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Río Data Análisis es una compañía conformada por un equipo interdisciplinario de profesionales que tiene como objetivo “desarrollar soluciones basadas en análisis de datos para la mejora en la toma de decisiones de nuestros clientes”, de acuerdo a lo planteado por la firma.

La empresa utiliza técnicas adaptadas a cada caso con el objetivo de encontrar información relevante para las empresas a las cuales asisten a fin de lograr una comprensión integral.

Además, colabora en procesos de transformación digital para ir más allá de una digitalización. De esta forma, logra favorecer la producción de información para una profunda comprensión de los procesos y fenómenos de una empresa u organismo.

Trabajos en la industria del Oil & Gas

En Río Data Análisis realizan estudios con datos de diferente tipo y con fines variados. “Hemos realizado estudios con datos provenientes de instrumentos de medición, de encuestas, de características de productos y sus ventas, de datos ambientales, de percepciones individuales tales como riesgos laborales psicofísicos, de violencia de género, de datos meteorológicos, etc.”, precisaron desde la empresa.

Los datos pueden ser valores numéricos, texto, del tipo presencia o ausencia, etc. Además, han llevado a cabo estudios predictivos para empresas del rubro petrolero con el objetivo de anticipar situaciones de riesgo. También, en el sector, han identificado actividades que se realizan a distancia gracias a valores provenientes de sensores.

En esa línea, desde Río Data Análisis detallaron que para empresas que debían responder a requerimientos laborales aplicaron técnicas de análisis que permitieron caracterizar los riesgos psicofísicos y sus posibles causas. Lo que permitió a la compañía contar con herramientas precisas de intervención y así disminuir los riesgos en cuestión identificados.

Otras áreas

Para organismos gubernamentales, a partir de encuestas realizadas por especialistas han caracterizado las diferentes modalidades de violencia de género en jóvenes encuestados. Esto constituyó un importante incremento en la comprensión de este fenómeno, según remarcaron.

Para centros de investigación en educación también identificaron tendencias en los aprendizajes de estudiantes permitiendo a la institución diseñar instrumentos de mejora.

Capacitaciones

Otra de las características de la compañía es que llevan a cabo capacitaciones específicas a empresas y organismos que desean comprender y analizar sus datos proponiéndoles diferentes métodos de análisis, en función de sus datos y de sus problemáticas.

De igual manera, desarrollan herramientas a partir de inteligencia artificial para delegar tareas repetitivas a los algoritmos y así devolver a las personas la posibilidad de concentrarse en aspectos de interpretación y de decisión. En la actualidad, participan en la Sociedad Argentina de Inteligencia Artificial, liderando una de las áreas de la misma.

Es por esto que desde Río Data Análisis expresaron que “comprender un conjunto de datos es como comprender a una familia. No basta con conocer a cada miembro de manera aislada. Es necesario también entender cómo se relacionan entre ellos para así tener un conocimiento integral”.

, Redaccion EconoJournal

*El autor es economista, consultor de Economía y Energía y ex gerente general de Cammesa.

El gobierno saliente, en medio de los graves problemas macroeconómicos que enfrenta el país y tras un inicio de gestión marcado por la parálisis, puede exhibir un balance final en cuanto a política energética en el que se entrelazan aspectos negativos con otros positivos, gracias al lanzamiento del Plan Gas a fines de 2020 y al dinamismo que le imprimió a la gestión la llegada de Sergio Massa al Ministerio de Economía a mediados de 2022.

En el lado del debe quedan precios rezagados en toda la canasta energética que representarán una herencia sumamente compleja de administrar para la gestión entrante a partir del 10 de diciembre. En el lado del haber, se encuentran un conjunto significativo de obras de infraestructura energética ya habilitadas, en proceso de construcción, licitadas o planificadas. Y un horizonte de desarrollo exportador con obstáculos, pero con un norte definido.

Infraestructura y potencial

El nuevo gobierno asumirá con la primera etapa del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner operativa desde julio de 2023. En las próximas semanas se habilitará el gasoducto Mercedes-Cardales, que permitirá mejorar el abastecimiento en una de las áreas más demandantes de gas natural del sistema: el litoral.

Para mediados de 2024 se sumará compresión al gasoducto, y se duplicará su capacidad. Se licitó y estará en construcción el gasoducto La Carlota-Tío Pujio, y la reversión del gasoducto Norte, que en un escenario optimista podría estar disponible en algún momento del invierno próximo y permitiría sustituir las importaciones de gas provenientes de Bolivia.

Se avanzó en el lanzamiento de la licitación para la construcción de la segunda etapa del GPNK que permitirá ampliar aún más la inyección de gas natural en la Cuenca Neuquina para 2025. Todas estas obras fueron impulsadas por el Estado Nacional a través de ENARSA, y vienen registrando, a diferencia de experiencias anteriores, plazos de ejecución razonablemente ajustados a las previsiones y compromisos.

¿Qué representan estas obras? ¿Qué impacto van a tener en el funcionamiento energético y económico en los próximos años? La ampliación del sistema de transporte de gas en curso es la más grande en décadas. Estas ampliaciones, en conjunto con los compromisos de inversión asumidos por los productores en el marco del Plan Gas Ar, permitirán reducir importaciones de gas por 21 millones de metros cúbicos por día (MMm3/día) en el invierno de 2024, y 42 MMm3/día en el invierno de 2025, desplazando casi por completo la dependencia de gas importado o sustitutos más caros.

En el contexto del Plan Gas Ar, se han autorizado las exportaciones de gas «en firme» a Chile, lo que posibilita la recuperación gradual de este mercado. La región presenta una demanda potencial interesante para el gas argentino que, para ser aprovechada requerirá que el Estado Nacional y la industria colaboren para ajustar aspectos del marco regulatorio vigente, y definir en conjunto una estrategia comercial y de relaciones exteriores, en pos de capturar esas oportunidades. Esto incluiría la habilitación de exportaciones en firme a largo plazo; la flexibilización del tipo de permisos y precios mínimos para facilitar la penetración en los mercados regionales, permitiendo adecuar la oferta a las condiciones de demanda; la colaboración con los reguladores de países vecinos para flexibilizar aspectos de sus marcos regulatorios que actualmente limitan la entrada del gas nacional.

El desarrollo de la producción de gas y los elevados niveles de eficiencia que se registran en Vaca Muerta, han llevado a que tanto YPF como empresas privadas del sector comiencen a estudiar y evaluar la factibilidad de desarrollar proyectos de exportación de Gas Natural Licuado, que permitirían un crecimiento exponencial de las exportaciones de gas argentino en la próxima década. La media sanción de Ley de Promoción del Gas Natural Licuado en octubre de 2023 es un paso adicional e importante en esa dirección. Los principales escollos tienen que ver con el contexto macroeconómico.

En materia de infraestructura petrolera, la consistente expansión de la producción de petróleo no convencional en Vaca Muerta, que ya representa casi el 50% de la producción de crudo de todo el país, llevó a que los productores participaran activamente en el financiamiento de la ampliación de la capacidad de evacuación por la ampliación del poliducto existente OLDEVAL desde Neuquén hacia Puerto Rosales, y la rehabilitación de OTASA desde Neuquén hacia la refinería de ENAP en Bio-Bio en Chile, permitiendo en los próximos años elevar la producción a unos 950.000 barriles/día y las exportaciones a 400.000 Bls/día.

La exploración off-shore, licitada en 2019, logró superar gracias al trabajo del Gobierno Nacional y el reciente fallo de la Corte Suprema de Justicia los obstáculos que presentó la oposición de grupos ambientalistas, la sociedad civil y la judicialización de la actividad. Hoy se encuentran habilitadas la sísmica y la perforación del primer pozo exploratorio. El proceso hasta llegar a una eventual explotación comercial aún es largo, pero se ha logrado avanzar en los primeros y dificultosos pasos.

La infraestructura y los compromisos de producción gasíferos, y la infraestructura y la dinámica de la producción de crudo, van a llevar al país en 2024 a registrar un superávit comercial energético de más de US$ 2.000 millones, tras más de una década de déficit energético. Mirando hacia el final de la próxima gestión de gobierno el saldo energético si siguiera la inercia actual podría ser de unos US$ 8.000 millones anuales. Y en un horizonte más largo de tiempo, hacia el final de la década, el sector podría aportar más de US$ 20.000 millones anuales al saldo comercial.

Generación

En el sector eléctrico la disponibilidad creciente de gas natural es una gran noticia, ya que algo más del 50% de la generación del sistema es térmica. La disponibilidad de gas nacional va a bajar los costos de la energía (del orden de los 75 US$/MWh de este año a 65 US$/MWh en 2024). La menor dependencia de combustibles alternativos impacta también sobre la seguridad de abastecimiento, al reducir los riesgos logísticos.   

En materia de generación de energía eléctrica en estos días se estarán adjudicando contratos de que comprometerán inversiones en nueva potencia térmica entre 1.000 MW y 3.000 MW en el sistema interconectado y hasta 70 MW en Tierra del Fuego.  La nueva potencia permitirá recuperar reservas, que llegaron a niveles críticos durante febrero de 2023. En lo que respecta a la generación renovable, quedan proyectos de inversión por más 3.328 MW, que celebrarán contratos con empresas privadas para abastecerlas de energía limpia.

De cara a la agenda de descarbonización se verificará un menor consumo de combustibles más sucios, como el gasoil y el fueloil, y creciente penetración de generación renovable no convencional en nuestra matriz eléctrica, que alcanzaría para mediados de esta década cerca del 20%. Sumada a la generación hidroeléctrica y nuclear, la generación libre de emisiones en Argentina será del orden del 60 por ciento. 

El desarrollo del sistema de transporte en alta tensión es el que registra menores avances. No recibe inversiones relevantes desde 2015 y presentará crecientes cuellos de botella en los próximos años. No será posible la incorporación de renovables de forma significativa una vez concluidos los proyectos en marcha, ni aprovechar plenamente la generación hidroeléctrica del Río Santa Cruz si es que se terminan esos proyectos.

La gestión concluye sin que se hayan licitado obras ni comprometido inversiones. Si bien no constituye un hito significativo, se avanzó en la definición de un esquema de obras prioritarias trabajado en conjunto por CAMMESA con Transener, y se convocó a que el sector privado presente manifestaciones de interés para proponer formas de financiar y desarrollar alguna de esas obras, u otras que permitan incorporar generación renovable o abastecer demandas aisladas. La próxima gestión deberá definir qué camino seguir en esta materia, y lo deberá hacer de forma urgente. Las ampliaciones demandan al menos 3 años de obra, y deberían comenzar cuanto antes para garantizar la seguridad del sistema durante los próximos 10 años. 

Con el sistema de transporte al límite en los días de muy alta demanda, situación que no se modificará en lo inmediato, el rápido ingreso de la nueva potencia licitada, particularmente en el AMBA, será muy importante.

Por su parte, la situación física de las distribuidoras del AMBA, sometidas al stress de olas de calor más intensas y frecuentes, es heterogénea. Los indicadores de calidad de servicio muestran un estancamiento en la mejora que venía registrando Edenor, y un deterioro en la calidad del servicio de Edesur, focalizado principalmente en algunas localidades del conurbano bonaerense. Retomar el sendero de mejora y revertir el deterioro requerirá definir una nueva RTI con los correspondientes derechos y obligaciones para las distribuidoras, y un rol activo del ENRE.

Precios, tarifas y subsidios

El problema más serio que quedará hacia el final del mandato es el de los precios de todos los productos energéticos, y su impacto sobre las finanzas públicas y la dinámica de la inversión en el sector petrolero.

A mediados de 2022, con la llegada de Sergio Massa al ministerio de Economía el gobierno comenzó a descongelar tarifas, que hasta ese momento se habían movido muy poco y muy por debajo de la inflación. La implementación de la postergadísima segmentación tarifaria permitió reducir hacia principios de 2023 el nivel de subsidios, llevando las tarifas de gas y energía eléctrica a niveles que permitían cubrir los costos para industrias y usuarios de nivel socioeconómico alto. Los usuarios de sectores medios recibieron subas de tarifas muy acotadas y por debajo de la inflación, y los de sectores populares, o tarifa social, quedaron con las tarifas casi congeladas en términos nominales.

La segmentación se conjugó con menores costos de importación de gas, mayor disponibilidad de generación hidroeléctrica, y mayor abastecimiento de gas nacional, permitiendo que el volumen de subsidios pasará del orden de los US$ 12.000 millones en 2022 a unos US$ 9.500 millones en 2023.

Sin embargo, la aceleración de la inflación de los últimos meses, el salto en el tipo de cambio pos-paso, y el salto cambiario que se registre de aquí a fin de año, dejará el nivel de cobertura de costos muy bajo, con el consecuente incremento en la demanda de subsidios. Este escenario representará un problema significativo para la gestión de la política macroeconómica, en un contexto socio-económico que será más complejo que el actual.

Combustibles

Al atraso tarifario se suma el atraso en los precios de los combustibles. El gobierno postergó la actualización del impuesto a los combustibles líquidos y el CO2 para evitar el aumento del precio en surtidor, resignando cerca de US$ 2.500 millones de recaudación. Al mismo tiempo, el barril criollo (precio que perciben los productores por el crudo que venden a las refinerías para la producción de naftas y gasoil) se encuentra unos 30 US$/bl por debajo del precio internacional, y 25 US$/bl por debajo del precio de paridad de exportación.

La disociación entre el precio local y el internacional no ha impedido la expansión de la producción y las exportaciones, pero cuanto más se amplía el gap, más lento es el desarrollo hacia adelante, y más lejos quedarán los objetivos de incremento en las exportaciones proyectados. En los niveles actuales el precio del barril criollo horadó el balance de YPF, que arrojó pérdidas para sostener el plan de inversiones. Esta foto ilustra los límites de sostener la brecha en estos niveles y más aún la de ampliarla.

Escenarios deseables y futuro promisorio

El rumbo que tome la política macroeconómica desde el 10 de diciembre definirá la magnitud del atraso a corregir en los precios de gas, electricidad, naftas y gasoil. Cuanto más elevado sea el salto en el tipo de cambio, mayor ajuste de precios será necesario para volver, al menos, al esquema primario que planteó la segmentación tarifaria. Cuanto mayor sea el compromiso por parte de la próxima administración de reducir el déficit fiscal, mayor y más acelerada deberá ser la quita de subsidios sobre los sectores medios, y más rápida la recuperación de impuestos a los combustibles líquidos. Cuanta más relevancia se asigne al dinamismo exportador para apuntalar la recuperación de reservas, más necesidad de recomponer el precio en dólares del barril criollo.

La infraestructura de base para el crecimiento del sector en la próxima década está definida y encaminada. El gran desafío será definir una estrategia coordinada entre distintas áreas del gobierno para administrar las tensiones y conflictos que inevitablemente surgirán entre el programa macroeconómico, las demandas sociales, y las condiciones que requiere el sector para desplegar el potencial que tienen los recursos energéticos argentinos.

*Economista, consultor, ex gerente general de CAMMESA.

, Esteban Kiper*

El presidente de minera Exar, Franco Mignacco, analizó el panorama de la industria lítifera en el país y dio cuenta de los principales objetivos y desafíos que deberá afrontar el sector de cara a los próximos años. En ese sentido, dio a conocer que una de las metas de la compañía que preside “es elevar la producción del proyecto Cauchari-Olaroz a la máxima potencia que tiene la plata, es decir, 40.000 toneladas por año de carbonato de litio grado de batería».

Cauchari-Olaroz comenzó a producir carbonato este año y es el tercer proyecto de litio en producción en el país. Su operador es Exar, que a su vez pertenece a Lithium Americas (45,75%), la china Jiangxi Ganfeng Lithium (45,75) y la estatal jujeña JEMSE (8,5%).

Mignacco destacó que el hito más grande de la compañía fue poner en marcha este proyecto que llevó cinco años de construcción. También, informó que en la actualidad la producción alcanzó las 5.000 toneladas y que el valor agregado está in situ, puesto que el producto se obtiene a más de 4.000 metros de altura y resulta fundamental para las baterías que se utilizan a diario.

El ejecutivo de Exar destacó que “desde la compañía se ha realizado una de las inversiones más grandes de la región. Para este proyecto se destinaron US$ 997 millones. Se emplearon más de 3.800 personas y ahora, en la fase de producción se generaron 2100 empleos, tanto directos como indirectos”.

Proyecciones

En cuanto a la agenda del sector de cara a los próximos años, el referente de la compañía minera manifestó que se deben consolidar todos los proyectos que hoy están en etapa de construcción. “Tenemos más de 7.000 millones de dólares en inversiones en la región. Hay otros cinco proyectos más que están en fase de producción y con eso vamos a poder consolidar a la Argentina como uno de los principales players a nivel mundial”

De igual manera, informó que la proyección es que para este año es llegar a las 55.000 toneladas de producción. Y que el estimado para los años venideros es poder superar las 230.000 toneladas, que es lo que hoy produce Chile.

Además, Mignacco precisó: “Este año podemos llegar a los 1.100 millones de dólares de exportación, sólo de litio. Aun así, la baja en el precio a nivel internacional complica las estimaciones que teníamos. Vamos a tener que compensar la merma en precio con mayor volumen”.

Cuellos de botella

Mignacco advirtió que hacen falta inversiones e infraestructura. En ese sentido, remarcó que tanto el gobierno nacional y las provincias han notado que la puesta en marcha y realización de estas obras resultan fundamentales para el desarrollo de la región.

No obstante, planteó que son obras que requieren grandes montos de inversión, que no se hacen de un día para el otro, pero que son necesarias las líneas eléctricas, los gasoductos y las pavimentaciones de caminos. Además, puntualizó que “hay una idea de priorizar todo lo que sea obras de infraestructura en la región. Sobre todo, en las provincias de Salta y Catamarca que tienen algún déficit en materia de caminos. Hay muchas iniciativas y se están poniendo en marcha para materializar este nivel de producción y seguir incrementándolo”.

El presidente de Exar expresó que, si se mejoran las condiciones de infraestructura y se bajan los costos, se logrará que los proyectos que son marginales o que tiene menor ley de corte se vuelvan más atractivos.

Otro de los aspectos sobre los que reparó Mignacco, que se presenta como un cuello de botella, es el recurso humano. El ejecutivo remarcó que es necesario que las compañías operadoras realicen capacitaciones y formen a profesionales para contar con el capital humano a la hora de desarrollar los proyectos.

Ventana de oportunidad

Sobre el enorme potencial que posee el país en cuanto al litio y la posibilidad de posicionarse como uno de los principales productores a nivel mundial, el representante de Exar explicó que en los últimos años han proliferado tantos proyectos en el país porque la Argentina no puso ninguna restricción a concesionar propiedad minera para explorar, diferencia de lo que pasó en Chile y Bolivia.

“El país en los últimos 10 años pudo avanzar con los proyectos, perforar. Lo que pasó en los otros países hizo que se concentre la inversión en la Argentina, más allá de las cuestiones macroeconómicas. Los proyectos de litio han ido por un carril separado si lo comparamos con otros sectores productivos”, remarcó.

Sin embargo, consideró que hay que ser competitivos y eficientes porque si no otros jugadores como Chile, que tienen mayores concentraciones y costos más bajos, pueden sacar de mercado a la Argentina.

Sustentabilidad

Gracias a su desempeño, Exar obtuvo el premio integral en la categoría Grandes Empresas del concurso Acciones Positivas 2023, que fue entregado por la Cámara de Comercio Suizo Argentina.

La minera ganó esta edición por su acción: “Reducción y circularidad de residuos asimilables a domiciliarios y reciclables”. La entrega del diploma del premio se realizó este jueves en la residencia del embajador de Suiza.

Allí Natalia Giménez, jefa de medio ambiente en minera Exar explicó que la compañía posee un modelo de desarrollo sostenible puesto que creen que el desarrollo se puede realizar cuidando el ambiente, de manera responsable y sostenible.

A su vez, detalló que la iniciativa presentada por parte de la firma consiste en tres pilares: «El primero es la reducción de residuos de un solo uso. Para esto se trabajó con proveedores y colaboradores. Obtuvimos un 85% menos de plásticos por viandas de alimentos, un 93% menos de botellas plásticas individuales. El segundo pilar tuvo que ver con el reciclaje y para eso hicimos alianzas estratégicas y trabajamos con recicladores de Jujuy, lo que tuvo un componente social”.

Además, agregó que el tercer pilar del proyecto contempló el compostaje de residuos a 4000 metros de altura, y que gracias a eso se lograron compostar 43,72 toneladas en 2022. También, que esta iniciativa les permitió cumplir con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS).

También, en el reconocimiento estuvieron presentes Franco Mignacco, presidente de la compañía; miembros del área de sostenibilidad y medio ambiente. A su vez, participó Ernesto Kohen, presidente de la Cámara de Comercio Suizo Argentina (CCSA), junto a representantes de la Comisión de Medio Ambiente de la entidad, y el embajador de Suiza, el Sr. Hans-Ruedi Bortis.

Ruedi Bortis dijo que “Acciones Positivas tiene el objetivo de fortalecer el networking, el aprendizaje y el intercambio en un tema tan importante como la sostenibilidad”.

Por su parte, Ernesto Kohen, presidente de la CCSA, remarcó: “Que el ganador en grandes empresas sea Exar, una empresa productora de carbonato de litio, que trabaja en la Puna Jujeña en pos de la sostenibilidad, es muy significativo y nos resulta un placer premiarlo”.  

Mignacco compartió que la empresa presentó su nueva identidad corporativa, que simboliza el compromiso inquebrantable con los colaboradores, contratistas y comunidades vecinas, la protección del ambiente y la innovación”. A su vez, agregó: “Recibir este reconocimiento es un gran corolario para lo que ha sido un año fundamental para la historia de la compañía”.

Asimismo, el Foro Ecuménico Social entregó a Exar el premio al Mejor Reporte Social de Empresas de la Argentina, por el trabajo realizado en el Informe de Sostenibilidad 2022, presentado este año. El reconocimiento se basa en las cuatro dimensiones de la Responsabilidad Social Empresaria: institucional, económica, social y ambiental.

, Loana Tejero

La producción de shale oil en la cuenca neuquina viene en aumento sostenido desde hace varios meses. El petróleo no convencional de Vaca Muerta tiene una participación del 47% de la producción total de crudo del país y todo indica que seguirá creciendo. El volumen de la producción promedio de shale oil en los últimos 12 meses fue de 289.000 barriles diarios de petróleo (bdp), pero en septiembre se alcanzaron los 305.000 bdp de un total de 652.000 bdp.

En los últimos doce meses 55 áreas de Vaca Muerta registraron algún nivel de producción de shale oil, aunque sólo 22 superaron el 0,5% de la participación. No obstante, hay 12 campos que son los protagonistas y marcan el ritmo de producción, según el último informe de la consultora Economía y Energía dirigida por Nicolás Arceo.

Área por área

Loma Campana continúa siendo el principal campo de shale oil de Vaca Muerta. Operado por YPF en sociedad con Chevron en partes iguales, produjo en septiembre de este año 73.700 bdp y en la actualidad representa el 26% del total de la producción de crudo no convencional del país. Pero en comparación con septiembre de 2022 tuvo una caída ya que ese mes había alcanzado los 78.400 bdp.

La Amarga Chica, a cargo de YPF en sociedad con Petronas (partes iguales), cubre el 17,4% de la producción total de shale oil. El salto productivo de esta área es significativo, ya que en septiembre del año pasado produjo 38.300 bdp y en el mismo mes de 2023 llegó a los 59.800 bdp.

La tercera área más relevante en shale oil según el informe de Economía y Energía es Bajada del Palo (incluyendo Bajada del Palo Este y Oeste) de la operadora Vista. Representa el 12% del shale oil y produjo en septiembre 38.500 bdp. Esta área tuvo una disminución del nivel de actividad en el primer semestre del año. Sin embargo, en el tercer trimestre se recuperó. En 2023 la producción acumulada por pozo se ubicó levemente por debajo de lo verificado el año pasado.

En cuarto lugar está Bandurria Sur (YPF -operador- con 40%, Shell 30% y Equinor 30%) que representa el 11% de la producción total de shale oil del país. En septiembre llegó a los 37.200 bdp, lo que significó un crecimiento interanual de 14,5%.

El campo Cruz de Lorena está operado por Shell, que tiene el 90% en sociedad con G&P de Neuquén con 10%. Esta área explica el 4,7% del shale oil. En septiembre produjo 13.000 bdp. Si bien es superior a los 9.700 bdp de septiembre del año pasado, está lejos de los 17.700 bdp de enero de 2022.

Por su parte, el área Lindero Atravesado, operado por PAE (62,5%) en sociedad con YPF (37,5%) representa el 4% del shale oil de Vaca Muerta. En septiembre la producción fue de 10.000 bdp, pero muestra una tendencia decreciente ya que en enero había alcanzado los 13.700 bdp.

Sierras Blancas (Shell 90% y G&P 10%) explica el 3,2% de la producción de shale oil. En septiembre llegó a producir 8.400 bdp. Pero tuvo su pico productivo en febrero de este año cuando alcanzó los 12.200 bdp. No tuvo pozos nuevos conectados durante el tercer trimestre.

El campo Bajo del Choique – La Invernada de Exxon (90%) y G&P (10%) representa el 2,6% del crudo de Vaca Muerta. En septiembre su producción fue de 7.400 bdp, lejos del pico de octubre de 2022, cuando llegó a 9.200 bdp.

La novena área en importancia de shale oil en Vaca Muerta es Coirón Amargo Sur Oeste (Shell 80% y operador, Vista 10% y G&P 10%). Explica el 2% de la producción de crudo no convencional. En septiembre produjo 5.400 bdp.

Se suma el área Mata Mora, operada por Phoenix (90%) y G&P (10%) que produce el 2% del shale oil. También aparecen La Calera (YPF 50% y Pluspetrol 50%) con 2,1% del total, aunque es un área principalmente gasífera, y Fortín de Piedra, operado en un 100% por Tecpetrol, que produce el 2,3% del shale oil siendo que es una de los principales campos de shale gas del país.

Producción de shale oil

La producción de petróleo de la Argentina creció 9% en los nueve meses que van de enero a septiembre de este año, pero este salto fue impulsado exclusivamente por el shale oil de Vaca Muerta, que tuvo un incremento de 27%. Según detalló Economía y Energía, las áreas no convencionales de Neuquén permitieron compensar el declino de la producción convencional, principalmente de la cuenca del Golfo San Jorge que comparten Chubut y Santa Cruz.

La producción de petróleo alcanzó en septiembre un nuevo pico de 652.000 bdp y el shale oil mostró en el mismo mes un nuevo récord al alcanzar los 305.000 bdp. Sin embargo, advierte el informe, “la producción no convencional evidencia una tendencia decreciente en su tasa de crecimiento interanual, proceso que no se modificó en los últimos meses”.

El dato que muestra optimismo respecto del futuro del no convencional tiene que ver con el nivel de actividad, que posibilitó alcanzar el récord productivo en septiembre. El noveno mes del año registró 28 nuevos pozos, el valor mensual más elevado detrás de noviembre de 2022 que tuvo 29. Economía y Energía afirma también que “a lo largo de los últimos meses se verificó un aumento progresivo en la cantidad de pozos enganchados (20% más que en 2022), tras su disminución a comienzos del segundo trimestre del presente año”.

, Roberto Bellato

El pasado 7 de noviembre, en el salón Legamaster de la AHK Argentina se presentaron M&T EXPO e IFAT Brasil 2024, exposiciones especializadas para la industria de la construcción y minería y las soluciones para gestión del agua y recuperación de residuos, respectivamente que tendrán lugar en el Sao Paulo Expo el próximo abril.

Durante el evento oradores internacionales y especialistas del sector transmitieron los principales insights sobre la industria y los sectores involucrados.

Por un lado, participaron del encuentro Rolf Pickert, CEO de Messe München do Brasil, filial de Messe München GmbH, uno de los principales jugadores mundiales de la industria ferial y Renan Andreguetto, Project Manager de IFAT Brasil, quienes compartieron, además de cifras y resultados, las principales atracciones confirmadas para la edición 2024.

Por otra parte, Florial Crespo, miembro de la Cámara Argentina de la Construcción (CAMARCO); Federico Samuilov, en calidad de representante de John Deere en Argentina, sponsor oficial de M&T EXPO; Gustavo Morvillo, director general en Argentina de WILO y Annika Klump, gerente de Medio Ambiente y Energía – Tecnología e Innovación de la AHK Argentina, fueron parte de la presentación con relevantes informaciones acerca de las oportunidades y desafíos de estos sectores.

Las exposiciones

Tanto M&T Expo, así como IFAT Brasil se realizarán en San Pablo y tienen como objetivo replicar en Sudamérica experiencias exitosas de eventos similares realizados en distintos países del mundo, brindando una oportunidad inmejorable para líderes de la industria locales que quieran seguir creciendo e innovando en las últimas tendencias del mercado.

, Redaccion EconoJournal

La minera francesa Eramet comunicó que la producción de litio en el salar Centenario-Ratones, ubicado en Salta, comenzará en el segundo trimestre del año próximo.

En la actualidad, la fase 1 del proyecto está en construcción. La iniciativa posee una capacidad de producción de 24.000 toneladas de carbonato de litio equivalente (LCE) grado batería, para su primer tramo. Se espera que con una segunda fase se alcance a producir 30.000 toneladas LCE. La inversión total de construcción se estima en US$ 800 millones.

Eramet posee una participación del 50,1% del proyecto. Está asociada a la compañía china Tsingshan, que financió la construcción de la planta de litio y que tiene una participación del 49,9%

Objetivos y fase 2

Desde la minera prevén que la capacidad de producción del salar alcance las 75.000 toneladas LCE de grado batería a fin de maximizar los recursos que posee la zona.

Además, comunicaron que Eramine, la subsidiaria local del Grupo, también comenzará con perforaciones para la exploración en los terrenos que posee en el salar de Arizaro.

, Loana Tejero

La Federación Argentina de Entidades Empresarias del Autotransporte de Cargas (FADEEAC) y la Fundación Profesional para el Transporte (FPT) invitan a participar de la 37ª Asamblea General Ordinaria de la Cámara Internacional de la Industria de Transportes (CIT), que se realizará el 22 y 23 de noviembre próximos en nuestro país.

Como entidad afiliada a la CIT, FADEEAC será anfitriona del encuentro que reunirá a delegaciones de los distintos países de la Red de Transporte Internacional (RTI-CIT), empresarios y representantes del sector público y privado de la Argentina.

El encuentro

Bajo el lema de “Construir el Transporte del Futuro”, a lo largo de las dos jornadas, se abordará una agenda que abarca desde la innovación y el uso de energías verdes, hasta los caminos para lograr un sector económico y socialmente más eficiente, inclusivo y seguro, y el papel del intermodalismo y de los pasos de frontera, entre otras cuestiones.

El primer día, las actividades tendrán lugar en el Centro de Capacitación Profesional de FPT, en Escobar. El segundo día, las reuniones se realizarán en la sede de FADEEAC en CABA, Sánchez de Bustamante 54.

Durante la segunda jornada, se desarrollará además el Fórum “El Contexto del Transporte en Argentina”, con la participación de destacadas panelistas del sector público y privado.

Las actividades serán transmitidas a través del canal de YouTube de FADEEAC (@FADEEACEsTransporteDeCargas).

Quienes deseen obtener más información y detalles podrán escribir a prensa@fadeeac.org.ar

, Redaccion EconoJournal

Con más de 100 participantes, la competencia de autos deportivos clásicos más importante de la región y una de las más relevantes a nivel mundial, realizará su 34ª edición en San Carlos de Bariloche, Rio Negro, del 22 al 26 de noviembre con el apoyo de Puma Energy como combustible oficial.  

Junto al Club de Automóviles Sport (CAS), la compañía acompañará la pasión argentina por los autos clásicos y volverá a estar presente en las 1000 Millas Sport que atravesará algunas de las ciudades más emblemáticas del sur argentino, según informaron.

La competencia

Esta competencia reúne modelos sport históricos con excelentes pilotos que, durante todas las jornadas, exhiben sus destrezas en una serie de pruebas que son disfrutadas por los seguidores de este grandioso espectáculo.  

Con 1.600 kilómetros por recorrer, el programa se divide en tres etapas que tienen como punto de partida el mítico Hotel Llao Llao, desde donde comienza la carrera por escenarios naturales únicos. Los competidores cargarán combustible en las estaciones de servicio de la marca y pasarán por la estación Puma Energy ubicada en 12 de octubre y Remedios de Escalada. 

En base a esto, Lucas Smart, gerente de marketing de Puma Energy, expresó: “Nos enorgullece ser parte por tercer año consecutivo, del 1000 Millas. En este evento confluye nuestra pasión por los autos, su historia y la potencia de nuestros productos, con la más alta calidad de combustibles a nivel internacional”.

A su vez, el ejecutivo destacó: “Dada nuestra fuerte presencia en el sur del país, es natural para Puma Energy acompañar esta importante carrera que tiene como escenario los paisajes de la Patagonia argentina”.

, Redaccion EconoJournal

El German Accelerator es una iniciativa líder para apoyar a las start-ups alemanas en su expansión global. Según destacaron, la apertura de una oficina en Buenos Aires representa un hito clave para la presencia global del German Accelerator y ofrece a los emprendedores de la región la oportunidad de beneficiarse de los recursos y la red del programa.

La apertura está en línea con la misión del German Accelerator de fomentar el potencial de innovación de las startups alemanas.

La oficina

La oficina apoyará a las startups alemanas en su expansión en la región y reforzará el conocimiento de Sudamérica. De acuerdo a lo informado, Sudamérica ofrece a las startups alemanas un marco ideal para el aprendizaje y crecimiento conjuntos gracias a su atmósfera y fuerza innovadora. 

El German Accelerator pretende actuar como eje central en la región, familiarizando a los startups con las oportunidades y características especiales de la región, promoviendo el intercambio de conocimientos y facilitando la creación de redes con los mercados internacionales.

A las start-ups participantes se les ofrece acceso a una red global de mentores, expertos del sector e inversores con el fin de maximizar sus oportunidades de crecimiento sostenible. Sin embargo, el hub de Buenos Aires no sólo atiende start-ups alemanas, sino también iniciativas en Argentina con socios locales.

En base a esto, el Embajador alemán declaró: “San Francisco, Silicon Valley, Nueva York, Boston, Singapur y ahora Buenos Aires. Como primera oficina en Latinoamérica, el Acceelrator abre sus puertas aquí. Eso muestra que la economía alemana quiere venir – y se quedará”.

A su vez, sostuvo: “Queremos que el German Accelerator sea un puente bilateral que une los ecosistemas de Start-ups y fomente una cooperación mutua, enriqueciendo a ambos lados del intercambio, desde Alemania hacia Argentina y desde la Argentina hacia Alemania. Llevando conocimientos y empresas de un país al otro”.

El Dr. Stefan Drews, responsable para el German Accelerator del Departamento de PYMES del Ministerio de Economía y Protección del Clima resaltó: «Sudamérica es un paso importante hacia la diversificación de nuestros mercados y, con ello, hacia la puesta en marcha de la estrategia para las Startups del Gobierno Federal. Esta región en crecimiento desempeña un papel decisivo como socio de Alemania, sobre todo en el ámbito de las energías renovables, pero también en el sector agrícola y la biotecnología. Con su fuerza innovadora y su velocidad, las startups de Alemania y Sudamérica son un motor de la asociación bilateral y multilateral».

Por su parte, Kristin Eckert, directora Estratégica para Sudamérica de German Accelerator, destacó la importancia de la apertura de la oficina tanto para las startups alemanas como para las de toda Sudamérica: «Inspirados por el espíritu emprendedor y el potencial de Argentina, Alemania decidió abrir el German Accelerator Hub en Buenos Aires. Nos entusiasma no sólo ayudar a las startups alemanas a expandirse en Sudamérica, sino también participar activamente en los ecosistemas de innovación a nivel municipal, provincial y nacional en Argentina”.

Además, Eckert sostuvo: “Queremos hacer una contribución positiva a la escena local de startups compartiendo nuestra experiencia de los principales centros de innovación en Alemania, EE.UU. y Asia y proporcionando información sobre nuestros hubs globales.»

La oficina del German Accelerator en Buenos Aires se inaugurará oficialmente el 14 de noviembre de 2023. Este 13 de noviembre, el Embajador Lamlé lanzará oficialmente de esta iniciativa y ofrecerá a los representantes del mundo empresarial y político una recepción en su residencia previamente a la apertura de la oficina.

Antecedentes

El German Accelerator es considerado como una iniciativa pionera para apoyar a las start-ups alemanas en su expansión global. Entre las sedes de innovación anteriores figuran San Francisco, Silicon Valley, Nueva York, Boston y Singapur. El programa ofrece apoyo personalizado, tutoría y acceso a redes internacionales. El German Accelerator está dirigido por German Entrepreneurship GmbH y financiado por el Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK).

El grupo destinatario son sturt-ups incorporadas en Alemania como sociedades de capital (UG, AG, GmbH, GmbH y Co. KG). Los participantes en el programa reciben oficinas gratuitas y acceso directo a la red mundial de socios e inversores. La experiencia local, la formación y los talleres, así como los servicios intensivos de coaching y consultoría, forman parte del variado programa de apoyo del German Accelerator. Los programas se adaptan a las necesidades individuales de las respectivas start-ups para ayudarlas a entrar con éxito en el mercado internacional.

, Redaccion EconoJournal

Central Puerto avanza con el inicio de las obras para el cierre en Ciclo Combinado de la Central termoeléctrica de Brigadier López, ubicada en el parque industrial Sauce Viejo (RUTA 11º KM 455), a 22 kilómetros de Santa Fe capital. La obra implicará una inversión estimada de U$S 150 millones.

Mediante esta obra de cierre de ciclo combinado,la central -que dispone de una turbina de gas Siemens SGT5-4000 F de combustible dual con una potencia total nominal de 292 MW- dispondrá de una potencia adicional de 140 megawatts (MW).

En base a esto, contará con una potencia total de 432MW, lo que implicará el abastecimiento a más de 300.000 hogares de todo el país, inyectando potencia al sistema interconectado mediante la vinculación en 132kV, según precisaron.

La obra

Gracias a esta iniciativa, la central facilitará la creación de más de 300 empleos, entre trabajadores directos e indirectos. Desde Central Puerto destacaron que “se buscará ampliar esa capacidad para que día a día que más proveedores locales desarrollen su rubro, dando solución a los requerimientos de la misma”.

Fernando Bonnet, gerente general de Central Puerto, sostuvo: “Desde el momento en que adquirimos la Central nos hemos enfocado en dar todos los pasos necesarios para crear las condiciones que permitan ejecutar esta compleja obra de la mejor manera priorizando las revisiones, mejoras y adecuaciones que optimicen y modernicen las instalaciones existentes”.

Asimismo, el ejecutivo explicó que “la importancia de esta obra radica no solo en la eficiencia que alcanzara  el nuevo ciclo combinado, estando entre los más eficientes del país, sino que también se suma el hecho que podrá, por su ubicación,  utilizar el gas provisto desde Vaca Muerta con la vinculación del nuevo gasoducto construido recientemente y la reversión en marcha del gasoducto norte, permitiendo que la Central térmica Brigadier Lopez pueda utilizar y ser despachada con gas natural la mayor parte del tiempo”.

Por último, detalló que el proyecto significa una optimización de los recursos, y un nuevo crecimiento y diversificación de la matriz energética de la compañía y con el consumo predominante de gas natural aportar también a la transición energética.

Funcionamiento de una Central de Ciclo Combinado

Una central en ciclo abierto produce energía eléctrica por medio de un generador accionado por una turbina de combustión, siendo el combustible principal utilizado para ello el gas natural. El cierre del ciclo implica que una caldera de recuperación aprovecha el calor de los gases de combustión de esa turbina de gas, para producir vapor el cual acciona una segunda turbina. Otro generador está acoplado a esta turbina de vapor, aumentando la generación de energía sin la necesidad de utilización de nuevo combustible y por lo tanto haciendo más eficiente el sistema.

El aprovechamiento del calor en los gases de salida de la propia Turbina a Gas (TG), posibilita la generación del vapor necesario para el empuje en la Turbina a Vapor (TV). Adicionalmente, los gases ya utilizados en el recuperador de calor terminan con baja temperatura, lo cual mejora las condiciones de efluentes gaseosos totales.

La central se encuentra dentro del Parque Industrial Sauce Viejo, donde Central Puerto tiene una participación en diferentes áreas: Seguridad e Higiene, Recursos Humanos, Enfermería Corporativa. Participó también en la construcción del Centro Médico que da asistencia a todas las empresas dentro del Parque y a la comunidad toda y realizó donaciones de equipos informáticos a diferentes instituciones educativas y de la seguridad.

, Redaccion EconoJournal

Aconcagua Energía presentó los resultados que obtuvo durante el tercer trimestre del año ante la Comisión Nacional de Valores (CNV). En la exposición, los fundadores de la compañía, Diego S. Trabucco y Javier A. Basso, destacaron que la producción de hidrocarburos tuvo un incremento del 253% en petróleo y un 2.107% en gas. Además, la producción total alcanzó los 13.575 barriles equivalentes por día, lo que, según informaron, le permitió a la empresa consolidarse dentro de las 10 mayores productoras de hidrocarburos líquidos en Argentina; posicionándose como la 6º productora de petróleo convencional.

Durante el tercer trimestre de 2023, Aconcagua Energía logró un EBITDA ajustado de U$S 10 millones, representando un incremento del 699% respecto del mismo período 2022; y un EBITDA ajustado de U$S 30 millones en los primeros nueve meses del año, que representan un incremento del 593% respecto del mismo período 2022.

Ventas

Las ventas del tercer trimestre de este año ascendieron a U$S 34 millones, un 577% superior a las ventas del mismo período 2022. En tanto, las ventas acumuladas a septiembre 2023 ascendieron a U$S 95 millones, un 489% superior a las ventas del mismo período del 2022.

Respecto a los hidrocarburos líquidos, se registró un aumento de las ventas en el mercado interno en un 194%, y un aumento de 417% en exportaciones de petróleo. 

En cuanto a los hidrocarburos gaseosos, la suba fue del 832% en ventas al mercado interno. Además, se percibió un aumento del 577% en los ingresos totales por la mejora en la producción.

Desde la firma comunicaron que los costos de extracción tuvieron una fuerte contención por el Modelo de Negocio Integrado de Aconcagua. “Se logró una mejora obteniendo en el tercer trimestre un lifting cost de 22,2 usd/Boe, un -7% respecto al segundo trimestre de 2022 (23,8 usd/boe)”, precisaron. También, que 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.

Trabucco y Basso también destacaron las 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, según precisaron.

Inversiones

Aconcagua Energía, al cierre del tercer trimestre de 2023, realizó inversiones por U$S 81 millones, un 22,7% superior a los U$S 66 millones planificados. Asimismo, la empresa desafió su plan de inversión, adelantando actividad en el mes de septiembre y último trimestre, con lo que prevé alcanzar en el orden de los U$S 100 millones a diciembre 2023, superando el plan inicial. 

En ese sentido, durante este trimestre la empresa llevó a cabo inversiones en forma conjunta con sus socios por U$S 29 millones en infraestructura, workovers y perforación de pozos, representando un incremento del 1.111% a las realizadas en el segundo trimestre de 2022.

Para alcanzar esta nueva meta, Aconcagua consolidó una flota de nueve equipos activos de flushby/pulling/workover (+1 equipo vs Q2), y un equipo de perforación; ubicados seis equipos flushby/pulling/workover y un equipo de perforación dedicado en cuenca neuquina, y dos equipos de pulling/workover en cuenca cuyana.

De acuerdo a lo que informaron desde a empresa, como consecuencia del acuerdo alcanzado con VISTA y puesta en marcha del equipo de perforación y workover, se incorporaron más de 300 colaboradores claves de diversas disciplinas. Esto representó un crecimiento interanual en personal propio y know how en más del 100%.

Por último, destacaron que “Aconcagua Energía, desde que inició sus operaciones en 2016, lleva adelante un crecimiento armónico y sostenido, en producción de petróleo y gas, reservas, generación de energía, ventas e ingresos. A su vez. la compañía continúa mejorando su participación en el mercado interno y externo, diversificando sus clientes, e integrando servicios claves para una mejor gestión de costos”.

Y agregaron: “En este proceso, Aconcagua sumó nuevos colaboradores a su staff profesional, que le permiten maximizar su EBITDA ajustado, tal como expresó en sus resultados para el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2023”.

, Redaccion EconoJournal

La balanza comercial energética arrojaría el año próximo un superávit de 2282 millones de dólares, según la proyección realizada por la consultora Economía & Energía. En 2020 el país ya había logrado un resultado positivo por la baja de precios en medio de la pandemia de coronavirus, pero en esta ocasión obedece a la transformación estructural que ha venido experimentando el sector de la mano del desarrollo de Vaca Muerta, la construcción del gasoducto Néstor Kirchner y la finalización del gasoducto Mercedes-Cardales, entre otras obras.

En 2020 el superávit fue de 953 millones de dólares con exportaciones por 3593 millones, pero importaciones de apenas 2640 millones en medio del derrumbe productivo que supuso la pandemia. En 2021 las importaciones treparon a 5843 millones y pese a la mejora de las exportaciones se registró un déficit de 559 millones.

El año pasado fue el más difícil debido a la invasión rusa de Ucrania y las consecuencias geopolíticas que provocó. Las importaciones se dispararon hasta los 12.868 millones de dólares y el déficit se amplió hasta los 4353 millones. Economía & Energía prevé que este año el déficit se reducirá a 603 millones, fundamentalmente por la reducción de las importaciones, que caerán a 7642 millones, en gran parte por la baja de los precios.

Para 2024 la proyección marca un superávit de 2282 millones apuntalado fundamentalmente por una nueva reducción de las importaciones que caerían a 5563 millones.

Importaciones

Los supuestos de Economía & Energía que explican esa baja son los siguientes: en primer término, se consideró que la demanda de gas natural no usina permanecerá aproximadamente constante durante 2024, mientras que la demanda de gas natural por parte de las usinas se verá impulsada por un crecimiento de la demanda eléctrica del 2 por ciento interanual. A su vez, se espera estabilidad de la generación hidráulica y que las energías renovables alcancen una penetración del 16 por ciento promedio en la matriz de generación.

El volumen de gas natural importado se estimó considerando que la inyección de Bolivia se mantiene constante en 4 MMm3/d durante todo el año. En tanto, el requerimiento de GNL y gasoil para generación se calculó considerando que la capacidad de transporte de gas natural del Gasoducto Néstor Kirchner alcanza los 17 MMm3/d en enero de 2024 y 21 MMm3/d en mayo de 2024. Además, se consideró la finalización de las obras del gasoducto Mercedes-Cardales en enero de 2024 y del tramo La Carlota-Tío Pujio en julio de 2024. No obstante, el informe advierte que si se atrasan las fechas de finalización de las obras de ampliación de la capacidad de transporte se requerirá un volumen mayor de gasoil importado para generación eléctrica.

El volumen de importación de gasoil no usina y nafta se determinó considerando que la demanda de 2024 se mantiene constante respecto a 2023 y que la producción doméstica se eleva levemente el próximo año. Por último, se consideraron los precios promedios para el Brent y el GNL verificados en los futuros del 10 de octubre.

Exportaciones

En el caso de las exportaciones energéticas para 2024, el informe parte del supuesto de que se mantiene la tendencia de crecimiento de la producción de crudo de los primeros nueve meses de 2023 (+9% i.a) y que el procesamiento en las refinerías locales se mantiene en el nivel del período enero-agosto de 2023, lo que permite estimar un nivel de exportaciones de petróleo en torno a los 190 kbbl/d durante 2024.

Por último, los volúmenes de exportación de gas natural y de combustibles para el abastecimiento de aeronaves y buques se estimaron constantes a los niveles de 2023. Sin embargo, se consideró la disminución de los precios de exportación de ambos productos durante 2024.

, Redaccion EconoJournal

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), con el apoyo del Consejo Internacional de Asociaciones de la Industria Química (ICCA), llevaron adelante en el Hotel Meliá Buenos Aires el seminario “Claves para un Industria Química y Petroquímica Sustentable: el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®) y sus aportes”.

Asimismo, durante la Jornada, se abordó, desde miradas y posiciones diversas, un relevamiento de los principales conceptos del Programa, junto a la visión estratégica de los CEO’s de las principales empresas; los temas regulatorios de los productos químicos; las “métricas” de rendimiento de la cadena de valor (en asociación con sus socios estratégicos) bajo las acciones del PCRMA®. A su vez, se destacó el abordaje gubernamental para acompañar mejor los desafíos de la industria haciendo hincapié en la química sostenible como concepto necesario para proteger el medio ambiente.

El encuentro

La apertura estuvo a cargo de la presidenta del seminario, la Cdora. Martina Azcurra, directora de YPF S.A., la cual agradeció la participación de los representantes gubernamentales de la industria, de las cámaras afines y de empresas del sector; y señaló que “este seminario que ya se ha instalado como un encuentro de interés local, regional e Internacional de la industria química y petroquímica de la Argentina, permite el intercambio de conocimientos, experiencias y visiones de los principales referentes del sector público y privado en una temática de suma importancia cómo es el PCRMA®. 

La industria química y petroquímica de la Argentina ha venido realizando aportes significativos en el desarrollo del país superando desafíos y acometiendo acciones de mejora continua con empuje propio en forma mancomunada con sus socios claves, con el gobierno, con empresas, con cámaras colegas y con la sociedad en general, lo cual se traduce en más de 69.000 empleados que se transforman en 110.000 al integrarse toda la cadena de valor y en el aporte del 4,2% al PBI Nacional, configura el 17% de las exportaciones de manufacturas de origen industrial, y tiene activos por casi 20.000 millones de dólares”.

A continuación, tanto el Ing. Rolando García Valverde, líder de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente de la CIQyP®, y responsable del PCRMA®; como el Ing. Héctor Mario Benavidez, consultor senior del PCRMA® de la CIQyP®, introdujeron mediante diversas reseñas lo que representa el Programa para todas las empresas y sus cumplimientos, frente a la sociedad y todas las autoridades pertinentes, detallando que el mismo es una iniciativa de adhesión voluntaria, conocida internacionalmente como `Responsible Care´, y está presente en más de 70 países en el mundo.

El PCRMA® resulta ser una base sólida para la configuración de buenas prácticas que colaboren con la sostenibilidad operativa de esta industria en términos de seguridad personal, de procesos de medio ambiente, de instalaciones de desarrollo industrial y de impacto en la sociedad. En Argentina adhieren más de 100 sitios del rubro, que incluye actividades de producción, comercialización, transporte y/o tratamiento de productos químicos y petroquímicos.

Bloques

Como parte del encuentro tuvo lugar el panel “Opinión de los Líderes: Visión Estratégica del PCRMA®. Los caminos a seguir para una industria sostenible”, moderado por el Ing. de Zavaleta de la CIQyP® y del que participaron la propia Cdora. Azcurra, y Marcos Sabelli, director general de Profertil.

En su momento Sabelli dijo 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”. Por su parte, Azcurra detalló 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. El 96% de los productos manufacturados en la actualidad en el mundo están relacionados directa o indirectamente con la industria química y petroquímica”.

Durante otro de los momentos del Seminario, Sergio Federovisky, viceministro de Ambiente del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación Argentina, se expresó dentro del espacio “La industria y un futuro de bajas emisiones”. 

En este sentido el viceministro dijo que “el estado es el que está intentando dar detalles y direcciones respecto de hacia dónde tenemos que ir en materia ambiental en términos generales, pero, fundamentalmente en consonancia con la actividad industrial y particularmente con este tipo de actividad química y petroquímica. No soy de los que creen que un país como la Argentina pueda promover distribución del ingreso y mejora de la calidad de vida de sus habitantes renunciando a sus recursos naturales”

A su vez, sostuvo: “Tenemos que promover muy severamente, fuertemente y activamente la idea de que la Argentina tiene que desarrollarse con utilización de esos recursos naturales y confeccionar una estrategia respecto de la utilización de ellos desde el estado en consonancia con las empresas privadas, pero el estado no puede estar ausente de esto con una fuerte impronta de desarrollo local, de valor agregado a nivel local, regional y nacional, con una potente participación social y de los trabajadores en cada uno de los eslabones de las decisiones que se adopten”.

En el marco del módulo “Economía Circular y la visión de los actores claves” expuso la jefa de Gabinete en la Secretaría de Control y Monitoreo Ambiental del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, María Candela Nassi, la cual señaló que “celebro este tipo de encuentros donde lo público y lo privado confluyen, me parece que es fundamental para cualquier construcción que queramos hacer en estos temas en economía circular. Hablar de economía circular es considerar la capacidad instalada disponible en nuestro país para tratar lo que pretendemos que se recolecte y se recupere, pero si esa capacidad no es suficiente o no está a la altura pensar es imposible lanzar un programa de gestión sin una capacidad instalada suficiente y mucho menos pensar en establecer metas”.

También, Nassi, comentó que “la gestión inadecuada de los envases post consumo genera un impacto ambiental negativo, a la par del desaprovechamiento de los materiales contenidos en ellos, los cuales pueden ser reinsertados en nuevos procesos productivos incentivando la producción y el consumo sostenible y generando nuevas fuentes de empleo”.

Posteriormente, continúo el panel “Gestión de Sustancias Químicas y perspectivas de la industria y sus reguladores”, en el cual expusieron Jorge Etcharrán, Subsecretario de Fiscalización y Recomposición del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación; Santiago Nahuel Borgna, director de Industria Sostenible en la Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo de la Nación; Sofía Lobo, directora de Asuntos Públicos y Gubernamentales para Región Sur de América Latina; y Juan Ignacio Pina, gerente de Asuntos Regulatorios de ATANOR S.C.A.; cuyo moderador fue Rolando García Valverde, de la CIQyP®.

Etcharrán enfatizó que “la gestión tiene que completar toda una serie de temas y es importante señalar por lo menos para para mí y creo que para la mayoría de los que estamos en la gestión lo que consideramos es la continuidad del Estado, esto significa concretamente que nosotros tengamos plena conciencia que tenemos que trabajar tomando lo que dejó la gestión anterior y por supuesto ir dejando nuestro camino realizado y una serie de pautas que van a quedar a discusión seguramente con la gestión que se haga cargo de los destinos del país a partir de diciembre” .

En esa misma línea, destacó: “Cuando nosotros llegamos a la gestión encontramos una dirección que había tenido una muy buena historia, un buen desarrollo con una directora a la altura; y por el otro lado, nosotros dimos un impulso a la gestión relacionado con jerarquizar el área de químicos de sustancias y productos químicos, y luego de sustancias y residuos peligrosos en ese marco jerarquizamos lo que es la estructura de esa área, y tratamos de tomar todas las tareas que habían sido llevadas a cabo justamente en la gestión anterior y que nosotros continuamos”.

A su vez, Borgna comentó que “la gestión de la información es clave. Cómo gestionar mejor la información para ser más transparente como industria y para reducir parte de esos impactos que tienen la industria, es el tópico más importante y es el desafío como industria. Por eso, los lineamientos que tenemos desde la Secretaría de Industria es poder desarrollar y encontrar las mejores herramientas y políticas que puedan servir para que las empresas transiten los diversos caminos de transición en lo que respecta al tema ambiental”.

Además, durante el Seminario PCRMA® se desarrollaron también cuatro paneles con las siguientes temáticas:

“Dadores de carga: gestión integral de riesgos”, del que intervinieron Raúl Gustavo Meder, Gerente de Medioambiente, Seguridad y Salud Ocupacional de PROFERTIL S.A.; Gustavo Báez, Coordinador de Logística en Grupo Unipar; y Marcos Ramón Coria, Coordinador Medio Ambiente y Seguridad de YPF S.A., que fue moderado por Víctor Seguí, Medio Ambiente y Regulaciones, Bahía Blanca, de DOW QUÍMICA ARGENTINA.

“La industria y un futuro de bajas emisiones» cuyos ponentes fueron Joel Aguilera, Environmental Consultant en BASF; Gabriel Stachiotti, gerente Corporativo de Medio Ambiente en Grupo Unipar; y Leandro Drake, Líder de Medio Ambiente – VP Industrialización de YPF S.A., cuya moderadora fue Laura Gutierrez, Coordinadora de Comunicación Corporativa en Grupo Unipar.

“Economía Circular y Visión de los Actores Clave” en el que participaron Alejandro Torres Lépori, subdirector de Asuntos Ambientales del Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto; Sofía Lobo, directora de Asuntos Públicos y Gubernamentales para Región Sur de América Latina; Natalia Garabato, Project Manager de YPF S.A.; y Luis Alberto Irigoytia, Regional Business Manager de BASF, con la moderación del moderado el Ing. Jorge de Zavaleta de la CIQyP®.

“Seguridad en el transporte de sustancias químicas en Argentina” en el cual expuso el Crio. Gral. R. Héctor Omar Rago, Asesor en Gestión de Riesgos de la Cámara Argentina de Transporte Automotor de Mercancías y Residuos Peligrosos (CATAMP).

Al cierre de la jornada, Ing. Rolando García Valverde, de la CIQyP®, y responsable PCRMA®; estuvo a cargo de la entrega de las distinciones anuales los “Premios PCRMA® Awards” a aquellas INDUSTRIAS y TRANSPORTISTAS que tuvieron un “destacado desempeño”, una “mejor evolución” y una “mejor trayectoria” dentro de los compromisos del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® durante el 2022. Las empresas reconocidas fueron: Evonik Metilatos S.A.; El Porteador S.R.L.; Deriplom S.A.; Air Liquide Argentina S.A.; y Dalgar S.A.; mientras que se otorgó un reconocimiento especial al “apoyo institucional” a la Cámara Argentina de Transporte Automotor de Mercancías y Residuos Peligrosos (CATAMP). Los ingenieros de Zavaleta y García Valverde de la CIQyP®, fueron los responsables del cierre del Seminario, que fue relevante para el sector y brindó información destacada para los asistentes.

Es importante destacar la participación de empresas e instituciones que respaldaron el seminario con el principal patrocinador YPF QUÍMICA; y además de compañías como:  ATANOR, BASF, DOW, y UNIPAR. También, recibió el apoyo del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y el Centro Regional Basilea para América del Sur de Capacitación y Transferencia de Tecnología (CRBAS). Además, contó con patrocinadores institucionales como: el Instituto Petroquímico Argentino (IPA), la Cámara Argentina de la Industria Plástica (CAIP), la Entidad técnica profesional especializada en plásticos y medio ambiente (ECOPLAS), la Cámara Argentina de la Industria de Reciclados Plásticos (CAIRPLAS), la Cámara Argentina de Transporte Automotor de Mercancías y Residuos Peligrosos (CATAMP), el Centro de Información para Emergencias en el Transporte (CIPET), las Entidades Unidas Reafirmando la Economía Circular en Argentina (EURECA), la Unión Industrial Argentina  (UIA) y el Foro de Cooperación Regulatoria de América Latina (LARCF).

Según destacaron, la CIQyP®, una vez más, por medio de esta iniciativa lleva a sus empresas socias y a la industria en general temas de relevancia para el sector y para los diferentes actores claves relacionados, abordando temáticas de importancia local e internacional.

, Redaccion EconoJournal

PECOM, empresa de servicios, construcción y productos para gas, petróleo, minería y energía eléctrica, anunció una alianza con Alchemy Sciences, compañía líder en tecnología de yacimientos petrolíferos con sede en Houston, Estados Unidos. Esta asociación permitirá que PECOM aproveche la plataforma de tecnología química de Alchemy, MaxORSM, para mejorar la productividad de los pozos y mejorar significativamente las tasas de recuperación en los clientes.

La alianza entregará los productos y servicios personalizados de Alchemy base de clientes de la compañía de servicios, operadores de petróleo y gas en Argentina, Brasil, Colombia y Bolivia.

La iniciativa

Gustavo Astie, CEO de PECOM, expresó: “Estamos muy felices de profundizar nuestros servicios de tratamientos y productos químicos a través de la incorporación de tecnología de avanzada gracias a la innovadora plataforma de Alchemy. Estamos seguros de que esta alianza estratégica será muy bien recibida por nuestros actuales y futuros clientes”.

A su turno, Jacob Thomas, director ejecutivo de Alchemy Sciences, sostuvo que «a través de una presencia de 70 años en América Latina, PECOM continúa invirtiendo en el futuro de América Latina, capitalizando la profunda experiencia local y la presencia regional”.

Asimismo, el ejecutivo remarcó: “Nos complace asociarnos con PECOM para satisfacer las necesidades de sus clientes de soluciones químicas diseñadas específicamente para cada sistema único que se está tratando».

Según destacaron, la alianza estratégica expande la presencia internacional de Alchemy a varios países de América Latina, así como fortalece la posición de PECOM como proveedor líder de servicios petroleros dentro de América Latina.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía autorizó incrementos del 19,81% en el precio del biodiesel para su mezcla con el gasoil y de hasta el 35,08% en el del bioetanol para el corte de naftas. La decisión se oficializó a través de las resoluciones 923/2023 y 922/2023, publicadas este lunes en el Boletín Oficial.

El precio de corte del biodiesel subió de $ 434.006 a $ 520.000 por tonelada (+19,8%), en tanto para el bioetanol el precio del elaborado a base de caña de azúcar se incrementó de $ 237,672 a $ 310 por litro (+ 30,43%) y el compuesto con maíz de $ 224,309 a $ 303 (+35,08%).

Los precios del bioetanol se fijaron en atención al «contexto macroeconómico actual», en el que «resulta necesario atender la incidencia que posee la modificación de los precios relativos», indicó la Secretaría de Energía en los considerandos de la resolución.

En el otro caso, se indicó que «las cámaras que nuclean a la mayoría de las empresas elaboradoras de biodiesel del sector han manifestado la existencia de un incremento en los costos de elaboración del citado producto«. No obstante, el menor porcentaje autorizado fue explicado porque «las políticas macroeconómicas y regímenes sectoriales específicos que continúan coadyuvando al impulso de la actividad agroindustrial y el agregado de valor en el territorio nacional deben implementarse de forma tal que el cumplimiento de las expectativas creadas en aquellos y el logro de sus objetivos sean llevados a cabo contemplando el interés común de la población».

«Ello es coincidente con la política de desacople de los precios internacionales de los internos y con el objeto de cuidar los ingresos de los argentinos y las argentinas y de mantener un nivel de costos energéticos compatibles con el desenvolvimiento del sector productivo y de servicios de nuestra economía nacional», se agregó.

En todos los casos, las resoluciones indican que los valores regirán «hasta que un nuevo precio lo reemplace» sin fijar un plazo determinado de vigencia.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía tiene en carpeta una resolución que obligará a las productoras de hidrocarburos a medir sus emisiones fugitivas de metano. La iniciativa fue comentada durante una reunión de delegados de distintos países de la región que abordó la agenda de reducción de las emisiones de metano en la VIII Semana de la Energía en Montevideo. Allí se anunció el lanzamiento de un observatorio latinoamericano para dar asistencia técnica a los países de la región en el desarrollo e implementación de instrumentos para medir y políticas para reducir las emisiones de metano.

La medición de las emisiones de metano es un paso previo indispensable para poder diseñar políticas de mitigación. En ese sentido, la asesora legal de la Secretaría de Energía, Verónica Tito, comentó durante la reunión de delegados que la Secretaría de Energía tiene un proyecto de resolución que ordenará al sector de upstream de gas y petróleo medir sus emisiones fugitivas de metano. La iniciativa surge de un trabajo articulado con el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG) y fue consensuada con actores de la industria.

Tito agregó que la resolución en carpeta se enfoca solo en las productoras de hidrocarburos y no alcanzará a los sectores de downstream y midstream. “Se decidió comenzar por la producción de hidrocarburos, con cierta restricción que tenemos a nivel regulatorio porque las provincias tienen competencias para inspeccionar y tomar medidas en relaciona a lo que pasa dentro de los yacimientos”, dijo la asesora legal de la secretaría.

Por parte del sector privado, la presidenta de la Comisión Emisiones de Metano del IAPG y Gerenta de Medio Ambiente de YPF, María Laura Ayoroa, remarcó que las petroleras nacionales y extranjeras están mayormente desarrollando iniciativas al respecto. “Es importante asegurar la coordinación entre sector privado y publico”, subrayó Ayoroa.

Reunión sobre «Medición y reducción de emisiones de metano en la región».

Observatorio latinoamericano

La reunión en la que participaron representantes de Argentina, Brasil y de otros países y de la industria sirvió para definir la realización de una cumbre en Colombia en marzo para el lanzamiento formal del observatorio latinoamericano de las emisiones de metano, una iniciativa promovida por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y que fue aprobada en la anterior cumbre ministerial de Panamá en 2022.

Uno de los objetivos iniciales del observatorio será ayudar a los países a realizar sus inventarios nacionales de emisiones de metano, dando soporte técnico para el diseño de metodologías que permitan cerrar las brechas de información en los inventarios. Otros objetivos son apoyar a los gobiernos con planes de acción para darle contenido a sus compromisos y metas de reducción y darle visibilidad y trazabilidad a los esfuerzos regionales y un marco institucional.

En lo que respecta a la industria energética, otro objetivo es definir una hoja de ruta para estandarizar el gas natural de bajas emisiones. Es una definición que serviría para poder exportar productos o incluso gas a los mercados que demandarán información sobre su huella de carbono. “Quien quiera acceder a los mercados internacionales va a tener que bajar sus emisiones de metano de forma significativa, de lo contrario no se va a poder decir que el gas natural es un combustible de transición”, argumentó el ex ministro de Ambiente de Chile y CEO de Global Methane Hub, Marcelo Mena, consultado por EconoJournal a la salida de la reunión.

El observatorio cuenta con financiamiento de Global Methane Hub y de la Corporación Andina de Fomento. Un representante de la CAF en la reunión marcó que es el único organismo multilateral de crédito que sigue otorgando financiamiento para proyectos de gas natural, destacando el préstamo otorgado a Argentina para la construcción del gasoducto Néstor Kirchner. “Hay complementariedad entre la iniciativa de la OLADE y las políticas de la CAF”, argumentó.

Compromiso global del metano

Las iniciativas para reducir las emisiones de metano ganaron impulso con el lanzamiento en 2021 del Global Methane Pledge, un acuerdo no vinculante entre países que asumieron el compromiso de reducir colectivamente las emisiones de metano en un 30% desde los niveles de 2020 para el 2030. Argentina fue uno de los primeros países en suscribir el acuerdo, que ya cuenta con 149 países participantes.

El metano es uno de los gases de efecto invernadero más potentes. Junto al dióxido de carbono y el óxido nitroso son los gases de efecto invernadero más comunes. Hay 200 veces menos metano que dióxido de carbono en la atmósfera, pero el primero es varias veces más potente que el CO2.

Estados Unidos y la Unión Europea consideran que la reducción rápida de las emisiones de metano es complementaria a la acción sobre el dióxido de carbono y otros gases de efecto invernadero. Pero reducir las emisiones de metano es “la estrategia más eficaz para reducir el calentamiento global a corto plazo y mantener el objetivo de limitar el calentamiento a 1,5 grados centígrados al alcance”, según la diplomacia estadounidense y europea.

, Nicolás Deza

Matías Hoffmann, director de Desarrollo de Vaca Muerta de Tecpetrol; Alejandro López Angriman, vicepresidente de Desarrollo de Reservas y Relaciones con Socios de Pan American Energy; Juan Schijman, vicepresidente de Desarrollo y Producción de Pluspetrol; y Diego Leiguarda, vicepresidente de unidades de negocios de CGC; expusieron sobre los distintos planes que han impulsado las compañías en los yacimientos que operan y las perspectivas a futuro.

En su intervención en el 8° Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del Instituto Argentino del Gas y del Petróleo, Hoffmann habló sobre el potencial de Fortín de Piedra, que en agosto alcanzó los 24 millones de metros cúbicos (m3) día de producción de gas no convencional, en apenas un 1% de la superficie total del play.

En base a esto, explicó que desde Tecpetrol realizaron una estimación de los recursos de Vaca Muerta enfocado en la ventana de gas, sin tener en cuenta restricciones de infraestructura y financieras, y que los resultados arrojaron que habría 150 TCF, que los recursos de oil serían de 2 billones de barriles y que se necesitarían 12.000 pozos para poder alcanzar esto. El área desarrollable sería de más de 4.000 kilómetros cuadrados.

¿Qué significaría un desarrollo total de Vaca Muerta?

En base a lo que significaría el desarrollo total de la formación, el ejecutivo de Tecpetrol precisó que la longitud de perforación sería de 66.000 kilómetros, lo que equivaldría a 1,5 vueltas al mundo, que el consumo de arena sería de 50 millones de metros cúbicos (m3) y que la producción diaria total sería de 450 millones de m3 por día, lo que representaría el 80% de la producción actual de Sudamérica.

Respecto a lo que haría falta para poder desarrollarlo, Hoffmann planteó que “se necesitarían 150 billones de dólares de inversión, entre 50 a 100 rigs, 12.000 pozos de 2500 metros, lo que generaría un saldo exportable de 75 TCF e ingresos entre 700 y 900 billones de dólares”.

Asimismo, aseguró que hoy a la Argentina le sobra gas, que el mercado está saturado, salvo en el invierno, por lo que resulta preciso buscar más mercado. “El desarrollo de Vaca Muerta es mayor a lo que puede absorber el mercado de Brasil o Chile. Deberíamos tener una terminal de Gas Natural Licuado. Estados Unidos lo ha logrado”, puntualizó Hoffmann.

Por último, manifestó que la calidad de la roca de Vaca Muerta es de clase mundial, que hay recursos de gas en exceso para el consumo de nuestro país, que hay gas para realizar una integración industrial como para grandes proyectos de exportación y que hay que acelerar el desarrollo, aprovechando el recurso como combustible de la transición energética.

Transición

Por su parte, Angriman habló sobre el desarrollo de Aguada Pichana Oeste que posee PAE en Vaca Muerta. Sobre esto, indicó que “estamos inmersos en una transición energética y entendemos que el gas es un vehículo efectivo para reemplazar generación energética que utiliza combustibles más contaminantes”.

En esa línea, el directivo detalló el trabajo que está impulsando la petrolera e informó que en la actualidad se encuentran desarrollando dos landings y que prevén perforar 809 pozos al horizonte denominado cocina. A su vez, marcó que la compañía alcanzó una producción de 10 millones de m3 en agosto, que cuentan con 42 pozos en producción y que la acumulada actual es de 218 BCF. 

También, el ejecutivo de PAE adelantó que de acuerdo a la proyección el objetivo es  llegar a los 20 millones de m3 de gas por día y que parte de esa producción ya está vendida a los planes que fueron licitados. Ahora deberán buscarle un mercado al gas que les sobra durante la primavera y el verano.

Sobre este panorama, Angriman expresó: “Para esta fase prevemos un mercado interno de Plan Gas hasta 2028, exportaciones a Chile, reemplazo de importación de GNL y la expansión del gasoducto Néstor Kirchner. Hay que pensar en desarrollar gasoductos para que el gas salga de Argentina y se exporte. También necesitamos financiamiento y eficiencia”.

Oportunidades y sentido de urgencia

A su turno, Schijman de Pluspetrol realizó su exposición sobre el desarrollo de La Calera. Comentó que la compañía lleva 60 pozos perforados, de los cuales no todos se encuentran en producción porque están esperando el desarrollo de  infraestructura.

En ese sentido, remarcó que poseen un acreage total de 316.00 acres y que el potencial estimado y recursos recuperables son de 2135 millones de barriles. También, que poseen un GOR – relación del gas producido con respecto al petróleo producido- que va entre los 1000 y 2000 ft3/bbl, lo que tiene implicancias en cuanto al desarrollo porque indica que el área se debe desarrollar de forma pareja para cumplir con los contratos comerciales.

El ejecutivo de Pluspetrol informó que la estimación de well stock es de más de 600 pozos, que han identificado tres landings y ahora un cuarto más que permitiría aumentar este número. “La producción actual es de cinco millones de m3 y esperamos llegar a los 10 millones el año que viene. Tenemos aprobadas ampliaciones para llegar a los 17 millones de m3. El desafío es cubrir los baches con nuevos mercados de exportación durante el periodo de verano”, sostuvo Schijman.

En cuanto a las medidas necesarias que hacen falta para para potenciar el desarrollo el referente de Pluspetrol advirtió: “Necesitamos que la industria sea cada vez más eficiente en términos de costos. No estamos logrando reducir el tiempo de perforación por falta de maquinarias adecuadas y de los repuestos. Si queremos exportar y ser competitivos necesitamos reducir el costo de desarrollo de nuestras áreas de Vaca Muerta más allá de la excelente productividad que poseen”.

De igual manera, Schijman subrayó que otro de los desafíos es desarrollar Vaca Muerta de forma sostenible, que el gas tiene que ser accesible para todos en el país y que se debe bajar la huella de carbono en las operaciones.

Crear valor

Por último, Leiguarda de CGC mostró el trabajo de la petrolera en Campo Indio, en la Cuenca Austral; en Cañadón Seco, en la Cuenca del Golfo San Jorge y en Palermo Aike.

En primer lugar, exhibió que en Campo Indio durante la etapa de avanzada se identificó un deterioro de la calidad del reservorio hacia el este lo que resultaba en reservorios de muy baja permeabilidad (tight) y que los pozos perforados en esta zona resultaban sub-comerciales. Frente a esto, desde la compañía impulsaron fracturas híbridas y una disminución de caudal de fractura buscando un mayor empaquetamiento.

También, que se usó un agente de sostén de malla única sobre todo el tratamiento de fractura, arena cerámica para una mayor conductividad de la fractura y fluidos HVFR. “Campo Indio producía 600.000 m3 y llegamos a un pico de producción de millones de m3”, aseguró el directivo de CGC.

Por otro lado, en Cañadón Seco, Leiguarda mostró que el objetivo es desarrollar las Tobas Arenosas de los niveles superiores de la formación D129. En la actualidad existen dos pozos en producción completados con fracturas convencionales de baja extensión. Y que, a su vez, el bloque cuenta con dos sub-bloques separados por una falla, uno con mayor producción de líquido que el otro. Allí la compañía completó los dos pozos y perforó dos más que estiman que estarán en producción a fines de este año.

El vicepresidente de Unidades de Negocios de CGC dijo que la Cuenca Austral ranquea como tercera en Sudamérica en recursos shale, debajo de Vaca Muerta, y que allí se hizo una evaluación del recurso, que hubo un crecimiento del área y búsqueda de socios. “Hemos reparado los pozos verticales existentes. Se realizó un modelo pseudo 3D que permitió modelar la generación, el hidrocarburo expulsado y el retenido y se seleccionaron zonas de interés para la realización de las primeras estimulaciones no convencionales”, informó Leiguarda.

La compañía eligió dos pozos. El primero acumuló 142 m3 de petróleo de 51° API y el segundo 176 m3 de 39,1° API.

Al final de su presentación Leiguarda remarcó la importancia del Plan Gas en el incremento de la producción de la compañía. El ejecutivo especificó que la iniciativa provocó que se levante un equipo de perforación en la Cuenca Austral para perforar los pozos comprometidos en el plan, lo que los llevó a una actividad incremental de 65 pozos, instalaciones en superficie y una inversión total de US$ 267 millones. También, a incorporar unidades de separación primaria con deshidratación y compresión para el yacimiento Cerrito Norte, otra para Cañadón Seco, una planta de ajuste de punto de rocío de hidrocarburo para el yacimiento El Cerrito y otra para el Golfo San Jorge.

, Loana Tejero

Patagonia Resources es una empresa neuquina conformada por un equipo de profesionales enfocados en el desarrollo integral del capital humano. La firma es dirigida por Leticia Torres, y se encarga de seleccionar, capacitar y potenciar las competencias de las personas.

Ante los planes para el año próximo, desde la compañía destacaron: “Nuestra perspectiva es acompañar a las organizaciones a optimizar, retener y desarrollar el capital humano existente”.

La empresa cuenta con 10 años de experiencia en el mercado nacional y nació como una respuesta a la demanda y oferta laboral de personas y empresas en búsqueda de satisfacer las expectativas personales, profesionales y resultados mutuos.  Es por esto que desde la firma aseguraron: “Combinamos solidez profesional con atención personalizada, priorizamos las necesidades de empleo, capacitación y gestión del capital humano”.

También, plantearon: “Nuestra extensa experiencia reconoce las diferentes culturas organizacionales que conforman la cadena de valor en la industria energética, así como también la producción de bienes y servicios en la Argentina, permitiéndonos, de esta manera, conectar con empresas líderes del mercado”.

Metodología de trabajo

Desde la empresa indicaron que la metodología de trabajo consiste en escuchar a los clientes e indagar acerca de la visión del negocio para diseñar y construir un plan estratégico de recursos humanos, que acompañe y guíe al empresario a concretar sus metas.

Además, que la escucha también se da hacia cada una de las personas que transitan el proceso de búsqueda de oportunidades, desafíos y sugerencias en la decisión de un cambio laboral.

Ante esto, desde Patagonia Resources indicaron que “como una de las empresas Neuquinas que conforma el Cluster Vaca Muerta, tenemos el deseo de hacer la diferencia en la industria del Gas y Petróleo a través del asesoramiento en dirección y gestión de los procesos de empleo, generando valor y sinergia con colegas locales”.

, Redaccion EconoJournal

La Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería – ENSI – sumó un servicio de Conectividad Hidromecánica sin la utilización de explosivos, aplicable a pozos de petróleo y gas, tanto en intervención como en operaciones de abandono, a su porfolio de soluciones.

El servicio consta de la prestación de una herramienta con la asistencia de un equipo de work over, pulling o wireline. Se utilizan principios hidráulicos a través de un perforador hidromecánico punzante, atravesando la formación con fluidos de alta presión (JETTING), logrando de esta forma, el incremento de producción en pozos maduros, en muchos casos a valores cercanos a los de diseño.

Aplicaciones de la tecnología

–          Abrir intervalos entre el pozo revestido y el yacimiento (punzados, re-punzados para producción o inyección de fluidos)

–          Realizar Jetting en la zona cementada y formación

–          Incrementar el área de flujo (Incremento de flujo en el área revestida para facilitar la entrada de fluidos desde/hacia el yacimiento)

Según indicaron desde la empresa, dentro de las ventajas, más allá de la asociada a la no utilización de explosivos – no generación de CO2; no se requieren permisos para manejo de explosivos ni transportes especiales- (método tradicional), su operación es rápida, permite una mayor y apertura en el casing/perforación resguardando la geometría, resistencia y estabilidad de la columna punzada, el fluido a utilizar puede ser diverso y los costos operativos resultan sustancialmente menores a los estándares actuales.

La compañía

ENSI fue creada en 1989 con el objetivo de realizar la terminación, puesta en marcha y operación de la Planta Industrial de Agua Pesada.

Conformada societariamente por el Gobierno de la provincia de Neuquén y la Comisión Nacional de Energía Atómica, en 1995 decidió diversificar sus actividades, creando así una nueva unidad de negocios tendiente a brindar servicios a otras empresas, principalmente del sector energético tanto de la Cuenca Neuquina como de otras regiones del País.

De acuerdo a lo que informaron desde la empresa, el foco está puesto en satisfacer las necesidades de sus clientes, con un fuerte compromiso con la seguridad de las personas y los procesos, en la salud de los trabajadores y en el medioambiente. ENSI, con certificación ISO 9001:2015, avanza en el competitivo segmento de los servicios, buscando diferenciarse mediante la eficiencia en la gestión, la incorporación de tecnología y la adaptación constante a la filosofía de trabajo del cliente.

Además, la firma se especializa en la prestación de Servicios de Supervisión, Puesta en Marcha, Operación y Mantenimiento de Plantas Químicas y Petroquímicas, Yacimientos de Gas y Petróleo, Plantas de Tratamiento de Agua y Efluentes, Inspección de Obras e Instalaciones con Drones, y Operación de Laboratorios Físico-Químicos, y Servicios Integrales de Gestión de Pozos, incluyendo monitoreo de variables en forma remota, etc. Asimismo, cuenta con convenios de colaboración con Empresas lideres que, según informaron, permiten incrementar aún más la oferta de productos.

, Redaccion EconoJournal

Hasta ahora el desarrollo agropecuario y el desarrollo energético se pensaban como dos áreas separadas. Sin embargo, TSE Solar Energy, uno de los principales productores de energía solar en Francia, impulsó un método innovador que permitirá cultivar y al mismo tiempo generar energía a través de paneles fotovoltaicos.

La iniciativa comenzó con los agricultores de la región de Alto Saona, en Francia. Ellos cubrieron sus cultivos de soja con paneles solares con el objetivo de producir en las horas pico 2,5 megawatts (MW), lo que equivale a la energía consumida por 1.350 personas. La meta es lograr una sinergia entre el sector energético y el agro, aprovechando la misma superficie de terreno para obtener energía solar y productos agrícolas.

Para lograr esta meta, TSE instaló 5.500 paneles solares en una granja en la ciudad comunal de Amance a fin de experimentar con la energía agrovoltaica y contribuir al desarrollo de las energías renovables en conjunto con otros sectores de la economía.

¿Cuál es el impacto de los paneles sobre los cultivos?

Los paneles instalados tienen la particularidad de que son capaces de seguir la trayectoria del sol y dejar pasar la lluvia gracias a que se desplazan de manera vertical.

No obstante, también se mueven de forma horizontal. Es por esto que desde la compañía precisaron que los panales pueden disminuir los daños que causa el granizo o hacer que el suelo se eleve o enfríe algunos grados centígrados, según las condiciones meteorológicas.

El propósito del proyecto es que los agricultores puedan producir los alimentos y que a la vez se les proporcione sombra a los cultivos a fin de hacerle frente a las sequías y a las fuertes temperaturas que pueden afectar a la cosecha.

TSE ya ha tenido proyectos anteriores de energía agrovoltaica, pero fueron de menor escala. Es por esto que, con esta iniciativa, esperan ampliar el desarrollo hacia cultivos extensivos y también en la ganadería.

, Loana Tejero

Rubén Caligari, ingeniero en petróleo y profesor en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA), trazó un análisis sobre los trabajos que se podrían desarrollar en las cuencas que están por fuera de Vaca Muerta. En el 8° Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del Instituto Argentino del Gas y del Petróleo dio cuenta de posibles escenarios de desarrollo, de las inversiones que se necesitarían y también explicó qué trabajos e innovaciones se tendrían que llevar adelante para aprovechar el recurso de los convencionales.

En base a esto, manifestó que “Vaca Muerta ha actuado como una aspiradora de talento e inversión. El pronóstico es una declinación que cierra con las reservas probadas. Las provincias petroleras se van a ver reducidas, a excepción de Chubut, por esto hay que hacer algo”.

Reactivación

Caligari planteó que la industria del petróleo fue la más competitiva de Latinoamérica, que demostró su madurez rápidamente y que salió a competir con altísimos niveles. Y que, a su vez, Vaca Muerta se sumó a esta trayectoria.

Para exponer sus ideas sobre cómo lograr una reactivación en los yacimientos marginales de las cuencas maduras, el ingeniero en petróleo tomó como ejemplo la cuenca del Golfo San Jorge e indicó que esta tiene una dificultad geológica pero que al mismo tiempo proporciona una gran posibilidad si se obtiene el recurso que está presente en los reservorios.

En base a esto manifestó: “Tenemos una dispersión de petróleo que hace que cuando lo vamos a buscar sólo lleguemos al 50% del reservorio. Tenemos un bajo nivel de energía y eso ya es difícil de alcanzar. Hacemos recuperación terciaria, pero el factor de recuperación es bajo. Con la inyección de agua tenemos un factor de recuperación promedio incremental del 4%. Esto gracias al trabajo de los operadores de la cuenca”.

Escenarios

Ante este panorama, el especialista expuso diversos escenarios: “El primero contempla la perforación de 2100 pozos con un volumen de reservas a movilizar sería 57 millones de metros cúbicos (m3). El segundo escenario proyecta la perforación de 3100 pozos con un volumen de reservas de 75 millones de m3”.

En ese sentido, afirmó que para lograr esto se tendrán que movilizar inversiones del orden de los US$ 8.000 millones para el escenario uno. Y US$ 11.000 millones para el escenario dos. Con un costo operativo de entre US$ 4.000 y 5.000 millones. A su vez, manifestó que serían pozos con una acumulación de 12.000 m3.

Impacto social y económico

Respecto a los dos escenarios, Caligari sostuvo que resultan atractivos por el impacto económico y social. “Hay un efecto multiplicador que el IAPG ha estudiado que calcula que entre un 120 y 140% de las inversiones van a venir añadidas y que las familias van a incrementar sus ingresos”, detalló.

Asimismo, aseveró que para crear valor en las cuencas maduras es necesario que exista un compromiso de todos los actores y tener una industria competitiva en cada segmento.

De igual manera, el experto en petróleo indicó que “es necesario que se de un desarrollo de pymes de nicho, es decir, gente que sepa hacer de la eficiencia el gran negocio de la cuenca. Nuestra eficiencia operativa es el signo de distinción que tenemos que tener como ventaja competitiva. Las provincias van a ser las beneficiarias de esto”.

Regulaciones y normas

Otro de los aspectos clave que remarcó el ingeniero fue que, para lograr la reactivación de los pozos, se necesita estabilidad y que las operadoras reciban una compensación y se comprometan a producir. 

En su presentación, reparó en la necesidad de que los gobiernos federales y provinciales garanticen normas estables donde apoyar decisiones de largo plazo, que las operadoras tengan compromiso de trabajo que aseguren previsibilidad a todos los actores. También, que las compañías de servicios brinden dinamismo en las respuestas al estímulo y que los sindicatos den una apertura a las discusiones.

Para esto, puntualizó que “tendría que haber una prórroga y modificación de los modelos de contrato, análisis de los pasivos ambientales, estudios de convenios en sectores de rentabilidad acotada y eliminación de impuestos distorsivos que recortan el nivel de inversión”. 

, Loana Tejero

Jorge “Loma” Ávila, secretario general del sindicato de petroleros privados de Chubut; y Mario Lavia, secretario adjunto de la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles (F.A.Si.Pe.G. y Bio), expusieron sobre cuáles son los pasos a seguir para lograr el desarrollo en todas las cuencas productivas de la Argentina a fin de lograr un impacto positivo en la economía y también en la labor de los trabajadores del sector.

Los referentes de los gremios petroleros disertaron sobre los principales desafíos que deberá sortear la industria, sobre la necesidad de contar con marcos regulatorios que garanticen estabilidad y sobre la urgencia por adquirir nuevos equipos para los yacimientos, en el 8° Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del Instituto Argentino del Gas y del Petróleo.

Loma Ávila identificó varias problemáticas que, según su mirada, se deberían resolver a fin de aprovechar los recursos de las cuencas. En ese sentido, aseveró que “desde hace años los insumos, los polímeros, se han encarecido y le quitan valor al barril. Se necesitan políticas para hacer a los polímeros más baratos y también a los sustitutos para valorar el barril”.

El líder del sindicato petrolero de Chubut marcó que en la actualidad no hay equipos tecnológicos modernos que permitan encarar proyectos de conversión, sumado a que se ha perdido el capital humano. Para graficar esta situación indicó que antes en Chubut contaban con 14.000 trabajadores en los yacimientos y que ahora ese número descendió a 10.400, puesto que hay obreros que se jubilan y nuevos profesionales que emigran.

Ávila planteó que para solucionar esto es necesario que se dé una discusión entre las empresas, las operadoras, las pymes y que además exista una ley que establezca que toda la maquinaria que sea necesaria para lograr el desarrollo de los yacimientos se quede por al menos seis años en las provincias para lograr una continuidad laboral.

Sobre este último punto, el referente sindical aseveró: “Hay que tener políticas de Estado. Contratos que den garantías. Si cada dos años vamos a cambiar la política es muy difícil generar esto. Tenemos que tener una política nacional para el país y que podamos empujar este barco y ser un país petrolero”.

Desafíos y el rol de los sindicatos

Lavia habló sobre los desafíos que tiene la industria hidrocarburífera e indicó que “la agenda 2030 es una realidad. La Argentina tiene que desarrollar esos recursos que el mundo necesita, pero tiene que haber previsibilidad. Hay que ordenar la política para hacerlo así también con la economía, con la industria y los trabajadores. Cuando nos ordenamos los trabajadores el país se pone en marcha”.

También consideró que tendrá que haber consenso entre las organizaciones sindicales y los sectores empresarios, que se necesitan 10 o 12 puntos de acuerdo para lograr el desarrollo y también previsibilidad.

Competitividad de la industria

Respecto a si la industria de los hidrocarburos es competitiva a nivel nacional, Lavia manifestó que hay volatilidad en el precio del barril de crudo, pero que aun así el sector está preparado y está llevando adelante inversiones para que las nuevas tecnologías que se precisan se puedan implementar. “Necesitamos tener reglas de juego claras porque para tener certidumbre necesitamos que las empresas se puedan desarrollar y competir en el negocio, y que también tengan certidumbre por parte de las organizaciones sindicales”, dijo el secretario adjunto de la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles.

Ávila se mostró de acuerdo con esta visión y remarcó que “pese a que en las cuencas se trabaja con herramientas antiguas, la industria es competitiva por el esfuerzo de la gente. Necesitamos un cambio tecnológico para mejorar la productividad”.

Convenios colectivos y actividad de la industria

En lo referido a los convenios colectivos, Lavia precisó que desde los gremios hubo capacidad para actualizarlos. “En las refinerías y en algunos sectores de los yacimientos tenemos convenios que nos permiten mover la vara de acuerdo al movimiento. Las nuevas tecnologías requieren más capacitación y mejores salarios”, opinó.

Ávila sumó que con las nuevas tecnologías será preciso una nueva actualización, que deberán reabrirse los convenios para generar nuevas fuentes de trabajo. También, que se necesitarán modificaciones para saber el verdadero título de las personas y asignarles su categoría correcta.

El líder sindical exhibió también que “hay un desacomodamiento que está golpeando a la industria. Esta va a ser una pelea dura. Si no hacemos esto encarecemos más a la mano de obra, al trabajador, por la multiplicidad de tareas. Tenemos que encontrar la posibilidad de que nuestra gente se siga formando de la mejor manera posible”.

El rol de la mujer en la industria

Sobre la participación y la llegada de mujeres dentro de la industria, Lavia señaló que el talento que han aportado, sobre todo en las refinerías, ha sido muy bueno. “Han ingresado muchas mujeres y demuestran esa capacidad que nos obliga a dar lugar. Tenemos una secretaria de Mujeres, Diversidad y Género que está brindando políticas dentro de nuestra organización. Debemos proteger la diversidad”, consideró.

También habló sobre la formación profesional y la necesidad de que nuevos profesionales se inserten en la industria e informó que desde la Federación hay capacitaciones permanentes que van de la mano con el sector empresario. No obstante, advirtió que la concentración de la actividad en algunas regiones y que la falta de perspectiva y certidumbre lleva a que los jóvenes no encuentren su rumbo en la actividad.

Por último, Loma Ávila comentó que en boca de pozo es muy difícil insertar a las mujeres, pero que en lo que es la producción hay una gran cantidad de trabajadoras que son químicas, bioquímicas. En ese sentido subrayó: “Tenemos que lograr que ellas se transformen en mujeres petroleras. El compromiso también tiene que ser de la industria. Si las operadoras pensaran en la igualdad entre el hombre y la mujer nos tendrían que ayudar para que las mujeres también se jubilen a los 50 años”.

, Loana Tejero

Daniel Gerold, presidente y fundador de la consultora G&G Energy, disertó sobre cuáles serían las cuestiones a resolver para que la Argentina se posicione como un país exportador de energía. En su presentación en el 8° Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas sostuvo que “es necesario que se dé una recomposición de los precios internos de los combustibles, con fondos compensadores a futuro y con predictibilidad de derechos de exportación. Y también, una normalización en el mercado de divisas”.

En esa línea, marcó que “hay un problema central que es qué va a pasar con los precios. El sector energético se alimenta con lo que se recauda con la venta de los combustibles y sus valoresestán en el retraso más alto de los últimos 15 años. La industria y el país no pueden permitirse regalar algo que cuesta 9 o 10 mil millones de dólares producirlo”.

También, Gerold planteó que resulta indispensable que quienes lleven adelante proyectos en el país puedan acceder a las divisas para el pago de dividendos y el repago de deudas.

No obstante, el fundador de G&G Energy Consultants advirtió que será fundamental que la Argentina importe sets de fractura y equipos de perforación, que mantenga el buen esquema de contractualización de gas en el mercado interno. También, que cuente con un esquema predecible de exportaciones de gas, petróleo y combustibles y que tenga libertad de exportación de Gas Natural Licuado (GNL).

Giro conceptual  

En su presentación Gerold recalcó que la Argentina posee productos demandados por décadas hacia adelante, que hay grandes recursos disponibles en un país con cumplimento errático de reglas. Sin embargo, manifestó que los gobiernos provinciales apoyan las inversiones y la actividad y que hay operadores, contratistas y profesionales calificados que contribuyeron a lograr buenos resultados a pesar de las dificultades y el escenario macroeconómico actual.

En base a esto expuso que “en 202o había pánico, el petróleo valía negativo. El 2023 es un mundo optimista, las perspectivas son de crecimiento para la Argentina. El país está estancado, pero ha habido una recuperación de la economía desde la pandemia. El crecimiento va a venir de lo que Argentina logre exportar de gas natural. El mercado eléctrico es muy importante”.

Asimismo, el ingeniero industrial reparó en la demanda invernal y planteó que se deberán realizar obras de infraestructura, puesto que la productividad del shale gas es extraordinaria. También, que, en otras cuencas del país, como en el Golfo San Jorge, se ha dado una recuperación de la producción y que también está el desarrollo offshore en la Cuenca Austral, proyectos que contribuirán al desarrollo.

Respecto al petróleo, exhibió que hubo un incremento de 304.795 bbl/d de shale oil en septiembre de 2023 tras cinco meses de estancamiento. “Esto es un mérito sólo comparable con lo que se ha logrado en Estados Unidos, con un escenario más flexible. Ni el gobierno ni los sindicatos interfirieron con esto, sino que apoyaron”, puntualizó Gerold.

En esa línea, explicó que lo complejo de esta situación es mantener la tendencia, y que para hacerlo es necesario contar con más equipos como así también un nuevo ciclo de expansión privada de infraestructura de petróleo y proyectos adicionales.

Sobre este último punto dijo: “En petróleo el gobierno extendió las concesiones de OTASA y en Oldelval, ahora hay más que una duplicación de la capacidad actual. Hay expansión que se está desarrollando. Hoy no hay restricciones para la capacidad de transporte”

De igual manera, el consultor agregó que “en gas está la reversión del Norte con financiamiento estatal, imprimiendo pesos, esto es parte de la inflación. Para la segunda etapa del Gasoducto Néstor Kirchner, el gobierno que venga podría dejar que los generadores eléctricos firmen con industrias contratos en dólares que permitan financiar la segunda etapa del ducto”.

Exportación y cambios de esquemas

En cuanto al potencial exportador y los esquemas regulatorios, Gerold sostuvo que la cuenca Neuquina tuvo una recuperación de la producción puesto que se sumaron 160.000 barriles de crudo en dos años. “Se requiere un gran trabajo por parte de las provincias para tratar de encontrar en los yacimientos maduros y empresas nuevas distintos esquemas con reducción de regalías. La Argentina y las empresas del sector petrolero vamos a un cambio estructural”, consideró el presidente de G&G Energy Consultants.

Sobre el gas, indicó que las exportaciones aún son bajas porque los mercados regionales dejaron de depositar su confianza en el país cuando se rompieron los contratos de exportación con Chile. Ante esto, marcó la necesidad de contar con regímenes de exportación estables y darles paso a las iniciativas privadas.

, Loana Tejero

El EBITDA de YPF, los ingresos antes del pago de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones, retrocedió en el tercer trimestre un 38,5% interanual y un 7,8% con respecto al trimestre previo debido principalmente a una caída en los precios locales de combustibles en dólares, parcialmente compensada por mayores ventas estacionales de gas natural.

El resultado neto de la compañía arrojó una pérdida cercana a los 65.000 millones de pesos como consecuencia de los menores resultados operativos y una provisión por desvalorización de activos de gas dado un contexto previsto de mayor competencia en dicho segmento para los próximos años, que, según se remarcó en el balance, refuerza la estrategia de priorizar oportunidades de petróleo respecto de las de gas natural en el corto y mediano plazo, manteniendo la estrategia de desarrollar GNL en el largo plazo.

El flujo de caja libre fue negativo en casi 380 millones de dólares como consecuencia del flujo de inversiones que, según lo planificado, no logró ser compensado totalmente con el flujo de las actividades operativas, alcanzando un nivel de deuda neta de 6675 millones de dólares y un ratio de endeudamiento neto de 1,7 veces en relación con el EBITDA ajustado.  

Venta de nafta y gasoil

Los volúmenes de venta de naftas al mercado interno aumentaron un 5,7% interanual y un 4,8% con respecto al trimestre anterior, mientras que los de gasoil cayeron 0,7% en un año, pero mejoraron 2% con respecto al segundo trimestre. Según la compañía, en conjunto, los volúmenes de venta de combustibles en el mercado local alcanzaron el máximo nivel trimestral despachado en la historia de YPF.

Esa mayor demanda coincidió con una caída interanual de 1% en los niveles de procesamiento de las refinerías de la empresa, como resultado de paros programados de mantenimiento en las refinerías de La Plata y Luján de Cuyo. Con respecto al segundo trimestre la caída fue del 10%.

Como consecuencia del aumento de la demanda y la menor producción local de combustibles, las importaciones aumentaron un 35,8% con respecto al segundo trimestre, debido a precios más altos por 17,3% y a mayores volúmenes importados por 15,7%.

YPF aclaró que durante el trimestre no se importaron naftas, por lo que el aumento excepcional de la demanda se abasteció mediante una importante reducción de sus inventarios.

Producción

YPF alcanzó en el tercer trimestre una producción de 519.700 barriles equivalentes de crudo por día, un 3% más que en el mismo período del año pasado. El crudo lideró el crecimiento con una expansión interanual de 5,4%, mientras que el gas cayó 2,3%.

La producción convencional cayó 6% interanual quedando en 238.400 barriles equivalentes, mientras que el shale creció 16% y llegó a 240.000 barriles equivalentes, el 46,1 por ciento de la producción total.

En el caso del crudo, el shale aumentó 19,8% interanual, mientras que el convencional cayó 1,9%. El shale representa en este caso el 38,9% del total.

En gas, el shale aumentó 6,5%, mientras que la producción convencional cayó 10,6%. El shale gas ya representa el 48,5% del gas que produce YPF.

, Redaccion EconoJournal

Brasil enfatizó la importancia de la integración gasífera entre los países del Mercosur en la Cumbre Ministerial de los países que integran la Organización Latinoamericana de Energía, realizada en la VIII Semana de la Energía en Montevideo. El secretario Nacional de Transición Energética y Planificación del Brasil, Thiago Barral, fue el encargado de transmitir la postura brasileña. “Queremos avanzar en los estudios y proyectos de integración gasífera en nuestra región y por eso agradecemos a Argentina por todo el apoyo que nos han dado”, dijo el secretario. También subrayó que el “respeto de los contratos” es fundamental para dar “estabilidad y previsibilidad” al financiamiento para proyectos energéticos.

Al finalizar la cumbre ministerial, Barral accedió a responder unas preguntas para EconoJournal:

–¿Cuáles son las prioridades trazadas por el Presidente Lula en materia de transición energética en Brasil?

La prioridad es desarrollar una política nacional de transición energética que sea justa e inclusiva. Estamos impulsando el programa Luz para Todos para acceso universal, especialmente en la zona de Amazonía, donde aún hay mucha gente sin acceso a energía. También estamos impulsando las inversiones y proyectos en generación renovable, sobre todo en la región nordeste de Brasil, que tiene un potencial eólico y solar muy especial. Y para eso estamos poniendo en marcha un plan de inversión en transmisión, el más grande de la historia, para que se pueda llevar el desarrollo energético para esta región. También estamos con programas para desarrollar nuevos combustibles de bajo carbono, incluso biocombustibles, combustibles sostenibles de aviación, diésel verde, el hidrógeno bajo carbono. Vemos que este potencial, este proyecto de energía limpia se puede convertir en un proceso de fortalecimiento de la industria sostenible en Brasil, y con eso crear más valor y empleos.

–¿Qué papel le asignan al gas natural en los planes energéticos de Brasil?

En Brasil hay dos papeles importantes para el gas. Primero, en el sector eléctrico, el gas natural es un recurso aún importante para garantizar la seguridad del suministro, sobre todo para manejar la variabilidad de las hidroeléctricas y también de las renovables variables. Entonces hay necesidad aún de gas natural, aunque sea un rol complementario. Segundo, la industria necesita mucho del gas para poder crecer y avanzar porque aún no tenemos alternativas de más bajo carbono y competitivas. Entonces la política que llamamos Gas para Emplear es el proyecto para avanzar con el incremento del suministro, sobre todo de gas asociado a la producción de petróleo que tenemos en la costa de Brasil. Y hacerlo de una manera que esté disponible y de forma más competitiva para la industria. Un ejemplo muy importante es la industria de fertilizantes nitrogenados. Brasil es un importador muy grande de fertilizantes. Entonces vemos que en esta industria el gas natural es un importante instrumento para garantizar la seguridad alimentaria y la producción agrícola en Brasil. Esto es muy importante para Brasil y para el mundo. Entonces hay distintas oportunidades, pero siempre buscando priorizar el desarrollo industrial y de fertilizantes.

Thiago Barral en la Cumbre de Ministros de la OLADE

–Antes habló de la integración gasífera en la región. ¿Qué lineamientos debería seguir esa integración?

Impulsamos esta integración bajo el marco del Mercosur y también con el apoyo de OLADE.
Estamos buscando comprender en dónde están las demandas potenciales más importantes y también la fuente de suministro adicional que podemos tener. Tenemos Bolivia con una producción de gas natural. En Brasil demanda y suministro también. Argentina obviamente. También buscamos ver cómo Paraguay y Uruguay pueden también ser parte de este proyecto. Entonces lo que estamos buscando es hacer este diagnóstico de cómo podemos optimizar el uso de la infraestructura que ya existe, pero también qué tipo de infraestructura adicional se necesita en la región para garantizar un aprovechamiento más optimizado del gas natural, del potencial de suministro de gas natural en la región. Creemos que así tendremos una mayor claridad y más confianza para identificar los proyectos prioritarios.

, Nicolás Deza

En octubre, GAPP (Grupo Argentino de Proveedores Petroleros) celebró su 20° aniversario. Desde el grupo precisaron que esto es un hito que simboliza dos décadas de trabajo y compromiso con sus 180 empresas asociadas.

A su vez, plantearon: “Durante estos 20 años, nos hemos convertido en socios estratégicos para la articulación y el fortalecimiento de la cadena de proveedores en las industrias de Oil and Gas, Minería y Energía en Argentina”.

Actualmente, el GAPP representa una facturación anual conjunta de más de 2400 millones de USD y exportamos anualmente más de 190 millones de dólares, contribuyendo al crecimiento económico de nuestro país.

Recorrido

A su vez, desde el grupo indicaron que generan y promueven una oferta de más de 1500 líneas de productos y a servicios, originados en más de 30000 puestos de trabajo en 14 provincias de nuestro país y que abarcan 15 rubros productivos. “A lo largo de estos años, hemos realizado más de 150misiones comerciales en más de 30 mercados en todo el mundo, superando fronteras para promover la industria y tecnología nacionales, y generando oportunidades para nuestras empresas asociadas”, destacaron.

En el área de Formación Profesional, han diseñado programas con enfoque en el desarrollo de capacidades en Management y Producción, capacitando a 730 personas en un total de 850 horas de formación. En 2020, lanzaron GAPP 4.0, un programa personalizado para las PyMEs industriales basado en la Gestión del Cambio Cultural, la promoción de la implementación de Tecnologías de Gestión y la Digitalización de Procesos, con un enfoque en la transferencia metodológica hacia la empresa. Hasta la fecha, han formado a más de 150 personas e impulsado más de 130 proyectos de mejora en 16 empresas.

Gestión

En cuanto a la gestión institucional, remarcaron “somos una entidad de referencia que participa en ámbitos público-privados y brinda asistencia a nuestras empresas en momentos críticos. Durante la pandemia, apoyamos a 134 empresas socias en el contexto de la COVID-19, proporcionando dossiers con información detallada sobre normativas y disposiciones legales del ASPO, y gestionamos 26 protocolos para la habilitación de industrias, 19 municipios de la provincia de Buenos Aires y 7 provincias de nuestro país”.

Además, indicaron que en la actualidad gestionan casos de SIMIs y SIRAS, relevando y elevando 1380 casos de 121 empresas por un total de más de 110 millones de dólares.

“Este aniversario marca un hito significativo en nuestro recorrido, y esperamos con entusiasmo lo que el futuro nos depara. Nuestra visión es seguir acompañando a las PyMEs industriales relacionadas con la energía, impulsando el desarrollo y trabajando junto a sus colaboradores y equipos”, aseveraron desde el grupo. También agregaron: “Nos comprometemos a seguir promoviendo el crecimiento de nuestro país, las industrias y nuestras empresas, contribuyendo al desarrollo sostenible”.

Por último, manifestaron: “Agradecemos a cada uno de ustedes por ser parte de esta comunidad y por su compromiso constante. Los invitamos a continuar en este camino de logros y a esperar con entusiasmo lo que el próximo capítulo de nuestra historia nos depara”.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía habilitó el viernes pasado de manera transitoria la venta de gasoil con hasta 800 partes por millón (ppm) de azufre en todas las estaciones de servicio del país. Lo que autorizó, en rigor, es que ese tipo de diésel —que se utiliza para generar energía en las centrales termoeléctricas— pueda ser comercializado de forma excepcional como gasoil grado 2, que por reglamentación oficial no debería superar las 500 ppm de azufre.

La decisión de la cartera que dirige Flavia Royón se explica por una razón concreta: apunta a reforzar, justo a la salida de la crisis de abastecimiento que afectó al país la última quincena de octubre, la oferta de gasoil para garantizar el consumo del combustible en las próximas semanas, cuando se acelerará la demanda del agro por la siembra de soja y maíz. Por eso, al habilitar un waiver para que se pueda vender en surtidores un combustible con mayor contenido de azufre y, por lo tanto, más contaminante, el gobierno pretende evitar nuevos faltantes en el mercado local.

En los hechos, la resolución de Energía permite instrumentar formalmente un acuerdo alcanzado entre YPF, la petrolera controlada por el Estado, y CAMMESA, la empresa encargada del despacho de combustible para el sector de generación eléctrica. A partir de ese entendimiento, Cammesa se comprometió a prestarle a la empresa que preside Pablo González hasta 200.000 de los 400.000 metros cúbicos (m3) de gasoil que mantiene stockeado en sus plantas de almacenamiento. “Cammesa siempre importe gasoil con hasta 800 ppm de azufre porque es un poco más barato. El waiver que autorizó la Secretaría lo que permitió es que ese gasoil, que se utiliza para generar energía en las usinas térmicas, pueda ser comercializado en la estaciones de servicio y en el canal mayorista”, explicó a EconoJournal un directivo de una petrolera bajo reserva de nombre.

Acuerdo con YPF

La pregunta que se desprende de la situación es si era realmente necesario que Cammesa mantenga stockeados 400.000 m3 de gasoil justo en un momento en que la oferta del combustible cruje a lo largo de todo el país. ¿No podría, frente a uan crisis como la que se vivió hace 10 días, haber redireccionado parte de ese volumen a la red de estaciones de servicio de YPF u otras petroleras a fin de reforzar la oferta de gasoil? ¿Era necesario, desde un punto de vista operativo, guardar un stock de seguridad de tamaña cantidad de gasoil?

La mayoría de las fuentes consultadas por EconoJournal coincidió en que Cammesa podría haberle cedido al menos la mitad del volumen de gasoil que mantiene acopiado a YPF sin que eso hubiese acarreado un riesgo para la operatoria del parque de generación termoeléctrica.

“Es un caso más que evidencia la falta de coordinación entre actores y organizaciones que deberían reportar a la misma terminal política. En los últimos 10 años hubo varios acuerdos de cooperación entre Cammesa e YPF para enfrentar alguna situación puntual de faltante o necesidad de combustibles. Es difícil de entender por qué no se buscó un entendimiento de este tipo si el gobierno no tenía los dólares para pagar los cargamentos que importó YPF”, explicó un ex funcionario de la Secretaría de Energía.

En términos estacionales, la coyuntura tampoco es complicada para el segmento de generación. Los embalses —tanto Yacyretá y el complejo hidroeléctrico de Brasil como las centrales del Comahue— cuentan con altas reservas de agua y los productores locales de gas natural están cerrando pozos desde septiembre por falta de demanda. Eso quiere decir que reducir los stocks de gasoil de Cammesa —que funciona como un combustible de última instancia frente— no habría afectado la seguridad del sistema de producción de energía.

“Tener 400.000 m3 de gasoil de reserva tiene sentido cuando se está ingresando al invierno, dado que en esos meses se llegan a consumir 30.000 m3 por día de gasoil. Pero en este caso, se podría haber prestado o vendido parte de ese gasoil a YPF y a las petroleras sin que eso genere problemas en materia de seguridad operativa”, explicó un consultor del mercado.

Lo sorprendente, entonces, no es el acuerdo en sí entre YPF y Cammesa, sino que se haya demorado tanto en cerrarlo. El compromiso de la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) es prestarle a YPF hasta 200.000 m3 de gasoil bajo la promesa de devolución para que Cammesa pueda disponer de ese combustible hacia fin de año para generar electricidad. Se estima que recién a partir de diciembre la demanda eléctrica podría subir de la mano de las mayores temperaturas.

Cammesa es comandada por su gerente general, Sebastián Bonetto, un funcionario que llegó al cargo de la mano del ex secretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, principal referente de La Cámpora en materia de energía. Pese a eso, Bonetto no es un cuadro político de la agrupación que lidera Máximo Kirchner y desde que asumió la posición priorizó la construcción de un perfil técnico que le permitió entablar una buena interlocución con actores del sector privado.  

Los cambios

La resolución 576/19 establecía que las regiones de más de 90.000 habitantes podían vender gasoil grado 2 con un tope de 500 miligramos por kilo de azufre, mientras que las zonas rurales de menos de 90.000 habitantes debían comercializar una variante de menor calidad, con hasta 800 mg/kg de azufre. La idea, además, era unificar los parámetros en un máximo de 350 mg/kg a partir del 1 de enero de 2024. Sin embargo, lo que decidió el gobierno a través de la resolución 896/23 es unificar las zonas de alta densidad y baja densidad para poder comercializar provisoriamente el gasoil grado 2 en todo el país. El gasoil que importa CAMMESA es la variante de menor calidad ya que cuanto más azufre tiene el combustible más barato es su precio.

, Redaccion EconoJournal

Paraguay aspira a que el Chaco paraguayo pueda ser un punto de producción y conexión de gas entre Argentina y Brasil. El viceministro de Minas y Energía del Paraguay, Mauricio Bejarano, fue consultado por EconoJournal sobre éste y otros temas de la agenda energética paraguaya y regional al finalizar un panel en la VIII Semana de la Energía en Montevideo:

.–¿Cuáles son las prioridades de Paraguay en materia energética en los próximos años?

Vamos a poner mucho foco en lo que es generación de energía renovable, esencialmente solar fotovoltaica. Las inversiones estén llegando a nuestro país de una manera excelente y queremos no perder esa condición de tener energía disponible y renovable, con lo cual le vamos a poner mucho énfasis y foco a la generación de energía, además de fortalecer la infraestructura eléctrica. También le vamos a poner mucho foco a las pequeñas centrales hidroeléctricas. Además pretendemos instar mucho más a la exploración para obtener gas natural, queremos tener como base una generación con gas natural, sobre todo del Chaco paraguayo. En lo que respecta a hidrocarburos vamos a ir buscando mecanismos eficientes energéticamente para evitar la dependencia, sobre todo de GLP, del cual dependemos en gran cantidad, y eso lo queremos obtener a partir de una exploración en nuestro Chaco o quizás reactivando el pozo productivo que hoy no está produciendo. En lo que a bioenergía tenemos como país de un gran consumo de biomasa y vamos a ocuparnos que provenga totalmente de la reforestación, incentivando esta último. Estamos en el proceso de certificación de esa biomasa que es quemada en la industria, con lo cual es todo para calor, no se utiliza al día de hoy para generar energía eléctrica, en el futuro sí está previsto ya que una papelera bastante importante se está estableciendo en el país y ya tiene un contrato a futuro de cogeneración para venderle su excedente a la ANDE.

–¿Qué rol podría jugar el gas de Argentina en la matriz paraguaya?

El gas de Argentina siempre va a ser importante a nivel regional y sobre todo con el potencial de Vaca Muerta que está en el continente y más con la coyuntura que la querida hermana república de
Bolivia está sin reservas certificadas. Además buscamos en gas la interconexión Argentina- Brasil a través de nuestro Chaco Paraguayo para que pueda tener una acogida favorable el mercado que hoy queda acéfalo, que es sobre todo de Mato Grosso Sur, Paraná, que tiene un consumo importante de gas natural. Además sería para nosotros una vía en donde inyectaríamos nuestras moléculas en el caso de un hallazgo comercial importante.

–¿Cuáles son los desafíos en términos de exploración en el Chaco Paraguayo?

Categóricamente tenemos un desafío importantísimo que es mayor inversión en exploración. En la medida en que la tengamos vamos a tener los resultados que deseamos. Vamos a hacer un acompañamiento a la petrolera estatal que tiene seis bloques en total, de tratar de encontrar un partner que pueda apoyarlos económicamente. Lo mismo haremos con las empresas privadas que hoy tienen concesiones como para poder encontrar ese capital.

–¿Qué temas centrales observa en la agenda de integración energética regional?

Tenemos que buscar la mayor integración con Brasil para que podamos tener una acogida favorable en el mercado brasileño y con la Argentina continuar las conversaciones porque tenemos muchas obras pendientes de infraestructura de generación. Tenemos que ir buscando el beneficio de ambos países para que esa integración sea real y efectiva, para que Yacyretá sea un punto de interconexión e integración. Por ejemplo, las obras complementarias en Yacyretá que nos pueden llevar a ambos países a un beneficio extraordinario.

, Nicolás Deza

Mauricio Russo, socio fundador y director comercial de Oilstone; Jorge Buciak, gerente de Ingeniería en Capsa-Capex; Jorge Kessler, gerente ejecutivo de la Regional Sur de YPF; y Christian Rojas, director de desarrollo de CGC, expusieron en el 8° Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del Instituto Argentino del Gas y del Petróleo sobre las distintas iniciativas que han impulsado las empresas para potenciar el desarrollo de los proyectos en los campos maduros.

¿Cómo lograr que el convencional vuelva a ser atractivo?

Russo explicó que hubo una fuerte caída de la producción en los últimos 20 años en lo referido al convencional. Que fue de un 55% a nivel nacional y de un 75% en la cuenca Neuquina. A su vez, detalló que esto tuvo un impacto en la inversión puesto que esta cayó un 41% a nivel nacional.

El ejecutivo de Oilstone indicó que la densidad del crudo se está modificando y que las refinerías hoy no están preparadas para esto. Por lo que afirmó que “resulta atractivo volver al convencional para corregir la calidad. Además, hay un tema social. El convencional se encuentra en zonas donde el no convencional no está, por ejemplo, en Cutral Có y es importante seguir manteniendo activas estas zonas con la producción”.

También habló de la concentración en Vaca Muerta y el riesgo geográfico que esto provoca. Sobre este punto desarrolló que el no convencional, en su mayoría, se ubica en Neuquén y que ante esto resulta fundamental que el negocio del convencional reciba inversiones para que no se deterioren las instalaciones y los pozos.

Frente a este escenario, Russo marcó una línea de acción en donde propuso diferentes medidas que se deberían tomar en pos de potenciar el desarrollo de los campos maduros. En primer lugar, planteó que el estado nacional debería eliminar los derechos de exportación y permitir que las operadoras que están en los desarrollos convencionales tengan libre acceso a la exportación y al sistema de transporte con contrato sin obligación de prepago.

En esa misma línea, sostuvo que los estados provinciales tendrían que garantizar una reducción de alícuotas de las regalías. También, una reducción de canon hidrocarburífero y tasas ambientales. Y que los sindicatos tendrían que brindar flexibilidad operativa (multiplicidad de tareas, eliminación de cuadrillas adicionales). 

Por último, el directivo de Oilstone manifestó que “es importante tener financiación. Si no se toman medidas el negocio convencional continuará deteriorándose hasta que hará irreversible su situación provocando el cierre de numerosos campos”.

La innovación como estrategia para el desarrollo

A su turno, Buciak aseveró: “Los operadores debemos ser innovadores para que la curva de producción no caiga. Tenemos que desarrollar productos puntuales para bajar los costos”.

En este sentido, se refirió al primer proyecto de polímeros e indicó que con eso se demostró que era posible realizar recuperación terciaria. A su vez, adelantó que en la actualidad desde la compañía están trabajando sobre los biopolímeros para trazar un camino hacia los biosufractantes.

En relación a ese punto marcó que la tecnología ahora se focaliza en Vaca Muerta y en el offshore, pero que hay que buscar innovación y herramientas para los pozos maduros. No obstante, advirtió que allí se encuentra el desafío porque se trata de instrumentos muy caros.

Por eso, informó que desde la compañía siempre están en la búsqueda de proveedores con solvencia financiera a los cuales se los ayuda con el desarrollo, la prueba piloto, con la mejora del producto y con el suministro de pozos. Y para aquellos que no poseen solvencia financiera, se genera una empresa nueva en donde la firma aporta el total de los egresos al proveedor.

En cuanto a las iniciativas en tecnología impulsadas por Capsa- Capex, Buciak exhibió que cuentan con 14 líneas de innovación en marcha: cinco líneas de desarrollo de sistemas extractivos y de inyección, cinco líneas de químicos para recuperación terciaria y cuatro de desarrollo de sistemas de control y medición.

Sobre esto, precisó: “Para solucionar la distribución del agua hemos desarrollado una válvula para lograr una distribución vertical. Desarrollamos distintos polímeros y el surfractante rocksweep. Con esto estamos bajando el desarrollo de inversión en US$ 6 por barril. También, diseñamos un sistema para medir petróleo en mucha agua. La idea es que tengamos en el celular la información de los controles”

Por último, el ejecutivo de Capsa- Capex informó que “otro proyecto es el side track masivo, el utilizar los pozos existentes. Lo estudiamos bastante. Hoy nos cuesta US$ 7 inyectar un metro cúbico. La idea es llegar a US$ 4. Y también desarrollar biopolímeros en la Argentina”.

Resultados

Kessler dio cuenta del trabajo de YPF y planteó que la empresa ha puesto foco en la eficiencia, en la innovación y la tecnología para la operación de los pozos. También, que la petrolera cuenta con 13 torres de perforación, 34 de pulling, 58 bloques de concesión que se encuentran en explotación y 14 en exploración.

En base a esto, el ejecutivo de YPF destacó que “los niveles de producción de recuperación terciaria están en 13.000 barriles de petróleo por día. Hemos tenido resultados muy positivos. La producción por recuperación terciaria ha contribuido a reducir entre 2 y 3 puntos porcentuales la declinación efectiva anual. El 80% de la terciaria en Argentina la produce YPF”.

Sobre los planes a seguir por parte de la petrolera controlada por el estado, Kessler sostuvo que la idea es continuar por este sendero y que estiman que en 2028 la recuperación terciaria ocupará una tercera parte de la producción de YPF, que un 25% del capex 2024/2028 estará asociado a la terciaria también.

En cuanto a este último punto, marcó que esto se logrará mediante los proyectos de inyección de polímeros que están en etapa de masificación, por la capacidad para desplegar múltiples diseños pilotos simultáneamente. También, por la alianza con AESA y acuerdos con las provincias y por la extracción en pozos productores.

Respecto a los desafíos, el directivo de YPF dijo que están vinculados a los costos de fabricación nacional, el abastecimiento y logística, como así también al tratamiento de la producción tanto por el residual del polímero como por el movimiento de los sólidos.

Recuperación

Rojas mostró el trabajo de CGC en la cuenca Austral y en la Cuenca del Golfo San Jorge y expuso que la firma logró tener un crecimiento sostenido durante los últimos años. En este sentido, exhibió que en 2015 la operadora producía 8 m3/día de petróleo y 53 millones de m3/día de gas y que en la actualidad produce más de 3300 m3/día de crudo y más de 6000 millones de m3 de gas.

Asimismo, destacó el papel del Plan Gas en el incremento de la producción de CGC y sostuvo que “en la Cuenca Austral en 2015, nuestra producción representaba el 38% y con el Plan Gas se llegó al 56% de la producción onshore. En el Golfo, nuestra producción representa el 26%. En tight gas el 48%, estamos produciendo 200 millones de m3/d”.

También, el directivo de CGC afirmó: “Nosotros vemos que siempre es necesario tener volumen de actividad para poder innovar. Es importante tener una actividad sostenida en el tiempo y un equipo técnico que pueda calcular los errores y que soporte las operaciones”.

Además, Rojas comentó que están comenzando con la recuperación mejorada de petróleo puesto que en 2021 la empresa se fijó el desafío de llevar a cabo esos proyectos. “Estamos en el diseño del piloto, pensando en plantas modulares, polímeros como los que se están usando. Debemos poner los servicios en campo. Siempre estamos en la búsqueda de oportunidades”, afirmó el referente de CGC.

Por último, señaló que Campo Indio esperan tener recuperados 600 Bcfg, en Cerrito norte entre 50 y 100 Bcfg, en el Puma 100 Bcfg y en el Cerrito Oeste alrededor de 140 Bcfg. 

, Loana Tejero

La Secretaría de Energía lanzó una manifestación de interés en búsqueda de proyectos de almacenamiento de energía eléctrica. El objetivo final es que los proyectos puedan optimizar el despacho de generación en el Mercado Eléctrico Mayorista, adquirir reserva de potencia y eficientizar la capacidad instalada en los sistemas de distribución y transporte eléctrico. Además, los proyectos serán mejor evaluados si tienen vinculación con la cadena de valor del desarrollo del litio en el país.  

A través de la resolución 906/2023, publicada este miércoles en el Boletín Oficial, la cartera a cargo de Flavia Royón convoca a los interesados a presentar alternativas para “incorporar, gestionar y financiar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica (AlmaMDI)” y aclara que las propuestas podrán contemplar “mecanismos de comercialización de energía y potencia asociada al almacenamiento propuesto”.

Renovables y litio

Pero también el almacenamiento de energía en baterías será una de las claves para superar la saturación en las redes de transmisión para el desarrollo de las energías renovables. Los proyectos se presentarán ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) y deberán especificar tipo de tecnología, características técnicas, operativas y económicas y el monto de inversión.

La convocatoria resalta que, siendo la Argentina el cuarto productor mundial de litio, se valorarán los proyectos que tengan una fuerte vinculación con componentes industriales del sistema de almacenamiento, en particular los relacionados “con la cadena de valor de la industria del litio en el desarrollo de baterías”.

Las presentaciones deberán indicar capacidades de potencia y energía, períodos de carga y descarga, período de almacenamiento máximo, vida útil, pérdidas energéticas, rendimiento entre carga y descarga, modos de funcionamiento, rampa de carga hasta la inyección/toma de su potencia máxima, tiempos de instalación, requerimiento de espacio y zonificación, su impacto ambiental, entre otras características del proyecto.

Cammesa

La compañía que administra el mercado eléctrico informará previamente a los interesados sobre costos marginales, zonas con requerimiento de sustitución de generación forzada (unidades generadoras ineficientes y más caras) con gasoil; áreas en la red de 132 kV o mayor con capacidad de transporte o distribución saturada; y “requerimientos de regulación de frecuencia y control de tensión a los fines de plantear casos específicos de desarrollo potencial de almacenamiento en distintas escalas”, especifica la resolución.

También publicará en los próximos 20 días el procedimiento de recepción y evaluación de los proyectos presentados. Luego, Cammesa hará un informe con los resultados en base a un análisis de cumplimiento de las pautas establecidas, como la estimación de los beneficios operativos y económicos.

Los interesados tendrán 120 días, a partir de que Cammesa difunda el procedimiento de recepción, para presentar las manifestaciones de interés de almacenamiento de energía. Luego, Cammesa le presentará el informe a la Secretaría de Energía.  

, Roberto Bellato

El gobernador electo de Chubut, Ignacio Torres, dio cuenta de los principales ejes que tendrá la agenda energética de la provincia y los desafíos que se deberán sortear. “Vamos a reactivar áreas que hoy no se están operando y tienen mucho potencial. Esto implica hablar y negociar con quienes se encuentran a cargo de esas áreas”, aseguró en diálogo con EconoJournal.

Torres precisó que para lograr ese objetivo será necesario desarrollar un esquema que haga más atractiva a la provincia fin que de que puedan recibir inversiones, que también contemple una baja de regalías sobre el incremental de inversión y sobre ingresos brutos, que según consideró el sucesor de Mariano Arcioni, “tienen un impacto más que considerable en el costo operativo de las empresas”.

Desafíos

Respecto a los obstáculos que se deberán afrontar tanto a nivel provincial como regional, Torres consideró que “uno de los desafíos es el cepo. Si uno no puede importar insumos para producir y exportar, se produce un círculo vicioso que nos lleva a que haya desinversión, destrucción de empleo y desabastecimiento de combustibles”.  

En ese sentido, indicó que existe una brecha cambiaria que es insostenible y que el desafío será sincerar la macroeconomía. También, se refirió al descenso del precio interno del crudo y marcó que “en cuanto al barril criollo está claro que el desfasaje es muy alto. No sé si en algún momento hubo tanta brecha entre el barril criollo y el de exportación. Debemos priorizar los cupos de exportación para las cuencas maduras”, puntualizó Torres.

Oportunidades e infraestructura

Sobre el panorama que se le presenta a la provincia de cara a los próximos años, el nuevo gobernador explicó que Chubut tiene una gran oportunidad porque posee crudo pesado, bajo en azufre, que es muy demandado en el mundo.

También se refirió a una agenda de desarrollo en conjunto con las provincias de la Patagonia y afirmó que “el congreso va a tener una centralidad porque gane quien gane no va a tener quórum propio y las provincias vamos a tener un lugar para plantarnos y ponerle un freno a cualquier avanzada contra el federalismo o para acompañar y aportar en una agenda de desarrollo que ayude a salir adelante a la Argentina y a las economías regionales”.

Por último, hizo mención al Régimen de Promoción de Áreas Maduras y aseguró que va a acompañar la iniciativa, pero que desde su espacio realizaron observaciones para que se amplíe el incremental de inversión y que prevén que en los próximos días la secretaria Flavia Royon les de una respuesta.

, Loana Tejero

Los gobernadores electos de las provincias de Río Negro, Alberto Weretilneck; de Neuquén, Rolando Figueroa; y de Chubut, Ignacio Torres; dieron cuenta de cuáles son los planes que llevarán a cabo las provincias a fin de desarrollar las cuencas productivas y contribuir al desarrollo de la Argentina.

Los mandatarios participaron del 8° Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del Instituto Argentino del Gas y del Petróleo. Expusieron el potencial que posee Vaca Muerta y la necesidad de explotar sus recursos de cara a los próximos 20 años y también la urgencia de continuar con el desarrollo de las cuencas maduras y de generar incentivos para alentar la inversión.

En ese sentido, Weretilneck expresó que su provincia se ve afectada por el crecimiento de Vaca Muerta porque las inversiones van hacia Neuquén por la productividad. “Tenemos una cuenca madura que tuvo declino, por eso la provincia va a tomar medidas para frenarlo. El 80% de nuestros contratos, de las concesiones, vencen en 2025 – 2027. En febrero vamos a llevar a cabo una renegociación”, precisó.  

En cuanto a las medidas que se tomarán en los próximos meses, el gobernador electo de Río Negro planteó que se va a poner foco en las regalías y en la reducción de costos con el objetivo de mantener la actividad. Asimismo, aseveró que es necesario tener claro la cuestión federal y que el recurso es propiedad de las provincias.

En esa línea, advirtió: “Las provincias hemos sido responsables a la hora de construir un país federal y de priorizar los intereses de la Nación. Tenemos un golfo con áreas protegidas y eso fue un desafío. También, el proyecto de Oldelval, el gasoducto de Shell y el gasoducto Néstor Kirchner”.

Es por esto que informó que también impulsará acciones que permitan poner en marcha los yacimientos no convencionales y llevar adelante los procesos de licitación de los que están lindantes al meridiano.

Régimen de inversión para los yacimientos

Por su parte, Figueroa se mostró de acuerdo con esta visión y afirmó: “Los patagónicos tenemos que pensar en cómo desarrollar la Patagonia con las virtudes que tienen los yacimientos. El Estado tiene que promocionar esto. Vaca Muerta genera un impacto en todo el país. Sólo en esa formación tenemos 300 TCFs”.

El nuevo gobernador de Neuquén también habló sobre la posibilidad de trabajar en conjunto con los países de la región y exportar para poder generar riqueza. “Tenemos que focalizarnos en las inversiones, en las promociones industriales para aprovechar todos nuestros recursos. El problema que tenemos es la macroeconomía, el no acceso a las divisas, la falta de previsibilidad. Hay que darles respuesta a los inversores”, puntualizó.

Frente a esto, Figueroa remarcó que es preciso crear un régimen de inversión para los yacimientos maduros, acompañar las inversiones, generar condiciones favorables y entender que en las empresas también se debe invertir. Sobre este último punto indicó que existen deudas internas porque el recurso de Vaca Muerta llega a distintos puntos del país, pero existen lugares de la provincia que no tienen gas, por esto exigió trabajar en el contenido local.

Además, el sucesor de Omar Gutiérrez se refirió a la Ley de Gas Natural Licuado (GNL) y marcó: “Tenemos que generar condiciones favorables para las empresas. El gran desafío es pensar cómo podemos extraer los recursos de todas las cuencas. La ley de GNL nos da seguridad. 1500 pymes de Argentina viven de Vaca Muerta. La única forma de crecer es estando de la mano. Se proyecta que 20.000 millones de dólares vendrán del gas y el petróleo en los próximos años”.

A su turno, Ignacio Torres consideró que plantear una dicotomía entre las cuencas maduras y Vaca Muerta es irresponsable. También, que falta inversión en infraestructura, lo que afecta a la competitividad, y que lo que paraliza las inversiones es la incertidumbre.

Sobre esto, indicó que “gane quien gane las elecciones tendrá que lograr diálogo con las provincias. Hay una brecha cambiaria insostenible. Tenemos que tener una política sectorial integral. En este país con todas las riquezas tenemos que tener un plan a largo plazo y no emparchar. La Argentina para crecer va a tener que mirar al sur”.

Al igual que sus pares Torres remarcó la necesidad de generar reglas claras para potenciar la inversión en el país y afirmó que “soberanía energética es ser una plaza amigable para que haya más inversiones y que se genere más trabajo, ese es el desafío que tenemos. En Chubut queremos ser una plaza amigable y para eso necesitamos de un paquete de leyes consensuado con los gobernadores”.

Sobre los pasos a seguir para lograr estos objetivos afirmó que resulta indispensable que exista un vínculo entre las operadoras y las empresas estatales, que la sociedad sea colaborativa y que el estado sea un socio inteligente y competitivo para que se logre un desarrollo en el corto, mediano y largo plazo.

Proyecto de Ley de áreas maduras

Respecto al Régimen de Promoción de Áreas Maduras, que fue anunciado por el ministro de Economía, Sergio Massa, y que contempla la eliminación de impuestos sobre insumos importados y una baja en las retenciones, todos los gobernadores electos se mostraron a favor de la iniciativa e indicaron que la apoyarán.

Weretilneck y Torres manifestaron su acuerdo e indicaron que se podrán hallar consensos en el Congreso y que se deberán realizar modificaciones en cuanto a la participación de las provincias y el incremental de inversión.

Por su parte, Figueroa opinó que también lo apoyará, pero que habría que ampliarlo a todos los yacimientos de las provincias para que no se pierda el petróleo.

, Loana Tejero

MONTEVIDEO (enviado especial).- La Argentina firmará junto a otros países un proyecto para la certificación del hidrógeno en la región en el marco de la VIII Semana de la Energía en Montevideo. Será el primer paso formal que darán varios países en América latina hacia un futuro esquema para certificar el origen y la sostenibilidad del hidrógeno producido.

La Secretaría de Energía, Flavia Royón, firmará este miércoles en Uruguay una declaración de apoyo a la iniciativa junto a funcionarios de otros países, según fuentes consultadas por EconoJournal. La iniciativa se basa en las propuestas en la materia elaboradas por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y cuenta con el impulso de la Organización Latinoamericana de la Energía (OLADE).

El secretario Ejecutivo de la OLADE, Andrés Rebolledo, había adelantado el lunes en un side event de la Semana de la Energía que al menos diez países firmarían la iniciativa. “Será un primer paso para tener una perspectiva común de lo que es el hidrógeno verde”, dijo Rebolledo.

También presente en ese side event estuvo la secretaria de Asuntos Estratégicos, Mercedes Marcó del Pont, que puso foco en el proyecto de ley elevado al Congreso para promover la producción de hidrógeno bajo en emisiones, con enfásis en el hidrógeno verde, azul y rosa.

Poder certificar el hidrógeno es uno de los pasos fundamentales para la colocación del mismo y sus derivados en los mercados, garantizando que se trata de un producto libre o bajo en emisiones. Los sistemas de certificación del hidrógeno que se están desarrollando en el mundo suelen incluir estándares técnicos y estándares de sostenibilidad según el BID.

Argentina ya viene realizando un trabajo en la materia según lo expuesto por la asesora legal de la Secretaría de Energía, Verónica Tito, en un panel sobre hidrógeno en la región. “Se encaró la evaluación ambiental estratégica de la actividad del hidrógeno porque es una nueva política que se va a implementar en el país y que tiene que tener una mirada sobre su influencia en lo social, en lo ambiental”, dijo Tito.

Avances del hidrógeno en la región

La agenda global del hidrógeno fue deliberada en varios paneles el día lunes. Uno de los paneles focalizó en la actualidad de la innovación y los avances en hidrógeno limpio en la región. Allí se destacó que la conversación esta cambiando de la exportación de hidrógeno a productos derivados, como el metanol sintético.

La directora académica del CEARE de la UBA y consultora energética, Griselda Lambertini, puntualizó que Latinoamérica esta bien posicionada para satisfacer la demanda futura de hidrógeno de los principales mercados pero exportando derivados. “Es una buena noticia que desde América del Sur no vamos a exportar la molécula de hidrógeno sino derivados, esa es la oportunidad”, dijo Lambertini.

Una experiencia concreta en la región es la que esta desarrollando HIF Global en su planta de producción de combustibles neutros en carbono a partir del hidrógeno verde en el sur de Chile. “Haru Oni es nuestra planta piloto y la primera a nivel mundial que hace todo el ciclo desde las energías renovables hasta la producción de combustible sintético, que hace unas semanas estaba haciendo la exportación comercial de este producto”, contó el representante de HIF Global, Martín Bremermann. La automotriz Porsche es el cliente final del combustible.

, Nicolás Deza

La petrolera estadounidense ExxonMobil se encuentra licitando el proceso de ingeniería y construcción del oleoducto Bajo del Choique Nordeste. Se trata de un ducto de 43 kilómetros de extensión que establecerá una conexión entre la planta de tratamiento de crudo en el área de Bajo del Choique -una de las principales áreas que tiene la compañía- y la terminal de carga y descarga de Oldelval.

Para darle inicio a la obra, la compañía, que tiene en venta sus activos en Argntina, está convocando a empresas constructoras para que realicen la presentación de las ofertas a fines de este mes. El objetivo es incrementar la producción de Vaca Muerta y hacer que la producción que hoy se despacha a través de camiones, debido a que no hay capacidad de transporte, se pueda transportar a través de este nuevo ducto.

Capacidad de transporte

Se estima que el inicio del tendido se realizará durante el primer trimestre de 2024 para que entre en funcionamiento a fines del año próximo.

Se trata de una obra que requerirá una inversión de US$ 75 millones y que tendrá una capacidad de transporte de entre 8.000 y 12.000 barriles por día. A su vez, podrá ser ampliado hasta 60.000 barriles por día.

, Loana Tejero

MONTEVIDEO (enviado especial).- La VIII Semana de la Energía tuvo comienzo este lunes en Montevideo. Referentes de organismos multilaterales, funcionarios de gobiernos de la región y el mundo y directivos de empresas del sector nutrieron la apertura del evento organizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) en el marco de su 50° aniversario. . Participaron, entre otros, representantes del Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay (MIEM) y del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). El evento se desarrollará hasta el viernes en conjunto con el 1º Foro de Inversiones en América Latina, organizado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).

La ceremonia de apertura contó unas primeras palabras del nuevo canciller y ahora ex ministro de Industria y Energía del Uruguay, Omar Paganini, quien destacó el rol global de la región en materia energética.

«América Latina está llamada a jugar un papel cada vez más relevante a nivel global en el sector de la energía. Ya somos más sostenibles que buena parte del mundo desarrollado. Además tenemos disponibilidad de recursos renovables para continuar ganando terreno en este camino», dijo el flamante canciller en el auditorio principal del Hotel Radisson Montevideo Victoria Plaza.

Integración

A su turno, la nueva ministra de Energía del Uruguay, Elisa Facio, destacó la importancia del modelo de integración y cooperacion para el desarrollo de una estrategia energética en clave regional. «Trabajemos juntos para generar las fortalezas tecnológicas y de infraestructura que hagan posible una región mas resiliente frente a las incertidumbres del mundo actual», dijo Facio.

Ambos ministros destacaron que Uruguay ya esta trabajando en su segunda transición energética, focalizada en la eficiencia energética, la movilidad eléctrica y el desarrollo del hidrógeno verde y sus derivados. «Vemos también en la economía del hidrógeno y de los nuevos energéticos verdes un camino para seguir, profundizar y tal vez también crear una industria exportadora», dijo Paganini.

Por parte de la OLADE, el secretario ejecutivo de la organización, Andrés Rebolledo, destacó el potencial que el organismo tiene de crear nuevas instancias para multiplicar los espacios y concluir los acuerdos necesarios para avanzar en la transición e integración energética regional.

«Los acuerdos que necesitamos podrán generar la cooperación y los mecanismos de mercado que se requieren para cumplir con el gran objetivo que nos marcaron nuestros predecesores al crear la OLADE: lograr el aprovechamiento racional de nuestros recursos energéticos de la región en base a construcciones colectivas«, dijo Rebolledo.

Puntualmente señaló las capacidades sin aprovechar en energías renovables, con apenas 30 GW instalados en energía solar sobre un potencial de 4800 y unos 38 GW de energía eólica sobre 420 potenciales. «Somos la región más verde del mundo, 60% de la electricidad que producimos en la región se produce con energías limpias, en el mundo este promedio es 40%. Nos distingue y nos pone en una posición de liderazgo para avanzar en la segunda fase de la transición energética, que no es solo descarbonizar el sector eléctrico sino nuestras economías», dijo Rebolledo.

Externalidades positivas

También recordó el potencial de la región en hidrocarburos, con los ejemplos del gas de Vaca Muerta en Argentina y las reservas de petróleo en Venezuela.

Por otro lado, el representante del BID en Uruguay, Luiz Ros, habló del rol que la energía cumple para reducir la pobreza y la desigualdad. «El BID busca a nivel regional fomentar el acceso universal a los servicios de energía de calidad, acelerar la transición energética sin perder de vista que debe ser justa, segura y sostenible”, dijo.

También subrayó la necesidad de mejorar los marcos regulatorios del sector. “El marco regulador tiene que ser flexible y dinámico para acompañar el desarrollo tecnológico que estamos viviendo”, dijo el representante del BID.

En lo que respecta a la agenda energética uruguaya, remarcó que el país “esta en la segunda transición energética, sabemos de su liderazgo en la región y queremos apoyarlos en la ruta del hidrógeno verde”.

En paralelo a la Semana de la Energía también se organiza el 1º Foro de Inversiones en América Latina. El director adjunto del organismo, Binu Parthan, remarcó la importancia de los foros de inversión para conectar al sector público con el privado para movilizar oportunidades y la «creciente necesidad de financiamiento». «El desafío es financiero, cómo se financia la transición», subrayó. IRENA y el BID colaboran en la Iniciativa de Energías Renovables en América Latina y el Caribe (RELAC), una plataforma específica para promover la inversión orientada a la transición energética en la región.

, Nicolás Deza

Montevideo (enviado especial). La transformación y los desafíos en el segmento de distribución eléctrica fueron abordados en un panel sobre distribuidoras de electricidad organizado por la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (Adelat) en la VIII Semana de la Energía en Montevideo. Representantes de instituciones multilaterales y de empresas de distribución pusieron el foco en los desafíos institucionales y técnicos a superar para potenciar la transición energética a través del sector de distribución de una forma tal que sea beneficiosa para el cliente final y mejorando la resiliencia.

Antes de comenzar con el panel, el presidente de Adelat, David Felipe Acosta, marcó la necesidad de poner la distribución en la agenda de la política energética latinoamericana para acompañar el avance de la electrificación. “Es necesario pensar en cómo incluir los incentivos adecuados y reformar en materia de regulación para que la distribucion permita esa modernización y además cómo establecer una retribución oportuna en todos los países”, dijo Acosta.

Para profundizar en lo resaltado por Acosta, la nueva directora ejecutiva de Adelat, Alessandra Amaral, resaltó la reinvención total que esta aconteciendo en el segmento de distribución. “Vamos hacia la electrificacion del consumo energético y una renovación bidireccional, con nuevos clientes más sofisticados y nuevas tecnologías. La manifestación de la transformación digital es como un consumidor que era pasivo, era unidireccional. Ahora veremos un consumidor empoderado, digitalizado”, dijo.

La transformación redundará en un servicio más eficiente en términos de precio y de mejor calidad según Amaral, pero la operación en las redes de distribución será más compleja y con flujos bidireccionales. En ese sentido señaló los tres macro desafíos en materia de regulación en distribución identificados por Adelat en un reporte: alcanzar niveles mas altos de calidad del servicio y aumentar la resiliencia en los sistemas de distribución; transformar de manera sostenible la red como plataforma para conectar, disponer e intercambiar y habilitar un nuevo conjunto de usos, modelos de intercambio y actores asociados a la transición energética; fomentar la eficiencia económica del sistema eléctrico completo, acoplando oferta y demanda.

Marcos regulatorios para la inversión

El panel de debate contó con la participación de especialistas en energía de organismos multilaterales de crédito, que contaron el trabajo que vienen realizando con países de la región para avanzar hacia marcos regulatorios en el sector de distribución favorables a las inversiones para su modernización.

Janina Franco, especialista senior en Energía del Banco Mundial, explicó que se deben cambiar los paradigmas regulatorios y que el organismo ya está ayudando a los países de la región. “Por ejemplo, en Perú tenemos un proyecto de reforzamiento de la red de subtransmisión y estamos apoyando una reforma integral del sector para el ingreso de las nuevas tecnologías y cómo se remunerará de forma adecuada para que el sector privado invierta”, dijo Franco.

El gerente de Infraestructura y Energía del Banco Interamericano de Desarrollo, Ariel Yépez, resaltó que la política tiene la mayor responsabilidad en que el sistema sea viable para la inversión. “Hay que poner una frontera clara entre lo que es el papel del político de definir la política del sector eléctrico, el papel del regulador para que los agentes operen bien, y el operador que se encarga de proveer el servicio. Si no hay una frontera clara entre los tres aparecerán los problemas de siempre, que se traducen en una mala gestión de las empresas distribuidoras y falta de ingresos suficientes para invertir”, advirtió.

La mirada de las empresas

Representantes de empresas de distribución también aportaron su mirada sobre lo que esta sucediendo en el sector.

Marcelo Cassin, Gerente de Gestión Técnica de la Empresa Provincial de la Energía de Santa Fe (EPE), puntualizó en la revolución que significa la introducción de los flujos bidireccionales en el sector de distribución. “De los tres sectores clásicos en la cadena eléctrica, que son la generación, la transmisión y la distribución, esta última es la que más cambiará”, pronosticó.

También explicó que la evolución de la tecnología muchas veces va más rápido que el tiempo que le lleva a una distribuidora como EPE planificar su incorporación en la operación diaria. Aún así, destacó la importancia de “avanzar en el cumplimiento de los códigos de red, que no serán iguales en todos los países porque dependerán de sus matrices, y en la flexibilidad en los mecanismos operativos”.

EPE viene trabajando para facilitar la incorporación de los prosumidores en su red de distribución. “La provincia de Santa Fe le reconoció al cliente el kWh autoproducido en la tarifa final, un mecanismo de net billing que nos ha puesto en Argentina a la cabeza de lo que es la incorporación de prosumidores”, apuntó Cassin.

A su turno, el Gerente general de UTE, Javier San Cristóbal Brusco, contó los avances de la empresa estatal uruguaya en en su rol de distribuidor. “Estamos en un 75% de penetración de la medición inteligente”, dijo.

La medición inteligente le permite a la compañía mejorar la medición de la demanda y el desempeño de la red. “Tenemos la información de los microbalances y las pérdidas, lo que nos permite una gestión mucho más óptima de lo que son las estaciones y la redes”, afirmó Brusco.

, Nicolás Deza

El gobierno oficializó este lunes una rebaja del 9% en el Precio Estacional de la Energía para los grandes usuarios, los usuarios Nivel 1 que no reciben subsidio y para los consumos excedentes de los residenciales N3 que cuentan con subsidio parcial, tanto de Edenor como de Edesur.

La Secretaría de Energía había publicado el jueves pasado el nuevo Precio Estacional de la Energía para el período estival que va del 1 de noviembre al 30 de abril de 2024 y a partir de ese nuevo valor este lunes el Ente Nacional Regulador de la Electricidad publicó en el Boletín Oficial las tarifas de Edesur y Edenor a través de las resoluciones 783/23 y 784/23.  

Por ejemplo, un usuario residencial 2 de Edesur Nivel 1 con un consumo mensual de entre 151 y 325 kwh pagaba hasta ahora una tarifa que incluía un cargo fijo de 428,51 pesos y un cargo variable de 28,86 pesos x kwh, de acuerdo a la resolución 573/23 vigente desde el 1 de agosto. Si su consumo el mes pasado pasado fue, por ejemplo, de 300 kwh, pagó 428,51 pesos de cargo fijo y 8658 pesos de cargo variable (300 x 28,86). Es decir, 9086,51 pesos sin impuestos. A partir del 1 de noviembre, debido a la resolución 783/23, el cargo fijo se mantiene en 428,51 pesos, pero el cargo variable baja a 26,48 pesos por kwh. Por lo tanto, si el usuario vuelve a consumir 300 kwh tendrá que pagar 246,75 de cargo fijo y 7944 pesos de cargo variable, lo que arroja un total de 8190,75 pesos sin impuestos, un 9,8 por ciento menos que el mes anterior.

Los motivos de la baja

Fuentes oficiales dejaron trascender que la rebaja responde al menor costo de generación para el próximo período programado por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) por la mayor disponibilidad de energía hidroeléctrica ante el mejor caudal en las distintas cuencas y la mayor disponibilidad de gas para la generación térmica.

Desde su inscripción en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), los usuarios residenciales Nivel 1, los Grandes Usuarios con potencia superior a los 300 kW y los excedentes de los usuarios Residenciales Nivel 3, pagan el precio pleno de la energía, lo que les permitirá recibir esta rebaja.

Para el resto de los usuarios, es decir el segmento N2 que abarca a beneficiarios de tarifa social e ingresos bajos, y el N3 a los ingresos medios hasta el tope de consumo se mantienen los mismos precios que en el período anterior que corrió desde agosto 2023 a octubre 2023.

Los nuevos Precios de Referencia de la Potencia (Potref) y el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) que establecen el esquema están destinados a los agentes distribuidores o prestadores del MEM.

Tanto el PEE, como el Potref y el Precio Estabilizado del Transporte (PET), son los que utilizan las firmas para «su correspondiente aplicación en los cuadros tarifarios de los agentes distribuidores» del MEM.

En el precio al usuario final se consideran cuatro componentes: generación, transmisión, distribución y carga tributaria (nacional, provincial y municipal).

El Potref fue fijado sin cambios en $ 80.000 por megavatio (Mw) al mes para los tres niveles residenciales, la demanda general no residencial, los organismos públicos de salud y educación, y los Grandes Usuarios de Distribuidor (GUDI) de carácter general.
En el caso del PEE, según se trate de la hora pico, resto o valle, el precio por MW/hora es de entre $ 2.832 y $ 3.129 para el Nivel 2 (beneficiarios de tarifa social), entre $ 3.568 y $ 3.943 para el Nivel 3 (de ingresos medios) y de entre $ 20.454 y $ 20.466 para el Nivel 1 y los consumos mensuales excedentes de 400 kilovatios por hora (KwH) del nivel 3.

En el caso de los niveles residenciales de menores ingresos (Nivel 2) los valores permanecen sin cambios desde el verano del año pasado, mientras que para los de ingresos medios, no poseen modificaciones respecto al esquema anterior del periodo mayo-octubre.

Los valores para la demanda no residencial ronda entre $ 8.573 y $ 8.841, en el caso de la demanda menor a 800 kWh por mes y de entre $ 15.525 y $ 15.585 para la que se exceda de esa franja.

, Redaccion EconoJournal

Los tomadores de decisiones de empresas de Oil & Gas, operadores líderes de tuberías, EPCs (Empresas de Ingeniería, Procura y Construcción), y operadores de almacenamiento se reunirán para discutir las últimas tendencias y soluciones de la industria de tuberías en el Congreso de Transporte de Oil & Gas (TOGC 2024). El evento se llevará a cabo en Milán, Italia, del 19 al 20 de febrero.

Las soluciones y tecnologías inteligentes para la transformación digital serán algunos de los temas de TOGC 2024, ya que las empresas de Oil & Gas ven más oportunidades para la aplicación de una amplia gama de equipos y herramientas de maduración rápida.

A medida que la industria avanza hacia el mundo de la digitalización, los ponentes presentarán estrategias de transformación digital y compartirán sus ideas sobre el uso de la robótica, la implementación de IA y ML, y la utilización de AR y VR.

En base a esto, Gökhan Dönmez, gerente de Ventas de Sulzer, afirmó que “lo más importante son los análisis basados en inteligencia artificial porque día a día las máquinas y el rendimiento del petróleo y las tuberías pueden cambiar. Por lo tanto, el sistema debe analizarlo y crear soluciones por sí mismo, ya que es el futuro de la sociedad empresarial».

El encuentro

Los tomadores de decisiones de las empresas también descubrirán nuevas soluciones para el mantenimiento de la integridad de las tuberías dentro del congreso: herramientas y casos de inspección en línea, protección contra la corrosión, herramientas de monitoreo remoto, drones y UAVs. Puesto que las herramientas de monitoreo remoto como los satélites permiten a las empresas monitorear tuberías en zonas de no vuelo para aviones y drones, así como proporcionar una vista de la atmósfera terrestre, los océanos y las superficies terrestres para rastrear posibles riesgos geológicos.

Los beneficios del monitoreo remoto por satélite se discutirán en el marco del congreso por Daniel Seidel, cofundador y co-CEO de LiveEO. Él hablará sobre cómo complementar la gestión de la integridad de las tuberías con análisis satelitales para detectar riesgos geológicos y actividades de terceros a gran escala.

Las herramientas de monitoreo remoto y otros temas relacionados con las tendencias de la industria del Oil & Gas se discutirán en TOGC 2024, que reúne a audiencias de nivel C y a destacados especialistas técnicos. Delegados de Bonatti, Sicim, INGL, Eni, ICGB, Exolum, OGE, DESFA, Saipem, Techint Engineering & Construction, Wood, TÜPRAŞ y Moldovagaz ya están registrados para participar.

Más información sobre el TOGC 2024 en este link.

, Redaccion EconoJournal

La industria minera se reunió en el marco del III Congreso del Derecho para la Minería organizado por el Instituto Argentino de Derecho para la Minería (IADEM), en el auditorio principal de la firma de abogados Marval O’Farrell Mairal el viernes 3 de noviembre. Allí referentes del sector analizaron las perspectivas y desafíos que deberá afrontar el sector minero de cara al 2024.

En base a esto, Leonardo Rodríguez, socio a cargo de minería de MOM y organizador del evento, afirmó que “desde que nació el IADEM ha tenido un crecimiento constante y permanente, es un orgullo poder llevar a cabo este evento y escuchar sobre la actualidad de esta industria central”.

El encuentro

Uno de los paneles principales fue el de perspectivas económicas de la industria. Gustavo Perego, socio de ABECEB explicó: «El primer punto que vamos a estar viendo en la industria de exportación es que posiblemente las retenciones no desaparezcan; en el corto plazo no creo que se pueda tener un flujo de movimiento de capitales fluidos y la minería está afectada por el aumento de costos internos», dijo.

Asimismo, Perego agregó: «Nosotros creemos que se verá un mejor escenario para finales del año que viene. De corto plazo es muy difícil tener un impacto positivo en el marco que hoy opera el sector».

Por su parte, Fernando Marengo, Chief Economist de Black TORO Global Investments dijo: “parte del ajuste fiscal es exógeno: clima y recursos naturales. El clima llevará a mayor recaudación del agro y el gasoducto más el oleoducto nos permitirá reducir la importación además de exportar petróleo y gas. Pero la estabilidad tributaria para inversiones mineras es central también, desarrollar el sector va más allá del tema económico, también es institucional y jurídico. El gran desafío es llegar al momento de cosecha gruesa e ingresos energéticos en un momento de alta demanda energética».

Contexto macroeconómico y transición energética

Sobre el contexto macroeconómico, Marcos Buscaglia, fundador de Alberdi Partners, destacó: “El precio de los commodities será un factor central, las buenas perspectivas están en vistas de que se mantengan los precios».

Luego se debatió sobre la transición energética y la sustentabilidad en la industria minera. Michael Mending, Vice President and General Manager de McEwen Copper expresó: “Hay un déficit estructural muy grande hacia el futuro. La humanidad necesita seis o siete chiles para la demanda mundial si querés tener una transición completa para el 2050″. Fernando Rizzi, Gerente de Legales de Fortescue para Latinoamérica detalló: «Argentina tiene todos los recursos y condiciones naturales para producir gran cantidad de energía. Desde Fortescue queremos para 2030 producir 20 millones de toneladas de Hidrógeno verde a nivel mundial.»

Además, en este panel, Rodolfo Freyre, VP Gas, Power & Business Development de Pan American Energy, sostuvo: “Nos parece que no está definido para nosotros cuál va a ser la energía dominante hacia el futuro. Las distintas partes del mundo tienen distintas realidades, las velocidades y las dinámicas van a ser regionales. Vemos esto en PAE como un desafío y hace cinco años empezamos a incursionar en proyectos de energía renovables».

Finalmente, Gustavo Anbinder, director de Negocios y Desarrollo de Genneia detalló: “Hace más de cinco años estamos ayudando a las industrias que están conectadas a la red para ayudarlos en su cambio a la descarbonización”, y agregó, llevándose la gran noticia del panel: “En breve estamos lanzando un proyecto de línea de transmisión para llevar energía renovable a los yacimientos de litio, vamos a dar una solución concreta a un problema que hoy en día tienen».

Litio

En el panel sobre litio, Daniel Chávez Díaz de Eramine Sudamericana, compartió: “las empresas sufrimos la falta de recursos de las autoridades para satisfacer la demanda que generamos. A pesar de la buena capacitación y la predisposición, lamentablemente no alcanza. Es fundamental poner el foco ahí, para agilizar y mejorar los procesos. La participación ciudadana es algo que no podemos seguir omitiendo: no podemos escondernos, hay que abrirse a las comunidades. Las experiencias son positivas si son bien gestionadas. Cada vez más las empresas estamos entendiendo estas cuestiones”.

Por su parte, Diego Calonje, Senior Corporate Counsel de Río Tinto agregó: “queremos convencer a la sociedad acerca de lo que puede aportar la minería. En las provincias donde el litio se desarrolla hay distintas formas de regulación y este sistema permite que la minería de litio crezca”

Marcelo Olivares, socio de Olivares & Asociados, se explayó sobre la cuestión en Chile: “El régimen chileno para el litio es poco inteligente: desde 1979 se ha declarado como reservado para el uso del Estado por su utilización para la energía nuclear. Entonces las concesiones se dan libremente para otros minerales, pero no para el litio. La única manera de acceder es a través del Estado. A futuro no vemos una materialización de la posibilidad de hacer negocios en el sector por las restricciones que además ha impuesto el gobierno actual”.

Finalmente, Carlos Galli, Senior Director de Lithium Américas Corp. expresó: “estamos en el camino correcto, aunque nuestra industria no está produciendo todavía lo que puede producir. El desafío es construir un marco que nos dé previsibilidad sobre la base del marco legal positivo que tenemos. La clave es entender estos sistemas sofisticados y complejos, que combinan lo geológico, lo químico y lo hídrico y visualizarlo de manera conjunta”.

Otros ejes

El congreso contó con la clase magistral del Dr. Alberto Bianchi, socio de Bianchi, Galarce & Castro Videla, sobre Derecho Ambiental, quién definió: “más que el derecho ambiental existe cuestiones ambientales dentro del derecho. La minería va a estar amenazada. Basta con prohibir un elemento que necesita la minería que toda la industria directamente». Y agregó: “No nos dejemos enamorar por el derecho ambiental como rama autónoma. Si lo debemos ubicar, se debe ubicar dentro del mundo de los recursos naturales”.

Otros de los temas que se conversaron fueron: el posicionamiento de Argentina frente al mundo, el impacto de la inteligencia artificial en la minería, la inversión de China en el país, las tendencias en financiamiento para la minería y los desafíos legales en el sector minero. Los diversos paneles contaron con speakers como:  Jason Luo,  CEO de Ganfeng Lithium  Argentina;  Ignacio Celorrio,  presidente para LATAM de Lithium Americas Corp. y Franco Mignacco, presidente de Minera Exar S.A.

, Redaccion EconoJournal

Esta semana se presentará en Buenos Aires, una nueva edición de la Fiesta de la Confluencia que se desarrollará entre el 7 y el 14 de febrero de 2024.

Según informaron desde la organización se esta trabajando en una grilla de promoción a fin de determinar qué ciudades se van a visitar y dónde se van a hacer las promociones.

En base a esto, los organizadores afirmaron: «Hemos convocado al sector turístico de la ciudad compuesto por los hoteleros, las agencias de viajes, los prestadores de turismo activo y el sector gastronómico con el objeto de conformar el producto que va a empezar a comercializarse a partir de diciembre”.

El evento

Hasta el momento están confirmados dos shows que se presentarán en el escenario de la Isla 132: Abel Pintos y La Delio Valdez.

La secretaria de Cultura, Capacitación y Empleo de Neuquén, María Pasqualini, dio a conocer que habrá espacios con emprendedores, infantiles y escenarios. Además, destacó que habrá un escenario doble con mejora tecnológica en sonido.

Asimismo, anticipó que el acceso será libre y gratuito para toda la ciudadanía, conservando beneficios para el buen contribuyente y para el visitante. “Esperamos repetir y mejorar esa experiencia con un día más y un fin de semana vinculado al carnaval, que la vuelve aun más atractiva”, marcó la secretaria.

Esta semana se llevó a cabo una reunión de trabajo con agencias de viaje y hoteleros con el objetivo de  organizar anticipadamente paquetes turísticos para que los visitantes puedan asistir al evento.

Por su parte, Silvio Zanellato, dueño de la agencia de viajes que participará del evento, calificó como “fundamental que la organización comience con mucha anticipación, por algo es la fiesta más importante del sur argentino”.

A su turno, Mariana Machado, dueña de otra de las agencias, explicó que en general “los turistas esperan la grilla de artistas para decidir, pero sí es importante que las agencias tengamos ese acceso a poder ofrecer paquetes armados o brindarles las comodidades para que se animen a venir y a compartir cada vez más días de la Fiesta de la Confluencia”.

También sostuvo que “el año pasado esta iniciativa funcionó, y hoy lo estamos haciendo con más anticipación para que la gente lo empiece a prever”.

, Redaccion EconoJournal

Un barco de Greenpeace ingresó al área offshore CAN 100 que está explorando la compañía Equinor junto a YPF y Shell. Intentó acercarse al buque que está realizando estudios sísmicos y luego fue repelido por un buque de la Prefectura Naval Argentina. El hecho ocurrió el pasado 20 de octubre y el barco de la ONG tuvo que retornar al puerto de Piriápolis, en Uruguay, desde donde había zarpado dos días atrás. Al menos tres fuentes oficiales y del sector energético sin contacto entre sí confirmaron lo sucedido a EconoJournal.

Consultados por este medio, desde Greenpeace respondieron: “hace unas semanas, el velero Witness navegó dentro de la zona económica exclusiva argentina rumbo a aguas internacionales con el fin de documentar la biodiversidad del Mar Argentino. Durante la navegación, el 20 de octubre Prefectura le recordó a la tripulación que debía mantener distancia con el buque de prospección sísmica BGP Prospector. La tripulación del barco se mantuvo a la distancia permitida y en ningún momento transgredió la zona de exclusión delimitada para la operación del buque sísmico”.

Según la hipótesis que manejan en distintos despachos oficiales, la embarcación podría haberse acercado para denunciar la exploración o para hacer mediciones sobre los estudios sísmicos que realiza Equinor. Incluso, no descartan que la embarcación de Greenpeace haya querido hacer acciones de propaganda acercándose lo máximo posible al barco contratado por las compañías petroleras.

Ingreso al área

Las maniobras se produjeron el viernes 20 de octubre por la tarde a más de 300 kilómetros de la costa bonaerense en aguas ultraprofundas (que van de 1.200 a 4.000 metros de profundidad). El barco de Greenpeace había tomado rumbo directo de norte a sur para ingresar el área Cuenca Argentina Norte 100 (en la intersección de CAN 108) donde la embarcación BGP Prospector, con ayuda de los barcos soporte Geo Service I y Candela S, está realizando la prospección sísmicos para determinar si hay o no petróleo.

Daniel Coluccio, un aficionado que es titular del Observatorio Marítimo Naval, que a través de un sistema específico monitorea a los barcos pesqueros que operan ilegalmente y que en los últimos tiempos extendió su alcance para cubrir la actividad offshore, también confirmó a EconoJournal la irrupción en el bloque CAN 100 del barco de Greenpeace.

Según sus cálculos, la embarcación Witness se dirigía en un rumbo directo hacia el BGP Prospector y se acercó a una distancia de entre 30 y 40 millas (entre 45 y 65 kilómetros). Fuentes oficiales reconocieron la legitimidad del sistema con el que monitorea este observatorio. “Cuando hace la prospección, el BGP Prospector navega en espiral haciendo óvalos. Al detectar al Witness, tuvo que hacer un giro mucho antes que los giros anteriores. Claramente fue una maniobra donde tuvieron que cambiar el recorrido”, explicó Coluccio a este medio.

CAN 100 abarca un área de 15.000 km2 y es el bloque más grande de la Cuenca Norte del Mar Argentino. Es un área que posee YPF desde 2006. Allí se va a perforar el pozo Argerich 1, que ya tiene aprobados los estudios de impacto ambiental. En la actualidad, Equinor es el operador con 35% de participación, YPF cuenta con 35% y Shell 30%. Si la exploración avanza con buenos resultados, la perforación del pozo Argerich podría concretarse a fin de año o en enero de 2024. La autorización para perforar otorgada por el Ministerio de Ambiente tiene la ventana temporal entre el 15 de diciembre y el 15 de junio de 2024.

Este jueves la Corte Suprema de Justicia de la Nación rechazó los planteos que presentaron organizaciones ambientalistas, entre ellas Greenpeace, para frenar la exploración offshore en el Mar Argentino. El fallo del máximo tribunal, que -en los hechos- avala la exploración, lleva las firmas de Carlos Rosenkrantz, Juan Carlos Maqueda y Horacio Rosatti.

Los hechos

Según pudo recopilar EconoJournal de fuentes oficiales y del sector energético, luego de detectar el acercamiento, la Prefectura le notificó directamente al velero Witness que no podía seguir con el rumbo hacia al buque BGP Prospector. En paralelo, el guardacostas GC – 26 Thomson de la Prefectura, que estaba en aguas cercanas a Mar del Plata, se dirigió al área para disuadir al velero. También participó de la maniobra de disuasión un avión de la misma fuerza de seguridad.  

La Prefectura le advirtió por radio a la embarcación de Greenpeace que no se podía acercar más porque el BGP Prospector tiene un área de seguridad restringida de navegación para realizar las maniobras, en la cual no se puede ingresar ni entorpecer la actividad y que se debía alejar de la zona. Luego de la advertencia, el velero Witness se retiró hacia Piriápolis, donde se encuentra en la actualidad.

Fuentes oficiales explicaron a este medio que el buque contratado por Equinor tiene un área delimitada restringida de 6,5 kilómetros por babor y estribor (izquierda y derecha), 6,5 km a proa y 14,5 km a popa para proteger el tendido de cables con los que se realizan el relevamiento sísmico. Esta área es móvil, es decir, que acompaña la navegación del buque mientras realiza la prospección.

Witness

El velero oceánico Witness tiene 22,5 metros de largo y navega también con motor. Tiene bandera neerlandesa y pertenece desde 2021 a Greenpeace. Llegó a la Argentina por primera vez el 3 de mayo y, según la organización ambientalista, el objetivo de la embarcación es “visitar las zonas donde la industria petrolera pretende expandirse”.

Además, según aclara la ONG en su portal web, el velero es para “acompañar el trabajo que la organización viene realizando activamente para frenar el avance de la industria petrolera sobre el Mar Argentino”.

Pozo Argerich

Según estudios preliminares, en el bloque CAN 100 hay una proyección que considera que podría existir un yacimiento con capacidad para producir 200.000 barriles de petróleo por día, una cantidad equivalente a casi el 40% de lo que hoy produce el país.

En la Argentina operan proyectos offshore desde hace más de 40 años. Frente a las costas de Tierra del Fuego, los desarrollos costa afuera producen el 18% del gas que consume el país. La producción de petróleo y gas offshore puede ser un play clave para la Argentina en materia de exportaciones energéticas. Además de CAN 100 y de los proyectos gasíferos en la cuenca Austral, la expectativa también está puesta en 18 áreas offshore adjudicadas a 13 empresas en el Concurso Público Internacional Costas Afuera N° 1 lanzado en 2018.

, Roberto Bellato

Los combustibles estuvieron como tema central en la agenda pública de los últimos días por la faltante de naftas y gasoil a lo largo de toda la Argentina. Más allá de que la escasez obedece a la demora del gobierno e YPF en importar seis cargamentos de derivados de petróleo, la situación actual también emerge de la política oficial de precios que provocó que las naftas y el gasoil acumulen un atraso relevante respecto a la inflación.

Según el informe presentado este miércoles de la consultora Economía y Energía que dirige Nicolás Arceo, el precio de los combustibles en surtidor se ubica en el nivel más bajo de los últimos 10 años en términos reales. “Evaluado en pesos constantes, el valor de las naftas en surtidor durante septiembre se ubicó un 34% por debajo del promedio verificado a lo largo de la última década, mientras que la contracción en el caso del gasoil alcanzó el 20%”, describe Economía y Energía, la consultora que lidera Nicolás Arceo.

Escenarios

La consultora determinó tres escenarios para medir qué debería pasar con el precio de los combustibles según el precio del barril de crudo tipo Medanito producido en Neuquén con una cotización de US$ 56, US$ 65 o US$ 75. Al mismo tiempo, estableció tres posibles tipos de cambio: el dólar oficial a $ 500, a $ 750 y un último escenario que lo fija en $ 1.000.

El informe de EyE toma el precio promedio ponderado por volumen de naftas y gasoil según grado, que en septiembre fue de $ 334.

En el primer escenario, con un barril de petróleo en US$ 56 (como hasta septiembre-octubre de 2023) y un tipo de cambio en $ 500, el combustible debería aumentar 57% respecto al valor de septiembre y el precio promedio ponderado por volumen de naftas y gasoil debería ser de $ 523. Con un tipo de cambio en $ 750, el precio de los combustibles se elevaría a $ 745 (suba de 123%) y con un dólar oficial a $ 1.000, el precio en surtidor se incrementaría a $ 968 (+190%).

En el segundo escenario, con un barril de crudo de Neuquén a US$ 65 y un tipo de cambio oficial de $ 500, el litro de combustible subiría a $ 580 (+74%). Con una cotización del dólar a $ 750, el precio en surtidor se elevaría a $ 833 por litro (+149%) y con una cotización del dólar a $ 1.000 el litro de nafta y gasoil valdrían $ $ 1.087 (+255%).

En el tercer escenario, que implica un barril de crudo en US$ 75, si la cotización del dólar oficial es de $ 500 las naftas y el gasoil pasarían a costar en surtidor $ 654 por litro (+96%). Pero si la moneda de Estados Unidos cotiza $ 750, el litro de combustible pasaría a $ 943 (+182) y si cotiza $ 1.000 el precio en surtidor aumentaría a $ 1.232 por litro (+269%).

Vale aclarar que el informe consideró una recomposición del 254% en la alícuota de los impuestos a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2).

Precios e Inversión

Según se desprende del informe de Economía y Energía, cuando el precio local del barril de petróleo está un 50% por abajo que la cotización del precio internacional (en el caso de la Argentina, el crudo tipo Brent) la inversión del sector petrolero tiende a decaer.

En este sentido, el documento remarca que “la depreciación de la moneda, la necesidad de recomponer la alícuota del ICL y CO2 y alcanzar un valor del crudo en el mercado local que viabilice crecientes niveles de inversión requerirá de incrementos significativos en el precio de los combustibles a lo largo de los próximos meses”.

Situación actual

En los últimos días “se asistió a una nueva crisis de abastecimiento de combustibles”, afirma el informe, y destaca que es “la segunda crisis en menos de 18 meses”. Y añade que, más allá de los determinantes puntuales, “el sensible abaratamiento de los combustibles en el mercado local condujo a un aumento significativo en los niveles de consumo, tanto de naftas como de gasoil, a lo largo de los últimos años”.

A pesar del incremento de la producción de combustibles en los primeros nueve meses de 2023 que registró el país, el documento subraya que “el aumento de la demanda en el marco de la contienda electoral, en conjunto con la parada programada de parte del parque refinador, condujo a la necesidad de incrementar las importaciones de combustibles. Sin embargo, las restricciones en el acceso al MULC y/o a fuentes de financiamiento alternativas determinaron un retraso en la importación de combustibles, generando crecientes problemas de abastecimiento que se agudizaron sensiblemente en los últimos días”.

, Roberto Bellato

La secretaria de Energía, Flavia Royon, visitó la Central Térmica Ezeiza, ubicada en Carlos Spegazzini, partido de Ezeiza. Durante la recorrida de la planta, la funcionaria observó el avance de la obra de ampliación y cierre de ciclo, que se encuentra en la etapa final de construcción, con más del 95% ejecutado. Estuvo acompañada por el gerente general de Cammesa, Sebastián Bonetto, el intendente de Ezeiza, Gastón Granados, y Armando Losón (h), presidente del Grupo Albanesi.

La ampliación de la central demandó una inversión de más de US$ 220 millones, que se utilizaron para duplicar su potencia instalada, al pasar de 150 MW a 300 MW, lo que beneficiará a más de 200.000 hogares, según precisaron.

La obra

La obra, que estará completada en diciembre, consistió en incorporar una nueva turbina dual y dos turbinas de vapor, y requirió de más de 700 operarios.

El presidente del Grupo Albanesi, destacó que “es una inversión importante que, junto con los otros proyectos que tenemos en marcha, nos van consolidar como uno de los principales generadores de energía de la Argentina, con una capacidad instalada de casi 1900 MW para el próximo año”.

El ejecutivo agregó: “Esta obra de ampliación en Ezeiza representa una mejora sustancial en la infraestructura eléctrica dado que permitirá incrementar, robustecer y mejorar la calidad del suministro de energía en la región”.

Desde Albanesi indicaron que la compañía también continúa avanzando en otros proyectos dentro de su plan de inversiones como es la obra de ampliación y cierre de ciclo de la central de Río Cuarto, Córdoba, y la Central de Cogeneración Arroyo Seco, en la provincia de Santa Fe, que ese encuentra en pleno proceso de construcción.

, Redaccion EconoJournal

Los precios del litio podrían recuperarse en 2024 por deficiencias en la oferta de carbonato de cara a una sostenida demanda de vehículos eléctricos según Livent Corporation, uno de los players globales de la industria que es el mayor productor del mineral en la Argentina. La compañía estadounidense, que cambiará de nombre a Arcadium Lithium cuando se concrete su fusión con la australiana Allkem, también anunció un leve retraso en la primera entrega de los volúmenes de carbonato de litio obtenidos en su proyecto de expansión en Catamarca por diferentes problemas de producción.

Ejecutivos de Livent trazaron el panorama de la industria del litio durante una call con inversores para presentar los resultados del tercer trimestre del año. Los precios del litio registraron este año una importante baja luego de tocar precios máximos en 2022. La compañía atribuyó esta baja a una decisión de los fabricantes de baterías para coche de reducir la manufactura de celdas para baterías, disminuyendo así las compras de carbonato de litio grado batería y otros materiales.

No obstante, los ejecutivos observaron que este comportamiento no respondió a una menor demanda de vehículos eléctricos sino a que los fabricantes prefirieron consumir inventarios de celdas que habían acumulado antes que producir nuevas.

«Lo que vemos es que la cadena de suministro de almacenamiento de energía, en términos generales, está trabajando a través de inventarios que se construyeron a fines de 2022 y principios de 2023. Vemos que esta reducción de existencias ocurre en el downstream del litio, con los productores de celdas de batería, principalmente en China, reduciendo o incluso deteniendo la producción, ya que reducen sus inventarios de celdas», dijo el presidente y CEO de Livent, Paul Graves.

Demanda y oferta

Livent señala que la demanda de vehículos eléctricos sigue en crecimiento: las ventas globales en septiembre crecieron un 25% interanual. Las ventas desde comienzo de 2023 crecieron un 37%. La compañía evalúa que el crecimiento en la oferta de litio no alcanzará a cubrir la demanda cuando los fabricantes terminen de liquidar sus stocks de celdas, por lo que anticipa un probable aumento en los precios del litio.

«Dado que la demanda subyacente a largo plazo del mercado final se mantiene fuerte, y los niveles de inventario en la cadena de suministro disminuyen a niveles que no pueden soportar más de unas pocas semanas o tal vez meses de ventas, si se repite la historia, veremos un rápido aumento en los precios de los materiales para baterías cuando reinicien las compras«, apuntó Graves.

La planta industrial de producción de litio que posee Livent en Salar del Hombre Muerto.

Un factor crítico es el origen del litio y sus costos. El crecimiento en el suministro de carbonato de litio registrado en el último tiempo provino de productores que procesan espomudena africana o lepidolita china. La obtención de carbonato de litio a partir de estos recursos tiene costos que son tres o cuatro veces mayores que las salmueras de litio en Sudamérica. Este tipo de oferta no sería competitiva con los actuales precios, por lo que los productores tendrán problemas para continuar produciendo, lo que constituye una ventaja estratégica para Livent, que apunta a un tipo de producción de bajo costo.

Catamarca

Livent anticipó a los inversores que espera incrementar significativamente los volúmenes entregados a sus clientes el próximo año, potencialmente un 50% más que en 2023. En ese sentido, señaló que existen algunas demoras en su proyecto de expansión de producción en el proyecto Fénix en Catamarca.

La productora estadounidense esta realizando una expansión en Fénix para sumar 20.000 toneladas de carbonato de litio adicionales en 2024, en dos etapas de 10.000. La primera etapa debía entregar los primeros volúmenes de carbonato a fines de este año, pero Livent anunció que la entrega se concretará recién al primer trimestre de 2024. La segunda etapa aún tiene fecha de entrega de los primeros volúmenes para la segunda mitad del mismo año.

La empresa informó que tuvo dificultades para atraer mano de obra especializada a su proyecto de expansión y problemas para importar insumos y repuestos. «Siempre se descubren problemas en la transición de la construcción a la puesta en marcha en la etapa inicial. Sin embargo, estamos descubriendo que son más difíciles de resolver cuando se opera en regiones remotas y, especialmente, en jurisdicciones donde el acceso a mano de obra especializada es limitado debido a la falta de talento local», dijo Graves.

Arcadium Lithium

La fusión de Livent con la australiana Allkem fue una de las noticias fuertes del año en el mercado mundial del litio. La nueva compañía finalmente se llamará Arcadium Lithium cuando la fusión se concrete a fines de este año.

Allkem tiene una participación mayoritaria en Sales de Jujuy, la compañía que explota el desarrollo de litio en el Salar de Olaroz. La compañía esta ejecutando un plan de inversión por US$ 1500 millones para triplicar la producción de litio en Olaroz.

, Nicolás Deza

Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), asignó nueva capacidad de despacho para 28 proyectos de energía eólica y fotovoltaica a fin de que sumen al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Ante esta designación, se sumarán, en total, proyectos de generación por 1662 megawatts (MW) al sistema.

La novedad de esta nueva ronda del MATER es que a través de la resolución 360, la Secretaría de Energía habilitó la instalación de parques eólicos y solares en nodos de transmisión que, aunque presentan saturación durante los picos de consumo, cuentan con disponibilidad de inyección durante buena parte del día.

Anteriormente, sólo estaba permitido habilitar proyectos de generación con capacidad de transporte para despachar el 100% de la energía producida, lo que se conoce como “Capacidad de Transporte Pleno”. Ahora Cammesa abrió la posibilidad de utilizar esos nodos con la “Asignación de Prioridad de Despacho Tipo Referencial”, a fin de tener más capacidad de despacho. Además, esto posibilitó que haya una cifra récord de ofertas en la ronda puesto que se recibió un total de 5.300 MW.

Proyectos

En esta nueva licitación se aprobaron 23 proyectos. Cuatro de ellos estarán ubicados en la región del NEA y sumarán 90 MW de energía solar. Uno estará en la región del Litoral, otro en la zona de Buenos Aires, La Plata, y otro en la región del Comahue, que aportarán 120 MW, 20 MW y 89 MW respectivamente.

En la región Cuyo habrá cuatro proyectos que brindarán 405 MW; en el centro dos parques solares con 125 MW. A su vez, en la Costa Atlántica habrá cinco proyectos de energía eólica que aportarán 393 MW y en la zona Centro-Sur de Buenos Aires otros cinco que brindarán 421 MW. En total serán 829 MW de energía fotovoltaica (12 proyectos) y 833 MW de energía eólica (11 proyectos).

No obstante, fuentes del sector advirtieron que algunas compañías reservaron capacidad, pero comenzarán con las actividades de los parques en marzo del año que viene debido al escenario político. Aún así deberán abonar por la capacidad reservada, que tiene un costo que está vinculado a la potencia adjudicada.

Resultados

El 18 de octubre, ante la gran oferta de proyectos que recibió Cammesa, la compañía informó que se debía realizar un desempate en el proceso de asignación de prioridad.

De las potencias asignadas con prioridad de despacho se deprende que 230 MW de prioridad plena fueron otorgados sin desempate. Con desempate 13o MW de prioridad plena y 1122 MW con prioridad de Despacho Tipo Referencial “A”, y para ampliaciones del sistema de transporte fueron asignados 180 MW de prioridad plena.

, Loana Tejero

El domingo acusó a las petroleras de especular para forzar una suba del precio de los combustibles y amenazó con cerrar las exportaciones de crudo si el martes a la medianoche no se normalizaba el abastecimiento. El lunes, cuando el suministro mostró signos de mejora, ironizó sobre la situación: “Empezó a aparecer mágicamente”, sostuvo, reafirmando la sospecha de que las petroleras habían estado detrás de una maniobra desestabilizadora. Pese a ello, y cuando todavía se registran numerosos faltantes, sobre todo en las provincias, el ministro de Economía, Sergio Massa, no solo no cerró las exportaciones, sino que autorizó un aumento de precios de hasta 10% en los surtidores.

Tal como anticipó EconoJournal, el viernes los principales referentes de las petroleras conversaron con el gobierno sobre la necesidad de aplicar un aumento de precios. La idea original era hacerlo el fin de semana, pero las declaraciones públicas de Massa le pusieron un freno a ese plan. El lunes hubo otra reunión y, cuando los faltantes todavía eran evidentes y estaba vigente la amenaza de cierre de las exportaciones, se terminó de acordar la suba aplicada este miércoles.

Al igual que hizo luego de las PASO, cuando autorizó un aumento promedio del 12,5%, pero presentó la noticia como como un compromiso de las empresas de no volver a aumentar hasta noviembre, ahora el ministro Massa anunció este miércoles que el impuesto a los combustibles continuará congelado hasta febrero de 2024 y no hizo referencia alguna al aumento con el que se encontraron los automovilistas por la mañana.

El discurso de Massa

El discurso del ministro y candidato a presidente por Unión por la Patria, de apenas unos 4 minutos, podría llevar a pensar que no se autorizó ningún aumento. Massa comienza diciendo allí que “en el día de hoy hemos publicado el decreto que establece el congelamiento del ICL (Impuesto a los Combustibles Líquidos), básicamente es un mecanismo por el cual el Estado no aumenta su participación en los impuestos para que la nafta no aumente más. Quiere decir, resignamos recursos del Estado, dejamos de cobrar impuestos, a los efectos de que la nafta no aumente más de lo debido”. Al principio dice que la medida es para que “la nafta no aumente más” y luego se corrige y dice que en realidad es para que “la nafta no aumente más de lo debido”.  

“Como ustedes saben, en las últimas horas escuchamos pedidos de aumentos del 40%, del 20%, del 10%, muy por encima de la realidad que un sector, de los grandes ganadores de la economía, necesitaba a los efectos de seguir invirtiendo”, agregó el ministro. En ningún momento de su intervención, el ministro aclara que este mismo miércoles hubo aumentos que en la Ciudad de Buenos Aires llegaron hasta un 9,6% y en algunas localidades provinciales fueron incluso mayores. YPF, la petrolera controlada por el Estado Nacional, fue la que más subió sus precios en Capital Federal al ajustar ese 9,6%, mientras que la competencia, que ya venía cobrando más, redujo levemente la brecha al incrementar en torno a un 7,6% promedio.

En las YPF de la Ciudad de Buenos Aires, la nafta súper subió de 248 a 272 pesos y la premium, de 318 a 349 pesos. A su vez, el precio del gasoil común subió de 266 a 292 pesos y el Euro diesel, de 363 a 398 pesos.

Del mismo modo que se lo hizo en agosto, todo el dispositivo comunicacional oficial, apunta a instalar la idea de un congelamiento. En este caso, el congelamiento es del impuesto a los combustibles, pero no de los precios de la nafta y el gasoil. “Nosotros vamos a defender el bolsillo de los argentinos”, es el textual de Massa que encabeza las gacetillas de prensa.

, Fernando Krakowiak

El gobierno volvió a postergar la actualización trimestral del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) para evitar el impacto en el precio de las naftas y el gasoil y que, a su vez, presionan sobre la inflación. La postergación de la actualización es hasta el 1° de febrero de 2024. Por esta medida, que se viene tomando desde hace tres años, el Estado ya dejó de recaudar US$ 2.500 millones en 2023 y lleva acumulados sin percibir US$ 4.780 millones (casi 1,5% del PBI del país).

La medida se publicó este miércoles en el Boletín Oficial a través del decreto 567 firmado por el presidente Alberto Fernández, el ministro de Economía, Sergio Massa, y el jefe de Gabinete, Agustín Rossi.

El titular de Hacienda y candidato a presidente, Sergio Massa, dio un mensaje este miércoles sobre el decreto: «No vamos a permitir que por aumentar un poquito sus ganancias exportando, terminen perjudicando a los consumidores argentinos. Ni especulación por elecciones, ni especulación por vencimiento de congelamiento de precios, ni instalación en los medios de comunicación de aumentos del 40%, 20% o 10%. Tenemos que discutir frente a frente cuáles son los márgenes que garantizan mantener los niveles de inversión, pero cuidando el bolsillo de los argentinos».

Trimestres

En los hechos, el Estado dejó de cobrar los impuestos a los combustibles para al tercer y cuarto trimestre de 2021, todo el 2022 y al primer, segundo y tercer trimestre de 2023. Los impuestos a las naftas y el gasoil se actualizan trimestralmente según el índice de inflación del INDEC.

El congelamiento tiene como fin quitarle presión al precio en surtidor y a la inflación, que en septiembre fue de 12,7%, ya que las petroleras suelen trasladar de manera automáticamente el ajuste impositivo a los combustibles. Pese a ello, el aumento en el surtidor fue del 10% este miércoles.

Pérdidas

Con el congelamiento de los impuestos a los combustibles, el Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022 y cerca de US$ 2.500 millones en todo 2023 por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería por la normativa, según el último informe de la consultora Economía y Energía de Nicolás Arceo. En total, en tres años no se recaudaron US$ 4.780 millones. El valor de los impuestos lleva un atraso de 254%, según el mismo informe.

Para estimar la pérdida de recaudación, la consultora considera los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y le descuenta la mezcla por ley de los biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional).

, Roberto Bellato

Bioceres, la empresa dedicada a la creación de startups biotecnológicas, apostó a la industria litífera a través de BioMetallum, una startup especializada en biominería que se dedica a diseñar y crear soluciones para la extracción de metales como el litio de manera más eficiente. Su método está centrado en el uso de microorganismos a fin de reducir el uso de los productos químicos que actualmente se utilizan durante la extracción.

Según indicaron desde la empresa, mediante estos métodos, se lograría aumentar la eficiencia en la extracción de metales, disminuir el uso de agua, de químicos y, por lo tanto, también el impacto ambiental.

La compañía fundada por Marcos Pacchiele -emprendedor de negocios y estudiante avanzado de ingeniería electrónica con experiencia en desarrollo empresarial, administración y finanzas- y por Sebastián Cogliati -emprendedor científico, biotecnólogo y doctor en ciencias biológicas- acaba de recibir una inversión del fondo SF500, impulsado por Bioceres.

Cuidado del ambiente

En base a esta iniciativa,Pacchiele sostuvo que“BioMetallum busca reducir el impacto ambiental de una industria crucial como es la minera, proporcionando soluciones que combinan ciencia y tecnología. Nuestro objetivo es que sea más sostenible y mejorar su rentabilidad”.

Por su parte Juan Soria, Managing Partner de SF500, agregó: “En Argentina contamos con un sistema científico y emprendedores destacados. Tenemos la misión de ayudarlos a crear empresas basadas en ciencia que desde nuestro país puedan impactar en todo el mundo, resolviendo los desafíos más importantes. Estamos muy contentos de seguir construyendo un ecosistema pujante y diverso que genere valor”.

Además de BioMetallum, otros startups forman parte del portfolio de SF500: Oncoliq, Exo+, Dharma BioScience, TELL Toolkit, MultiplAI, Mycorium, M4Life, Unibaio, Eureka, Limay Biosciences, Libera, Hz4 Liver.

, Redaccion EconoJournal

Las 27 pymes productoras de biocombustibles, un producto que se mezcla con el gasoil en el mercado local, ofrecieron al gobierno 75.000 toneladas de biodiesel para contrarrestar la escasez y superar la crisis de abastecimiento. Los productores le propusieron al Ejecutivo “una salida” frente a los reclamos del agro, que convocaron a manifestaciones en distintas rutas del país ante la escasez de gasoil. Las empresas pusieron a disposición del gobierno “la totalidad de la producción de biodiesel de la Argentina para poder salir adelante frente a la desesperante situación del sector agrario en tiempos de cosecha y siembra”.

Según fuentes del sector productor de biodiesel consultadas por EconoJournal, las 75.000 toneladas ayudarían a contrarrestar la escasez de gasoil para el agro y permitiría cumplir con el corte obligatorio establido normativamente. Además, afirmaron que “las pymes pueden ser parte de la solución, pero necesitamos condiciones para producir”.

Crisis del sector

La Ley 27.640 regula al sector de los biocombustibles (biodiesel y bioetanol). El biodiesel, un producto que se elabora con aceite de soja, se mezcla en un 7,5% con el gasoil, que -a su vez- es el combustible que consume principalmente el sector agropecuario. Este sector está en crisis.

De las 27 pymes productoras de biodiesel, 20 ya pararon sus plantas en septiembre y las restantes operan a un 20% de su capacidad por el aumento de los costos como el aceite de soja y el congelamiento del precio regulado. La Secretaría de Energía no actualiza el precio regulado del biodiesel desde el 23 de agosto, cuando llevó la tonelada 434.006 pesos.

Las pymes productoras, en su mayoría pertenecientes a la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB), responsabilizan también a “las primas excesivas de las principales aceiteras como Bunge, Dreyfus, Aceitera General Dehesa (AGD), Cargill, ADM y Molinos que obligan a las pymes de biodiesel a pagar en dólares el aceite de soja para producir biodiesel”, según indicaron en un comunicado de la entidad.

Demandas

Las pymes sostienen que la suba del precio regulado debería ser del orden del 20% impulsada por una baja de las primas en el aceite de soja por parte de las grandes aceiteras que se vende en dólares a las productoras de biodiesel. Además, afirman que otro factor que los perjudica es que las petroleras pagan el biodiesel en pesos y a 40 días.

Las protestas del sector del agro fueron convocadas por las sociedades rurales de San Pedro, Rojas, Baradero, Vedia, Suipacha, Colón (Buenos Aires), Pergamino, Junín, Lincoln y Sachayoj (Santiago del Estero), la Asociación Regional de Productores de Areco y de Capitán Sarmiento y la Asociación de Productores Agropecuarios de Salto, la Asociación de Productores Agropecuarios de Carmen de Areco y la Asociación de Productores Rurales de Arrecife.

, Roberto Bellato

Geocontrol es una empresa especializada en control geológico y geoquímico de pozos no convencionales del país, particularmente en aquellos con Vaca Muerta como objetivo de interés. Ofrece servicios de on shore y offshore, geonavegación, control de parámetros de perforación y comercialización de plunger lift, y cuenta con más de 30 años de experiencia.

Si bien la empresa cuenta con sede en la cuenca Neuquina, que además posee certificación de Pyme Neuquina Rango “A”, también desarrolla operaciones en todo el país tanto en el rubro petrolero como en el de la explotación de litio. Desde hace algunos años amplió su presencia en el mercado internacional asentándose en países como México y Brasil, que se destacan como principales productores de petróleo en Latinoamérica.

Presencia en el mercado internacional

Desde la empresa destacaron que su fase de expansión internacional resultó de las limitaciones de trabajo surgidas de la pandemia del 2020, en donde sus directivos tomaron esta crisis como una oportunidad tomando la decisión estratégica de potenciar la capacitación y la profesionalización de su personal en todos los niveles de la organización, comenzando así un proceso continuo de aprendizaje a través de la modalidad on line.

Esto permitió generar encuentros virtuales entre todas las áreas donde se debatían y formulaban proyectos de expansión y de innovación, no sólo de las operaciones sino también de desarrollos de software específicos para incrementar la performance de los servicios que se brindan. En base a esto, se logró que esta pyme neuquina pueda arribar a México con el servicio de Mudlogging off shore, independientemente de que este servicio no sea el habitual que desarrolla en la zona de Vaca Muerta.

En esa línea, desde la compañía destacaron que “los desafíos encarados en los últimos años permiten ver la fortaleza de las pymes, más allá de estar siempre atravesando situaciones contextuales no ideales, donde el compromiso de los equipos de trabajo y la dirección clara de quienes la dirigen permitió ir sorteando las adversidades y lograr expandir el potencial de la misma”.

También precisaron que “es importante destacar que sostener las decisiones de expansión de una empresa no es fácil, hay muchos procesos que transitar, pero tener la convicción y seguridad de la calidad de los servicios que se prestan y el conocimiento del personal con los que la empresa cuenta son la base fundamental para lograr el cumplimiento de los objetivos”.

Otros negocios

Geocontrol pertenece a un grupo económico que está compuesto además por la empresa PetroHard SRL, destinada a servicios metalúrgicos donde se destaca la fabricación y comercialización a trailers específicos, que en trabajo conjunto permanente también fue determinante en la ampliación de operaciones a nivel internacional.

La compañía participó en la expo AOG2023 en donde se destacó la importancia de estar ubicados en el corazón energético de argentina, Vaca Muerta, con un servicio de geología especializado en shale.

A su vez, desde Geocontrol anunciaron que el próximo 21 de noviembre la empresa estará presente en la Mossoro Oil&Gas expo, donde presentará sus servicios para el on shore, con base en Pojiuca estado de Bahía, Brasil.

, Redaccion EconoJournal

YPF, la petrolera bajo control estatal, lanzó este lunes de forma imprevista una licitación para importar cuatro buques con combustible con el objetivo de descomprimir la crisis de abastecimiento que atraviesa el país, según indicaron fuentes privadas del mercado a EconoJournal.

En períodos de precios atrasados en surtidor como el actual, la petrolera funciona, en los hechos, como un amortiguador para garantizar el suministro de naftas y gasoil. Es por esto que si bien ya tenía previsto importar cuatro buques de combustibles en noviembre, ahora salió a comprar cuatro buques más. Se estima que, en total, entre octubre y noviembre YPF terminará importando unos 11 barcos más con combustible importado.

Según precisa el tender de YPF, tres de los cuatro cargamentos apuntados serán de gasoil (sumarán en conjunto 150.000 m3 del carburante). El primero debería arribar al país entre el 8 y 12 de noviembre. El segundo, entre el 20 y el 24 del mismo mes; y el último entre el 1 y 4 de diciembre. El buque restante es de gasolina y contribuirá a suplir la demanda de naftas, que está muy exigida.

La decisión de comprar más buques surge luego de que la petrolera lograra, tras una reunión con la secretaria de Energía, que el BCRA le habilitara los dólares en el Mercado Único de Cambios (MULC) para concretar el pago de los cargamentos.

A su vez, responde a la advertencia del ministro de Economía y candidato de Unión por la Patria, Sergio Massa, que planteó que se detendrán las exportaciones de crudo de las petroleras en caso de que no se logre resolver la crisis de abastecimiento lo que, en términos reales, provocaría frenar la producción de los yacimientos por falta de capacidad de acopio.

, Loana Tejero

El próximo 7 de noviembre, la Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana presentará oficialmente dos ferias líderes que tendrán lugar en Brasil durante 2024. Para hacerlo, contarán con la presencia de oradores internacionales que transmitirán los principales insights sobre la industria y los sectores involucrados.

Entre ellos se encuentran Rolf Pickert, CEO de Messe München do Brasil, la filial brasileña de Messe München International, uno de los principales organizadores de ferias y eventos sectoriales del mundo. Pickert, de origen brasileño-alemán, analizará la importancia del mercado de Brasil y Sudamérica para la industria mundial de maquinaria para la construcción y minería, a modo de anticipo de lo que podrá verse en M&T Expo durante 2024.

También estará Annika Klump, quien se desempeña como gerente de Medio Ambiente y Energía y Gerente de Tecnología e Innovación en la AHK Argentina. Como expositora en el evento destacará las últimas tendencias y soluciones en la gestión del agua y la recuperación de residuos, así como también insights relacionados con innovación aplicada a la protección del medio ambiente y la transición energética. Temas que destacarán en la próxima edición de IFAT Brasil 2024.

En el panel de expositores también estará presente Renan Andreguetto, Project Manager de IFAT Brasil 2024, que anticipará todos los detalles acerca del capítulo sudamericano de la feria líder mundial de tecnologías ambientales. IFAT, que comenzó su historia en 1996 en Alemania, hoy está presente en 8 países alrededor del mundo.

El encuentro

Según precisaron, el evento promete anticipar las principales tendencias en ambas industrias, combinando también la presencia de líderes de distintas áreas con el objetivo de intercambiar experiencias enriquecedoras de cara al futuro de la construcción, la minería y las soluciones para la gestión del agua y recuperación de residuos.

Los interesados podrán realizar su inscripción a través de este link.

, Redaccion EconoJournal

La VIII Semana de la Energía, el evento insignia del sector energético de América Latina y el Caribe, se llevará a cabo del 06 al 10 de noviembre próximo en la Ciudad de Montevideo, organizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay (MIEM) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Este año, también se realizará el 1er Foro de Inversiones en América Latina, organizado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).

Según precisaron desde la organización, este evento representa una de las principales instancias de diálogo político y estratégico en materia energética a nivel regional. Reúne a los ministros y ministras de Energía de los 27 países miembros de OLADE y ofrece un espacio de intercambio entre autoridades, referentes, académicos y representantes de empresas.

El encuentro

Durante la Semana se realizarán más de 40 side events, tales como:

– Innovación, combustibles de nueva generación.

– Hidrógeno verde.

– Inteligencia artificial

– Tecnologías de almacenamiento

– Regulación y política en el diseño de mercados energéticos del futuro

– Transiciones energéticas justas y equitativas

– Gas natural

– Equidad de género en el sector energético.

Todos estos temas serán abordados a través de presentaciones en paneles integrados por líderes de la industria, debates interactivos y colaborativos en estilo boardroom, y workshops organizados por diversas organizaciones.

Durante el evento, se podrá escuchar a destacados disertantes tales como: el director general de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), Francisco La Camera; el gerente del sector de Infraestructura y Energía del BID, Ariel Yépez; el ministro de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Omar Paganini; la vicepresidenta de América del Norte del World Energy Council, Patricia Vincent; el jefe de la Unidad de Agua y Energía de CEPAL-

ONU, el secretario general de la GECF, Mohamed Hamel; el secretario Ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo; y el director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía, Fatih Birol y el vicepresidente Corporativo de Programación Estratégica en CAF, Christian Asinelli.

, Redaccion EconoJournal

El secretario del sindicato de petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, se plegó a la belicosidad del planteo que formuló el ministro de Economía y candidato a presidente de Unión por la Patria, Sergio Massa, que amenazó a las petroleras con frenar las exportaciones de crudo en caso de que la crisis de combustibles no esté resuelta a la medianoche del próximo martes.

A su vez, el líder sindical elevó el nivel de discusión y le dio una marca distintiva al planteo puesto que llamó a un paro de actividades para este miércoles en caso de que la situación no se normalice.

No obstante, fuentes cercanas al sindicalismo petrolero indicaron que esperan que la medida de fuerza no se concrete porque tienen la expectativa de que la crisis de abastecimiento esté resuelta para mediados de esta semana.

El planteo

A través de un comunicado, desde el principal sindicato petrolero del país expresaron un total apoyo a las medidas dispuestas por el titular del Palacio de Hacienda en lo referido al anuncio de aumento del corte de biocombustibles en naftas y gasoil y a la normalización del sector de venta de combustibles en todo el territorio nacional.

En esa línea, advirtieron: “Debe quedar claro que operadoras, refinadoras y exportadoras están incumpliendo con los alcances de la Ley 17.319 que propugna el autoabastecimiento y permite exportar los saldos con importantes beneficios. Además, es un sinsentido que de manera permanente se hable de récords de producción y al mismo tiempo no haya naftas”.

Asimismo, agregaron que “las cuestiones electorales y la especulación empresaria no pueden tomar de rehenes a todo un país. En la Argentina del futuro no hay espacio para oportunistas y mezquinos”.

Además, desde la Confederación Argentina de Trabajadores y Empleados de los Hidrocarburos, Energía, Combustibles, Derivados y Afines (CATHEDA), también comunicaron apoyo a las medidas de Massay remarcaron la importancia decontar con un suministro estable y seguro de combustible para el funcionamiento de nuestra economía y el bienestar de la población.

En ese sentido plantearon: “Reconocemos el esfuerzo del gobierno nacional y del ministro Massa por promover medidas que fomenten la producción y la exportación, por eso vemos con estupor que a pesar de tener beneficios para exportar o alivios impositivos, especulan con una devaluación que los beneficie a ellos en medio del esfuerzo de todo un país por superar la crisis. El sector empresario debe terminar con este tipo de prácticas oportunistas y mezquinas”.

, Loana Tejero

El BCRA deberá habilitarle este lunes a YPF unos US$ 80 millones en el Mercado Único de Cambios (MULC) para concretar el pago de tres buques cargados con gasoil por un total de 91.000 metros cúbicos (m3) que esperan desde hace días en el Río de la Plata, tal como adelantó EconoJournal a principios de la semana pasada. La petrolera bajo control estatal logró el viernes, tras participar de una reunión convocada de urgencia por la secretaria de Energía —una vez que se empezaran a repetir las filas de automovilistas en estaciones de servicio de Capital Federal y el Conurbano apiñados por la falta de producto— que funcionarios del gobierno le den acceso a las divisas para descargar dos cargamentos de gasolina.

Sin embargo, aún es temprano para pronosticar que los problemas de abastecimiento se solucionarán en los próximos días, como dio a entender el ministro de Economía y candidato de Unión por la Patria, Sergio Massa, que amenazó a las petroleras con frenar las exportaciones de crudo si la crisis no está resuelta a la medianoche del martes; una amenaza de cumplimiento imposible no sólo por una necesidad económica (el gobierno precisa los dólares provenientes de esas ventas), sino principalmente por una razón física: no es factible interrumpir las comercialización de petróleo al exterior sin generar al mismo tiempo, de forma ineludible, una parálisis de la producción local de crudo, dado que la Argentina no cuenta con instalaciones para almacenar petróleo más que por apenas unos días. En consecuencia, el negocio de crudo funciona como un proceso continuo que no puede frenarse. Todo el crudo que se extrae en Neuquén, por ejemplo, se envía por oleoducto a la terminal de Oiltanking Ebytem en Puerto Rosales, en las afueras de Bahía Blanca. Una parte de ese hidrocarburo se envía a las refinerías locales (Ensenada, Dock Sud y marginalmente a Campana) y el resto se exporta por barco (se despachan unos cinco buques de crudo Medanito por mes). Si el gobierno prohibiera las exportaciones, no habría lugar físico donde acumular el petróleo que se enviaba al exterior. Por eso, no quedaría otra alternativa más que frenar la producción de los yacimientos por falta de capacidad de acopio.

Una corrida de alcance incierto

Lo concreto es que, más allá de la belicosa narrativa con la que reaccionó el titular del Palacio de Hacienda, la corrida que se configuró en los últimos días por la escasez de combustibles en las estaciones de servicio de todo el país es el resultado de una flagrante mala praxis que deja expuesta y en el centro de escena a la política.

¿Por qué? Porque a la hora de asignar responsabilidades, está claro que esa lista está encabezada por funcionarios del área económica del gobierno, del BCRA y directivos de YPF que, casi de manera inentendible, difirieron —presumiblemente por desconfianzas mutuas— la importación de cargamentos de combustible justo en la recta final de la campaña electoral que tiene a Sergio Massa en el ballotage.

Una estación de YPF en Córdoba capital, cerrada por falta de combustible.

A esta altura, frente a la gravedad de la situación actual y a la trascendencia de lo que está en juego en términos políticos, el análisis de la nociva política de precios que aplicó el Ejecutivo, que propició el atraso del importe local de los combustibles y desincentivó la importación a pérdida de combustibles, puede ser considerada una cuestión de segundo orden. Lo realmente llamativo es por qué Lisandro Cleri, vicepresidente del BCRA y hombre de confianza de Massa en la entidad monetaria, Guillermo Michel, titular de la Aduana y una especie de coordinador dentro del Ministerio de Economía, y en menor medida la propia secretaria de Energía, Flavia Royón, se enfrascaron las últimas dos semanas en una discusión financiera con YPF que derivó en que la petrolera no obtuviera los dólares para pagar unos seis cargamentos de combustible importado (de hecho, reprogramó alguno para noviembre) mientras las estaciones de servicio consumían sus stocks de reserva y la Argentina se quedaba gradualmente sin naftas y gasoil.

Igual o más complejo de entender es por qué ninguno de los comisarios políticos de La Cámpora en YPF —el vicepresidente de Asuntos Públicos, Santiago ‘Patucho’ Álvarez, el gerente de Relaciones Institucionales, Santiago Carreras, o la directora de Comunicación, Desiré Cano— alzaron la voz para advertir a los altos mandos del cristinismo sobre la gravedad de la situación.

Al límite

Para que se entienda: la semana que pasó Aerolíneas Argentina estuvo a punto de cancelar o reprogramar unos 10 vuelos de cabotaje por falta de jet fuel de YPF. La petrolera logró descargar a último momento, con varios días de demora, un cargamento de combustible de avión parcelado en un buque de gasoil, que recién este lunes podría empezar a alijarse siempre y cuando aparezcan los dólares. Por eso no se entiende la evidente subestimación en que incurrieron los funcionarios que responden al ministro de Economía, que deberían ser los primeros interesados en evitar sobresaltos en las semanas en que se decidirá quién será el próximo presidente de la Argentina.

¿Cómo es posible no visualizar que el hecho de impedir que YPF descargue seis buques cargados de combustible iba a terminar provocando un problema de abastecimiento? Es sencillamente impensable no vincular una cosa con la otra. ¿Cómo nadie se detuvo a reparar en algo tan evidente si la línea técnica de YPF, que responde al CEO Pablo Iuliano, viene advirtiendo del problema desde hace más de dos semanas?

Existen, además, algunos agravantes que comprometen más a los funcionarios del gobierno. En un escenario de atraso del precio de combustibles como el actual, es esperable que las refinadoras privadas —Raízen, Axion Energy y Puma— no tengan incentivos económicos para traer combustibles del exterior (la Argentina importa estructuralmente alrededor de un 25% de su oferta de naftas y gasoil). Importan a pérdida, si es que lo requieren, sólo los volúmenes para abastecer con lo justo a su red de operadores. Por eso, la responsabilidad de cubrir la demanda recae principalmente en YPF.

Esta dinámica sucede cada año electoral cuando la política decide congelar o pisar los precios en surtidor para no afectar el humor social. Frente a esa realidad, que en algún punto era anticipable, YPF frenó en agosto su refinería en Luján de Cuyo por una parada programada y hoy tiene parada su unidad de topping de la refinería de Ensenada, por lo que puede producir un 30% menos de combustibles que lo usual. A raíz de eso, su capacidad de destilación de derivados medios (naftas y gasoil) se vio resentida en los últimos tres meses.

Cleri cuestionó a la línea técnica de YPF por concretar esas paradas justo al final de la campaña electoral. El vicepresidente del BCRA también se cruzó con Alejandro Lew, CFO de YPF, que fue el encargado de transmitir a principios de octubre que la petrolera se había quedado sin líneas de crédito para pre-financiar importaciones de combustibles. Cleri, al igual que Miguel Pesce, titular del BCRA, no creyeron las explicaciones del directivo de YPF, que quedó debilitado después de tanto tira y afloje.

Más allá de quién tenga razón en esos contrapuntos, lo que no deja de sorprender es la ausencia de un liderazgo superior que se ponga por encima de esos particulares para advertir sobre un riesgo mayor: el seguro desabastecimiento de combustibles si el gobierno en su conjunto no encontraba la manera de pagar los seis cargamentos que YPF preveía importar en octubre y los cuatro que la industria deberá traer en noviembre. Los próximos días marcarán la pauta de la gravedad de la situación. Si como pretende Massa la crisis está resuelta para mediados de la semana, habrá sido un error autoinflingido de alcance moderado en la agenda política. Si, en cambio, como prevén varias fuentes privadas consultadas por EconoJournal, el reestablecimiento de los stocks requiere de más tiempo, el costo electoral para el candidato oficialista podría ser más mucho más caro.

, Nicolas Gandini

Mario Mehren, CEO de Wintershall Dea, uno de los principales jugadores del mercado local de gas natural, planteó este lunes que los distintos sectores políticos del país deberían unirse para estabilizar la economía argentina con independencia del resultado en el próximo ballotage presidencial. También informó que la construcción del proyecto Fénix de gas offshore registra claros avances en Tierra del Fuego. Wintershall Dea integra junto con TotalEnergies y PAE el consorcio que, con la operación de la petrolera francesa, lleva adelante la iniciativa en la cuenca Austral.

La principal compañía independiente en producción de gas y petróleo de Europa presentó en conferencia de prensa los resultados económicos del tercer trimestre del año. Frente a una consulta sobre lo que espera de la contienda definitoria entre Sergio Massa y Javier Milei el próximo 19 de noviembre, Mehren pidió conciencia a los partidos políticos sobre las tareas a realizar para hacer viables nuevos proyectos extranjeros en el país.

Wintershall Dea integra el consorcio que está construyendo Fénix, el nuevo proyecto offshore de la cuenca Austral.

«Las tareas que tiene por delante quien vaya a ser el nuevo presidente argentino son importantes y lo que sí espero es que todos sean conscientes de estas tareas. Esto es algo que sólo se podrá gestionar con éxito si todos los poderes políticos de Argentina se unen«, afirmó el CEO de la compañía alemana.

La inflación y las restricciones cambiarias están en el tope de las problemáticas a abordar. «La economía está en muy mal estado. Tenemos una inflación muy por encima del 100%, tenemos restricciones de divisas y todo tipo de complicaciones. Si quieres implementar un proyecto internacional es complicado si no tienes libre acceso a divisas, es complicado ser inversor en un país que no puede devolver ganancias y dividendos a Europa», analizó.

«Es un país fantástico, tiene de todo, recursos naturales, gente muy inteligente y bien formada. Sólo necesita estabilizar su economía«, añadió Mehren.

Avances en Fénix

Pese a los desafíos económicos, Mehren destacó que están satisfechos con las operaciones en Argentina, especialmente en lo que respecta a la construcción del proyecto Fénix para producir gas offshore en Tierra del Fuego y la producción en el bloque Aguada Pichana Este en Vaca Muerta. La compañía informó que ya finalizó el tendido del gasoducto submarino que conectará la plataforma marítima de extracción de gas con la infraestructura de gas existente.

La plataforma de extracción ya esta lista para su transporte desde Italia. Se espera que la obra culmine a fines de 2024 y que Fénix comience a entregar gas a principios de 2025. «Esto va muy bien», ponderó Mehren sobre el proyecto, que incorporará 10 millones de metros cúbicos diarios a la producción nacional de gas natural.

Resultados

Wintershall reportó una producción de 324.000 barriles equivalentes de petróleo por día en el tercer trimestre de 2023, estable en términos interanuales.

El EBITDAX se situó en € 964 millones, un 53% inferior en términos interanuales, lo que refleja el regreso a un contexto de precios de las materias primas más moderado desde el extraordinario tercer trimestre de 2022.

En septiembre, la compañía anunció cambios en su estructura corporativa. «La compañía tiene previsto reducir los costos en 200 millones de euros al año», dijo el director financiero Paul Smith. «Estamos simplificando Wintershall Dea: para reforzar nuestra competitividad, reducir costos y mantenernos centrados en nuestras prioridades estratégicas», añadió.

Wintershall reducirá el tamaño de su directorio a tres miembros, disminuirá alrededor de quinientos puestos de trabajo y establecerá una única casa matriz en Kassel. “Son decisiones difíciles, pero son las correctas para mantenernos competitivos en un entorno cambiante y desafiante”, afirmó Mehren.

Gas y captura de carbono en Europa

La petrolera alemana también anunció avances en su negocio de gestión del carbono e hidrógeno, con la adjudicación de otra licencia de captura y almacenamiento de carbono (CAC) en el Mar del Norte. La licencia Camelot en el Reino Unido, obtenida en agosto, tiene un potencial de almacenamiento de hasta seis millones de toneladas de CO2 al año. «Con cuatro licencias de CAC, en tres países, nos estamos perfilando como verdaderos líderes en CAC en el Mar del Norte», afirmó Mehren.

También informó la puesta en marcha del campo de gas natural Dvalin en Noruega a fines de julio. Se espera que Dvalin produzca hasta finales de la década de 2030. Con el invierno acercándose, Mehren advirtió sobre la complacencia en cuanto a la seguridad energética europea. A pesar del almacenamiento completo de gas, describió una situación frágil con múltiples potenciales riesgos de suministro, incluido el actual conflicto en Medio Oriente. “Cuando se trata de la seguridad del suministro energético que nuestra economía y sociedad esperan: ninguno de nosotros, ya sean los responsables de políticas o la industria, podemos bajar la guardia», afirmó.

, Nicolás Deza

El faltante de combustibles obedece a una multiplicidad de factores, entre los que sobresalen el atraso de los precios en el mercado local, la escasez de dólares para importar y la falta de coordinación entre las distintas dependencias públicas. La responsabilidad oficial por lo ocurrido es ineludible. Sin embargo, desde el gobierno optaron por buscar una serie de chivos expiatorios para descargar sus culpas.

El ministro de Economía, Sergio Massa, responsabilizó a las petroleras y las amenazó con cerrar las exportaciones si el problema no se soluciona antes de la medianoche del martes. “Estoy feliz de que estemos batiendo records de producción de petróleo en la Argentina, pero primero los argentinos. Yo les di mucho respaldo. Les di estabilidad cambiaria, les di libre flujo de divisas, les di tipo de cambio diferenciado para la exportación, pero hace 15 días apareció la idea de que había que guardar combustible porque venía la elección y venía una devaluación. Después la idea de que había que guardar combustible porque vencía el acuerdo de precios”, remarcó el funcionario.

Así buscó instalar la idea de que las petroleras tienen el combustible escondido en algún lugar secreto a la espera de un mejor precio, cuando la propia YPF, la principal empresa del mercado, controlada por el Estado nacional, viene pidiendo desde hace semanas que le habiliten los dólares para importar combustible con el argumento de que no da abasto frente al aumento de la demanda y las restricciones que enfrenta por la parada técnica de una de sus refinerías.

La búsqueda de culpables no se circunscribió a las petroleras. Desde el oficialismo también se responsabilizó a Gabriel Bornoroni, presidente de la Federación de Expendedores de Combustibles y Afines del Centro de la República (Fecac). Cuesta entender cómo podría hacer un estacionero para provocar desabastecimiento cuando no produce ni refina combustible, pero el hecho de que Bornoroni haya sido electo diputado nacional por La Libertad Avanza pareció ser prueba suficiente para despejar cualquier tipo de duda sobre su responsabilidad.

En este caso la acusación se formuló de un modo más sinuoso. Primero se le apuntó a través de una serie de portales web y cuentas de Twitter (ahora X) vinculados al oficialismo y luego personal de comunicación de la petrolera YPF que responde a la agrupación La Cámpora ayudó a amplificar la información entre periodistas. Esa insólita operación forzó a que el propio Bornoroni tuviera que distribuir un comunicado este domingo a título personal en el que lamenta “que algunos hayan intentado usarnos de chivo expiatorio promoviendo teorías conspirativas con trasfondo político”.

Esta práctica destinada a responsabilizar a otros por los errores propios es una marca registrada del gobierno. Los economistas de la oposición Hernán Lacunza y Guido Sandleris fueron los responsables de que se demorara el acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI), la devaluación posterior a las PASO fue culpa del propio FMI, Javier Milei es el que estuvo detrás de la corrida cambiaria, tres chinos y un croata hicieron que el blue superara los 1000 pesos y la inflación se descontroló por culpa de Coca-Cola y Arcor, por citar solo algunos ejemplos recientes. Está claro que puede haber actores que especulan y buscan hacer su negocio en medio de la crisis económica, pero es el propio gobierno el responsable principal de esa crisis. Si se gobernara mejor, la conspiración permanente se desvanecería.   

, Fernando Krakowiak

YPF, Raízen, que comercializa la marca Shell en la Argentina, Axion Energy y Trafigura (Puma) dieron a conocer este sábado un comunicado conjunto en el que destacan que el abastecimiento de combustibles “se irá normalizando en los próximos días”. Fuentes del área energética indicaron que la corrida debería empezar a disiparse para mediados de la semana entrante en la medida que YPF refuerce con combustible importado la logística en sus estaciones de servicio.

Los problemas de suministro en el interior del país existen desde hace al menos 15 días, pero el jueves se empezaron a registrar también largas filas de vehículos para cargar combustibles en estaciones ubicadas en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Las refinadoras esperan un aval por parte del gobierno para aumentar en los próximos días los precios en surtidor, que en los hechos están prácticamente congelados desde agosto.

Fuentes de la industria consultadas por EconoJournal reconocieron que tenían la expectativa de poder incrementar los precios este mismo fin de semana. Pero admitieron que por la agudización de la escasez de oferta y la instalación en la agenda pública del tema, es probable que la decisión se demore unos días más. En todos los casos, los privados esperan que la suba se materialice antes del ballotage.

En lo que existe coincidencia plena entre las fuentes consultadas por este medio es que la demanda de naftas está desbocada por la inexistencia de una señal realista de precios. Prueba de eso es que el consumo de gasolinas creció en lo que va del año un 6% en una economía argentina que lejos de expandirse, podría terminar retrayéndose en 2023.

Import Parity

Sin contar el impacto del congelamiento de los impuestos a los combustibles (cuya actualización está postergada desde hace varios trimestres), el atraso del precio local de los combustibles con relación a la paridad de importación (import parity) supera el 40%. En concreto, el litro de nafta super importada cuesta más de 450 pesos contra los 320 pesos se paga en promedio en Capital Federal.

Fuentes privadas relevadas por este medio coincidieron en que un aumento como que el que está discutiendo con el gobierno —que no llegaría al 10%— no resolverá el problema, pero sí ayudará a atemperar la demanda y el cruce de canales de comercialización, porque lo que está sucediendo desde hace varias semanas es que muchos clientes mayoristas (camioneros, productores agropecuarios e industriales) buscan cubrir su demanda de gasoil en el mercado de retail minorista, que contra toda lógica es un 30% más barato que el precio mayorista del mismo diesel. Las petroleras intenta evitar el cruce de canales, pero más allá del mapeo que puedan tener de sus clientes mayoristas, lo cierto es que empresas de transporte buscan las maneras de abastecerse en estaciones minoristas porque es mucho más barato.

Barcos y costos

Como adelantó EconoJournal, YPF tenía tres barcos (dos de Gounvor y uno de BP) de gasoil que empezaron a descargar el viernes por la tarde una vez que se destrabó el conflicto entre la petrolera bajo control estatal y el BCRA, que no habilitaba los dólares para pagar esos cargamentos. Por su parte, Raízen cuenta con un buque de gasoil que descargará este fin de semana.

El viernes a la tarde la secretaria de Energía, Flavia Royón, se reunió con Pablo González, presidente de YPF, Marcos Bulgheroni, CEO de PAE Group (titular de Axion Energy), Martín Urdapilleta, gerente general de Puma (Trafigura), y Andrés Cavallari, director general de Raízen.

Luego de la reunión, el gobierno anunció la importación de 10 buques de combustibles para reforzar la oferta local, aunque vale aclarar que el número difundido por el Ejecutivo contempla dos de los cargamentos ya descargados. En total, YPF está a cargo de la adquisición de ocho de esos buques, mientras que Raízen y Trafigura importarán uno cada uno.

El costo de demora de cada uno de esos barcos es de US$ 40.000 por día. Eso quiere decir que esta semana, cuando en un momento coexistieron cuatro buques esperando en el Río de la Plata, el costo diario diario por demorar la descarga ascendió a US$ 160.000.

Refinadoras

Las refinadoras informaron este sábado que hay tres razones que explican la escasez de combustibles y las largas filas para cargar nafta.

1) niveles extraordinarios de demanda, especialmente en los últimos 15 días -fin de semana largo, elecciones donde se produce un pico de movilidad de personas, inicio de la siembra agrícola, entre otros.

2) una dependencia mayor a la habitual de importaciones de combustibles por paradas programadas en algunas refinerías.

3) y una sobredemanda generada por una expectativa de desabastecimiento.

Además, señalaron que “la infraestructura de producción y suministro de combustibles de la Argentina es robusta. Argentina produce petróleo crudo y biocombustibles en gran cantidad y tiene un parque refinador que alcanza para producir más del 80% de la demanda doméstica de naftas y diesel. Lo demás se importa, en mayor o menor medida, al ritmo de la actividad agrícola”.

“Hoy el sistema funciona con producción y transporte récord de crudo, refinerías a máxima carga -salvo dos que se encuentran transitando procesos de paradas técnicas totales o parciales por obras de ampliación y mantenimiento- lo cual es absolutamente habitual y necesario en nuestra actividad para el resguardo de personas, activos, calidad y volumen del producto. El crudo va a seguir fluyendo, las refinerías procesando, las importaciones entrando al país y la estructura logística se irá normalizando para el abastecimiento, considerando la gran dispersión geográfica del país”, concluyeron.

, Roberto Bellato

Durante los días 24, 25 y 26 de octubre Aconcagua Energía recibió a 50 estudiantes y docentes del establecimiento educativo CET N° 21 de la localidad de Catriel, quienes recorrieron las áreas de la operación del Yacimiento Medanito que la empresa posee en la provincia de Río Negro, con el objetivo de realizar trabajos sobre eficiencia energética en instalaciones industriales. También se interiorizaron sobre la gestión de Seguridad, Medio Ambiente y Salud, y sobre el proceso productivo y operacional.

Las visitas se realizaron como parte del Programa de Prácticas Profesionalizantes que los y las estudiantes deben llevar adelante en su formación secundaria. Como parte del proceso pedagógico, luego de las visitas deberán realizar trabajos vinculados con el consumo energético en tres instalaciones de la empresa, y presentar los resultados y consideraciones emergentes en un seminario que tendrá lugar a fines del mes de noviembre.

En base a esto, Juan Crespo, gerente de Relaciones Institucionales, Comunicaciones y Sostenibilidad de Aconcagua Energía, sostuvo que “la articulación institucional fue clave para que esta actividad sea posible. Estamos muy contentos con el resultado de las actividades realizadas y ahora esperamos ansiosos los trabajos finales que presentarán los grupos que nos visitaron”.

La iniciativa

Sobre el proyecto y objetivo de las prácticas, la subsecretaria de eficiencia energética de la Municipalidad de Catriel, Vanesa Machín, destacó que “es fundamental identificar las mejoras de eficiencia energética en los procesos hidrocarburíferos, con el fin de disminuir los consumos energéticos y asociarlos al cálculo de la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, fomentando la sostenibilidad en los procesos industriales».

Asimismo, Machín expresó: «Agradecemos el compromiso de Aconcagua Energía por comprometerse con el tema y a través de la implementación de este proyecto conjunto, contribuir con los Objetivos de Desarrollo Sostenible”.

Por su parte, la Secretaria de Hidrocarburos de la Provincia, Mariela Moya, indicó: «Estas prácticas profesionales son fundamentales para generar oportunidades futuras de inserción en el mercado laboral para jóvenes de nuestra provincia. Se busca favorecer la familiarización con el ambiente laboral y promover la integración temprana en sectores afines a sus estudios, brindándoles la oportunidad de adquirir conocimientos prácticos y desarrollar proyectos educativos”.

Siguiendo esa línea, desde el Ministerio de Educación rionegrino también resaltaron la importancia de este tipo de actividades. Al respecto el delegado zonal del Consejo Escolar, el profesor Marcelo Bustos remarcó “que la firma del convenio de Prácticas profesionalizantes con la empresa Aconcagua Energía es importante porque además de fortalecer los contenidos teóricos adquiridos, permite a los estudiantes conocer el mundo de la industria del petróleo. Desde el Ministerio de Educación celebramos este hecho, ya que vincula espacios educativos con el ámbito laboral”.

Finalmente, desde la Empresa agradecieron el apoyo de la Municipalidad de Catriel, a través de la subsecretaría de Eficiencia Energética; de la Secretaría de Estado de Energía de Río Negro, junto al Ministerio de Educación y Derechos Humanos provincial, y la empresa EDHIPSA (Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial), más todo el personal de la operación que participó recibiendo a los y las jóvenes.

Sinergia institucional

En otro contexto Aconcagua Energía y representantes de la Secretaría de Estado de Energía de la provincia y de la Cámara de Servicios Petroleros de Río Negro (CaSePe) mantuvieron un nuevo encuentro. Al respecto Leonardo Deccechis, director General de Operaciones, señaló que “como siempre hemos tenido un muy buen espacio de diálogo e intercambio y nos entusiasma saber que estamos alineados en la visión del negocio y del desarrollo industrial y empresarial de la región”.

Durante la reunión se repasaron programas de trabajo y oportunidades de encuentro y articulación institucional en beneficio del desarrollo de las empresas locales y regionales. También se identificaron oportunidades para generar sinergia en actividades de formación y fortalecimiento tanto para empresas como para estudiantes, en línea con lo que desde Aconcagua se viene realizando.

En esa línea, desde la compañía expresaron: «Aconcagua Energía continúa facilitando el acercamiento y proponiendo nuevos espacios de intercambio que permiten conocer más acerca de la industria energética y compartir conocimiento con las nuevas generaciones y futuros/as profesionales».

, Redaccion EconoJournal

La estatal Enarsa realizó el miércoles la apertura de sobres de las ofertas económicas correspondientes al renglón 1 de la reversión del Gasoducto del Norte, una obra que permitirá transportar el gas de Vaca Muerta hacia las provincias del norte argentino. La UTE integrada por las empresas Techint y Sacde presentó la oferta más competitiva. Ascendió a 146.996 millones de pesos con un descuento adicional de 3,80% que redujo el número final a 141.410 millones de pesos (US$ 405 millones al tipo de cambio oficial). De este modo, quedó al borde de obtener el contrato ya que BTU, el único competidor en carrera luego de la descalificación de Pumpco, ofertó 183.384 millones (US$ 523 millones). El problema es que la oferta se ubica muy por encima del tope presupuestario fijado en el pliego.

El presupuesto original publicado el pasado 1º de junio era de 59.000 millones de pesos y se aclaraba que se iba a actualizar por inflación una vez abiertos los sobres. La inflación acumulada entre el 1 de junio y el 25 de octubre se ubicó en torno al 48 por ciento. Ese ajuste eleva el presupuesto a 87.320 millones de pesos. El pliego aclaraba también que la oferta ganadora no podía estar más de 20% por encima del presupuesto de la obra. Si se le suma un 20% a los 87.320 millones, la cifra final se ubica en torno a los $ 105.000 millones, pero la oferta de Techint-Sacde es de 141.410 millones, un 62% por encima del presupuesto, lo que obligaría a declarar desierta la licitación; algo que evidentemente no sucederá porque la reversión del Gasoducto Norte es clave para evitar que en el próximo invierno falte gas en las provincias del norte del país.

Fuentes cercanas al proceso aseguraron a EconoJournal que Enarsa está evaluando actualizar el presupuesto de la obra argumentando que no se ponderaron correctamente algunas variables que terminaron siendo decisivas en una coyuntura tan compleja como la actual. Por ejemplo, el impacto provocado en los costos por la corrida cambiaria, las restricciones vigentes a la importación de bienes y las dificultades para girar dinero al exterior para abonar muchos de esos insumos.

Más allá de esas cuestiones, está claro que la dificultad para concluir el proceso licitatorio deviene, en el fondo, de la altísima nominalidad de la economía argentina, evidenciada por la aceleración inflacionaria de los últimos meses y la depreciación del tipo de cambio. Presupuestar una obra en un contexto tan volátil es casi imposible.

El área de Legales de Enarsa está por estos días enfocada específicamente en este tema para tratar de evitar todo tipo de impugnaciones. Es probable que la actualización presupuestaria de la obra debe ser refrendad en el Directorio de la empresa y quizás también por la Secretaría de Energía. Todo ese proceso inevitablemente va a demorar la adjudicación, pero en el gobierno consideran que peor sería anular la licitación de este renglón.

La obra

La obra de reversión del Gasoducto Norte se divide en 3 renglones. El renglón 1, licitado ahora, abarca la reversión de cuatro plantas compresoras existentes en Córdoba, Santiago del Estero y Salta, el tendido de dos loops (ampliaciones) paralelos al Gasoducto Norte de 62 kilómetros de extensión y la construcción de los 22 kilómetros finales del gasoducto Tío Pujio-la Carlota con caños de 36 pulgadas de diámetro.

Luego hay un renglón 2 que abarcará del kilómetro 0 al 50 y un renglón 3 que va del kilómetro 50 al 100 del gasoducto, a construir entre Río Pujio y La Carlota en la provincia de Córdoba.

La Reversión del Gasoducto Norte, que es una complementaria al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, así como la conexión de hogares a las redes de gas natural y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio.

Además de bajar el costo de generación eléctrica y del gas natural para las industrias del norte argentino, esta obra estratégica permitirá un ahorro anual de 1.960 millones de dólares por la sustitución de importaciones de gas.

, Redaccion EconoJournal

Entre enero y septiembre las exportaciones de litio en dólares fueron el doble que las del mismo período de 2022. Durante los primeros nueve meses del año pasado el país vendió al exterior alrededor de US$ 400 millones y este año ya superó US$ 800 millones, según anticiparon fuentes oficiales consultadas por EconoJournal. Siguiendo esta tendencia, desde el gobierno estiman que en todo 2023, la Argentina podría exportar más de US$ 1.000 millones, es decir, un 30% más que los US$ 695,9 millones exportados en todo 20222. Sería un nuevo récord de exportaciones de litio, ya que el año pasado fue de máximo registro.

Según las mismas fuentes, en cantidad de toneladas vendidas al exterior el país también tendrá un incremento. En todo 2022 la Argentina exportó alrededor de 32.000 toneladas de litio (en su mayoría carbonato de litio, pero también se exporta cloruro de litio). Para este año las proyecciones oficiales indican que los tres proyectos de litio en fase de producción del país podrían llegar a las 45.000 toneladas exportadas.

Toneladas y precios

Los principales destinos del litio argentino fueron China con el 41%, 31% a Japón, 13% a Corea del Sur y 9% a Estados Unidos, entre otros lugares menores. Las mismas fuentes explicaron que, a diferencia con lo que ocurre con el precio de contrato (hoy se ubica por encima de los US$ 50.000 por tonelada), el precio spot promedio en la Argentina para septiembre se ubicó en alrededor de US$ 23.500 la tonelada.

El mismo precio promedio entre octubre de 2021 y septiembre de 2022, es decir, hace más de un año, había sido de US$ 13.700 por tonelada. De todos modos, el precio de exportación es difícil de establecer porque las compañías no lo publican habitualmente ya que argumentan que corresponden a contratos confidenciales con los compradores. Las exportaciones litíferas representan más del 20% de todas las ventas al exterior de la minería del país.

El litio en 2022 fue el decimoctavo complejo exportador, según un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), y cuenta con alrededor de 50 proyectos de los cuales sólo tres producen y exportan litio al mundo.

Tres proyectos

En la Argentina había sólo dos proyectos en producción, que exportan prácticamente todo lo que procesan: la estadounidense Livent en Catamarca opera el proyecto Fénix y la australiana Allkem lleva adelante el desarrollo Sales de Jujuy. Pero a partir de mitad de año se sumó un tercer jugador: el proyecto Cauchari – Olaroz en Jujuy, operado por Minera Exar, una firma donde participan como accionistas las compañías Ganfeng Lithium (China) y Lithium Americas (Canadá).

El resto de los desarrollos están en distintas etapas de exploración y construcción de las plantas. Pero este complejo, que se ubica sobre todo en las provincias de Salta, Catamarca y Jujuy y forma parte del Triángulo del Litio, podría crecer significativamente en los próximos años.

Complejo exportador

Según el informe de la BCR, con el ingreso de nuevos proyectos a la etapa de producción, para 2025 la Argentina exportará US$ 7.000 millones de carbonato y cloruro de litio, convirtiéndose en uno de los principales jugadores a nivel mundial.

De concretarse estos números, según la entidad, el litio se convertiría en el quinto complejo exportador del país para 2030. La clave para observar el incremento de las exportaciones de litio de la Argentina es que la nueva oferta acompaña el crecimiento de la demanda mundial de este mineral, principalmente destinado a la producción de baterías para vehículos eléctricos y tecnología.  

, Roberto Bellato

Dow anunció que Paula Woolbert será la nueva directora de Operaciones para el Complejo de Bahía Blanca a partir de este mes. Reemplazará en esta función a Gilson Reiss quien se retiró de Dow luego de 35 años de servicio.  

Desde la compañía expresaron que con una extensa carrera como directora senior de Operaciones de EH&S (salud, seguridad y ambiente por sus siglas en inglés) para el negocio de Intermediarios Industriales e Infraestructura, y como miembro destacado del equipo de liderazgo, Paula aporta una sólida visión y un enfoque comprometido hacia la seguridad y el éxito operacional.

En su nuevo rol, la nueva directora de Operaciones tiene como objetivo garantizar operaciones seguras, confiables y eficientes. Junto a un equipo de líderes buscará reforzar el compromiso de la compañía con la excelencia en seguridad y sostenibilidad, al tiempo que impulsará el crecimiento y la innovación en la región, según precisaron.

Trayectoria

Desde sus inicios en Rohm & Haas en 2002 como ingeniera de procesos en la fábrica de Deer Park, TX, Woolbert ha ocupado diversos puestos de liderazgo en manufactura e ingeniería en los negocios de monómeros de rendimiento, solventes oxigenados, polietileno, soluciones industriales y poliuretanos. En su rol actual, ha sido responsable del desempeño de EH&S y ha liderado los objetivos de sustentabilidad para 2025 del negocio de II&I. 

Desde Dow afirmaron que «uno de los pilares fundamentales de su carrera ha sido el compromiso con el desarrollo y el bienestar de las personas en el ámbito laboral». Y agregaron: «Ha sido una ferviente defensora y aliada de las redes internas que promueven la diversidad, el fortalecimiento de la actividad profesional de la mujer en la industria, el reconocimiento al talento latinoamericano y el respeto por el colectivo LGBTQ+. Paula, nativa de Colombia, aporta una valiosa perspectiva sobre la importancia de promover la diversidad en todos los niveles de la compañía, fomentando la conciencia de inclusión para las minorías representadas».

En base a esto, Woolbert expresó: «Estoy emocionada por asumir este nuevo rol en Dow y liderar el complejo de Bahía Blanca. Mi compromiso sigue firme en promover un entorno laboral inclusivo donde cada voz sea valorada y cada individuo tenga la oportunidad de crecer profesionalmente. Juntos, trabajaremos para fortalecer la seguridad y la sostenibilidad en nuestras operaciones».

Asimismo, Matías Campodónico, presidente de Dow Región Sur, afirmó: «La incorporación de Paula brinda una valiosa oportunidad para analizar y mejorar nuestros procesos en la región, al mismo tiempo que nos invita a reflexionar sobre cómo podemos continuar evolucionando nuestras actividades. Su experiencia y liderazgo son un activo importante para Dow en esta etapa». 

, Redaccion EconoJournal

Leandro Carbone asumirá como nuevo gerente general de Refinor, en reemplazo de Guillermo Pérez Guillamón. Es Ingeniero en Petróleo del Instituto Tecnológico de Buenos Aires y cuenta con más de 30 años de experiencia en la dirección de proyectos de petróleo y gas.

Comenzó su carrera como ingeniero de campo trabajando para TOTAL en Europa, Mar del Norte y América Latina. En los últimos años se ha desempeñado en posiciones ejecutivas en empresas privadas y entidades públicas con actividades variadas.

Lo acompañarán en esta gestión:

• Fernando Peralta, director de Compliance & Auditoría Interna.

• Pilar Marcó, gerente de Legales, Recursos Humanos y Patrimonial.

• Diego Rius, gerente Comercial interino.

• Sergio Wessels, gerente de Servicios a las Operaciones.

• Pablo Oscar Vercesi, Controller.

 • Gonzalo Ricci, gerente de Finanzas.

, Redaccion EconoJournal

NEUQUÉN.- El candidato a presidente de La Libertad Avanza, Javier Milei, volvió a imponerse como el más votado en Neuquén en las elecciones generales del domingo y abrió nuevos interrogantes sobre el comportamiento y las necesidades del electorado en la provincia más fuertemente ligada a Vaca Muerta.

Es cierto que el postulante de Unión por la Patria, Sergio Massa, encabezó una remontada heroica respecto de la performance que había tenido en las PASO, pero no torció la preferencia en ciudades clave como la capital, Rincón de los Sauces o Añelo.

Los sindicatos de la actividad, que se comprometieron fuertemente para traccionar el voto hacia la fórmula peronista, recibieron el golpe con bronca y algunos reproches, pero todavía confían en revertir la tendencia para el balotaje. “Pareciera que acá son todos empresarios”, lanzó el lunes el titular de Petroleros Privados, Marcelo Rucci, sobre la inclinación de los trabajadores del sector hacia el líder libertario que propuso la descabellada idea de “vender Vaca Muerta”.

Según el recuento provisorio, Milei obtuvo en la provincia un 36,7% de los votos frente a 31,7% que cosechó Massa. El triunfo del opositor fue en siete de los 16 departamentos, en contraposición a las primarias de agosto cuando había ganado en todos.

“Nos comprometimos a duplicar los votos y se cumplió con creces en todo el territorio”, analizó el diputado provincial de Avanzar, Lucas Castelli, uno de los enviados del gobernador electo Rolando Figueroa para la creación de la mesa “Massa Presidente” que organizó el multitudinario acto del candidato con los gremios en el tramo final de la campaña.

Armado

El aporte de Figueroa a la campaña de Unión por la Patria fue indirecto, pero con mayor grado de compromiso que previo a las PASO. Encomendó a la tarea a una de sus dirigentes de mayor confianza y futura ministra, Julieta Corroza, junto con otros referentes de su armado variopinto como el propio Castelli, la diputada del MPN, Marita Villone, y la del PJ, Tanya Bertoldi.

En paralelo, dio “libertad” de movimiento para que otros aliados que apoyaban a Milei o Patricia Bullrich pudieran trabajar para sus candidatos. Sin ir más lejos, la diputada electa por el espacio libertario, Nadia Márquez, integra su frente Neuquinizate y fue felicitada por el gobernador electo en la noche de la elección.

Massa mantiene desde hace años una relación política con Rolando Figueroa, gobernador electo de Neuquén.

Si bien Milei volvió a imponerse en las generales, es cierto que su cosecha cayó en más de 5.100 votos respecto de las PASO. En cambio, Massa sumó más de 75.300 sufragios si se considera el resultado que había obtenido individualmente en las primarias (la lista de Juan Grabois había sumado para Unión por la Patria otros 21.600 en agosto).

¿Por qué no le alcanzó para ganar? “Neuquén está rebelde, quiere cambiar”, fue la evaluación que salió esta semana de un hombre cercano a Figueroa.

El voto petrolero

Si llamó la atención el voto a Milei en una provincia tradicionalmente inclinada a gobiernos nacionales peronistas (el propio MPN que administra la provincia hace más de 60 años es de su extracción), más aún lo hizo el resultado que obtuvo en las localidades ligadas a Vaca Muerta.

En Añelo y Rincón de los Sauces, su triunfo fue por más del 50%. En San Patricio del Chañar apenas menor, del 48%.

El gobernador Omar Gutiérrez ensayó una explicación, pero reconoció que es “un tema para que sea estudiado socialmente”. Según su análisis, los trabajadores de la actividad hidrocarburífera “sienten a la hora de votar que tienen la posibilidad de expresarse con máxima libertad porque saben que son fundamentales para desarrollar Vaca Muerta” y sumó que “no son todos nacidos acá, son de otro lado, tienen otra historia, otra trayectoria”.

Si hay que hacer una distinción, en Añelo, que tiene un padrón de 6.800 electores, no toda su población está vinculada a actividad o tiene salario de trabajador petrolero. Es también la que más sufre las carencias del explosivo crecimiento de la industria y la lentitud del Estado para acompañar con infraestructura. Quizás sí en mayor medida están en Rincón de los Sauces, una ciudad con más años en la industria y un electorado que casi triplica al de la “capital” de Vaca Muerta.

“La verdad que no lo puedo entender. Te están diciendo que te van a cercenar derechos, que quieren vender un activo de los más importantes del mundo como es Vaca Muerta y la gente sigue apostando a alguen que va a ser su verdugo”, evaluó Rucci esta semana, titular del gremio y exintendente de Rincón.

Su análisis fue hasta poco diplomático e introdujo la cuestión de clase (el propio Massa hizo campaña en Neuquén afirmando que los sueldos de los trabajadores petroleros son los mejores del país). “Pareciera que son todos empresarios, se olvidaron que son trabajadores”, se despachó.

La Uocra quiere remontar

El líder de la Uocra, Juan Carlos Levi, hizo otra evaluación y consideró que el voto hacia Milei llegó, principalmente, de los jóvenes. “No saben realmente cuál es la propuesta. Se han distorsionado los mensajes: los que piensan que Vaca Muerta es un espejismo no tienen nada que ver con el esfuerzo que hacen los trabajadores todos los días en la actividad”, planteó.

Dijo que “no saben lo que es levantarse todos los días a las 4 de la mañana y el sacrificio que hace la gente en el campo”. “Tenemos que asumir el compromiso de enseñarles”, alertó.

Levi trabajó junto con Rucci y el secretario general de ATE, Carlos Quintriqueo, en la organización del acto de Massa que reunió unas 40.000 personas en Neuquén a fines de septiembre.

El dirigente aclaró que su sindicato estaba a cargo de la remontada en Añelo y que se logró. “En el balotaje lo vamos a dar vuelta”, aseguró y disparó que en Rincón de los Sauces el compromiso lo tiene Rucci. “Creo que cada gremio tiene que hacer su autocrítica”, sugirió.

En Añelo, Milei ganó por el 52% de los votos, lo que significó un retroceso de siete puntos en función de las PASO. El crecimiento de Massa fue de 15 y terminó con casi el 34%. Lejos, pero menos que en agosto.

En Rincón de los Sauces, en cambio, Milei pudo incluso mejorar su resultado: pasó de obtener un 48,5% a superar el 51% en las generales. Massa también sumó y pasó del 21% al 30%.

Según Levi, el trabajo en las asambleas de los yacimientos fue explicar que cada obra “es una decisión política” y puso como ejemplo de ello la construcción del gasoducto Néstor Kirchner. La Uocra tiene actualmente unos 12.000 obreros empleados en obras para Vaca Muerta.

El gremio de Levi hizo campaña también por Figueroa en las elecciones provinciales. Su actual pareja, Ángela Barahona, referenta de Uocra Mujeres, integró la lista de Comunidad y asumirá como diputada el 10 de diciembre.
“Él arrancó su campaña política en Vaca Muerta, con un mameluco que le regalaron los obreros que decía Neuquinizate. Apostamos a un cambio político con él, ahora tiene que cumplir”, advirtió.  

, Andrea Durán

El grupo Bertotto Boglione, uno de los principales referentes de la industria metalmecánica de la zona centro del país, cumple este año 75 años de trayectoria. Con base en Marcos Juárez, en Córdoba, está dedicada al desarrollo de soluciones de almacenamiento con foco en la producción de tanques para depósito de combustibles.

Los primeros desarrollos de la compañía, a mediados del siglo pasado, estuvieron vinculados a los tanques regadores que se utilizaban de forma constante para regar las calles sin asfaltar. Con el paso del tiempo, la empresa comenzó a fabricar tanques para las estaciones de servicio; uno de los principales negocios de la firma. Desde ese plataforma, Bertotto Boglione fue adquiriendo licencias internacionales para optimizar los recubrimientos y comenzó a incorporar nuevas tecnologías a los tanques como los detectores de nivel y de pérdida.

En la actualidad, es un jugador establecido no sólo en el mercado local sino también en el regional y su porfolio de productos va mas allá de los tanques en lo que es un especialista reconocido internacionalmente: exporta los productos con una certificación de calidad específica para combustibles a varios países de América latina.

El impacto de Vaca Muerta

En 2012, a partir de la puesta en valor de Vaca Muerta, la compañía tuvo la posibilidad de expandirse hacia otros mercados, tanto en el downstream como en el upstream de hidrocarburos.

María Rosa Miguel, vicepresidenta de Bertotto Boglione y Metalfor, otra de las empresas del grupo que está dedicada a las maquinarías para el negocio agrícola, dio cuenta en diálogo con EconoJournal del proceso que debió atravesar la compañía a fin de expandir su negocio ante la oportunidad que ofrecía Vaca Muerta. En esa clave, afirmó que “se requirió una transformación productiva, procesos nuevos, certificaciones e incorporación de ingenieros especialistas en este tipo de productos». «Hoy estamos presentes en todo lo que es el Oil & Gas y también en minería, ya que también proveemos soluciones para este sector”, agregó.

La ejecutiva también hizo mención al potencial que presenta el área energética para el desarrollo de la Argentina. “El sector energético es la gran oportunidad que tiene el país y nosotros estamos en condiciones de poder afrontar las necesidades de todo lo que sea almacenamiento, para toda la cadena productiva tanto de petróleo como de la minería”, indicó.

María Rosa Miguel y Eduardo Borri reciben el premio “Córdoba al mundo” en representación de Metalfor.

En esa línea, detalló que la compañía en los últimos años aumentó un 25% su capacidad productiva por apalancar inversiones para mejorar procesos y buscar nuevas oportunidades.

“En los últimos tres años hemos hecho inversiones y ampliaciones que son necesarias para nuevos procesos y maquinarias que hemos incorporado a lo largo de este tiempo”, señaló la ejecutiva, que esta semana fue la encargada de recibir el premio “Córdoba al mundo” en representación de Metalfor, entregado por la Cámara de Comercio Exterior y el Ministerio de Producción de Córdoba a empresas con trayectoria exportadora, un reconocimiento que refleja el robusto presente de la metalmecánica y la confirmación como una de las empresas líderes dentro de la maquinaria pesada: ”Desde que nos hicimos cargo de Metalfor SA hemos logrado posicionar la empresa en un lugar de liderazgo dentro de un país con mucha trayectoria junto en el campo argentino, posicionamos e hicimos crecer con seguridad en cada paso, y eso ha hecho que en años difíciles como estos, nosotros podemos cumplir con los compromisos con nuestros clientes y el mercado en general, estamos orgullosos del presente de Metalfor y contentos por el mediano plazo que nos espera con grandes lanzamientos”, aseguró.

Miguel advirtió, no obstante, que es necesario “tener certidumbre económica y política porque eso va a permitir atraer inversiones extranjeras». Vaca Muerta aún tiene un porcentaje muy bajo de desarrollo, entonces todavía tenemos mucho para crecer. Conscientes de eso nos preparamos para poder salir a atender ese mercado”. Para atender la demanda en cuanto a soluciones de almacenamiento que precisa la industria, la compañía cuenta con un equipo de 30 técnicos e ingenieros. “El 50% de nuestra producción hoy representa lo que llamamos ‘estándar’ que es todo aquello que está dedicado a los combustibles líquidos. El otro 50% son todos proyectos especiales que normalmente se hacen de la mano del cliente en función a las necesidades, estar en el origen de los proyectos nos da una ventaja competitiva clara”, comentó.

Docentes y alumnos durante el primer laboratorio de innovación abierta impulsado por la firma cordobesa.

Desafíos

En cuanto a las posibilidades de crecimiento, la ejecutiva de Bertotto Boglione remarcó que es necesario que haya un marco de previsibilidad en el país a fin de cumplir con los compromisos de las compañías y lograr un desarrollo. En ese sentido, manifestó su preocupación por la imposibilidad de importar insumos estratégicos.

“En estas semanas algunos proveedores nos comunicaron que nos van a entregar los productos, pero que los precios serían informados después de las elecciones, ahora con el ballotage, esa situación podría extenderse. Otros directamente no proveen a la cadena lo que origina ciertos trastornos.  Nosotros exportamos y estas situaciones son difíciles porque a veces no tenemos lo que necesitamos porque no se aprueban las SIRA’s”, aseguró.

Hackathon y el compromiso con la educación

Bertotto Boglione posee desde hace años, internamente a través de un convenio con el Ministerio de Educación de Córdoba, un aula para la terminación de los estudios secundarios de los colaboradores de la compañía, a fin de que puedan finalizar el secundario y obtener un título oficial. El programa permitió que 50 operarios pudieran completar sus estudios.

Una sistema MOSS desarrollado por Bertotto, que funciona como una estación de aprovisionamiento de combustible móvil.

Al cumplir 75 años la empresa impulsó una propuesta extensiva a la comunidad, que también haga foco en la educación y de allí surgió INNOBBA, el primer laboratorio de innovación abierta que lleva adelante la firma cordobesa. Bajo esta iniciativa se realizó una capacitación a docentes de los últimos años de las escuelas secundarias públicas y privadas de la localidad de Marcos Juárez y quedó formalmente abierta la inscripción a lo que será el primer hackathon -un espacio de debate- a realizarse en esa ciudad con los alumnos de 4°, 5° y 6° año.

El programa consta de distintas etapas. Los docentes comenzaron a trabajar con los alumnos para que estos propongan ideas sobre tres ejes temáticos: innovación tecnológica, innovación pública e innovación educativa. El primero consiste en que los alumnos propongan ideas para crear espacios a fin de aprender nuevas tecnologías. El segundo apunta a crear un lugar para que desde lo público se puedan ejecutar las ideas de los jóvenes. Y el tercero tiene que ver con tratar de lograr una articulación entre la educación formal y la economía regional de la zona. La final del hackathon será el 3 de noviembre y allí se elegirán los ganadores por cada uno de los desafíos. Habrá una selección previa y quedarán 20 equipos que llegarán a esa instancia.

“Nosotros como empresa vamos a ayudar a que los desafíos que resulten ganadores se puedan implementar.  La idea es llevar estas ideas al Ministerio de Educación o evaluar con la política local cómo se pueden articular”, destacó.

De igual manera, explicó que para poder llevar adelante esta iniciativa la compañía realizó una convocatoria entre los hijos de sus colaboradores de todos los sectores, donde ellos plantearon los problemas que les gustaría solucionar de la ciudad y desde allí surgieron los ejes temáticos, propuesta que se dio junto con el Ministerio de Educación de Córdoba, el Ministerio de Ciencia y Tecnología de la provincia y también con la Municipalidad de Marcos Juárez.

Las oficinas del grupo Bertotto Boglione, que este año está cumpliendo 75 años.

Comunidad local

María Rosa Miguel manifestó que una de las marcas identitarias de la empresa es construir una relación estrecha con la comunidad. “Estamos inmersos en una sociedad y le debemos mucho porque en esta comunidad se desarrollan las familias de nuestros colaboradores que son los que hacen a Bertotto Boglione”, puntualizó. Y añadió que la interrelación con clubes de la ciudad y de diferentes instituciones es permanente.

“Por eso, cuando ocurren estos contextos de incertidumbre como ahora elecciones, la inflación o una eventual devaluación, pensamos que tenemos que hacer las cosas muy bien y no equivocarnos porque en el caso de Bertotto Boglione hay 400 familias directas que dependen de que tomemos buenas decisiones”, concluyó.

, Loana Tejero

La minera canadiense junior Lithium South completó el primer pozo de producción en el proyecto de litio Hombre Muerto Norte, ubicado en la provincia de Salta. El pozo se perforó a una profundidad de 60 metros y ahora la minera lo está “recubriendo y examinando”, según informó. Y agregó que “está muy cerca de un desarrollo futuro de producción de litio”.

El proyecto está en etapa de exploración y a principios de 2024 Lithium South presentará el informe de factibilidad, que “le agregará valor al desarrollo y a la compañía”, señaló. La exploración prevé la perforación de 10 pozos. La minera este año realizó una nueva evaluación técnica con la firma Groundwater Insight de Canadá, que determinó un aumento de 175% los recursos de litio del proyecto.

Lithium South también hará una prueba de bombeo que “comenzará inmediatamente después del desarrollo del pozo”. La profundidad de la perforación “fue determinada por la historia litológica y las observaciones de perforación en el sitio”, destacó la minera canadiense.

Además, la compañía explorará en breve otros bloques que tiene en la concesión denominados Sophia II y Sophia III, ambos en el Salar del Hombre Muerto. Lithium South delineó un recurso equivalente de carbonato de litio (LCE) de 1.583.100 toneladas en los bloques Alba Sabrina, Natalia Maria y Tramo, tres de los cinco bloques no contiguos del área de concesión.

Hombre Muerto

El Salar del Hombre Muerto es el corazón de la parte argentina del Triángulo del Litio y está ubicado en Salta y Catamarca. En ese salar, la minera Livent Corporation produce litio hace 25 años, en un área contigua al sur del proyecto de Lithium South.

En el salar también están los proyectos de litio Sal de oro de la compañía coreana Posco, que invertirá US$ 4.000 millones de dólares; el proyecto Sal de Vida (Livent/Allkem). También está llevando adelante un proyecto avanzado Alpha Lithium, que acaba de adquirir el grupo Techint; el desarrollo Hombre Muerto 2 de la canadiense NRG Metals; y desarrolla proyectos las firmas canadienses Galaxy Resources y Galan Lithium.

, Roberto Bellato

Cuatro barcos cargados de combustible importado se encuentran en el Río de La Plata a la espera de que el gobierno autorice a YPF y al resto de las refinadoras a cancelar el pago en dólares de esos cargamentos, que tienen como fin de satisfacer la demanda y evitar una crisis de abastecimiento. Tres cargamentos —dos de gasoil y uno de gasolina— fueron adquiridos por la petrolera bajo control estatal, mientras que un cuarto fue nominado por otra refinadora.

EconoJournal había publicado hace 20 días que la petrolera con control estatal estaba explorando alternativas para garantizar el abastecimiento luego de que el Banco Central le negara dólares para importar combustibles. En las últimas semanas, el conflicto no logró solucionarse y ahora las empresas proveedoras de los buques cargados con combustible importado advirtieron que no descargarán los combustibles hasta que el gobierno autorice los dólares a las petroleras para pagar por los insumos.

La contracara

Sin embargo, la contracara de esta situación es el fuerte ritmo al que sigue creciendo la demanda de combustibles a lo largo del 2023, fuertemente apalancada por una política de atraso de precios de los combustibles en surtidor, según coincidieron todas las fuentes privadas consultadas por este medio.

De acuerdo a datos de la Secretaría de Energía se desprende que existe una demanda creciente de nafta, puesto que se ha registrado un aumento del 5,19%, al comparar los datos del periodo de enero-agosto 2023 respecto al mismo segmento de 2022.

Evolución de la venta de combustibles

En metros cúbicos (m3), enero-agosto 2023 vs. enero-agosto 2022

En el caso del gasoil existe una retracción de casi el 2%, pero respecto la nafta súper se registra un aumento del 7,74 por ciento. Esta situación demuestra un crecimiento de la demanda debido a los precios bajos, ya que el gobierno atrasó fuertemente el precio de los combustibles durante este año contra la inflación y la paridad de importación, y esto derivó en un consumo que no responde a otros parámetros de la economía, que está en una meseta recesiva.

Esta situación se refleja en el total de las ventas de nafta súper de YPF que entre enero y agosto de 2023 aumentaron un 10,35%, respecto al mismo periodo del 2022. Esto se compensaría con la caída del 3,37% que presentaron las naftas Premium, pero lo cierto es que del total de las naftas las ventas aumentaron casi un 6 por ciento.

, Loana Tejero

GAP Desarrollos – Obras y Servicios es una empresa fundada en el año 2017. La compañía comenzó su trayecto con foco en el desarrollo inmobiliario y la reserva de valor en la construcción que ha evolucionado permanentemente con el tiempo. A lo largo de estos años, la empresa ha crecido y diversificado sus servicios, en respuesta a la creciente demanda y a la necesidad de cumplir con los requisitos técnicos y documentales cada vez más exigentes en la industria. En la actualidad, el objetivo que persiguen es convertirse en un actor destacado en el campo del desarrollo inmobiliario y la construcción en la región de la Patagonia Norte de Argentina.

Según destacaron desde la compañía: “La misión principal es llevar a cabo obras y servicios en el rubro energético con los más altos estándares de calidad y gestión, siempre adaptándonos a las necesidades específicas de nuestros clientes. Nos enorgullece ofrecer soluciones integrales que superen las expectativas de nuestros clientes y contribuyan al progreso sostenible de la región”.

Asimismo, aseveraron que “el objetivo es convertirnos en la opción preferida para la ejecución de obras y servicios en la Patagonia Norte, destacándonos por nuestra rápida capacidad de adaptación y nuestro enfoque en la confianza del cliente. Nos esforzamos por ser líderes en el sector, no sólo en términos de eficiencia y calidad, sino también en cuanto a nuestra responsabilidad ambiental integral”.

Productos y servicios

GAP Desarrollos ofrece una amplia gama de productos y servicios que abarcan tres áreas principales: las obras civiles, los servicios a la industria y los servicios profesionales.

1.         Obras Civiles:

•          Construcción de Viviendas

•          Obras de Infraestructura

•          Obras de Control de Erosión

•          Construcción de Plateas

•          Montajes

2.        Servicios a la Industria:

•          Operación y Mantenimiento

•          Operación de planta y equipos

•          Mantenimiento edilicio e infraestructura

•          Limpieza industrial y Pintura

3.        Servicios Profesionales:

•          Servicios Ambientales, incluyendo evaluación de proyectos y monitoreo ambiental.

•          Relevamientos y diagnósticos ambientales.

•          Diseño de saneamiento.

La empresa tiene foco en empresas del rubro energético que poseen requisitos específicos en cuanto a documentación y respaldo de obras o servicios, con enfoque en la responsabilidad ambiental. Ha logrado diversos hitos como la revisión y estandarización de procesos internos, procedimientos y controles a fin de mejorar la eficiencia y la calidad de nuestros servicios.

El equipo de liderazgo de GAP Desarrollos – Obras y Servicios está compuesto por profesionales y técnicos debido a que desde la compañía se fomenta la sinergia y la comunicación constante con la meta de garantizar el éxito en los proyectos.

A lo largo de los años, la empresa ha ejecutado proyectos destacados. Algunos ejemplos incluyen la construcción de bases de hormigón para tanque, la identificación y señalización de gasoductos en áreas críticas y proyecto de recuperación de agua.

En base a esto, desde la empresa expresaron: “Hemos priorizado la seguridad y el cuidado del medio ambiente en todas nuestras operaciones, lo que nos ha permitido ingresar en diferentes industrias. Estamos decididos a seguir creciendo, innovando y contribuyendo al desarrollo sostenible de la Patagonia Norte. Nuestro compromiso con la calidad, la responsabilidad ambiental y la satisfacción del cliente es la base de nuestro éxito continuo”.

A su vez, desde GAP Desarrollos plantearon que “hay valores fundamentales que guían nuestras acciones y decisiones. Mantenemos la confianza de nuestros clientes y socios como la base de nuestra relación. Actuamos con integridad y transparencia en todo lo que hacemos. Y nos responsabilizamos por nuestros proyectos y acciones, cumpliendo con nuestros compromisos y estándares más elevados”.

, Redaccion EconoJournal

Nucleoeléctrica Argentina entregó hoy al Ministerio de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires, el estudio de impacto ambiental para el proyecto de extensión de vida de la Central Nuclear Atucha I.

El documento fue elaborado por el Instituto Nacional del Agua (INA), en el marco de un convenio firmado entre este organismo y Nucleoeléctrica. Asimismo, se contó con la mediación del Centro de Desarrollo y Asistencia Tecnológica (CEDyAT) que propició estos acuerdos y trabajos conjuntos.

Durante el encuentro, José Luis Antúnez, presidente de la empresa, señaló los valores permanentes demostrados en el proceso de elaboración del estudio y destacó el “compromiso de la provincia de Buenos aires con el Plan Nuclear Argentino”.

Por su parte, el subsecretario de Control y Fiscalización Ambiental, Luis Couyoupretrou, resaltó el profesionalismo en el desarrollo de este documento y reconoció el “valor del conocimiento científico y la trayectoria” que tiene la empresa.

El encuentro

Del evento participaron representantes del Ministerio de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires, entre otras autoridades de Nucleoeléctrica, del INA y del CEDyAT.

Según precisaron: “Este trabajo refuerza el compromiso de Nucleoeléctrica con el cuidado del medio ambiente, objetivo que es contemplado en cada una de las fases que componen el ciclo de construcción y producción, así como la protección de sus trabajadores, del público y del ambiente”.

Extensión de vida Atucha I

El proyecto de extensión de vida de Atucha I le permitirá a la central operar por un nuevo ciclo de vida útil de 20 años.

La parada de reacondicionamiento tendrá una duración de 30 meses a desarrollarse entre 2024 y 2026 e implicará la creación de 2.000 puestos de trabajo, así como la generación de oportunidades para proveedores nacionales calificados para las tareas de construcción y fabricación de componentes.

Esta obra permitirá mantener la potencia nuclear instalada, proporcionando energía segura, confiable y limpia para más de un millón de habitantes.

Atucha I

La Central Nuclear Atucha I inició su construcción en junio de 1968 y se convirtió en la primera central nuclear de potencia de América Latina, al ser conectada al Sistema Eléctrico Nacional en marzo de 1974. Si bien es la primera central argentina, todos sus sistemas de seguridad fueron actualizados y cumplen con las exigencias locales e internacionales.

, Redaccion EconoJournal

Bajo el lema “Una visión compartida para un mundo mejor”, el Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM) festejó el Día Mundial de la Normalización.

La jornada buscó destacar cómo las normas y las certificaciones contribuyen con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de la ONU. Según destacaron, fiel a su compromiso con la Agenda 2030, IRAM ha ido colaborando con los ODS mediante el estudio de normas directamente vinculadas con estos objetivos y las certificaciones que respaldan su cumplimiento.

El encuentro

Las normas técnicas son herramientas clave para establecer productos y servicios más seguros que cuiden la calidad y promover un sistema de cooperación en el que la suma de esfuerzos genera un impacto positivo mayor que las acciones individuales.

La celebración fue moderada por el reconocido periodista Federico Seeber y contó con la exposición de destacados referentes en el ámbito de la normalización y la industria, quienes compartieron sus experiencias y perspectivas.

Entre los participantes estuvieron:

• Javier García, vicepresidente técnico y chair de la Junta de Gestión Técnica (TMB) de ISO

• Rubén G. Peretti, gerente de Calidad y Excelencia Operativa de PECOM

• Miguel Zonnaras, presidente de Georgalos

• Alicia Romero de Colusi, presidenta de Bedson.

Además, para el cierre y en representación de IRAM, Claudio Terrés, presidente, y Nicolás Eliçabe, director general, estuvieron dialogando con Seeber.

Cada ponente destacó la importancia de las normas técnicas en la creación de un mundo más seguro y resiliente, y compartió cómo la visión y el trabajo conjunto pueden, indudablemente, conducirnos hacia un mundo mejor. La grabación del evento se encuentra disponible en el canal de YouTube de IRAM @IRAMoficial.

, Redaccion EconoJournal

Central Puerto, uno de los mayores productores de energía eléctrica a nivel nacional, adquirió a las empresas noruegas SCATEC Y EQUINOR, su primer Parque de tecnología fotovoltaica, “Guañizuil II A”, ubicado en la provincia de San Juan.

El parque cuenta con 358.560 paneles, ocupa una superficie total de 270 hectáreas y se encuentra cerca de la Ruta Nacional 150. Produce una generación eléctrica de aproximadamente 300 GWh/año y cuenta con una potencia nominal de 117MWdc.

Con esta incorporación, la compañía generará el 9,6% del total de la energía solar del país, y alcanzará una capacidad de 475 MW de energías renovables, de los cuales 80% corresponde a energía eólica y 20% a energía solar.

Generación

El parque solar adquirido por Central Puerto es el tercero más grande del país de esa tecnología, se encuentra ubicado en el departamento sanjuanino de Iglesia y fue inaugurado el 19 de octubre de 2021.

Además, posee un factor de capacidad del 33%, superando la media de la región y posicionándose como uno de los parques con mejor factor de capacidad del mundo, lo que le permite producir energía para abastecer la demanda de aproximadamente 86.000 hogares, según destacaron desde la compañía.

 En base a esta adquisición, Fernando Bonnet, gerente general de Central Puerto, destacó: «Esto representa la confirmación de nuestro compromiso asumido los últimos años por elevar el desempeño en el mercado de las energías renovables, produciendo energía sostenible y en armonía con el medioambiente».

Asimismo, el ejecutivo planteó: «Es una clara señal que seguimos invirtiendo en proyectos de generación de alta tecnología, y apostando por nuestro país”.

, Redaccion EconoJournal

Pablo González, presidente de YPF, sufrió este domingo un duro golpe en las elecciones de la provincia de Santa Cruz, donde fue como candidato a segundo senador nacional en la lista de Unión por la Patria (UxP), detrás de Alicia Kirchner. La derrota a manos del espacio político Por Santa Cruz, del gobernador electo Claudio Vidal, dejó a González con las manos vacías. El titular de YPF se quedó sin la banca nacional que buscaba en la Cámara Alta. Ahora su futuro político es incierto ya que, en el caso de que Sergio Massa gane el balotaje del próximo 19 de noviembre y llegue a la Casa Rosada, González no continuaría al frente de YPF, según indicaron fuentes oficiales a EconoJournal.

González llegó a la presidencia de YPF con el apoyo de Cristina Fernández de Kirchner y Máximo Kirchner. También contó con ese mismo respaldo para ocupar la lista como candidato al Congreso en estas elecciones. Pero el mapa político del peronismo está en plena reconfiguración.

El triunfo de Sergio Massa, que le sacó una diferencia de casi 7% a Javier Milei en las elecciones de este domingo, puso al líder del Frente Renovador y de UxP como el candidato mejor perfilado para el balotaje. En esa reconfiguración del oficialismo, la presidencia de YPF no seguiría en manos de Pablo González.

González en Santa Cruz

Los resultados en la provincia patagónica dieron como ganador al frente Por Santa Cruz con el 46,12% y a UxP quedó en segundo lugar con el 35,9%, sobre un total de 265.330 personas habilitadas para votar. Estos números determinaron que Alicia Kirchner entró como senadora nacional por la lista de UxP y que Pablo González quedó afuera del Congreso. A nivel nacional, Massa ganó la provincia con 37,8%, Javier Milei logró 36,2% de los votos y Patricia Bullrich 16,3%.  

Las elecciones de este año reconfiguraron el mapa político de la provincia de Santa Cruz. El secretario del sindicato de los trabajadores petroleros y gobernador electo en agosto, Claudio Vidal, recibió un fuerte apoyo con el triunfo de su espacio político Por Santa Cruz, que obtuvo dos bancas al Senado y una a Diputados. Vidal ganó 10 intendencias de un total de 15 y desplazó del poder político y territorial al kirchnerismo, que gobernaba la provincia desde hace 30 años.

Los candidatos a intendentes de Vidal ganaron en las localidades de Puerto Santa Cruz, Piedrabuena, Lago Posadas, Pico Truncado, Caleta Olivia, Puerto Deseado, Gregores, Los Antiguos, Perito Moreno y Las Heras. Por su parte, la intendencia de Río Gallegos quedó para Pablo Grasso de Unión por la Patria, que fue reelegido en la capital provincial.

Antes del cierre de listas para las PASO y la elección a gobernador, el propio Máximo Kirchner había intentado incorporar a Vidal al oficialismo, pero el dirigente petrolero prefirió enfrentar al kirchnerismo con su propio armado político.

Loma en Chubut

Jorge “Loma” Ávila, candidato de Juntos por el Cambio, entró como diputado nacional por la oposición y por la minoría en las elecciones en la provincia de Chubut. El líder del sindicato de petroleros se jugaba una parada difícil. De no entrar como legislador nacional, una lectura posible era que ponía en riesgo su liderazgo al frente del histórico gremio de los petroleros de Chubut del Golfo San Jorge.

Finalmente, las tres bancas de diputados que se ponía en juego en esta elección se distribuyeron entre las tres listas más votadas. Primero entró César Treffinger, el candidato de La Libertad Avanza de Milei, que tuvo el 38%. En segundo lugar ingresó José Glinski de Unión por la Patria, que sacó el 32,9% de los votos. Y en tercer lugar quedó Loma Ávila de Juntos por el Cambio con el 23%.

En Chubut el candidato presidencial más votado fue Javier Milei con el 35%, luego está Sergio Massa, que quedó con 32,2% (10.000 votos de diferencia) y en tercer lugar se ubicó Patricia Bullrich de Juntos por el Cambio, que obtuvo sólo el 20,5%.  

, Roberto Bellato

Las negociaciones para la construcción de una cuarta central nuclear con financiamiento de China seguirán formalmente en pie. Con el aval del ministerio de Economía, Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) prorrogó otra vez el contrato comercial por el proyecto Atucha III. La renovación del contrato coincidió con las negociaciones en China encabezadas por el presidente Alberto Fernández para ampliar el swap de monedas para fortalecer las reservas para hacer frente a la corrida cambiaria.

El contrato de ingeniería, compras y construcción (EPC) firmado en febrero de 2022 entre Nucleoeléctrica y China National Nuclear Corporation (CNNC) fue prorrogado en octubre de ese mismo año debido a la falta de avances concretos en las negociaciones. Antes de su vencimiento, representantes de las dos compañías volvieron a firmar una nueva prórroga a principios de este mes en Buenos Aires, según pudo averiguar EconoJournal. Los accionistas de NA-SA validaron la prórroga esta semana en asamblea.

De acuerdo con la nueva prórroga, el contrato EPC para la construcción de un reactor Hualong de 1200 MW de potencia sigue formalmente en pie hasta fines de abril de 2025. Nucleoeléctrica planteó al Ministerio de Economía la conveniencia de aumentar el plazo para darle suficiente tiempo al próximo gobierno para tomar alguna decisión. Economía aceptó el planteo y CNNC también.

Financiamiento

En los pasillos de Economía y de Nucleoeléctrica se comenta que la principal restricción para el avance del proyecto es su financiamiento. El contrato EPC estipula en una de sus cláusulas que China proveerá un 85% del financiamiento y Argentina se hace cargo del 15% restante. “La postura de la secretaria de Energía y de Economía es que sin un financiamiento del 100% este proyecto va a seguir demorado porque Argentina no tiene las condiciones para afrontar el 15% del paquete originalmente pensado”, comenta una de las fuentes consultadas.

Render de la central nuclear Atucha III.

No obstante, si bien el contrato podría ser enmendado para eliminar esa cláusula, para que Atucha III tenga un 100% de financiamiento chino, Cancillería y Economía deberían solicitar un pedido formal a la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma de China. Alberto Fernández podría haber destrabado esa posibilidad en su visita de esta semana a China pero el tema no fue planteado por el presidente.

Lo que sí se destrabó fue una ampliación del swap de monedas entre el Banco Central argentino y el Banco Popular de China en 47.000 millones de yuanes, equivalente a US$ 6500 millones. “Esto nos permite tener recursos para potenciar nuestras reservas y para llevar tranquilidad al sistema financiero; ponerle fin a los especuladores que han hecho tanto daño en los últimos tiempos y garantizar por sobre todas las cosas que la Argentina pueda seguir importando insumos que necesita para que la producción industrial no decline”, dijo el presidente en conferencia de prensa acompañado por el embajador Sabino Vaca Narvaja y el presidente del Banco Central Miguel Pesce.

La negociación por el swap se concretó en el marco del III Foro de la Franja y la Ruta para la Cooperación Internacional, en Beijing. Argentina tiene inversiones acordadas con China en el marco del Diálogo Estratégico para la Cooperación y Coordinación Económica (DECCE) por US$ 14.000 millones y en la Iniciativa de la Franja y la Ruta de la Seda por US$ 9700 millones. En Beijing, el presidente se reunió con directivos de la empresa China Energy Engineering Corporation (CEEC). Previamente, mantuvo en la ciudad de Shanghái reuniones con representantes de la compañía CMEC, que tiene a su cargo el proyecto del Ferrocarril Belgrano Cargas, y con directivos de las firmas mineras y de energías renovables, Tibet Summit Resources, Tsingshan, Power China, Gotion Argentina y CST Mining Group. También visitó el Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico de Huawei.

Falta de una política nuclear

En NA-SA hay escepticismo sobre el futuro del proyecto. Desde Juntos por el Cambio advierten que la construcción de grandes centrales nucleares no es prioritaria, mientras que la postura «anti china» del candidato de La Libertad Avanza, Javier Milei, impide pensar en la concreción del proyecto.

Pero con independencia del resultado electoral, algunas voces de peso dentro del sector nuclear vienen planteando que el sector adolece de la falta de una política nuclear. “Primero perdimos en el camino a la CANDU. Después entramos al laberinto del financiamiento de la Hualong. Hoy hay que volver a pedir prórroga a China. Una improvisación tras otra”, se sinceró una referencia dentro del sector. Por ejemplo, uno de los debates sin saldar es si la función de diseñador y constructor y la figura del operador pueden convivir dentro de una misma compañía, como hoy conviven en NA-SA.

El acuerdo original de 2014 incluía financiamiento chino para una cuarta central de tipo CANDU y una quinta central de tipo Hualong. El proyecto CANDU fue dado de baja en 2018 y las conversaciones para la central Hualong entraron en pausa.

Algunas voces opinan que el acuerdo de 2014 fue una “solución a medias” para conformar a dos visiones dentro del sector: la continuidad de la línea histórica de reactores de uranio natural y agua pesada (PHWR), a través del CANDU, y la incursión en centrales de uranio enriquecido y agua liviana (PWR) mediante la construcción de un Hualong.

Los desacuerdos y las internas dentro del sector que esa solución tapaba salieron a la luz cuando se propuso construir la central Hualong en la provincia de Río Negro. La iniciativa fracasó en 2017 luego de varias movilizaciones contra el proyecto. Quienes recuerdan esos días señalan que sectores dentro de Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) politizaron el proyecto y participaron del boicot, calificándolo de «endeudamiento externo» y «colonización tecnológica». «Nos quedamos sin el pan y sin la torta, pero con una ley antinuclear», bromeó un trabajador del sector en Bariloche, en referencia a la ley sancionada en Río Negro en 2017 que prohíbe la construcción de centrales nucleares, con algunas salvedades.

Geopolítica de las inversiones nucleares

En el sector también hay voces que no descartan que pueda aparecer otra oferta con financiamiento externo debido a la renovada competencia entre las potencias por tener protagonismo en la industria nuclear. La dominancia de Rusia en la exportación de reactores de potencia y de combustibles nucleares y los intentos de China por ascender están movilizando a Estados Unidos a reactivar su industria nuclear.

Este movimiento comenzó en la administración de Donald Trump con el levantamiento de la prohibición que impedía a la Corporación Financiera de Desarrollo Internacional (DFC) otorgar financiamiento para proyectos nucleares en el extranjero. La administración de Joe Biden muestra continuidad en esa dirección. Incluyó en la Ley de Reducción de la Inflación fondos específicos para el sector y esta impulsando inversiones en centrales en países como Polonia y Rumania.

La promoción en estos países no es azarosa. Europa vuelve lentamente a ser un mercado para la energía nuclear. La Unión Europea incluyó al gas natural y la energía nuclear en su taxonomía para el financiamiento de las «actividades sostenibles». Sin ir más lejos, la Comisión Europea logró esta semana apoyo para una reforma del mercado eléctrico europeo que incluye a la energía nuclear entre las tecnologías beneficiadas.

El CAREM, una salida para el sector

Pese al contexto interno, Argentina muestra cierta potencialidad en el mercado de exportación de reactores modulares de baja y mediana potencia eléctrica gracias al proyecto CAREM, un reactor prototipo de 32 MW de potencia que la CNEA esta construyendo en el complejo Atucha en Lima. Igual de importante es que el proyecto tiene el apoyo de los tres principales espacios políticos que están compitiendo en las elecciones presidenciales.

Los reactores modulares (SMR por sus siglas en inglés) constituyen el segmento que más interés despierta hoy en varios países y especialmente en los fondos de inversión. En la CNEA creen que el CAREM posiciona a la Argentina en lugar especial: es de los pocos países que ya están construyendo un diseño modular prototipo y que buscan probar el concepto antes de pasar a una versión comercial. Para no perder terreno en esa competencia internacional la CNEA creó hace tiempo una gerencia de comercialización del CAREM.

Pero la visión comercial no se reduce al CAREM. Todas las fuentes consultadas aseguran que probar el funcionamiento del concepto puede transformar al país en un exportador de componentes y de servicios de ingeniería para reactores modulares de distintos diseños. Un ejemplo es el novedoso generador de vapor para el CAREM que CNEA y la empresa Conuar están desarrollando. Pero además, como el diseño integra los generadores de vapor dentro del recipiente del reactor, se está desarrollando un robot que servirá para las tareas de inspección dentro del recipiente. Algunos diseños modulares en el mundo replican conceptualmente al CAREM.

Por otro lado, la CNEA recibió recientemente la certificación IRAM para calificar componentes de centrales nucleares, una capacidad estratégica para el diseño y manufactura de componentes nucleares a escala industrial.

, Nicolás Deza

Luego de realizar varias ofertas, finalmente Tecpetrol, el brazo petrolero del grupo Techint, se quedó con la minera junior canadiense Alpha Lithium y confirma su desembarco en el negocio del litio, un objetivo que venía buscando desde hace tiempo. Con la adquisición del 54% de las acciones emitidas y en circulación de la empresa, Tecpetrol contará con dos proyectos de nivel mundial ubicados en salares de Salta y Catamarca, en una de las mayores reservas de ese mineral en el país. La adquisición fue por un monto cercano a los US$ 177 millones.

Este fin de semana Tecpetrol Investments S.L., la firma del grupo Techint con sede en Toronto (Candá), informó la aceptación por parte de la mayoría de los accionistas de Alpha Lithium de la última oferta realizada. Según pudo conocer EconoJournal de distintas fuentes con conocimiento de la transacción, las negociaciones se llevaron a cabo directamente en Canadá.

Un dato llamativo es que la compañía estatal rusa Rosatom (Corporación de Energía Atómica del Estado de Rusia) había intentado asociarse con Alpha Lithium en diciembre de 2021 con la intención de adquirir una parte de las acciones. Pero la guerra con Ucrania desatada el 24 de febrero del año pasado provocó que el directorio de la firma canadiense suspendiera las negociaciones en abril de 2022.

“Tecpetrol extiende el período de oferta por 10 días adicionales (hasta el 31 de octubre) para permitir que los accionistas minoritarios restantes participen en la oferta y puedan recibir oportunamente el precio de la oferta y retirar su inversión”, informó en un comunicado la empresa del grupo Techint. “Se insta a los accionistas que aún no hayan ofertado a hacerlo de inmediato para asegurarse de recibir el precio de la oferta, ya que no puede haber seguridad de que Tecpetrol pueda completar oportunamente una transacción de adquisición posterior (si es que lo hace)”, agregó.

Formalmente, la firma del grupo que adquiere las acciones es TechEnergy Lithium Canada Inc., que absorbió 102.692.615 acciones ordinarias de Alpha Lithium Corporation, que representa aproximadamente el 54% de las acciones.

Las dos ofertas

Tecpetrol había ofertado en mayo 0,91 dólares por acción, dando un total por Alpha Lithium en la Argentina de US$ 177 millones. Esa oferta no llegó a buen puerto, ya que los accionistas y el directorio de Alpha Lithium la rechazaron.

En septiembre mejoró la oferta un 19% (1,10 dólares por acción) y por el total de US$ 217,2 millones. Previo al cierre de las negociaciones, el directorio de Alpha había difundido un comunicado donde recomendaba a sus accionistas aceptar la última oferta de Tecpetrol.

Proyectos de clase mundial

De este modo, Tecpetrol contará con dos proyectos de litio en salares con fuerte potencial y demandados por grandes mineras a nivel mundial debido a la alta calidad de las salmueras y sus bajos niveles de impurezas. Los dos se encuentran a 15 kilómetros de distancia. La adquisición es parte de la estrategia de transición energética del grupo dirigido por Paolo Rocca.

Por un lado está el proyecto Salar Tolillar en Salta de 27.500 hectáreas. Tiene terminada la planta piloto de 120 toneladas anuales y ya comenzó con las primeras producciones de prueba. El proyecto está diseñado para producir comercialmente 50.000 toneladas anuales de carbonato de litio, que es casi el doble de lo que produce y exporta en total hoy la Argentina.

El otro proyecto que ahora está en manos del grupo liderado por Paolo Rocca tiene 5.000 hectáreas y queda en el Salar del Hombre Muerto en Catamarca, una de las mayores reservas de litio del país donde se encuentran -por ejemplo- los proyectos de las compañías Posco (Corea del Sur) y Livent (Estados Unidos). Está en exploración avanzada y este año tiene se perforarán allí 12 pozos exploratorios.

, Roberto Bellato

El gobierno ha impulsado en los últimos meses diferentes proyectos de generación eléctrica e infraestructura, abastecimiento y exportación de gas. Sin embargo, el escenario electoral genera incertidumbre sobre cuánto resistirán esas iniciativas en base a los resultados de las próximas elecciones presidenciales. ¿Cuán resilientes son los proyectos de la reversión del gasoducto Norte, la licitación térmica, la Ley del Gas Natural Licuado y el segundo tramo del gasoducto Néstor Kirchner?

Semáforo verde

Uno de los proyectos que se espera que tenga mayor capacidad de supervivencia más allá de cuál sea el resultado de las elecciones es la reversión del gasoducto Norte. Esto es así puesto que se trata de una obra prioritaria para abastecer con producción de gas de Vaca Muerta a las provincias del NOA y Cuyo, afectadas por el fuerte declino de los envíos de Bolivia.

Esta obra contempla un ducto que va desde Córdoba hasta el límite con Bolivia. Enarsa ya acordó la compra de los caños de 36 pulgadas a Tenaris- del grupo Techint- para el tramo de 122,5 kilómetros de extensión, que unirá la planta compresora de La Carlota del gasoducto Centro Oeste hacia la de Tío Pujio sobre el gasoducto Norte, y también realizó la aperturade las ofertas de la licitación para los trabajos de reversión, donde se presentaron tres competidores: Pumpco, subsidiaria de la constructora internacional MasTec, BTU y la UTE de Techint y Sacde.

Lo que aún no está claro es a la velocidad que avanzará el proyecto, pues ello dependerá de cómo evolucione la macroeconomía luego de la elección del domingo. Un descontrol cambiario y la consecuente aceleración de la inflación sin duda podrían generar consecuencias en los tiempos de realización de la obra.

Semáforo amarillo

Otro de los proyectos que lanzó el gobierno desde Energía es la licitación térmica. Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), abrió una nueva ronda del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) con el objetivo de asignar prioridad de despacho. En esa instancia, recibió una oferta por un total de 5.314,5 megawatts (MW) que surgen de 60 proyectosque las compañías generadoras han presentado para ingresar al mercado, una cifra que superó ampliamente lo que se estimaba, puesto que Cammesa había proyectado unos 1000 MW adicionales de potencia renovable para los próximos meses.

La Secretaría de Energía, a través de la resolución 360, permitió que Camessa habilite la instalación de parques eólicos y solares en nodos de transmisión que, aunque presentan saturación durante los picos de consumo, cuentan con disponibilidad de inyección durante buena parte del día. Si bien las ofertas ya fueron presentadas por parte de las compañías, la asignación de prioridad de despacho está pactada para el 31 de octubre, es decir, nueve días después de las elecciones, por lo cuál se deberá esperar hasta esa fecha a fin de analizar qué es lo que terminará ocurriendo en cuanto a la licitación.

Hasta el momento, para llevar a cabo la ampliación del parque de generación, las compañías generadoras firmaron acuerdos con Cammesa, es decir, la empresa actuó como intermediaria en ese proceso para la habilitación de los diferentes proyectos. Por lo cual, se deberá evaluar qué rol cumplirá la compañía que administra el MEM luego del 10 de diciembre, teniendo en cuenta que algunos candidatos han planteado una modificación en sus funciones y una readecuación de la organización del sistema.

Semáforo rojo 

El proyecto de Ley que crea el Régimen de Gas Natural Licuado y la construcción y puesta en marcha de la segunda etapa del gasoducto Néstor Kirchner son dos iniciativas que podrían demorarse al menos hasta que asuma la próxima administración, si es que no hay una continuidad del gobierno.

En cuanto al proyecto de Ley que crea el Régimen de Gas Natural Licuado y a la construcción y puesta en marcha de la segunda etapa del gasoducto Néstor Kirchner, con el resultado que se obtenga el próximo domingo en las elecciones se corre el riesgo de que estas dos obras se ralenticen al menos hasta que asuma la próxima administración, si es que no hay una continuidad del gobierno.

Si bien la Cámara de Diputados dio media sanción al proyecto de Ley del GNL con 126 votos afirmativos, 7 negativos y 102 abstenciones, aún no hay definición sobre cuándo se votará en el Senado y si habrá lugar para este debate en lo que resta de este año.

En cuanto a la segunda etapa del gasoducto, que abarcará el trayecto Salliqueló (Buenos Aires)- San Jerónimo (Santa Fe), hay incertidumbre respecto a su financiamiento, puesto que a diferencia de lo que ocurrió con la primera etapa del ducto ahora serán los interesados en el proyecto los que deberán aportar el financiamiento en dólares, para una obra que requerirá cerca de US$ 2.000 millones.

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, Loana Tejero

Naturgy BAN, Fundación Global y el Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires iniciaron un ciclo para promover las buenas prácticas de liderazgo inclusivo bajo el nombre de “Ellas Lideran”, en el Barrio Padre Carlos Mugica.

El taller liderado por la actriz y comunicadora Jenny Frank, experta en este tipo de actividades, está dirigido a las mujeres de la comunidad y se lleva adelante en el Centro Comunitario del barrio.

El taller

El curso es gratuito y se llevará a cabo durante 4 jornadas, a través de las cuales las participantes podrán desarrollar sus habilidades expresivas, mejorar su comunicación, identificar emociones y adquirir herramientas a través del teatro y consignas específicas creadas para cada ocasión.

En base a esta iniciativa, Bettina Llapur, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy BAN, afirmó: “Valoramos mucho esta capacitación que estamos llevando a cabo con Fundación Global y el Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires en pos de trabajar para ayudar a concretar el ODS Numero 5 de los Objetivos de Desarrollo Sostenible, de la agenda 2030 de Naciones Unidas, que establece: Lograr la igualdad entre los géneros y empoderar a todas las mujeres y las niñas”.

Asimismo, la ejecutiva agregó: “Estamos convencidos que este objetivo se lograra si todos los actores sociales contribuimos con diferentes acciones, no solo para que la comunidad en su conjunto sea consciente del tema, sino también con acciones concretas que ayuden al desarrollo personal”,

El programa aporta herramientas para el empoderamiento y comunicación, para que las participantes puedan reconocer su identidad y el valor de su trabajo como aporte a la sociedad, promoviendo la participación comunitaria y ayudando a visibilizar el espacio que ocupan en el barrio, para generar un compromiso activo y material con la equidad de género en el lugar.

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, Redaccion EconoJournal

La secretaria de Energía, Flavia Royon, aseguró que resulta imprescindible innovar en los sistemas de distribución para que la transición energética sea completa. “La Smart Grids (redes inteligentes) y el uso de los datos nos van a permitir tener un sistema mucho más resiliente, con mayor eficiencia y confiabilidad, y también una manera diferente de gestionar la energía”, precisó la funcionaria durante el Foro Smart Grids, encuentro del que participaron investigadores, referentes del sector privado y autoridades nacionales que analizaron los desafíos y posibilidades en cuanto a la integración entre la ingeniería eléctrica, las tecnologías de la información y el almacenamiento energético que permiten estas redes

Royon planteó que el ámbito de la energía está cambiando, que existe mucha más generación distribuida, un mundo de mayor electrificación, con un papel cada vez más importante de energías renovables, con usuarios más informados, exigentes y demandantes. En base a esto, aseveró: “Ante esta realidad tenemos que introducir la tecnología y el manejo de datos, desde la generación hasta el consumo”.

El foro

En cuanto a los objetivos del foro, la titular de energía expresó que “la idea es construir una hoja de ruta entre la industria, los entes reguladores, las autoridades provinciales, los gobiernos y las autoridades nacionales para poner el tema de las redes inteligentes en agenda y para transmitir que como política pública este es un tema relevante”.

A su vez, Royon planteó la necesidad de desarrollar capacidad de almacenamiento en el sistema eléctrico. “Tenemos que transitar el camino del almacenamiento porque nos va a permitir un mejor uso de nuestra infraestructura. Hoy tenemos un cuello de botella en nuestras redes de transporte y el almacenamiento es una solución”, precisó.

Diversificación de la matriz energética

La funcionaria dio cuenta de los distintos proyectos que se encuentran en marcha con el objetivo de lograr la diversificación de la matriz energética de la Argentina. Al respecto informó que desde la Secretaría están cerrando la licitación de generación térmica con el desarrollo de energías renovables a fin de que cada punto del país pueda aprovechar sus recursos energéticos.

Además, Royon sostuvo: «Con la licitación de generación térmica lo que buscamos es que con el nuevo panorama de gas que tenemos en la Argentina, se puedan sustituir combustibles líquidos e ir a una matriz cada vez más eficiente de menor costo y de menores emisiones”.

De igual manera, adelantó que está semana sacarán manifestaciones de interés creando el generador en base a almacenamiento y que convocarán en esta resolución a generadores. “Necesitamos desarrollar el almacenamiento en nuestro sistema eléctrico y más aún en Argentina donde conformamos junto con Bolivia y Chile el triángulo del litio. Tenemos el recurso, el mineral crítico para la transición energética, y debemos transitar el camino del almacenamiento porque nos va a permitir un mejor uso de nuestra infraestructura”, aseveró la responsable de Energía.

Royon advirtió que no hay más capacidad de transporte en el sistema de alta tensión, por lo que se ha avanzado en un convenio para impulsar 2500 megawatts en todo el norte grande, que tiene como meta potenciar la generación distribuida. En cuanto a transporte destacó el máster plan de líneas de transporte de alta tensión que aborda cómo debería expandirse el sistema para incorporar más energía renovable y permitir que sea más robusto para atender nuevas demandas e incorporar sectores industriales. Respecto a esta iniciativa remarcó el trabajo mancomunado con el sector privado y el Consejo Federal de la Energía Eléctrica.

En lo referido a renovables, la secretaria de Energía afirmó que desde el gobierno salieron a buscar 600 MW para incorporar a la red y que se recibieron propuestas por 2000 MW. También dijo: «En la MDI de transporte tenemos más de 10 empresas interesadas en cofinanciar junto con el Estado la expansión de los sistemas de transporte de alta tensión en nuestro país”.

Programa Nacional de Etiquetado de Viviendas

Este miércoles también se desarrolló el encuentro “Etiquetado de Viviendas, un proyecto de triple impacto”, que estuvo dedicado al Programa Nacional de Etiquetado de Viviendas (PRONEV), el sistema nacional de etiquetado energético que permite conocer el requerimiento de energía de un hogar por medio de un diagnóstico y la generación de una etiqueta similar a las que se exhiben en los electro y gasodomésticos, a fin de saber el grado de eficiencia energética de una casa.

Royón también participó de este encuentro y consideró que “los temas de eficiencia energética y ahorro son prioritarios. Ya firmamos convenios con ocho provincias. En la actualidad, hay un gran desconocimiento sobre los temas de eficiencia energética, por eso queríamos impulsar este programa”.

Respecto al plan mencionó que este tiene un triple impacto en cuanto a lo ambiental, lo económico y lo social. “Bajando la emisión también disminuimos la emisión de gases. A su vez, a mayor eficiencia baja no sólo la factura del hogar, sino que también es más eficiente todo nuestro sistema. En cuanto al impacto social, este no está sólo en mejorar la calidad de vida del que vive en una vivienda energéticamente eficiente, sino también en la generación de puestos de trabajo”, indicó la funcionaria.

Por último, Royon precisó que este programa representa una oportunidad de desarrollo dentro de este nuevo mundo de la energía. “Es una oportunidad para los nuevos desarrollos inmobiliarios para que el que compre una vivienda sepa realmente, a través de un mecanismo transparente y confiable, de qué eficiencia energética estamos hablando. Es una oportunidad para los gobiernos y para los programas de vivienda pública”, concluyó. 

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, Loana Tejero

El informe mensual, realizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destacó que durante agosto de 2023 la producción del sector presentó una caída del 7% respecto a julio de este año, como consecuencia de la baja de todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos, producto de paradas de planta programados y no programados. La variación interanual cayó un 2%, debido principalmente a una menor producción de los productos finales agroquímicos; mientras que el acumulado del año no manifestó variaciones.

El reporte de la CIQyP® registró que las ventas locales crecieron un 12% respecto a julio, producto de un incremento significativo en las ventas de los productos finales agroquímicos, como así también por el aumento de precios. Respecto a agosto de 2022, se registró una caída del 10%, que afectó a todos los subsectores. Por su parte, el acumulado del año reflejó una caída del 12% respecto al mismo período del año anterior, debido al descenso en todos los subsectores a excepción de los productos finales termoplásticos y básicos inorgánicos. Las empresas manifiestan acumulación de stock ante la baja demanda y adelanto de producción para evitar paradas de planta.

El Informe elaborado por la Cámara mostró que las exportaciones durante agosto crecieron un 6% respecto al mes anterior, favorecida principalmente por los productos finales termoplásticos debido al aumento de demanda del mercado externo. No obstante, se observan caídas tanto en la variación interanual (-22%), como en el acumulado anual (-29%).

Pequeña y mediana industria

La reseña de la CIQyP® destacó que el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), logró incrementar las ventas locales (+4%) y externas (+12%) respecto al mes anterior, producto de ventas puntuales. Las ventas locales caen un 13% en comparación de agosto de 2022 y mantienen un crecimiento acumulado en el año del 11%. La producción cayó en las tres variables analizadas (3% intermensual, 8% interanual y 11% en el acumulado).

Durante agosto 2023, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 37% mayor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 31% en las importaciones y del 24% en las exportaciones.

En este contexto, el reporte mensual de la CIQyP® señala que la capacidad instalada del sector durante agosto tuvo un uso promedio del 64% para los productos básicos e intermedios y del 79% para los productos petroquímicos.

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 agosto del 2023, alcanzaron los 491 millones de dólares, acumulando un total de US$ 3.305 millones en los primeros ocho meses del año.

Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), planteó que “la industria química y petroquímica es clave para la economía del país y en un año tan particular, el sector se encuentra en línea con la situación general de la Industria y sus cadenas de valor. Como ha sido una constante de los últimos meses el mayor desafío es poder acceder a todas las materias primas importadas que el sector necesita para abastecer la demanda”.

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, Loana Tejero

La Cámara de Diputados dio media sanción al proyecto de Ley que crea el Régimen de Gas Natural Licuado (GNL), una iniciativa que tiene como objetivo la licuefacción de gas natural con destino a la exportación a fin de aprovechar el recurso de Vaca Muerta e incrementar las inversiones.

La normativa tiene como meta incrementar la producción de GNL a gran escala, promoviendo la competitividad de su oferta y alentando su expansión, incentivando al desarrollo de toda la cadena de valor del GNL, así como la industria de bienes de capital asociada a ella, con el fin de fomentar el establecimiento de polos productivos y la generación de empleo.

El texto que obtuvo 126 votos afirmativos en Diputados indica que se deberá promover la inversión nacional y extranjera directa para desarrollar la industria del GNL. El objetivo es que la Argentina deje de importar grandes volúmenes de combustibles líquidos para abastecer la demanda local, sobre todo durante el periodo invernal.

En ese sentido, el proyecto de Ley establece que los proyectos deberán contemplar un compromiso de inversión de US$ 1.000 millones o una capacidad mínima de producción instalada de un millón de toneladas de GNL por año (MTPA). En ese sentido, el compromiso de inversión mínima deberá ser alcanzado dentro del plazo máximo de seis años desde la aprobación del proyecto, plazo que podrá ser prorrogado por la Secretaría de Energía.  

Acceso a divisas y estabilidad cambiaria

Los titulares de los proyectos aprobados gozarán, por un plazo de 30 años a partir de la primera exportación enmarcada en el proyecto aprobado, de un monto de libre aplicación de hasta el 50% de las divisas obtenidas en las exportaciones vinculadas al proyecto. Las divisas podrán ser destinadas al pago de capital e intereses de pasivos comerciales por bienes y servicios esenciales para el proyecto y/o la constitución de garantías asociadas a esos pasivos, pasivos financieros con el exterior, y/o utilidades y dividendos que correspondan a balances cerrados y auditados y/o a la repatriación de inversiones directas de no residentes.

Además, quienes posean proyectos tendrán garantía de estabilidad regulatoria que importara la inaplicabilidad de modificaciones futuras a la presente ley, y la inaplicabilidad de normativa reglamentaria y complementaria que altere las disposiciones, en relación a un proyecto aprobado y sus ampliaciones, modificaciones y etapas sucesivas.  En esa línea, las compañías a cargo de las iniciativas de GNL gozarán de una alícuota máxima del Impuesto a las Ganancias de 30%, compensación de quebrantos y deducción de las ganancias de los intereses y las diferencias de cambio originadas por la financiación del proyecto.

Los derechos de exportación serán del cero por ciento cuando los precios internacionales del GNL sean iguales o menores a los US$ 15 por millón de BTU (US$/MMBTU). Se establecerán en un 8% cuando el precio sea igual o mayor a los 20 US$/MMBTU, y si el precio llegara a ser mayor a 15 y menor a 20 US$/MMBTU, se calculará mediante una fórmula.

Autorización de exportación en firme

Los beneficiarios que tengan un proyecto aprobado tendrán derecho a solicitar y obtener una autorización de exportación de carácter firme por los volúmenes proyectados de producción de GNL descriptos en el proyecto por los 365 días del año por un plazo de 30 años, o el plazo menor requerido en la solicitud, desde la puesta en marcha de la planta de GNL. Esto con la condición de que para el transporte del gas natural hasta la planta de licuefacción se utilicen uno o más ductos dedicados operados exclusivamente para el proyecto y aislados del sistema de transporte, y que formen parte del proyecto.  

O podrán solicitar autorización de exportación de carácter firme por los volúmenes proyectados de producción de GNL, descriptos en el proyecto y producidos entre los meses de enero a mayo y de septiembre a diciembre de cada año, también por un plazo de 30 años, con la condición de que esa producción no afecte la capacidad de transporte de gas natural destinada al abastecimiento de la demanda prioritaria.

Las inversiones comprometidas que se efectúen a partir de la aprobación total y entrada en vigor de la normativa deberán alcanzar un mínimo del 15% de contenido nacional, un 30% luego de los 10 años y un 50% hasta los 30 años.

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, Loana Tejero

TGS, una de las dos empresas transportistas de gas, solicitó en las últimas semanas al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) una prórroga por 10 años de sus respectivos contratos de concesión. Así lo confirmaron a EconoJournal fuente gubernamentales y del sector privado. El primer paso de ese proceso implica que el ente regulador debe realizar un informe técnico que determine si la compañía que pertenece a Pampa Energía y al Grupo Sielecki cumplió con los objetivos previstos originalmente en los contratos firmados a principios de los ’90. TGN, la otra transportista, aún no avanzó formalmente en la misma dirección. «Lo está evaluando internamente», respondió una de las fuentes consultadas.

Las concesiones vigente de gas natural (tanto las de transporte como las de distribución) expiran en el año de 2027, pero la Ley del Gas N° 24.076 contempla la posibilidad de que, cuatro años antes de que finalice la licencia, las empresas puedan solicitar una prórroga para despejar el horizonte de mediano y largo plazo y poder llevar adelante inversiones en las redes que vienen operando. Bajo ese paraguas regulatorio, el Enargas, que dirige Osvaldo Pitrau, habilitó formalmente a las empresas para que puedan avanzar con una resolución publicada en agosto de este año.  

El ente regulador apunta a finalizar la confección de ese informe técnico antes del recambio de gobierno previsto para el 10 de diciembre. Es una instancia no vinculante, por lo que la decisión final de extender o no las licencias dependerá de la próxima administración. «Sin embargo, la obtención de una evaluación técnica favorable robustece la posición de la compañía que la obtenga», explicaron en un despacho oficial.

La extensión de las concesiones se explica por la necesidad de dar respuesta al crecimiento de la oferta de gas natural que viene de la mano de la mayor producción de shale que se viene registrando en la formación Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina.   

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, Redaccion EconoJournal

La compañía de capitales argentinos PCR puso en marcha tres nuevos parques eólicos en el país que le demandaron una inversión total de US$ 370 millones. De este modo, la empresa sumó a su operación una potencia de 198 MW de energías renovables. En octubre, PCR comenzó a operar los parques Mataco – San Jorge y Vivoratá en la provincia de Buenos Aires y el tercer parque es San Luis Norte.

En total, la compañía alcanzó la operación de seis parques y una potencia instalada total de 527,4 MW, a través de 130 aerogeneradores que -a su vez- representa el 15% de la generación eólica del país, “con la posibilidad de abastecer de energía eléctrica a un total de 720.000 hogares”, según indicó PCR. Para la construcción de los tres parques se emplearon 813 trabajadores, se utilizaron 9.615 toneladas de cemento y 3.208 toneladas de hierro

Los nuevos parques están vinculados al Sistema Interconectado Nacional que administra Cammesa y toda la generación eólica está contratada por empresas a través del Mater (Mercado a Término) “para el abastecimiento de energía limpia que les permita avanzar en la descarbonización de sus operaciones”. “La puesta en marcha de estos parques eólicos en simultáneo representa un hito único en el mercado de generación renovable en el país y para PCR es un paso destacado en su historia y visión estratégica de crecimiento y desarrollo de sus negocios”, señaló Martín Brandi, CEO de la compañía.

Los nuevos parques

– Mataco-San Jorge: está ubicado en la localidad de Tornquist (cerca de Bahía Blanca) y, a partir de su nueva ampliación, cuenta con 59 aerogeneradores y una potencia de 239,4 MW. De este modo, se convirtió en el más grande de la provincia de Buenos Aires.

– Vivoratá: está ubicado a pocos kilómetros de Mar del Plata y tiene 11 aerogeneradores y una potencia instalada de 49,5 MW.

– San Luis Norte: se construyó en la localidad de Toro Negro (departamento de Belgrano), al norte de la provincia de San Luis. Cuenta con 25 aerogeneradores y una capacidad instalada de 112,5 MW. Este parque eólico es un proyecto realizado en conjunto entre PCR y ArcelorMittal Acindar en una extensión de 1.500 hectáreas. Está prevista la construcción de una etapa adicional de 18 MW de energía solar.

PCR es una empresa de capitales argentinos que tiene más de 100 años en el país. Se especializa en petróleo y gas y en la actualidad alcanza una producción neta de 21.630 barriles equivalente de petróleo por día. También en el sector de energías renovables y en producción de cemento.

Es la compañía privada más antigua de la industria petrolera argentina, con operaciones en Mendoza y La Pampa. Además, es el principal fabricante de cemento en la región patagónica y uno de los grandes jugadores en la generación de energía renovable.

PCR también cuenta con cuatro áreas hidrocarburíferas en Ecuador, donde es la tercera empresa privada de petróleo del país. También está desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.

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, Roberto Bellato

Excelerate Energy anunció este martes la firma de un contrato por 10 años con la compañía Petróleo Brasileiro –Petrobras– para el charteo de su buque regasificador (“FSRU”) Sequoia. A través de los acuerdos de fletamiento y operación que entrarán en vigor el 1 de enero de 2024, Excelerate continuará destinando el Buque Sequoia para proveer servicios de regasificación en Brasil, principalmente desde la Terminal de Regasificación de Bahía (TR-BA) ubicada en Salvador, Estado de Bahía.

En base a esto, Steven Kobos, presidente y CEO de Excelerate, sostuvo que “Brasil es un mercado excelente. Este acuerdo es un paso importante para continuar con los planes de expansión sostenible de nuestra empresa en Sudamérica”.  

Asimismo, el ejecutivo de Excelerate explicó: “Destinar nuestro buque Sequoia por 10 años más permitirá a Excelerate apoyar los esfuerzos de ese país para fortalecer su seguridad energética. Hemos sido un socio confiable de Petrobras por más de una década y estamos comprometidos a mantener esa sociedad para acompañar el camino en la transición energética emprendido por todos los brasileños”.

Regasificación

Desde 2012 Excelerate provee servicios de regasificación en Brasil a través de las terminales de importación de GNL de Petrobras. A la presencia del Sequoia, se suma la del buque Experience de Excelerate, que actualmente presta ese servicio en Brasil.

Desde la compañía precisaron que “mantener una presencia continua en el mercado brasileño es parte fundamental de la estrategia de Excelerate para posicionarse como garante del Sistema energético de ese país, donde la energía renovable intermitente contribuye aproximadamente al 85%”.

A su vez, comunicaron que “este acuerdo refuerza el compromiso de Excelerate Energy para utilizar su flota flexible de buques regasificadores que fortalecen la confiabilidad y la seguridad energética de sus clientes alrededor del mundo”.

El acuerdo expande también la actividad principal de regasificación de la compañía, lo que redunda en mayor previsibilidad en sus ingresos de corto y mediano plazo y sus flujos financieros.

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, Loana Tejero

La Secretaría de Energía que conduce Flavia Royon dispuso a comienzos de septiembre un incremento en la remuneración a las centrales hidráulicas binacionales y a la denominada ‘generación vieja’, tal como se conoce dentro de la jerga eléctrica a las centrales que no tienen un contrato en PPA en dólares firmado con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). Esta nueva suba, oficializada a través de la resolución 750/2023, comenzó a aplicarse a partir de las liquidaciones correspondientes al pasado mes de septiembre. Un estudio de Economía & Energía analizó de manera pormenorizada cómo le fue al segmento en función de esta medida.

A partir de la Resolución 826/2022, durante el último año las remuneraciones a la generación vieja expresaron incrementos de un 10% en diciembre de 2022, de un 25% en febrero de 2023 y de un 28% en agosto de 2023. A estas subas debe sumarse la que rige desde septiembre de esta temporada (de un 23%), como consecuencia de la ya citada Resolución 750/2023. “Medido en pesos, el aumento interanual entre septiembre de 2022 y septiembre de 2023 es de un 116%”, cuantificó el reporte.

Porcentajes equivalentes

En el caso de la generación térmica vieja, la consultora especializada señaló que la remuneración de la potencia garantizada ofrecida verificó una reducción de un 9% interanual entre septiembre de 2022 y el mismo mes de 2023. Mientras que hace un año el megawatt-mes (Mw-mes) se pagó 5.410 dólares para el verano e inverno y u$s 4.057 para el resto de la temporada, ahora esos valores se situaron en u$s 4.929 y u$s 3.696 por Mw-mes, respectivamente.

En la misma proporción, según el relevamiento, la energía eléctrica generada con gas natural pasó de remunerarse u$s 3,6 por megawatt/hora (Mwh) en septiembre de 2022 a abonarse u$s 3,3 en idéntico mes de 2023. La obtenida con gasoil o fuel oil, en tanto, bajó de u$s 6,3 a u$s 5,8 por Mwh en ese preciso lapso.

Notas: (1) Diciembre a febrero. (2) Junio a agosto.(3) Marzo a mayo y septiembre a noviembre. (4) La menor remuneración la perciben las Hidro Grandes con potencia superior a 300 MW y la más baja las Hidro Renovables con potencia inferior a 50 MW. Fuente: Economía & Energía en base a Infoleg.

Con respecto a la oferta hidráulica vieja, los porcentajes resultaron equivalentes a los del rubro térmico. “A partir de septiembre de 2023, la remuneración a la potencia base para la generación hidráulica será de entre u$s 1.355 y u$s 4.066 por Mw-mes, dependiendo de la capacidad de la central”, detalló Economía & Energía.

Vale aclarar que los mayores pagos les correspondieron a las Hidro Grandes con una potencia superior a los 300 Mw, al tiempo que los menores fueron para las Hidro Renovables con una potencia inferior a los 50 Mw.

Por su parte, apuntó el documento, las remuneraciones a la energía generada y operada se ubicaron en US$ 2,9 y US$ 1,1 por Mwh, en cada caso.

En términos reales

Si se toman en cuenta los últimos aumentos instrumentados por el Gobierno, la remuneración a la generación térmica vieja, evaluada en términos reales, se ubicaría un 20% por encima del valor de 2022, aunque un 31% por debajo del pico alcanzado en el año 2018. “Dicha variación contempla tanto la modificación de la remuneración unitaria como la cantidad de energía generada”, especificó Economía & Energía.

Cuando la evaluación se hace en dólares, los pagos al segmento se posicionan un 24% por encima de 2022, pero un 15% por debajo de 2018. Debe acotarse que el tipo de cambio y la inflación considerados para el periodo septiembre-diciembre de 2023 correspondió a una proyección del Banco Central en el pasado mes de agosto.

En el ámbito de la generación hidráulica vieja, por su parte, se observa una caída en términos reales de un 27% con respecto al promedio de 2022 y de un 62% en comparación con el pico de 2019. “Dicha variación considera tanto la modificación de la remuneración unitaria como la cantidad de energía generada”, explicó la consultora.

En dólares, finalmente, la merma fue de un 24% frente a 2022 y de un 48% frente a 2019. “Las variaciones difieren de las estimadas para la generación térmica, dado que las fluctuaciones anuales en la energía generada inciden en la remuneración promedio por Mwh”, completó

De acuerdo con Economía & Energía, en la generación eléctrica de origen térmico las fluctuaciones en los niveles de generación no supusieron una modificación significativa de la remuneración. “En el caso de la generación hidráulica, las diferencias son más significativas, sobre todo a lo largo de los últimos años, cuando se asistió a una importante contracción de la generación de origen hidráulico producto de la sequía”, concluyó.

Variación de la remuneración a la generación térmica vieja

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, Redaccion EconoJournal

Por Dr. Ing. Raúl Bertero (*)

La transición energética implica la incorporación a la matriz energética mundial de una enorme potencia de generación eléctrica de fuentes renovables en los próximos años. Por lo tanto, se requerirá un amplio conjunto de minerales, metales y tierras raras, que no son ni tierras ni necesariamente raras, sino el nombre común de elementos químicos con propiedades electromagnéticas que los hacen indispensables para la fabricación de alta tecnología (figura 1). En este sentido, es necesario resaltar que es imposible pensar una nueva matriz energética libre de carbono y, por lo tanto, comprometida con la disminución del calentamiento global, sin considerar a la actividad minera como un eslabón clave en su desarrollo. En efecto, a escala mundial, el sector minero debería crecer a un ritmo sin precedentes para permitir los cambios tecnológicos necesarios que sustenten un escenario de calentamiento global por debajo de 1,5° (McKinsey, 2022).

Figura 1: Minerales utilizados en tecnologías energéticas limpias seleccionadas. Fuente: IEA (2021).

Gracias a sus recursos en materiales clave (figura 2), la Agentina tiene una gran oportunidad para producir una fracción cada vez mayor de la oferta mundial de minerales para la transición energética, especialmente como proveedora de litio para las baterías de vehículos eléctricos y, sobre todo, de cobre como veremos a continuación.

Figura 2. Recursos de minerales clave para la transición energética existentes en Argentina. Fuente: Key minerales for the energy transition (2023). Secretaría de Minería.

El triángulo del litio, compartido por Bolivia, Argentina y Chile (figura 3), concentra el 60% de los recursos conocidos de ese metal en el mundo. Por su parte, la Argentina posee las segundas reservas mundiales de litio, apenas por detrás de Bolivia, pero es el único de esos tres países con producción automotriz para aprovechar la cadena integral litio, baterías, vehículos eléctricos.

Figura 3. Argentina tiene las segundas reservas mundiales de Litio. Fuente: Martín Perez de Solay, CAETS 2021

La figura 4 muestra los proyectos de litio avanzados y en operación en Argentina ubicados en las provincias de Catamarca, Salta y Jujuy. En la actualidad, hay dos grandes minas de litio en operación en Argentina: el Salar Olaroz en Jujuy y el Salar del Hombre Muerto en Catamarca. Sólo en el Salar de Olaroz existen reservas por 12 millones de toneladas del metal, suficientes para producir baterías de lithium-ion para alrededor de 350 millones de vehículos eléctricos (Martín Pérez de Solay, CEO de Allkem, CAETS 2021).

Fig. 4 Operaciones y proyectos avanzados de litio en Argentina. Fuente: Secretaría de Minería.

La figura 5 muestra el Plan para el Desarrollo Productivo, Industrial y Tecnológico del Ministerio de Economía de Argentina. En ese documento se proyecta producir en el 2030 unas 280.000 toneladas de carbonato de litio equivalente, convirtiendo a la Argentina en el primer productor mundial de este mineral.

Figura 5. Producción global de litio por país (2010-2030) en miles de toneladas de carbonato de litio equivalente. Fuente: Argentina productiva 2030. Plan para el Desarrollo Productivo, Industrial y Tecnológico (2023).

El rol del cobre

A pesar de la importancia del litio, en las proyecciones del Ministerio de Producción y Trabajo no se asigna al litio, sino al cobre, el principal potencial exportador en el año 2030 (7,021 millones de dólares por año para el cobre y 2,425 millones de dólares por año para el litio, figura 6), convirtiendo a Argentina en el 8° productor mundial de cobre en el año 2030 (figura 7). Los principales yacimientos de cobre se ubican en la provincia de San Juan con una producción esperada al año 2030 de unas 793.000 toneladas de mineral.

Figura 6. Proyectos avanzados de cobre en Argentina y exportaciones potenciales según escenario base (2019-2030). Fuente: Catálogo de Proyectos Avanzados de Cobre en la República Argentina (2020) y Cartera de proyectos mineros: Oferta Minera y Potencial de Desarrollo de la Minería Argentina y Evolución en Exploración. Ministerio de Producción y Trabajo (2019).

Figura 7. Producción global de cobre por país en miles de toneladas (2010-2030). Plan para el Desarrollo Productivo, Industrial y Tecnológico. Fuente: Argentina productiva 2030 (2023).

Litio, baterías y autos eléctricos

En relación con el litio, es importante tener en cuenta la cadena de valor desde la fase minera hasta la producción de baterías (figura 8). La exportación del mineral solamente dejaría en el país una proporción muy pequeña de la cadena de valor del litio (apenas el 9%). Sería imprescindible generar las condiciones para incorporar el segmento siguiente, que constituye el de mayor valor agregado de la cadena (40%), y que consiste en la producción nacional del cátodo, el ánodo y electrolito. Esto requiere de varios minerales disponibles en Argentina (figura 2) y contar con profesionales con altas calificaciones, conocimientos tecnológicos y poder de innovación.

Figura 8. Cadena de valor del litio. Fuente: McKinsey & Company, 2023.

En la figura 9 se muestra la cadena de valor del litio y las baterías según distintos niveles posibles de participación de Argentina. La Secretaría de Asuntos Estratégicos proyecta exportaciones de mineral de litio del orden de los 10.500 millones de dólares para el año 2030. Si el país exportara el material activo se alcanzarían los US$ 17.500 millones por año, que podrían llegar a los US$ 30.000 millones por año con la exportación de las celdas combustibles y los US$ 47.000 millones por año con la exportación del pack de baterías.

La necesidad de la industrialización del litio en la Argentina (al menos parcialmente) para su conversión en baterías y autos eléctricos es todavía más evidente cuando se analiza el mercado internacional de autos. En la figura 10 se muestra el pronóstico de ventas de vehículos eléctricos de la IEA para los años 2025 y 2030. Aún en el escenario conservador se prevé la producción de 15 millones de vehículos eléctricos en el 2025 y 25 millones en el 2030.

Figura 9. Cadena de valor del litio y las baterías según distintos niveles posibles de participación de Argentina. Fuente: Secretaría de Asuntos Estratégicos en base a datos de McKinsey (2023).

Contrariamente a los que sostienen que la Argentina debería limitarse a la exportación de materias primas, en el año 2022, el país exportó aproximadamente 320.000 vehículos. De acuerdo con la información del Indec, en ese año el complejo automotor exportó vehículos y autopartes por un valor de US$ 6.860 millones. En la figura 11 se muestra la cantidad de terminales automotrices en el mundo. Argentina y Brasil, con 11 y 17 terminales respectivamente y con una producción integrada, son los únicos países de Sudamérica con producción automotriz.

A partir de la demanda generada por la Transición Energética mundial, la Argentina podría pasar progresivamente de las exportaciones de litio a la producción de baterías y de vehículos eléctricos. Si no lo hiciera, no solamente perdería un mercado mundial de electromovilidad que se le presenta favorable, sino que irremediablemente terminaría cerrando sus fábricas de autos a combustión que irían quedando sin mercado rápidamente.

Figura 10. Pronóstico de ventas de vehículos eléctricos (2020-2030). Fuente: “Global EV Outlook 2021” IEA.

Mediante el establecimiento de condiciones razonables para las empresas en cuanto a la seguridad de sus inversiones y de acceso al flujo de divisas, el país, con sus excepcionales reservas de litio, rodeadas de energía solar de bajo costo, con la capacidad tecnológica de producir baterías y su larga experiencia en la producción de automóviles estaría en condiciones de alcanzar, en asociación con Brasil, el 5% del mercado mundial de vehículos eléctricos. Esto representa una exportación mínima de 1,250,000 vehículos eléctricos en el año 2030, con ingresos por la venta de baterías de litio y vehículos del orden los 17,000 millones de dólares anuales en esa fecha.

*Vicedecano de Facultad de Ingeniería – UBA . Presidente del CEARE- UBA.

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, Redaccion EconoJournal

La Federación de Cámaras Empresariales del sector Energético de Neuquén (Fecene) celebró la aprobación en la Cámara de Diputados de la Nación Argentina de la Ley que promueve la producción de GNL (Gas Natural Licuado) ya que precisaron que la normativa tiene como fin «valorizar el potencial de Vaca Muerta y aumentar la inversión extranjera».

En base a esto, Mauricio Uribe, presidente de Fecene, sostuvo que «el desarrollo de la producción de GNL nos permitirá avanzar como país con la industrialización de nuestros recursos y ampliar nuestra oferta energética al mundo, generando un mayor desarrollo productivo y económico».

Impacto en Neuquén

Respecto al impacto que tendrá la ley en Neuquén por el desarrollo de Vaca Muerta, Uribe planteó que la normativa «permitirá el crecimiento y fortalecimiento de las empresas neuquinas, en el marco de políticas públicas y privadas, donde consideramos vital la ley provincial N° 3.338 “de Fortalecimiento y Desarrollo de la cadena de Valor Neuquina (Coumpre Neuquino)».

Por último,  afirmó que desde la Federación consideran que la producción de GNL es un tema estratégico para nuestro país y que esperan que tenga el mismo tratamiento y resultado en la Cámara de Senadores y luego sea promulgada por el Poder Ejecutivo, convirtiéndose en Ley Nacional.

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, Redaccion EconoJournal

El Gobierno oficializó el Dólar Minero con el objetivo de sumar más reservas e impulsar las exportaciones del sector. Sin embargo, desde la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) advirtieron que la norma deja afuera algunos productos relevantes, como la plata en bruto y el litio.

A través de un comunicado, aseveraron que «es fundamental subrayar que el atraso cambiario afecta a todas las empresas de nuestra industria» y exigieron «por el acceso a un tipo de cambio que sea coherente con el otorgado a otras actividades exportadoras».

Desde la Cámara remarcaron que la minería representa un componente fundamental de la economía nacional, siendo el sexto complejo exportador del país. Y que además es una destacada fuente de divisas, gracias a su constante superávit en la balanza comercial.

Inversiones y acceso al dólar minero

Desde la CAEM precisaron que para continuar con el flujo de inversiones y mantener el ritmo de producción que se viene registrando hasta ahora resulta esencial que este nuevo tipo de cambio sea accesible para todas las exportaciones mineras y no se limite únicamente a una parte de ellas.

También destacaron que «es imprescindible que las SIRAS y SIRASE que se encuentran pendientes sean aprobadas para continuar con los esquemas productivos».

Respecto a los productos mineros que quedaron excluidos de la norma sostuvieron que sería deseable que la medida contemple no solo al litio y la plata en bruto sino también a rocas y minerales industriales como cal, boratos, bentonita, yeso, caliza, diatomita, dolomita, rocas ornamentales yccuarzo.  También, minerales metalíferos tales como zinc, plomo, hierro y cobre ya que todos estos productos representaron un total de US$ 132 millones en exportaciones generadas por las pequeñas y medianas empresas del sector en 2022.

La Cámara afirmó que en las reuniones que mantuvieron con las autoridades  enfatizaron sobre el compromiso de la industria para la pronta liquidación de divisas, manteniendo bajos niveles de stock y agilizando el proceso de exportación de productos comercializables, que durante los primeros meses de este año ha exportado un total de US$ 2.584 millones.

Por último, en el texto expresaron: «Confiamos en que la omisión inicial será corregida, permitiendo a nuestra industria continuar contribuyendo de manera virtuosa a la economía nacional y promoviendo el desarrollo en las provincias, tal como lo ha hecho de manera constante y ejemplar hasta el momento».

Ambientes laborales libres de violencia

A su vez, desde CAEM emitieron otro comunicado para expresar su repudio ante la grave situación de acoso vivida por jóvenes estudiantes en un proyecto minero y brindarle su solidaridad a las denunciantes.

Es por esto que remarcaron la la importancia de tener vigentes -y aplicar adecuadamente- protocolos de actuación que permitan tanto la detección de conductas inadecuadas como la debida acción, con foco en la protección de quien fuese víctima de este tipo de situaciones, en todas las organizaciones.

Desde la Cámara manifestaron: «Que al presente sigan ocurriendo abusos de estas características, demuestra la imperiosa necesidad de reforzar instancias de capacitación, sensibilización y diálogo para desnaturalizar situaciones de violencia y generar conciencia sobre su impacto».

Para finalizar marcaron que la inclusión de la mujer y diversidades en empleos de calidad es un proceso fundamental para construir una sociedad más justa y un mejor futuro. E instaron a todas las empresas a trabajar en este sentido, previniendo que este tipo de hechos sigan ocurriendo, y promoviendo espacios laborales justos, respetuosos y equitativos.

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, Loana Tejero

La Cámara de Diputados dio media sanción el miércoles al proyecto de Ley que crea el Régimen de Gas Natural Licuado (GNL), con 126 votos afirmativos, 7 negativos y 102 abstenciones. Ahora giró al Senado. La iniciativa tiene como meta desarrollar la cadena de valor de la industria y establece un nuevo marco regulatorio para viabilizar la inversión en plantas de licuefacción de GNL y para propiciar el desarrollo tecnológico del sector.

La mayoría de los votos positivos fueron aportados por diputados del Frente de Todos, Provincias Unidas y del Movimiento Popular Nequino (MPN). Los candidatos presidenciales Javier Milei y Myriam Bregman votaron en contra de la normativa y el interbloque de Juntos por el Cambio se abstuvo, salvo por los diputados Aníbal Tortoriello y el neuquino Pablo Cervi, que votaron a favor.

El proyecto de Ley, que había ingresado al Congreso en mayo, plantea que las iniciativas que se presenten tendrán que contar con una inversión mínima de US$ 1000 millones y con una capacidad de producción de un millón de toneladas de Gas Natural Licuado (GNL) por año (MTPA). Además, indica que este compromiso de inversión deberá ser alcanzado dentro del plazo máximo de seis años desde la aprobación del proyecto y podrá ser desarrollados en etapas sucesivas, siempre y cuando la primera etapa contemple el compromiso mínimo de inversión hasta por 10 años.

El objetivo que persigue el régimen de promoción consiste en aprovechar la oportunidad que se le presenta al país a partir del desarrollo de Vaca Muerta e incrementar la producción de GNL a gran escala a fin de que Argentina deje de importar combustibles líquidos durante los picos de consumo que surgen durante el invierno y se convierta así en un país exportador para satisfacer la demanda de la región, y que a futuro pueda ingresar también en otros mercados, además de lograr un impacto positivo en la balanza comercial energética.

Las inversiones comprometidas que se realicen a partir de la aprobación total y entrada en vigor de la normativa deberán tener un mínimo de obligación de integración nacional del 15% en los primeros 10 años, un 30% luego de los 10 años y un 50% hasta los 30 años.

Beneficios

El régimen indica que los titulares de los proyectos contarán con la posibilidad de disponer de un 50% de libre disponibilidad de las divisas obtenidas en las exportaciones vinculadas a la iniciativa y que tendrán estabilidad de la regulación cambiaria vigente a la fecha de publicación de la ley, para el pago de deudas financieras con el exterior.

Las divisas que obtengan podrán ser destinadas al pago de capital e intereses de pasivos comerciales, pasivos financieros con el exterior. Los beneficios serán por un plazo de 30 años a partir de la primera exportación que se realice.

En cuanto a los derechos de exportación, estos serán del cero por ciento cuando los precios internacionales del GNL sean iguales o menores a los US$ 15 por millón de BTU (US$/MMBTU) y se establecerán en un 8% cuando el precio sea igual o mayor a los 20 US$/MMBTU. Si el precio llegara a ser mayor a 15 y menor a 20 US$/MMBTU, se calculará mediante una fórmula polinómica.

Entre otros de los beneficios que recibirán las compañías que impulsen proyectos de GNL figuran la amortización acelerada del Impuesto a las Ganancias sobre las inversiones, la acreditación o devolución del IVA. También, gozarán de una alícuota máxima del Impuesto a las Ganancias de 30%, compensación de quebrantos y deducción de las ganancias de los intereses y las diferencias de cambio originadas por la financiación del proyecto.

Asimismo, tendrán una exención de los derechos de importación y demás tributos cuando no exista producción nacional, no pueda satisfacer a la totalidad de la demanda o no posean las características mínimas requeridas.

Proyectos

La aprobación de la normativa permitiría que se dé comienzo a proyectos de licuefacción que algunas compañías tienen en agenda para poder aprovechar el gas de Vaca Muerta. Entre ellos se encuentra la iniciativa que poseen Excelerate Energy y Transportadora Gas del Sur (TGS) para construir una planta en Bahía Blanca. Pampa Energía y el Grupo Sielecki, accionistas de TGS, planean iniciar con un módulo y medio o dos, lo cual significaría procesar entre seis y ocho millones de m3 de gas por día.

Y también posibilitaría viabilizar el proyecto de exportación de GNL de YPF y malaya Petronas a través de buques metaneros, que demandará una inversión de US$ 10.000 millones en su primera etapa.

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, Loana Tejero

La nueva disparada de los dólares paralelos agudizó los problemas de abastecimiento en el mercado de venta de combustibles que permanece con los precios congelados desde la semana posterior a las PASO. En las últimas horas se multiplicaron las denuncias por falta de gasoil y nafta en La Plata, Mar del Plata, Santa Fe, Entre Ríos, Mendoza, Tucumán, Córdoba, Jujuy, Salta e incluso en algunas estaciones de servicio de Buenos Aires.

La corrida cambiaria llevó la cotización del dólar blue a 1.010 pesos el martes y ya acumula una suba de 26% en lo que va de octubre. La brecha del dólar blue con el dólar mayorista se amplió hasta un 188% al cierre de los mercados de este martes. Al mismo tiempo, la cotización del contado con liquidación (CCL) subió un 8,2% y llegó a 953,5 pesos. En este contexto, las remarcaciones de precios se aceleran, pero como los precios de los combustibles están congeladas la consecuencia es mayores faltantes.

No sólo la disparada del dólar y la consecuente ampliación de la brecha cambiaria pone presión al mercado de combustibles. El precio internacional del barril de crudo Brent, de referencia para la Argentina, se ubica en los US$ 85, mientras que el barril local se comercializa a US$ 56 y, descontando retenciones, se genera una brecha en la paridad de exportación de unos US$ 20 que provoca una mayor distorsión de precios. Cerca del 60% del precio de los combustibles en el país está determinado por el importe del crudo.

Interior

La escasez y venta con cupos en las estaciones de servicio impactó hasta ahora de modo marginal en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), pero en las últimas horas sí se registraron faltantes en Mar del Plata y la ciudad de La Plata. Algunas estaciones de servicio platenses, por ejemplo, dejaron de vender hasta que no se repongan los tanques. En Mar del Plata falta sobre todo nafta súper.

También se suman a esta lista Salta, Jujuy, Santa Fe, Entre Ríos, Mendoza, Tucumán y Córdoba, según las cámaras que nuclean a los estacioneros. Ante la consulta de EconoJournal, las refinadoras como Raizen (Shell), Axion Energy y Trafigura (Puma) e YPF afirmaron que no tienen inconvenientes en el abastecimiento.

Quiebres

El gobierno salió el fin de semana a desmentir que haya “desabastecimiento generalizado” de combustibles. La titular de la Secretaría de Energía, Flavia Royón, reconoció que hay un corrimiento de la demanda hacia YPF porque tiene los combustibles más baratos y “provocó algunos quiebres”, según dijo públicamente.

De todos modos, cada vez son más las localidades y ciudades del interior que registran escasez, sobre todo de nafta súper y gasoil, lo que provoca venta con cupos y quiebres de stocks en estaciones de servicio. Un agravante es que el precio del gasoil mayorista es más caro que el minorista, lo que incentiva un cruce de canales de la demanda mayorista hacia las estaciones de servicio.

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (Cecha) informó en la última semana que “este panorama está generando una creciente inestabilidad en las estaciones de servicio, que por las distorsiones del mercado y ante la existencia de precios dispares, produce un efecto derrame de la demanda de unas estaciones a otras de distinta bandera, llevándonos a un quiebre de stock de esos productos”.

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, Roberto Bellato

Exxon Mobil anunció la adquisición de la perforadora de Pioneer Natural Resources. El monto de la operación, que se terminaría de cerrar formalmente en el primer semestre del año próximo, es de unos 59.500 millones de dólares, lo que equivale a 253 dólares por acción.

«Las capacidades combinadas de nuestras dos empresas proporcionarán una creación de valor a largo plazo muy superior a lo que cualquiera de ellas es capaz de hacer por sí sola. Y lo que es más importante, al combinar nuestras empresas, aunamos las mejores prácticas medioambientales para reducir nuestra huella ecológica y acelerar el plan de emisiones netas cero de Pioneer de 2050 a 2035», indicó Darren Woods, consejero delegado de Exxon Mobil, en un comunicado.

Por su parte, el consejero delegado de Pioneer, Scott Sheffield, señaló que la nueva empresa «estará mejor posicionada para el éxito a largo plazo gracias a un tamaño y una escala que abarcan todo el mundo y ofrecen diversidad a través de productos y exposición a toda la cadena de valor de la energía».

La operación anunciada por Exxon es su adquisición más grande desde que compró Mobil hace dos décadas. De hecho, la fusión entre Exxon y Mobil a finales de 1990 se valoró en unos 80.000 millones de dólares y la compra de XTO Energy en 2009 fue por unos 36.000 millones de dólares.

Impacto en la formación Permian

La unión de Exxon y Pioneer junta a dos de los mayores propietarios de tierras en la formación Permian de Texas y Nuevo México, convirtiendo a Exxon, con diferencia, en el mayor productor de petróleo de esa zona, por delante de Chevron y ConocoPhillips.

Las más de 343.000 hectáreas (850.000 acres) netas de Pioneer en la cuenca de Midland se combinarán con las 230.670 hectáreas (570.000 acres) netas de Exxon en la cuenca de Midland y Delaware. “Sus terrenos de primer nivel son bastante contiguos, lo que ofrece más oportunidades de desplegar nuestra tecnología, alcanzando eficiencia operativa y de capital, además de incrementar la producción de forma significativa”, dijo sobre Pioneer el director general de Exxon Mobil, Darren Woods, en un comunicado preparado.

La compañía tendrá el equivalente unos 16.000 millones de barriles de crudo en la formación Permian. La adquisición de Pioneer le da a Exxon más tierras productoras de petróleo ya establecidas con las que poder aumentar la producción cuando sea necesario, en lugar de arriesgar dinero en el desarrollo de áreas no probadas.

Las explotaciones en esa región supusieron el 18% de la producción de gas natural en Estados Unidos el año pasado, según la Administración de Información sobre Energía de Estados Unidos. Es la segunda mayor región productora de gas de Estados Unidos detrás de Apalaches.

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, Redaccion EconoJournal

El crecimiento de la producción de gas no convencional en Vaca Muerta trae aparejado un incremento en la disponibilidad de líquidos potencialmente obtenibles. Pese a las dificultades del contexto, las empresas líderes del sector de líquidos están ejecutando inversiones para incrementar la capacidad de procesamiento y fraccionamiento de propano, butano y otras sustancias. El momento es más que propicio: aparecen nuevas oportunidades dentro de la región para la exportación de gas licuado de petróleo (GLP).

El potencial para la producción de líquidos en Vaca Muerta es bien conocido en la industria. El gas no convencional es un gas rico en butano, propano, etano y gasolina natural. El gas natural puede ser procesado para separar estos líquidos del metano.

Al procesar el shale gas se puede obtener hasta el triple de líquidos que con el gas convencional a igual volumen de gas. Los rendimientos en líquidos suelen ser del 20% de la masa molar del shale gas, con casos registrados de más del 30%, según la procedencia del recurso.

El rendimiento es tal que, con el actual incremento de la producción de gas no convencional, la disponibilidad de líquidos es enorme, lo que impulsa la posibilidad de aprovechar el butano y el propano para producir y exportar mucho más GLP. «Las compañías en términos simples plantean que se puede duplicar la producción de GLP en Argentina«, aseguró a EconoJournal el ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, Juan José Carbajales.

Mayor producción de líquidos

Algunas de las principales compañías que operan en el segmento de líquidos como Compañía MEGA y Transportadora Gas del Sur (TGS) ya están incrementando sus capacidades para aprovechar la oportunidad.

Compañía MEGA actualmente procesa cerca de 40 millones de m3 diarios de gas natural en su planta de separadora en Loma La Lata, Neuquén. Del procesamiento obtiene unos cinco millones de m3 diarios de líquidos que luego son transportados a través de un poliducto de 600 km de longitud a su planta fraccionadora en Bahía Blanca. Allí separa los líquidos en etano, propano, butano y gasolina para su posterior venta al mercado interno o exportación por barco. MEGA produce cerca de 1,4 millones de toneladas anuales de líquidos, de las cuales unas 770.000 toneladas son GLP (butano y propano).

La compañía ya está realizando obras de ampliación en su planta de fraccionamiento de Bahía Blanca para incrementar la producción de líquidos en un 20%. La obra consiste centralmente en la instalación de un nuevo tren de fraccionamiento que estaría listo en 2025. Con ese tren elevaría la producción de 4700 a 5600 toneladas de líquidos por día.

Planta fraccionadora de Mega en Bahía Blanca.

En cuanto a TGS, la otra compañía líder en el segmento de líquidos, está ejecutando un plan de inversiones de US$ 250 millones de dólares en Tratayén para construir dos plantas modulares de acondicionamiento de gas que pueden ser modificadas para el procesamiento del gas y separación de propano y butano si eventualmente el cliente o productor lo necesita. Esta previsto que las plantas ingresen en operación en 2024. Esta producción debería complementarse con inversiones para el transporte de los líquidos hasta el Complejo General Cerri, en Bahía Blanca, para su fraccionamiento y exportación.

“Las plantas que compramos tienen la particularidad de poder convertirse en procesamiento con muy poco dinero. Un módulo de 6,6 millones de metros cúbicos (m3) por día tiene un costo de unos US$ 130 millones”, había revelado el CEO de TGS, Oscar Sardi, en el Midstream Day de EconoJournal. TGS el año pasado produjo 1,1 millones de toneladas de líquidos en General Cerri.

El mercado regional del GLP

Argentina ya es un exportador de líquidos, centralmente de GLP. Las exportaciones de gas de petróleo, otros hidrocarburos gaseosos y energía eléctrica totalizaron unos US$ 1369 millones en 2022 según datos del Indec. Pero con el crecimiento de Vaca Muerta existe la oportunidad de incrementar la producción y exportación de GLP dentro de la región. Algunas variables en Chile y Bolivia invitan a pensar en una mayor penetración del producto argentino en Sudamérica.

Chile importa de Estados Unidos y Argentina aproximadamente el 80% del GLP que se vende en su mercado. El 80% de los hogares del país lo usa y su demanda puede llegar hasta a triplicarse en el invierno. Pero hay una franja nada menor de la población que utiliza leña para la cocción y calefacción de sus hogares, un consumo que preocupa a las autoridades por su alto impacto ambiental. Por ese motivo el gobierno de Gabriel Boric intenta impulsar el consumo de GLP como sustituto.

La infraestructura de exportación podría ser una de las claves para impulsar las exportaciones a Chile. “Si uno tuviera un propanoducto para llevar GLP sería mucho más fácil que hacerlo en camión y atravesando la cordillera o por barco”, argumentó Carbajales.

Otra variable que puede incrementar las exportaciones de GLP en la región es la caída de la producción de gas en Bolivia. Ocurre que el gas natural que exporta a la Argentina y Brasil es antes procesado en las plantas de separación de líquidos de Carlos Villegas, en Tarija, y Río Grande en Santa Cruz, respectivamente. Pero en el cálculo de construcción de estas plantas estaba previsto una extensión de los contratos de exportación de gas, una perspectiva que entró en crisis por el declino de la producción boliviana y el cese previsto de las importaciones desde Argentina. El riesgo es que las plantas separadoras queden con capacidad ociosa o sin gas. Bolivia exporta una parte de su producción de GLP.

Cómo potenciar la exportación

Despejada cualquier duda sobre la disponibilidad de líquidos, la pregunta central es cómo potenciar su exportación. Como ocurre con el gas natural y el petróleo, Carbajales apunta que la regulación argentina también le da prioridad al GLP para el abastecimiento del mercado interno primero y luego la posibilidad de exportar los excedentes.

La clave para destrabar las exportaciones pasa por permitir la contractualización de volúmenes firmes y por plazos anuales o plurianuales. «Las autorizaciones de exportación son mensuales, en el mejor de los casos por temporada, pero no son anuales ni mucho menos plurianuales. Esto lo estamos viendo tanto en el gas natural como en el proyecto de ley de GNL, cómo pasar de exportaciones acotadas en cuanto a plazos a esquemas que permitan a los productores tener mejores chances de celebrar contratos y ampliar mercados”, explicó el director de la consultora Paspartú.

Industrialización

El abanico de posibilidades de industrialización de los líquidos obtenidos del gas es amplio. Una posibilidad subexplotada es utilizar el propano para obtener propileno, un polímero de amplios usos en diversas industrias.

Un método para producir el propileno es mediante el proceso de des hidrogenización del propano (PDH). «La deshidrogenización del propano actualmente no existe en el país. Pero hay propano suficiente para industrializarlo«, apuntó el gerente de una compañía con conocimiento del sector líquidos consultado por este medio.

Otro aspecto es el gas asociado en la producción de crudo no convencional. «Hay más gas asociado en el shale oil que en el petróleo convencional. El LPG del petróleo sería mejor separarlo en el punto de origen (en Vaca Muerta) porque para las refinerías separarlo es un problema», apuntó el gerente consultado.

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, Nicolás Deza

Alonger es una empresa que se ha consolidado en proyectos relacionados con el control preventivo de los ambientes de trabajo. La compañía cuenta con más de 13 años de trayectoria y brinda un soporte integral y a medida con servicios profesionales destinados a satisfacer las demandas de los sectores de mantenimiento, ingeniería e higiene y seguridad en el trabajo (HST).

En la actualidad, la empresa se encuentra culminando el proyecto de construcción “Base de Operaciones Neuquén”, en el Parque Industrial de Neuquén y, según informaron, desde allí se logrará robustecer las ventas de los servicios actuales y dirigir los esfuerzos tendientes a la diversificación de clientes.

La empresa

Alonger cuenta con certificación “Proveedor Neuquino”. Inició sus actividades en Neuquén Capital en 2009. Pluspetrol, ExxonMobil, Phoenix Global Resources, YPF, Total Energies; Halliburon, Weatherford, Tenaris, Calfrac, DLS Archer, San Antonio Internacional, Aggreko, Oldelval, entre otros, son algunos de los clientes a los que la compañía les diseña y otorga soluciones técnicas en respuesta a entornos desafiantes como los que enfrenta la actualidad.

Servicios

Entre los servicios de la compañía se destaca la posibilidad de llevar a cabo todas las funciones de un departamento de seguridad e higiene en el trabajo en forma externa, suministrar profesionales que logren incrementar la dotación de HST de una organización, o proveer el desarrollo de actividades puntuales que contribuyan a la gestión HST de los departamentos internos de ingeniería, mantenimiento y HST.

Servicios específicos de seguridad e higiene en el trabajo

El objetivo que persigue Alonger consiste en dar un amplio servicio de cobertura a las necesidades en materia de SHT de sus clientes para consolidar sus necesidades en un solo proveedor de servicios SHT.

Cuenta con profesionales propios y alianzas con profesionales independientes especializados en distintas temáticas relacionadas directa o indirectamente con SHT, como así también alianzas con laboratorios de análisis parámetros ambientales reconocidos. Los SHTe son:

Estudio de Iluminación en ambientes de trabajo. Res. SRT N°84/12.

Estudio de Ruido Laboral en ambientes de trabajo. Res. SRT N°85/12.

Estudio Continuidad de las masas, medición de puesta a tierra y prueba disyuntor. Res. SRT N°900/15.

Auditoria de instalación eléctrica de unidades habitacionales (Trailers) o bases de operaciones. Conforme Ley 19587/72 y Reglamento de la Asociación Electrotécnica Argentina AEA 90364.

Estudios Ergonómicos. Res. SRT N°886/15, Res. MTESS N°295/03.

Estudios de Ventilación en ambiente laboral

Estudio de Carga/Stress térmico laboral.

Estudios sobre Calidad del agua, Calidad del aire, Emisiones gaseosas.

Servicios profesionales de seguridad eléctrica

La propuesta de la empresa es llevar a adelante tareas de soporte a los sectores de mantenimiento de cada organización, con el enfoque preventivo y bajo el estricto cumplimiento de normativa legal vigente en cuestiones de seguridad eléctrica. Los servicios propuestos tienen como objetivo principal asegurar el adecuado diseño y funcionamiento de la instalación eléctrica de las instalaciones, garantizar la seguridad de las personas y reducir los riesgos eléctricos que pueden derivar en accidentes laborales, perdidas o daño de las instalaciones.

Mediciones PAT, Continuidad de las masas y prueba funcionamiento disyuntores según Res. SRT 900/15 (protocolo + informe). En bases operaciones y/o equipos en campo.

Auditoría de instalación eléctrica de bases de operaciones, plantas, locaciones, trailers. Certificación de aptitud. Diagrama unifilar.

Análisis e informe termográfico de tableros eléctricos.

Análisis e informe de resistencia de aislación (megado de cables).

Medición y verificación del sistema de protección contra descargas atmosféricas (pararrayos).

Provisión de tableros eléctricos armados según necesidad.

Servicio de asistencia en seguridad e higiene en el trabajo

Este servicio propone dar soporte a los departamentos internos de SHT ya constituidos de organizaciones y que por algún motivo consideren necesario incrementar la dotación de SHT para llevar adelante las actividades y funciones propias del departamento.  Se provee profesionales SHT calificados según necesidad y requisitos del cliente.

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, Loana Tejero

De las 27 pymes productoras de biodiesel del país, 20 ya pararon sus plantas en septiembre y las restantes operan a un 10% o 20% de su capacidad por el aumento de los costos y el congelamiento del precio regulado que rige desde agosto. Las pymes utilizan como materia prima el aceite de soja y el producto final es el biodiesel que se mezcla con el gasoil que se vende en todo el país. Diversas fuentes del sector señalaron a EconoJournal que la totalidad de las empresas dejará de producir por completo en noviembre si no hay respuesta a sus reclamos.

La crisis del biodiesel está inserta en el escenario de faltante de gasoil, sobre todo en las provincias del NOA y NEA. En las últimos días, las tres cámaras que agrupan a las pymes de biodiesel, CEPREB, CASFER y CAPBA, le enviaron una carta a la secretaria de Energía, Flavia Royón, donde advierten que, si no hay una respuesta urgente, el sector, que emplea a 2.000 trabajadores directos y 8.000 indirectos, quedará totalmente paralizado.

“Estamos produciendo por debajo del punto de equilibrio, hoy estamos operando a pérdida”, le contó Federico Martelli, director Ejecutivo de la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB), a EconoJournal. El directivo explicó que necesitan medidas urgentes para volver a operar y evitar el desabastecimiento de los combustibles.

Reclamos

El sector reclama que se resuelvan tres demandas centrales para retornar la producción:

El cobro de las primas excesivas de las principales aceiteras como Cofco, Bunge, Dreyfus, Aceitera General Dehesa (AGD), Cargill, ADM, Molinos, Agricultores Federados Argentinos (AFA) y Viterra a las pymes de biodiesel para adquirir el aceite de soja. “La Ley de Biocombustibles 27.640 establece que el Estado tiene que velar por la provisión del aceite de soja a precio de mercado razonable, que es igual al precio de paridad de exportación más los costos locales”, explicó el directivo de Cepreb. Una cerealera exporta a un precio de alrededor de US$ 1.000 dólares la tonelada de aceite de soja. Con el descuento de 31% de retenciones, termina recibiendo US$ 700 por cada tonelada vendida al exterior. Pero en el mercado local, las principales aceiteras les venden a las 27 pymes, que muchas veces tienen sus plantas a 50 o 100 kilómetros de los establecimientos de acopio de las grandes aceiteras, a un precio de US$ 940 por cada tonelada. La prima que le cobran las aceiteras a las pymes de biodiesel siempre fue más cara y se ubicó en un 10% o 15% que el precio de exportación. Ahora ese monto es de más del 30% y el impacto a las productoras de biodiesel pone en jaque su producción. “Estamos pagando nuestra materia prima más de lo que corresponde. Hay un abuso de posición dominante por parte de las grandes cerealeras exportadoras”, afirmó Martelli.

Precio y cobro a tiempo. Las pymes reclaman que la cartera energética aumente el precio regulado del biodiesel. La suba podría ser de 15%, aunque si se resuelven los otros puntos estarían dispuestas a prescindir del aumento, explicaron desde el sector. El 23 de agosto, un día después de las PASO, se actualizó el precio de adquisición de biodiesel por última vez e implicó una suba de 20%, justo después de la devaluación. Hoy la tonelada está $ 434.006 y desde ese momento está congelado. Es relevante porque es un producto que se mezcla de manera obligatoria con el gasoil en un 7,5%, según la regulación, aunque las pymes productoras aseguran que, en los hechos, termina siendo de 5%.

Las pymes compran el aceite de soja al tipo de cambio oficial, pero cuando venden el biodiesel a las petroleras lo hacen en pesos a 40 días. “Por ejemplo, si un productor le vende hoy a una petrolera que necesita adquirir biodiesel para mezclarlo con el gasoil, la pyme lo cobra recién el 20 de noviembre en pesos y al valor de hoy 9 de octubre”, explicó Martelli e EconoJournal. “Cobramos a 40 días en pesos, pero tenemos que volver a comprar aceite de soja. Las aceiteras nos van a cobrar en dólares. Es una descapitalización del sector”, explicó. “Le pedimos a la Secretaría de Energía que publique una resolución para que las petroleras nos paguen a las 24 horas”, remarcó Martelli.

“Entendemos que en este contexto el Ministerio de Economía necesite pisar precios para combatir la inflación, pero no el de las pymes de biodiesel. Le estamos pidiendo a la Secretaría de Energía que corrija estos tres puntos o al menos alguno cuanto antes”, finalizó el directivo de Cepreb.

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, Roberto Bellato