potencial adicional de energía de potencia a un precio muy competitivo. Hoy en una planta de biogás el precio de compra se ubica en torno a los US$ 135 por megawatt/hora. El Estado no cuenta con recursos abundantes para firmar un contrato de 10 o 15 años y garantizar ese precio. Con la cogeneración uno podía garantizar precios más baratos y conseguir entre 500 y 1.000 megas sin tanta dificultad. ¿Cuál es el obstáculo que impide avanzar en esa dirección?

El actor que maneja las redes de transmisión y subtransmisión dificulta mucho la operación de esa red si tiene entradas y salidas intempestivas. En consecuencia, si un actor no es capaz de garantizar potencia las 8.760 horas del año en forma estable eso le genera una complicación al que opera la red.

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, Redaccion EconoJournal

Aunque todavía resta atravesar la instancia del escrutinio definitivo, que se llevará adelante esta semana en la Legislatura provincial, todo llevar a pensar que Chubut, uno de los dos mayores polos hidrocarburíferos del país, tendrá un nuevo gobernador. Este domingo, el candidato de Juntos por el Cambio, Ignacio Torres, se impuso -en una muy ajustada elección- al postulante del frente Arriba Chubut, el peronista Juan Pablo Luque. Sin embargo, el intendente de Comodoro Rivadavia no reconoció la derrota y en diálogo con los medios sostuvo que, una vez que se cuenten nuevamente los votos y se analicen los casos recurridos (hubo más de 5000) se terminará imponiendo en los comicios.

En el escrutinio provisorio que finalizó en la madrugada de este lunes, la diferencia entre ambos candidatos fue de menos de 6.000 votos (alrededor de un 1,7% de la masa de votantes), sobre un total de alrededor de 326.019 personas que participaron de la elección (un 66% del padrón). De confirmarse, el resultado generará un cambio de color político en la provincia, gobernada por Mariano Arcioni, que a nivel nacional está identificado con Sergio Massa.

Más allá de enfrentar a nivel general sobre dos temas obligados, como la renegociación de la deuda pública (la más pesada entre todas las provincias cuando se la mide por habitante) a fin de, incluso, poder pagar los aguinaldos de diciembre de este año, y encarar una resolución de la severa crisis educativa que enfrenta, casi de forma estructural, al distrito patagónico, la gestión de Torres tendrá que pivotear en lo energético sobre dos grandes agendas, una de corto y otra de mediano y largo plazo.

A no ser por un golpe de efecto en el recuento final, Ignacio Torres será el próximo gobernador de Chubut.

Corto plazo

El nuevo gobernador deberá que reconstruir el poder político de Chubut para generar una agenda petrolera que le imprima un nuevo impulso al sector. Allegados a Torres señalaron que es impensable que que la provincia pueda encarar algún tipo de estrategia para definir qué hacer con la emblemática cuenca del Golfo San Jorge, que registra una tendencia a la baja en cuanto a la producción de petróleo por el declino natural de los yacimientos convencionales y el retraimiento de la inversión. Tras la deslucida administración de Arcioni, el primer paso será relegitmar la autoridad política de la provincia. Aún no están claros qué interlocutores designará Torres al frente del Ministerio de Hidrocarburos —hoy a cargo de Martín Cerdá— y tampoco parece haber construido equipo en materia de energía. En algún punto, es una incógnita.

En 2022, por primera vez en 15 años Neuquén dejó en segundo lugar a Chubut como principal provincia exportadora de crudo. En cuanto a inversión, el propio Arcioni reconoció la caída en 2023, con desembolsos totales por US$ 1.300 millones cuando el año pasado había llegado a los US$ 1.900 millones.

En lo concreto, habrá que ver si el nuevo ejecutivo provincial puede recuperar iniciativa para generar una reacción positiva en el sector energético, ya sea potenciando a las compañías que ya están en la histórica cuenca como analizando la alternativa de sumar nuevos jugadores, a priori una opción compleja por la preeminencia de Vaca Muerta.

A largo plazo

A futuro, una segunda clave en materia energética para el nuevo gobernador será encauzar qué lugar puede jugar Chubut en la agenda de transición energética.

La provincia cuenta con uno de los nodos de generación de energía eólica más importantes del país en la zona de Puerto Madryn y Trelew. Allí tiene un recurso calidad mundial. A raíz de eso, Chubut es la segunda provincia con mayor potencia renovable instalada del país. Sin embargo, el nodo está afectado por un enorme cuello de botella respecto a la falta de capacidad de transporte eléctrico que imposibilita el aumento de la generación renovable. Resolver este tema es determinante para el crecimiento de la energía eólica.

La inversión necesaria para ampliar esa capacidad de transporte, como las líneas de transmisión o los transformadores, es muy elevada. Y para peor, la Argentina perdió en las últimas dos décadas el ejercicio de concretar desembolsos en los sistemas de transmisión. En segundo lugar, la ingeniería financiera para llevar adelante esas obras es sumamente compleja, por un lado, por la dificultad para acceder a créditos en dólares por la crisis macroeconómicos y por el otro, porque no es para sencillo —ni del todo económico— descargar en la demanda eléctrica el costo de la ampliación del sistema de transporte.

Frente a ese escenario, si Chubut pretende convertirse en 10 o 20 años en un polo exportador de hidrogeno verde generado por energía eólica desde los puertos de Madryn y Comodoro Rivadavia, el nuevo gobernador deberá ser capaz de articular con la próxima administración nacional la llegada de importantes inversiones en la provincia.

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, Roberto Bellato

Manitou Group – empresa francesa especializada en la fabricación de equipos de manutención, elevación y movimiento de tierras para los sectores agrícola- reunió en la ciudad de Panamá a distribuidores de toda América Latina para los “Service & Solutions Days”, evento en el que se discutieron los procesos de posventa y las mejoras realizadas en los últimos años.

En el marco del evento, la firma francesa entregó reconocimientos a los resultados obtenidos por los distribuidores en el año 2022 en las distintas categorías: mejor crecimiento en piezas; mejor desarrollo de servicios; master winner 2022 por mejor desempeño en piezas; y mejor solución técnica para equipos. Los ganadores fueron, respectivamente, Ganadera Gilio de México (en las dos primeras categorías), Komatsu Mitsui de Perú, Sisler de Uruguay y Grúas San Blas de Argentina.

Grúas San Blas es representante exclusivo de Manitou en la Argentina desde hace 30 años. Dentro del portfolio de esa marca, se destacan los manipuladores telescópicos y plataformas de altura, equipos mayormente utilizados en el negocio del petróleo y la minería.

En base a este reconocimiento, César Trussi, gerente de Posventa de Grúas San Blas, señaló: “Nos identificamos como una empresa de servicios. Nuestra prioridad es brindarle soluciones al cliente por sobre todas las cosas. Contamos con un equipo de técnico altamente calificado donde priorizamos la asistencia por sobre todas las cosas”.

Asimismo, precisó: “Es muy común que otros distribuidores inicien el reclamo a la fábrica primero, y una vez resuelto, se interviene sobre la falla, En cambio, nosotros optamos por dar respuesta rápida para que el equipo vuelva a estar operativo cuanto antes. Después se realizan las gestiones que haya que hacer con el fabricante, como los reclamos de garantía o los informes técnicos sobre mejoras realizadas a los equipos y sugeridas a la fábrica para que sean aplicadas en la producción”.

Por último, Trussi afirmó: “El premio es un reconocimiento al compromiso que tenemos por mantener la marca en su puesto de liderazgo, y reafirma nuestro camino en priorizar las necesidades del cliente y brindarle soluciones rápidas para que su negocio sea más eficiente y rentable”.

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, Redaccion EconoJournal

La magnitud de una eventual sentencia en contra en la Corte del Distrito Sur de Manhattan, que está a cargo de Loretta Preska, determinará el curso de la discusión en torno al futuro de YPF que se materializará en los próximos meses durante la transición de gobierno. Aunque técnicamente la petrolera quedó afuera en marzo pasado del juicio en Nueva York iniciado por Burford Capital, si la indemnización en favor del fondo de inversión supera los US$ 5000 millones tendrá un efecto sistémico que volverá a poner a YPF en el centro de escena. Ya no sólo en términos revisionistas para debatir si la reestatización de la compañía tuvo o no sentido en términos económicos —a los US$ 5000 millones que ya se le pagaron a la española Repsol se le podría sumar un cifra similar o incluso más alta a Burford—, sino de cara al futuro, concretamente para definir de dónde saldrán los fondos para hacer frente a esa compensación.

La responsabilidad formal recaerá sobre la política y estará en cabeza del próximo gobierno, pero es impensable que una erogación de tanto dinero no traiga aparejada una discusión sobre cómo puede aportar YPF en esa cuestión. Desde esa lógica, si algunos representantes de la oposición están empezando a pensar, por ahora de forma incipiente, de qué activos debería desprenderse la compañía para ser más eficiente —en esa lista figuran subsidiarias en el negocio petroquímico y en el de gas natural—, es presumible que esas ideas cobren mayor intensidad si el conflicto legal con Burford genera un pasivo multimillonario.

Lo concreto es que más de cinco fuentes vinculadas al juicio consultadas por este medio pronosticaron un desenlace sombrío para la Argentina. «Un buen escenario es obtener una sentencia en contra de entre 2500 y 3000 millones de dólares. Pero creo que será bastante más alta, no de US$ 16.000 millones como publicaron algunos medios de comunicación, pero sí tal vez de 6000 o 7000 millones«, reconoció un encumbrado ejecutivo de la industria con acceso a la causa que tramita en EE.UU.

Pablo González, presidente de YPF, que podría sufrir las consecuencias políticas de un fallo adverso en la Justicia.

Habrá que ver, en ese escenario, si esa probable discusión sobre vender activos secundarios de YPF no deriva en un estadio mayor con foco en una posible reprivatización de parte del 51% de las acciones que tiene el Estado nacional en la empresa. Por ahora, ninguno de los referentes de la oposición avanza sobre esa alternativa, pero un fallo ruinoso en Nueva York podría cambiar de cuajo el contexto.

La modulación y el tono de ese debate dependerán de quiénes estén al frente de YPF para defender el plan de negocios de la compañía, que es estratégica para poner en valor y convertir en exportaciones tangibles los cuantiosos recursos de Vaca Muerta. En esa clave, en junio trascendió que Mauricio Macri había sugerido el nombre de Gabriel Martino, ex titular de la filial local del HSBC y con nula trayectoria en la industria energética, como candidato a asumir la presidencia de YPF en caso de que Patricia Bullrich se imponga en las próximas elecciones. Esa versión, no obstante, perdió fuerza en las últimas semanas.

Dos cuestiones centrales

Este viernes se llevará la tercera y última jornada del juicio la expropiación de YPF iniciado en la Justicia de Nueva York, en el que el Estado argentino ya fue declarado culpable, pero no se cuantificó la indemnización a favor de Burford. La mayoría de las fuentes consultadas por EconoJournal coincide en que el fallo definitivo se dilatará hasta después de las PASO. Podría anunciarse recién en septiembre.

Preska debe precisar dos cuestiones centrales: en primer lugar, qué cotización de la acción de la petrolera se debe tomar para calcular la indemnización. El Estado argentino alega que tendría que aplicarse la cotización del 7 de mayo de 2012, fecha en que se promulgó la Ley de reestatización, que estaba en torno a 16 dólares, mientras que los abogados y expertos de Burford —que pagó unos US$ 15 millones al síndico de España que estaba a cargo de la quiebra de Petersen Energía para adquirir los derechos para litigar contra la Argentina— argumentan que los daños económicos deberían calcularse en base a la cotización del 16 de abril de ese año, cuando la entonces presidenta Cristina Fernández de Kirchner anunció públicamente la decisión de reexpropiar el 51% del capital accionario de YPF. Ese día la acción superaba los 23 dólares.

La segunda variable a definir es la tasa de interés que se aplicará sobre la indemnización, una cuestión importante si se tiene en cuenta que los hechos transcurriendo hace más de 10 años. Ese porcentaje podría ubicarse entre un 4% y un 5%, en línea con el rendimiento de los bonos soberanos de EE.UU., según explicaron fuentes consultadas por este medio.

Un ex directivo de YPF que conoce bien el caso que transcurre en Nueva York sumó un tercer elemento sobre la mesa: la posibilidad de que, una vez que esté determinado el monto de la indemnización, la jueza acceda a descontar un proporcional por el valor de las acciones de Petersen Energía que terminaron perdiendo los Eskenazi a manos de un pool de bancos y de la propia Repsol por no pagar los créditos otorgados para desembarcar en YPF.

¿Neteo de acciones y daños?

En rigor, los Eskenazi defaultearon esos préstamos cuando cambió la política de distribución de dividendos de la petrolera, que entre 2008 y 2012 estuvo diseñada para permitir un vaciamiento y una internacionalización de la renta generada por YPF en favor de Repsol a fin de que Petersen pueda cancelar sus compromisos financieros, tal como publicó este medio el 3 de abril pasado.

“Budford no se quedó con las acciones de los Petersen. Pese a lo cual, en su fallo de marzo, Preska definió que el reclamo por la OPA (oferta pública de acciones) podía escindirse de la titularidad de esos títulos. Aún así, creo que al fijar la indemnización debería descontarse el importe al que Petersen Energía vendió o le ejecutaron las acciones”, explicó un experto legal que conoce bien las actuaciones. En ese caso, habría que restrear cuál era el valor de las acciones cuando los bancos realizaron el take over sobre el capital accionario que estaba en poder de los Eskenazi.

En este punto, no hay coincidencia entre las fuentes consultadas. Un abogado que sigue el caso desde EE.UU. le resto sentido a esa posibilidad al negar que la defensa argentina —que corre por cuenta de la Procuración que dirige Carlos Zanini, que está en Nueva York siguiendo el juicio— haya planteado la chance de netear de la indemnización el valor de las acciones ejecutadas por los bancos.

Apelación segura

Lo que está asegurado es que, en caso de ser negativo, como se espera, el Estado argentino apelará el fallo de Preska, aunque más no sea para ganar tiempo y que la resolución del conflicto recaiga sobre el próximo gobierno. El derecho a presentar un recurso de apelación no requiere de una aprobación previa de la Justicia norteamericana, como sucede cuando un actor recurre en queja a la Corte Suprema. A raíz de eso, la defensa argentina cree que la resolución final del juicio demandará al menos un año más.

“El derecho a apelar contra la sentencia definitiva, la que resulte de este juicio, que fijará los daños, siempre existió. Lo que en su momento se dijo fue que la sentencia de marzo (que determinó la responsabilidad del Estado argentino) podía ser apelada en esa oportunidad pero sujeto a cáusales excepcionales que la jueza debía valorar. O bien, una vez que se dicte la sentencia de daños, se podría apelar ambos fallos, es decir, la responsabilidad y la cuantificación de la compensación”, explicó otra fuente consultada por este medio.

Habrá que ver cómo juega una apelación sobre YPF porque si el Estado argentino recurre la sentencia de Preska podría abrir una puerta para que, en respuesta, Burford reclame la reinclusión formal de la petrolera dentro del juicio. Lo que sí es seguro es que, para apelar, la Argentina deberá pagar una suma de dinero, aún no precisado, a modo de garantía que surgirá de los montos económicos que se acuerden en la sentencia en Nueva York.

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, Nicolas Gandini

El gobierno envió al Congreso a fines de mayo un proyecto de Ley para promover la producción nacional de hidrógeno. Sin embargo, empresarios vinculados al desarrollo de este vector energético en el cono sur y otros países de América Latina han elaborado análisis donde remarcan que la iniciativa oficial no solo no va a incentivar las inversiones, sino que las va a ahuyentar. «Te lo digo claramente: si se apruebe este proyecto de Ley, la Argentina va a ser, en términos de legislación comparada, el país menos competitivo para invertir«, cuestionó hace algunas semanas en un evento privado de una embajada en Buenos Aires el titular de una empresa con prospectos de desarrollo en la región.

Las críticas se concentran fundamentalmente en a) el plazo del régimen de promoción; b) el porcentaje de integración nacional que se les reclama a los proyectos, c) la exigencia de aportar un porcentaje de la inversión a un futuro fondo de afectación específica, d) la multiplicidad de organismos involucrados en la regulación y e) el riesgo de sesgar los incentivos hacia alguna de las variantes del hidrógeno, entre otros factores. Además, cuestionan que se avance con el proyecto sin antes definir y explicitar una estrategia comercial, política y técnica para favorecer la inserción del producto en los principales mercados.     

Lo que sigue es un detalle de las principales críticas:

Plazo de promoción

El proyecto establece en su primer capítulo un Régimen para la Promoción del Hidrógeno de bajas emisiones de carbono con beneficios impositivos por un plazo de 30 años contados a partir de la entrada en vigencia de la ley. Fuentes privadas con proyectos de desarrollo de hidrógeno en la región afirman que el plazo es inadecuado porque no se ajusta a la vida útil de los proyectos, que suele ser de 50 años. A su vez, remarcan que este régimen debería aplicarse a los proyectos una vez que comienzan su operación comercial, y no cuando la Ley entra en vigencia, porque, por ejemplo, la construcción de un proyecto de hidrógeno verde competitivo a nivel global puede demandar un mínimo de 4 años en su primera fase y mantenerse en construcción por 10 años más.

Integración nacional

Para poder acceder a los beneficios que otorga el régimen de promoción, los proyectos deben cumplir con requisitos de integración nacional. Por ejemplo, las plantas de producción de hidrógeno verde, incluyendo equipos electrolizadores y sus parques de generación de energía eléctrica de fuentes renovables, deberán tener un 35% de contenido nacional a partir de la entrada en vigor de la ley y hasta el quinto año inclusive. Luego se eleva al 45% hasta el noveno año inclusive y finalmente al 50% hasta el fin del régimen.

Quienes impulsan ese tipo de proyectos afirman que la integración nacional debe acompañar la maduración de los proyectos y no obligar desde un principio a la provisión local, aún cuando el porcentaje sea menor. También remarcan que sería interesante saber sobre qué base de análisis se definieron los porcentajes que incluye la ley, los cuales “parecen sumamente elevados y no beneficiarían en la práctica a los proyectos”.

En otro de análisis sobre el proyecto que circuló en las últimas semanas directamente se califica el porcentaje de integración nacional como una utopía imposible de alcanzar y afirman que una alternativa podría ser definir como componente nacional la inversión en obras vinculadas a los proyectos como puertos y plantas de cemento. Otra alternativa podría ser establecer un premio a quienes alcancen determinado porcentaje de integración nacional, pero no fijar ese porcentaje como una obligación.

Fondo de Afectación Específica

El artículo 16 del proyecto le encomienda al Fondo Nacional de Desarrollo Productivo (FONDEP) la realización de las acciones necesarias para constituir un Fondo de Afectación Específica destinado a financiar a proyectos de fabricantes de equipamiento de la cadena de valor del hidrógeno, así como proveedores de bienes y servicios de alto contenido tecnológico.

En el artículo 17 se afirma que los beneficiarios del régimen de promoción deben aportar al fondo el 0,5% del monto total de la inversión declarada al momento de inscribirse al régimen. Los potenciales beneficiarios del régimen sostienen que ese porcentaje afecta la rentabilidad y competitividad de los proyectos para competir internacionalmente. Además, afirman que la determinación del uso de dicho subsidio podría aplicarse a proyectos que luego compitan entre sí, o al desarrollo de proyectos piloto con intereses particulares que no necesariamente sean de interés para la industria. Además, afirman que el porcentaje exigido pareciera haberse basado en inversión para plantas piloto y no en montos de inversión destinados a proyectos de gran escala.

Organismos reguladores

El proyecto de ley establece distintas autoridades para reglar los temas se encuentran bajo su órbita: Secretaria de Energía (autoridad de aplicación), Secretaria de Industria y Desarrollo Productivo – (INTI), Agencia nacional de Hidrogeno (AgenHidro) y Consejo Federal del Hidrogeno. Fuentes empresariales sostienen que son demasiados organismos y todos ellos con un camino de largo aprendizaje en los temas para el desarrollo de la industria. A su vez, cuestionan que se les asigna un fuerte rol de gestión en lugar de ejercer únicamente la función de contralor.

Evitar incentivos sesgados

Otra de las críticas es porque el proyecto focaliza más el hidrogeno proveniente de gas natural con captura (azul) y el producido a partir de energía nuclear (rosa), señalando que el hidrogeno verde se encuentra aún en etapa de desarrollo con grandes desafíos por vencer.

Lo que señalan las fuentes consultadas es que los esfuerzos de la Argentina deberían ir en el impulso de las tres variantes y no sesgarse en alguna de ellas. “Que sea el mercado y la industria quien defina qué se va a desarrollar y cuándo, y el país apoyar los tres desarrollos”, remarcan.

Falta para el desarrollo

En el artículo 45 del proyecto, se encomienda a la Agencia Nacional del Hidrógeno, que crea la propia norma, a elaborar un Plan Nacional de la Economía del Hidrógeno para la Transición Energética, “el cual deberá dar cuenta de la estrategia nacional para su despliegue e implementación”.

Fuentes privadas afirman que primero se debería definir la estrategia, luego el camino a ser transitado para el desarrollo de dicha estrategia (road map) y habiendo definido claramente eso, recién entonces avanzar con una ley de hidrógeno necesaria para la ejecución de la estrategia.

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, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía, a cargo de Flavia Royón, comenzó el proceso para aumentar en 250.000 metros cúbicos (m3) por año el cupo de bioetanol en el mercado de combustibles local. La ampliación del cupo sería de 22,5%. La medida se publicó este jueves en el Boletín Oficial a través de la resolución 614/2023. Instruye a la Subsecretaría de Hidrocarburos a establecer el proceso para instalar nuevas plantas productoras de etanol a base de maíz y de caña de azúcar o realizar ampliaciones de las existentes. Fuentes privadas consultadas por EconoJournal explicaron que ahora se espera que se lancen licitaciones para cubrir el cupo, que en la actualidad es de 1.124.000 m3 anuales.

Se trata del cupo que tienen los productores de etanol para que las refinerías lo mezclen con las naftas en el mercado local de manera obligatoria por la Ley 27.640. La resolución no modifica porcentaje de mezcla, que sigue fijado en 12%, distribuidos normativamente en partes iguales para el maíz y la caña. La ampliación del cupo que quiere la cartera de Royón podría generar en un futuro las condiciones productivas para elevar el corte de mezcla a un 13% o 14% del etanol con las naftas.

Menos importaciones

El objetivo del gobierno es, ante la escasez de divisas, reemplazar con producción local las importaciones de combustibles, ya que el consumo de naftas en la Argentina aumentó alrededor de 13% en 2022 comparado con 2021, una tendencia que este año continúa. El cálculo que hacen en el sector de biocombustibles, según las mismas fuentes, es que con el cupo de bioetanol en 1.124.000 m3 por año faltarían alrededor de 100.000 m3 para cubrir el aumento de la demanda de naftas. Además, las plantas productoras de etanol de caña de azúcar están entregando alrededor de 100.000 m3 anuales menos porque los ingenios no llegan a cubrir la totalidad de su cupo de 562.000 m3 por año por los efectos de la sequía.

En síntesis, los 250.000 m3 por año de etanol que la Secretaría de Energía quiere ampliar sería suficiente para abastecer el aumento del consumo de naftas del país y, con más producción de etanol de maíz, cubrir el faltante etanol cañero de los ingenios.

Ampliación

La resolución 614 indica que los productores interesados en cubrir el cupo de etanol tendrán 45 para presentar propuestas una vez que avance con la medida formal de la subsecretaría de Hidrocarburos. Formalmente, la medida afirma que el cupo se cubrirá “procurando conservar el equilibrio entre el abastecimiento de bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y el de maíz”, aunque, en los hechos, el sector maicero aporte más producción.

La cartera energética estableció también parámetros que las propuestas de las plantas productoras deberán cumplir:

– Inmediatez en la puesta a disposición del bioetanol destinado a la mezcla.

– Diversificación territorial de los proyectos para nueva oferta de bioetanol en el mercado interno.

– Mejoras y/o aportes a la eficiencia y a la reducción de la huella de carbono.

– Agregado de valor industrial adicional al proyecto.

– Generación de saldos exportables de bioetanol, adicionales a los volúmenes necesarios para el cumplimiento del cupo.

– Generación de puestos de trabajo, priorizando el incremento de empleo calificado y la perspectiva de género.

– Compromiso de utilización de tecnología nacional en equipos electromecánicos.

– Inversión en infraestructura para utilización de energías limpias.

El artículo seis de la resolución establece que, en el caso de que en un mes la demanda sea inferior a la oferta, la producción excedente se cubrirá con “aquellas empresas que hayan puesto a disposición del mercado un volumen de bioetanol inferior al del cupo originario con el que cuentan -a prorrata y en función del volumen faltante respecto del cupo original-”.

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, Roberto Bellato

*Por Juan Carlos Doncel Jones.

En el mes de marzo de 2022, publiqué una nota de opinión titulada ante la inminente re estatización de las centrales hidroeléctricas, en donde resumidamente explicaba lo acontecido 30 años atrás en ocasión de la privatización del sector eléctrico y sus centrales de generación y, aún sin conocer la carta trazada por la actual administración, aventuraba su derrotero de caras a la finalización de las concesiones. Todo ello, a partir de lo dispuesto en la Resolución Secretaría de Energía N° 130/2022 de fecha 10/3/2022 que dispuso el relevamiento integral del estado de situación en los aspectos técnicos, económicos, jurídicos y ambientales de las concesiones hidroeléctricas. El tiempo lentamente me va dando la razón y el traspaso a manos del Estado Nacional va camino a convertirse en una realidad; eso sí, dependiendo del resultado del proceso electoral que se avecina.

Hay una serie de particularidades entre lo sucedido a partir de aquella Resolución Secretaría de Energía N° 130/2022 y lo acontecido con la reciente Resolución dictada por la Secretaría de Energía el pasado 10/07/2023 –Res. SE N° 574/2023-, que presentan una serie de interrogantes que deberán ser develados al adoptar una decisión definitiva.

Esta última resolución, dictada en el marco de lo previsto en el Artículo 67.1 de los Contratos de Concesión de las Centrales Hidroeléctricas Alicurá, El Chocón / Arroyito, Cerros Colorados y Piedra del Aguila, dispone que una vez vencidos los plazos de las concesiones y con el objeto de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca, las concesionarias deberán continuar a cargo del respectivo complejo Hidroeléctrico cumpliendo con todas las obligaciones derivadas del contrato durante 60 días corridos, prorrogables por 60 días corridos adicionales.

Esa “prórroga”, que de ninguna manera es una reconducción o extensión de la concesión, es lo que en los respectivos contratos de concesión se denomina “Transición”, la cual persigue una reversión ordenada de los activos al Estado Nacional.

Durante esa transición, la Secretaría de Energía ha designado a ENARSA para que cumpla la función de veedor, a fin de que controle las actividades de la concesionaria durante el plazo que demanda la transferencia a quien ha de ser designado como titular de las centrales, teniendo el veedor el derecho de asistir a todas las reuniones de Asamblea y Directorio de la concesionaria, como así también el de examinar sus libros, archivos y documentación, solicitar informes a cualquiera de los órganos y gerencias de la sociedad, designar colaboradores y delegarles funciones y atribuciones y, en general, realizar todos los actos convenientes para el mejor desempeño de su cometido, según se indica en los considerandos de la mencionada resolución.

Con criterio razonable se pretende un traspaso ordenado tanto de los bienes, como de la operación y mantenimiento de las centrales a los nuevos responsables y garantizar que la culminación de los Contratos de Concesión vigentes no incida negativamente en el despacho de energía, tal como se menciona en otro de los considerandos de la resolución.

Surgen ahora 2 cuestiones no menores que deben ser dejadas de lado.

La titularidad de las Centrales y quien se hará cargo de su operación y explotación

De un tiempo a esta parte surgen voces de actores que durante 30 años estuvieron calladas, pero que de alguna manera fueron usufructuarios de esas concesiones; las provincias en cuyos causes se encuentran construidas las centrales hidroeléctricas.

Algunas provincias han alzado la voz exigiendo la tutela sobre dichos activos, argumentando que, a partir de la reforma constitucional del año 1994, les corresponde el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio. Adicionalmente sostienen que la energía producida en su territorio es consumida en su gran mayoría en el resto del país, advirtiendo en determinados casos la falta de infraestructura eléctrica en sus propias jurisdicciones, como si la Nación fuese responsable de ello.

Respecto de las centrales del Comahue cuyas concesiones se encuentran próximas a vencer, las provincias involucradas son las del Neuquén y Río Negro. Sin lugar a dudas lo mismo sucederá con las Provincias de Chubut, Mendoza, San Juan, Salta y Santiago del Estero, a medida que vayan venciendo las concesiones hidroeléctricas ubicadas en su territorio.

Desde el punto de vista jurídico, se plantea un debate entre jurisdicción y dominio, conceptos que naturalmente van de la mano, salvo excepciones en donde puede haber jurisdicción sin dominio.

Pero hay cuestiones que la Estado Nacional no puede ni debe dejar de considerar al momento de definir el futuro de las mismas, o que los jueces no pueden obviar al momento de fallar, si es que el tema se judicializa.

En primer término, esas centrales hidroeléctricas fueron construidas con recursos del Estado Nacional, es decir de todos los argentinos. El motivo por el que se hicieron en dichas provincias es porque allí se encuentran los recursos hídricos –ríos- en cuyos causes fueron instaladas las represas y unidades generadoras.

Ahora bien, no es menos cierto que, en el marco de lo previsto por los art. 15 y 43 de la Ley 15.336 y de lo estipulado en los respectivos Contratos de Concesión, las concesionarias hidroeléctricas han abonado el canon fijado en el referido contrato y el 12% en concepto de regalías a las Provincias, conceptos propios no coparticipables.

Ese concepto de canon y regalías –que la Provincia del Neuquén recientemente ha solicitado percibir en especie- busca compensar a la jurisdicción local por la utilización del recurso hídrico. ¿Sería lógico y razonable que la Nación transfiriese a título gratuito ese activo a la Provincia por el solo hecho de estar ubicada en su jurisdicción?

Desde mi punto de vista y si la decisión política es mantener las mismas dentro de la órbita del Estado, no tiene sentido continuar agrandando el mismo creando nuevos entes, organismos, o sociedades para administrar tales activos; más aún cuando a partir de la fusión por absorción entre la ex IEASA –actualmente ENRSA- y EBISA, sus estatutos le permiten generar, operar y mantener centrales de generación de energía eléctrica, sin identificar la fuente para ello. Y si las provincias reivindican una porción de dicho activo, debiera evaluarse aumentar el capital social y otorgarles a la misma el derecho a participar en dicha sociedad, tal como se hace con las provincias que poseen recursos hidrocarburíferos.

¿Qué precio deberán percibir el conjunto de centrales hidroeléctricas re estatizadas?

Otra cuestión no menor es el precio por la energía generada que recibirán las centrales hidroeléctricas, ya que dependiendo de la titularidad les corresponderá el tipo de remuneración a percibir, es decir si recibirán un precio o costos operativos, tal como veremos seguidamente.

En efecto en la actualidad, el precio al que son remuneradas las centrales de generación es el establecido en la Resolución SE N° 826/2022 de fecha 12 de diciembre de 2022. Para el caso de las Centrales Hidroeléctricas, ese valor está fijado en el Anexo III de la mencionada resolución, tanto por la disponibilidad de potencia, como por la energía eléctrica generada y operada.

Ese precio, debiera en la teoría remunerar no solo la totalidad de los costos propios de la central, sino que además debiera permitirle al concesionario privado obtener una ganancia, aun operando en un mercado en competencia.

Ahora bien, el art. 37 de la Ley 24.065 establece claramente que “Las empresas de generación y transporte de propiedad total o mayoritaria del Estado nacional tendrán derecho a recuperar solamente sus costos operativos y de mantenimiento totales que les permitan mantener la calidad, continuidad y seguridad del servicio, cuyo concepto y metodología de determinación serán establecidos por la Secretaría de Energía. …” estableciendo seguidamente la manera de proceder con el excedente entre el precio horario sancionado y los costos a percibir.

Vale decir entonces que, de ser el Estado Nacional quien en el futuro se hiciera cargo de la operación y el mantenimiento de esas centrales hidroeléctricas, no habría una actividad comercial que le reporte un beneficio –léase ganancia- por cuanto así ha sido fijado en el marco regulatorio que rige el sector. Así es como sucede con las centrales nucleares operadas por Nucleoeléctrica Argentina S.A. –NASA-.

*Abogado, Magister en Derecho Administrativo de la Universidad Austral y consultor especializado en temas energéticos. Fue director de Asuntos Legales de IEASA y presidente de Emprendimientos Energéticos Binacionales (EBISA).

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, Redaccion EconoJournal

El CEO de Wintershall Dea, Mario Mehren, afirmó que las restricciones en el acceso al mercado de divisas no están afectando por el momento la ejecución del proyecto Fénix en Tierra del Fuego. La principal compañía independiente en producción de gas y petróleo de Europa continúa explorando oportunidades para exportar el gas natural argentino en los meses de verano. En ese sentido, Mehren destacó como interesante la posibilidad de exportar gas al norte de Chile.

La ejecución del proyecto Fénix de gas natural offshore en el sur del país avanza sin mayores inconvenientes. “Se están construyendo las estructuras para el mar y estamos seguros de que vamos a entregar este proyecto a tiempo”, afirmó el CEO de Wintershall durante la presentación de los resultados del segundo trimestre.

Mehren puntualizó que las restricciones cambiarias “nunca son buenas porque crean mucho trabajo burocrático para pagar las cuentas”. No obstante, destacó el respaldo del gobierno argentino al proyecto. “Por el momento esto no está afectando el cronograma del proyecto. Fenix esta marchando con fluidez y no hay motivos para quejarse por nuestra parte”, dijo.

Por otro lado, destacó que avanza el desarrollo del yacimiento de gas en Aguada Pichana Este, en Neuquén. “Continuamos con las campañas de perforación que estamos preparando actualmente para mantener los niveles de producción altos y eventualmente incluso aumentarlos”, señaló.

Exportaciones a Chile

Consultado sobre las oportunidades para la exportación de gas argentino hacia los países vecinos, Mehren destacó la importancia de Chile para Wintershall. “Estamos aprovechando todas las posibilidades que nos brindan las autoridades argentinas para exportar durante el verano argentino el gas que este disponible para los mercados chilenos”, dijo.

Mario Mehren, CEO de Wintershall Dea, uno de los grandes productores de gas de la Argentina.

Wintershall ya viene exportando gas al sur y a la región metropolitana de Chile, y ve con interés cualquier posibilidad que surja en el norte del país vecino. “Por supuesto, cuando se abren oportunidades para exportar a Brasil o incluso más a Chile, eventualmente más al norte de Chile, al norte de Santiago de Chile, donde están las grandes zonas mineras. Esta es también una oportunidad que nos resultaría muy interesante”, afirmó ante una consulta de este medio.

Informe trimestral

La productora alemana informó los resultados operativos y financieros de la empresa del segundo trimestre. La compañía reportó una producción estable de 322.000 barriles de petróleo equivalente por día en el segundo trimestre de 2023, un tres por ciento más interanual. El EBITDAX fue de 975 millones de euros, un 24 % más bajo que el año anterior, lo que refleja precios significativamente más bajos.

Mirando hacia el próximo invierno, Mario Mehren dijo que «no podemos ser complacientes», y agregó que si bien los precios de las materias primas han caído significativamente, las perspectivas siguen siendo volátiles y los riesgos de suministro persisten.

En México, la compañía registró un éxito de exploración significativo a principios del trimestre en Kan, con estimaciones preliminares que indican 200 a 300 millones de barriles de petróleo equivalente. Las autoridades mexicanas aprobaron un Plan de Desarrollo de la Unidad para el descubrimiento de Zama. Con sus recursos brutos recuperables estimados de 600 a 800 millones de barriles de petróleo equivalente, se espera que Zama contribuya significativamente al suministro de energía de México durante los próximos 25 años.

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, Nicolás Deza

Este fin de semana, desde el viernes 28 al domingo 30 de julio, en la nueva fecha del Campeonato Argentino 2023 de Turismo Nacional en el Autódromo de San Nicolás, Circuito Juan María Traverso, todas las personas que compren una entrada a través de la plataforma https://sannicolas.ticketmania.com.ar/ y se registren en Puma Pris, obtendrán 290 puntos de regalo, que equivalen a $500 de descuento para ser utilizados en combustibles Super, Max Premium o Ion Diesel.   Esos puntos pueden ser acumulados con el 10% de descuento que todos los miércoles ofrece Puma Pris y que es sin tope de reintegro hasta 150 litros. 

Además, desde la compañía indicaron que “en el autódromo habrá un espacio de Puma Energy para que todos los fanáticos puedan disfrutar de una jornada de entretenimiento y diversión. En ese sector, los esperaremos con diversas propuestas de juegos donde podrán ganar diferentes premios”. 

El evento

Puma Energy, la empresa líder en el mercado global de energía, es sponsor oficial de esta categoría. Sus combustibles y lubricantes son utilizados por los competidores. 

En ese sentido, desde Puma afirmaron que “la compañía no sólo apoya el TN y ofrece a sus clientes los beneficios de Puma Pris, sino que también está presente en el TC junto a Gastón Mazzacane, en el Dakar con el Puma Energy Rally Team, y en las 1000 Millas Sport, la carrera más importante en la categoría de autos deportivos clásicos de América Latina”.

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El informe mensual, realizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destaca que durante mayo de 2023 la producción del sector creció un 2% interanual gracias al aumento en los productos básicos orgánicos, cayendo un 2% respecto al mes anterior debido a la menor fabricación de productos finales agroquímicos por paradas de planta. El acumulado del año crece un 1% respecto al mismo período del año anterior.

El Informe muestra que las ventas locales crecieron un 4% respecto a abril de 2023, favorecidas por los productos finales termoplásticos y químicos intermedios, producto de la mayor demanda y aumento de precios de los productos a nivel global, así como factores estacionales. Respecto a mayo de 2022, se registra una caída del 12%, afectada principalmente por los productos finales agroquímicos. El acumulado del año refleja una baja del 12% respecto al mismo período del año anterior, afectada por todos los subsectores a excepción de los productos finales termoplásticos.

La reseña describe que los valores de las exportaciones del sector, durante mayo, continúan con pérdidas en las tres variables analizadas (-12% intermensual, -47% interanual y -28% en el acumulado). Las empresas manifiestan variación estacional, disminución de precios de algunos productos y priorización del mercado local.

En este sentido, las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), lograron un aumento en las ventas locales para sus tres variaciones consideradas (7% intermensual, 21% interanual y 20% en el acumulado). Por su parte, la producción de estas se incrementó un 20% de abril a mayo de 2023, y descendió un 6 y un 9% en variación anual y acumulada, respectivamente. Con respecto a las exportaciones de las PyMIQ las mismas registraron caídas en las 3 variables, 21% intermensual, 50% interanual y 26% en el acumulado.

Resultados

El reporte confeccionado por la CIQyP® indica que la capacidad instalada del sector durante mayo tuvo un uso promedio del 66% para los productos básicos e intermedios y del 99% para los productos petroquímicos.

Durante mayo 2023, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 24% mayor al mismo mes del año anterior, con una variación negativa del 18% en las importaciones y una variación positiva del 8% en las exportaciones.

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 mayo del 2023, alcanzaron los 396 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.931 millones en los primeros cinco meses del año.

Con respecto a los datos que presenta el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), destacó que “los resultados que muestra el sector no se escapan de la media industrial en donde la mayoría de los sectores están mostrando una caída en producción por menor demanda y menor suministro de materias primas por efecto del control del comercio exterior”. “Las ventas externas del sector siguen mostrando una caída importante. Seguiremos expectantes la evolución de las variables macroeconómicas en los próximos meses”.

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