ecojournal.com.ar

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

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

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

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

El programa  

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

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

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

Un trabajo con propósito

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

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

Las fechas de la gira

14/08 al 24/08 Bahía Blanca

22/08 al 31/08 Tucumán

28/08 al 07/09 Córdoba

4/09 al 19/09 Mendoza

4/09 al 14/09 San Juan

11/09 al 03/10 Neuquén

11/09 al 03/10 Comodoro Rivadavia

18/09 al 28/09 Santa Fé

25/09 al 05/10 Mar del Plata

09/10 al 24/10 Rosario

09/10 al 24/10 San Nicolás

17/10 al 26/10 La Plata

17/10 al 31/10 Salta

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

La entrada El Grupo Techint incorporará a 400 jóvenes profesionales y pasantes se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

Operaciones responsables, offshore, y el rol de YPF

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

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

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

Infraestructura, GNL y minerales estratégicos

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

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

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

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

La entrada Llega una nueva edición de AmCham Energy Forum se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

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

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

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

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

La entrada La devaluación y a la inestabilidad financiera complican la ejecución de tres proyectos críticos de infraestructura energética se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

Barril criollo

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

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

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

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

Retenciones

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

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

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

Decreto 277

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

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

Programa

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

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

La entrada Letra chica del acuerdo de Massa con petroleras: barril criollo a US$ 56, retenciones diferidas y promesa de dólares en noviembre se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

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

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

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

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

Informe preliminar

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

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

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

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

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

Sospecha de sabotaje

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

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

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

La entrada Apagón masivo en Brasil: aún se desconocen las causas que dejaron a millones de usuarios sin luz se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolás Deza

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

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

La iniciativa

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

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

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

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

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

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

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

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

Entre Ríos 1102 y Humberto 1º – Comuna 1

Av. Córdoba 2733/35 – Comuna 2

Av. Vélez Sarsfield 522 y Cortejarena – Comuna 4

Av. Rivadavia 10984 y Murguiondo – Comuna 10

Y a partir de septiembre, en:

Av. Eva Perón 3668 – Comuna 7

Av. Lacarra 1729 – Comuna 8

Av. Piedrabuena 4611 – Comuna 8

La entrada Puma Energy y la Secretaría de Ambiente de CABA firmaron un acuerdo para impulsar una buena gestión del Aceite Vegetal Usado se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

Pequeña y Mediana Industria Química

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

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

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

En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante junio del 2023, alcanzaron los 433 millones de dólares, acumulando un total de USD 2.365 millones en el primer semestre del año.

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

La entrada La producción de la industria química y petroquímica cayó un 10% en junio se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

La compañía

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

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

La entrada BVS participará del congreso Segurinfo Chile 2023 se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

Reacción privada

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

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

A la baja

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

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

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

La entrada Combustibles: se espera suba de YPF y prevén que el petróleo Medanito caerá por debajo de 60 dólares se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

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

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

Precio y Vaca Muerta

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

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

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

La entrada Oilstone ganó la licitación para exportar gas a la petrolera estatal de Uruguay se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

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

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

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

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

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

Razones

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

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

La entrada Por la devaluación, petroleras definan un aumento inminente del precio de los combustibles se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

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

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

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

Proyecto de expansión

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

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

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

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

Proyecciones

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

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

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

La entrada Alpat diseñó un plan de inversión de u$s 250 millones para sumarse al sector del litio se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

Proyectos con demora

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

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

Una oportunidad minera

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

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

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

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

La entrada El plan de Allkem para triplicar su producción de carbonato de litio en los próximos tres años se publicó primero en EconoJournal.

, Sol Mansilla

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

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

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

Equipo Melconian

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

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

Independientes

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

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

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

La entrada Iguacel, el equipo de Melconian y un grupo de asesores independientes, la avanzada de Bullrich en el área energética se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

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

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

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

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

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

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

Figueroa y una garantía para Vaca Muerta

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

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

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

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

La estrategia de neutralidad

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

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

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

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

Por qué Milei

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

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

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

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

La entrada Neuquén y el segundo “reseteo”: el triunfo de Milei y la lectura de Rolando Figueroa se publicó primero en EconoJournal.

, Andrea Durán

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

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

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

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

Exportaciones en firme

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

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

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

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

Alberto Fernández junto al presidente de Bolivia Luis Arce.

Declino

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

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

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

La entrada Bolivia proyecta una caída de 33% de sus exportaciones de gas en 2023 debido al declino de la producción se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolás Deza

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

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

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

Datos relevantes

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

Además, Aconcagua Energía destacó para el segundo trimestre:

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

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

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

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

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

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

La entrada Aconcagua Energía incrementó la producción de gas y petróleo en el segundo trimestre se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

¿Quién es Rodríguez Chirillo?

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

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

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

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

El plan

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

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

Petróleo y combustibles líquidos

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

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

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

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

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

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

Producción y distribución de energía eléctrica

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Producción y Exportación de gas natural licuado (GNL)

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Exclusivo: el asesor energético de Javier Milei cuenta cuáles son los puntos clave de la reforma que prepara se publicó primero en EconoJournal.

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

Metalfor y la exportación

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

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

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

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

La entrada Cómo se posiciona Argentina en exportación de maquinaria agrícola se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

Cuenca del Golfo San Jorge

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

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

Triunfo de Milei

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

La entrada Vidal se impuso en el bastión del kirchnerismo y será el nuevo gobernador de Santa Cruz se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

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

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

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

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

Neuquén

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

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

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

Chubut

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

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

Santa Cruz

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

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

La entrada Milei se hizo fuerte en el enclave hidrocarburífero y ganó en las tres principales provincias petroleras se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

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

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

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

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

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

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

La entrada Por las altas temperaturas en invierno, sobra gas, petroleras cierran pozos, se derrumban los precios y Enarsa cancela barcos de GNL se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

Acuerdo país-país

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

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

La entrada “El litio no es un commodity porque cada empresa le da un valor agregado diferente” se publicó primero en EconoJournal.

, Sol Mansilla

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

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

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

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

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

Coincidencia política

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

Aumentos en electricidad

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

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

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

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

, Roberto Bellato

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

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

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

Foto: Daniela Damelio.

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

Pasos a seguir

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

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

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

Nuevos proyectos

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

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

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

Foto: Daniela Damelio.

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

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

Construcción del gasoducto

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

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

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

Modelos

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

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

La entrada Techint y Tecpetrol detallaron los pasos a seguir para continuar con el desarrollo de proyectos de transporte en Vaca Muerta se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

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

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

Equipo de perforación

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

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

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

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

Plan de inversión

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

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

La entrada Aconcagua Energía sumó un equipo de perforación y lanzó una campaña de pozos en Río Negro se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

Impronta innovadora

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

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

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

Éxito técnico

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

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

Soluciones sustentables

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

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

Vinculación con el Estado

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

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

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

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

La entrada La importancia de innovar y articular esfuerzos para ganar mercados en un entorno cada vez más competitivo se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

Nuevas tecnologías

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

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

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

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

¿Cuál es el escenario actual?

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

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

Proyecciones a futuro

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

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

Importación de equipos

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

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

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

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

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

Provisión de recursos

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

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

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

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

Sustentabilidad

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

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

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

La entrada Empresas de servicios petroleros detallaron los próximos pasos en la agenda de completación y estimulación hidráulica se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

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

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

Proyectos

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

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

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

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

La entrada Milicic estará presente en el Seminario internacional: Litio en la región de Sudamérica se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

Objetivos

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

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

La entrada Cómo el modelo de Toyota permitió optimizar los procesos de producción en Vaca Muerta se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

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

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

La mirada de los productores

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

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

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

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

Cadena de valor estresada

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

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

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

Construcción, tecnología y arena

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

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

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

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

La entrada Cuáles son los mensajes centrales de los productores de hidrocarburos para la cadena de valor de la industria se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

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

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

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

La iniciativa

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

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

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

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

La entrada PAE, Tenaris, Techint Ingeniería y Construcción, Honeywell y CGC impulsan un programa de pasantías internacionales se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

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

El préstamo chino

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

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

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

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

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

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

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

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

Sin vías en condiciones

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

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

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

Detalles del Tren Norpatagónico

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

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

Construcción de 77 km de vías nuevas

Desvío acceso a Puerto Galván, 15 km.

En total, 845 km

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

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

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

La entrada Pese a que aún no cuenta con financiamiento específico, inician un nuevo proyecto ferroviario en Vaca Muerta se publicó primero en EconoJournal.

, Jorgelina Reyente

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

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

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

El potencial de la industria del litio

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

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

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

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

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

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

La entrada «Necesitamos reglas de juego que promuevan la industrialización del litio en el país» se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

*Por Javier Constanzó.

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

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

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

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

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

Contexto de la convocatoria

A la fecha, según lo informado por CAMMESA:

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

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

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

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

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

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

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

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

Aspectos relevantes de la Convocatoria TerConf

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

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

Proyectos alcanzados

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

Renglones que incluye la Convocatoria TerCONF

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

Renglón 1

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

El renglón 1 está conformado a su vez por:

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

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

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

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

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

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

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

Renglón 2

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

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

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

Provisión de combustible y Heat Rate

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

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

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

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

Características del PPA

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

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

Plazos relevantes del PPA

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

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

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

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

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

Remuneración de la potencia

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

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

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

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

COD y esquema de pagos

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

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

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

Otros aspectos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Fortalezas y debilidades de la TerConf, la ambiciosa licitación que lanzó Cammesa para incorporar hasta 3000 MW térmicos se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

Los sonidos del silencio

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

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

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

La entrada De la reivindicación del congelamiento y la licuación tarifaria al ajuste fondomonetarista sin escalas se publicó primero en EconoJournal.

, Fernando Krakowiak

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

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

Decreto

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

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

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

Actividad

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

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

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

La entrada Reclaman al gobierno que reglamente la exención del impuesto PAIS para importaciones de la industria energética se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

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

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

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

Sugerencias:

Para calefacción

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

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

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

No utilizar artefactos de calefacción para secar prendas.

Usar ropa abrigada dentro de la casa.

Para agua caliente

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

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

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

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

Al ducharse, hacerlo en un tiempo razonable.

Para cocción

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

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

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

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

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

El piloto

Mantener el piloto encendido sólo cuando se usan los artefactos.

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

La entrada ¿Cómo lograr un consumo responsable y seguro del gas natural en nuestros hogares? se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

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

Encuentro de Sostenibilidad

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

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

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

Para conocer el programa e inscribirse ingresar a este link.

La entrada Llega una nueva edición del Encuentro de Sostenibilidad organizado por APLA se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

*Por Alejandro D´Onofrio.

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

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

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

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

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

Producción de litio

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

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

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

Inversiones

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

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

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

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

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

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

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

La entrada La industria del litio en Argentina: un reservorio de clase mundial con un gran futuro se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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

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

Exploratoria

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

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

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

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

¿Un deal posible?

Uno de los grandes obstáculos que atentan contra un potencial traspaso de los activos es el timing del proceso. ExxonMobil es una de las operadoras con más cantidad de acreaje en Vaca Muerta. Desde ese punto de vista, su eventual salida podría convertirse en una de las pocas entradas que quedan para ingresar (o ampliar participación) en el play no convencional de la cuenca Neuquina, dado que la mayoría de los bloques en Vaca Muerta ya se encuentran adjudicaos.

El problema que advirtieron las fuentes consultadas es que, a priori, parece difícil que las propuestas económicas de los interesados coincidan con los montos que pretende ExxonMobil según la valuación que figuran en los libros de la compañía. Más cuando para salir del país, la petrolera norteamericana aspira a recibir, como es lógico, un pago en dólares en una cuenta en el exterior. Un directivo de una petrolera local lo puso en estos términos: “Realizar un deployment (desarrollo) de más de entre 500 y 1000 millones de dólares, como muy probablemente requeriría una operación como esta, es muy complicado en esta coyuntura, justo en medio de un calendario electoral y todavía con una reorganización incierta de la macroeconomía”.

La clave es conocer cuánto dinero quiere cobrar ExxonMobil por los bloques en Vaca Muerta. Su participación accionaria en Oldelval no parece tener tanto valor en sí misma, dado que la empresa contrató sólo una pequeña capacidad de transporte en el open season realizado a fines de 2022.

Puerta de entrada

Según publicó el diario Río Negro, que adelantó el interés de ExxonMobil de reducir su presencia en la Argentina, la petrolera cuenta con 7 áreas (opera cinco de ellas) que suman en total 1.284 kilómetros cuadrados. Bajo del Choique – La Invernada, ubicado en la ventana de petróleo, es uno de los campos más atractivos. Allí ExxonMobil tiene en carpeta la conexión de un oleoducto para conectar el yacimiento a la red de Oldelval. En la ventana de gas, la empresa posee un 54,5% de Sierra Chata, un campo operado por Pampa Energía con excelentes resultados de producción. También posee participaciones en Los Toldos 2 Oeste, Los Toldos 1 Sur con Tecpetrol y GyP como socios; Pampa de las Yeguas 1, en donde el 50% del activo es de YPF; y Parva Negra Este y Loma del Molle.

En 2020, la empresa anunció que los bloques en Vaca Muerta no integraban su portafolio de activos estratégicos, como Permiam y Guyana, donde ExxonMobil apunta a producir más de 1 millón de barriles por día de crudo. La empresa estadounidense acaba de pagar cerca de US$ 5000 millones por una compañía de storage (almacenamiento) de energía y algunos medios periodísticos sostienen que aspira a quedarse con Pioneer, uno de los petroleras más exitosas en el desarrollo no convencional, en una megatransacción que, de concretarse, podría superar los US$ 40.000 millones.

“En un país con una economía ordenada, Exxon podría pedir el equivalente a un desarrollo masivo en Vaca Muerta, o sea, más de US$ 2000 millones. Pero en la Argentina, con el altísimo nivel de incertidumbre, parece imposible que alguien esté dispuesto a pagar siquiera la mitad de eso, al menos en los próximos meses. Tal vez alguna empresa internacional que quiera ampliar su exposición en Vaca Muerta”, analizó un alto directivo de otra petrolera, aunque otra fuente indicó que Exxon podría aceptar un rate off (revaluación a la baja) incluso mayor si la operación se realiza rápidamente y garantiza una salida limpia de la Argentina. En cualquier caso, en algunas semanas, cuando se presenten las ofertas no vinculantes, el panorama empezará a quedar más claro.

La entrada ExxonMobil contrató al banco Jefferies para vender sus activos en Vaca Muerta y espera las primeras ofertas a fines de agosto se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

Los inventarios de petróleo crudo en Estados Unidos registraron una caída semanal récord de 17,05 millones de barriles, informó este miércoles la Administración de Información Energética (EIA). Con esta contracción semanal, la más grande registrada en la historia del organismo, los inventarios de crudo quedaron en su nivel más bajo desde enero. El llamativo dato no movió demasiado la aguja de los precios en la jornada del miércoles, que cerraron levemente a la baja pero que mantienen la recuperación de los últimos meses sobre la expectativa de una buena demanda mundial de crudo para el resto del año.

El precio del WTI cerró el martes en US$ 79,49 por barril, contra un precio de apertura de US$ 82,24. El barril escaló un 11,22% en los últimos tres meses. Por otro lado, el precio del Brent subió un 10,73% en el mismo período y cotiza a US$ 83 por barril.

Por otro lado, la producción estimada de crudo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) retrocedió nuevamente en julio, reflejando el nuevo recorte voluntario de producción anunciado por Arabia Saudita en la última cumbre de los países exportadores.

Los recortes coinciden con mejores datos económicos y perspectivas de demanda levemente al alza para el resto del 2023. El banco Goldman Sachs estimó que la demanda mundial de petróleo aumentó a 102,8 millones de bpd en julio y revisó al alza la demanda de 2023 en unos 550.000 bpd sobre la base de mayores estimaciones de crecimiento en la India y EE.UU. que compensan una rebaja del consumo en China.

Inventarios y producción

El último reporte de inventarios de crudo y combustibles del EIA indica que en la semana finalizada el 28 de julio los inventarios de petróleo crudo totalizaron en 786 millones de barriles, con una caída de 17,05 millones. Esto incluye a los barriles de la Reserva Estratégica de Petróleo, que se mantuvo sin cambios, con 346,8 millones de barriles contabilizados.

Los inventarios de crudo de EE.UU. perdieron 17 millones de barriles en una semana.

En cuanto a los productos refinados, las reservas de destilados (gasoil) cayeron 0,8 millones de barriles en la semana para terminar en 117,2 millones. Los inventarios de naftas retrocedieron en 1,4 millones de barriles (219 millones).

Los inventarios totales de crudos y productos refinados registraron una caída semanal de 10,4 millones y finalizaron en 1612 millones de barriles.

La producción de crudo contabilizada fue de 12.200.000 barriles diarios, sin cambios respecto a la semana anterior y apenas 100.000 barriles por encima de la producción de la misma semana del 2022. En lo que va del 2023 el pico de producción aconteció en la semana finalizada el 30 junio, con 12.400.000 bpd. El EIA pronostica una producción nacional de 12,56 millones de bpd en 2023 frente a una producción diaria de 11,89 millones en 2022 y mayor que el récord histórico de 12,32 millones en 2019.

Recompra de barriles en pausa

Por otro lado, el recorte de producción de Arabia Saudita y el reciente aumento de precios también alteró el plan de compra de barriles para volver a llenar la Reserva Estratégica de Petróleo. El Departamento de Energía canceló su oferta de compra de 6 millones de barriles.

El gobierno estadounidense ordenó el año pasado liberar hasta 180 millones de barriles de crudo de su reserva estratégica, que se encuentra cerca de sus mínimos históricos. A fines de 2022 informó que comenzaría a comprar crudo para reponerla cuando los precios cayeran a alrededor de US$ 70 por barril.

No obstante, el gobierno retiró la oferta de compra realizada a principios de julio, cuando los precios estaban dentro del rango deseado de $67 a $72 por barril. La oferta era por crudo agrio, con mayor contenido de azufre y que tiene a Arabia Saudita como un importante productor.

OPEP+

La producción de la OPEP+ retrocedió en 900.000 barriles por día en julio y totalizó unos 27,79 millones de bpd en el mes, de acuerdo con un relevamiento de la agencia Bloomberg.

Arabia Saudita cumplió con gran parte del recorte adicional de un millón de barriles por día para julio. Este recorte será extendido en agosto y se espera que en los próximos días se anuncie una extensión para septiembre. La nación árabe produjo un promedio de 9,15 millones de bpd el mes pasado.

Por otro lado, las exportaciones de crudo de Rusia cayeron a tres millones de barriles diarios, su menor nivel en siete meses. Rusia venía incumplimiento sistemáticamente las reducciones comprometidas en el esquema OPEP+ pero los datos de geolocalización de tanqueros reflejan una menor actividad exportadora.

El comité de monitoreo de la OPEP+ realizará una reunión virtual el próximo viernes. La próxima junta ministerial esta pautada para noviembre.

La entrada Los inventarios de petróleo en EE.UU. registraron una caída semanal récord, pero los precios se mantuvieron estables se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolás Deza

EconoJournal organizará el próximo martes 8 de agosto una nueva edición del Supplier Day, que busca visibilizar la agenda de la amplia cadena de valor de la industria de energía. Participarán referentes de los distintos segmentos que integran el entorno de servicios y proveedores de insumos del sector: directivos de compañías de servicios de pozo (perforación y completación), proveedores de herramientas y tecnología, representantes de la industria metalmecánica y líderes de empresas productoras de hidrocarburos en Vaca Muerta. El evento tendrá lugar en el Hotel Meliá en el centro de la ciudad de Buenos Aires a partir de las 9 AM y se podrá seguir en vivo por el canal de YouTube de EconoJournal y el resto de las plataformas del medio.

Si bien las implicancias que se desprenden de operar en una coyuntura tan complicada como la actual —signada por restricciones para importar equipamiento y repuestos o pagar servicios en dólares contratados en el exterior— surgirán, casi de forma natural, en el devenir de los paneles del evento, el eje transversal sobre el que pivoteará esta edición del Supplier Day girará en torno a la apuesta por la innovación en la cadena de valor de la industria.

Las empresas de servicios son parte importante de los avances en captura de eficiencia y productividad que se registraron en los últimos cinco años en Vaca Muerta por medio de la incorporación de tecnología y optimización de procesos que se concretaron en un escenario económico que estuvo lejos de ser el ideal.

En esa clave, el programa indagará sobre distintas temáticas, entre los que figuran:
a) las apuestas tecnológicas que implementaron las empresas proveedoras para ganar en eficiencia.
b) cuál es la capacidad de contratación real que existe en el mercado para llevar adelante proyectos de infraestructura tanto en upstream como midstream de hidrocarburos y qué áreas es necesario reforzar.
c) cómo generar entornos de mayor sinergia con el sector público e incluso dentro del sector privado, con mejores vasos comunicantes entre empresas operadoras y de servicios.
d) cuál es el diagnóstico que trazan en materia de Supply Chain las grandes jugadores del sector.
e) qué rol pueden jugar empresas de ingeniería y referentes metalmecánicos en la agenda de transición energética, desarrollando soluciones para reducir el nivel de emisiones contaminantes.
f) qué oportunidades reales existen para que proveedores locales puedan internacionalizar o regionalizar su porfolio de servicios e insumos. ¿El desarrollo de Vaca Muerta pueda servir de plataforma para que empresas argentinas coloquen sus insumos en Norteamérica u otros mercados? ¿Existe un camino inverso a partir de la sustitución de importaciones?

Grilla de speakers

La apertura del evento se realizará a las 9 AM con un panel a cargo de Guillermo Murphy (Tecpetrol) y Nicolás Scalzo (Pluspetrol) quienes expondrán acerca de cuáles son los mensajes centrales para la cadena de valor de la industria.

El siguiente panel estará abocado a los servicios de pozo. Allí se debatirá a sobre los próximos pasos en la agenda de completación y estimulación y sobre el camino inverso: el no convencional como una puerta a la exportación de servicios. Participarán Diego Martínez (Weatherford), Fernando Rearte (Halliburton) Cristian Cerne (ProShale) e Ignacio El Idd (AESA).

Asimismo, habrá un panel destinado a la articulación Público-privada, y el desarrollo de proveedores desde la óptica del Estado. Este bloque estará a cargo de Diego Manfio (SIMA), Pablo Fiscaletti (QM) y Eduardo Borri (Bertotto).

A su turno, José Ferreiro (Techint Ingeniería y Construcción), Federico Gayoso (Transeparation), Gonzalo Arribere (Hidrofrac) y Gonzalo Cicilio (Andreani) analizarán si la cadena de valor está preparada para acompañar los proyectos de infraestructura. En ese sentido, debatirán sobre el rol de la logística y los nuevos players.

Por último, la atención se centrará también en los servicios de pozo con foco en la perforación, como uno de los cuellos de botella hacia adelante. Allí, los protagonistas de este panel serán Gerardo Molinaro (DLS), Carlos Etcheverry (Texproil) y Ezequiel Cufré, de la Cámara del Golfo San Jorge, quiénes debatirán sobre cómo optimizar la eficiencia y expondrán sobre las empresas regionales como un vector de optimización.

La entrada Supplier Day: referentes de la cadena de valor de energía debatirán sobre la coyuntura y la apuesta por la innovación en la segmento de servicios e insumos se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

Shell (que comercializa la brasilera Raizen), Axion (PAE) y Puma (Trafigura) aumentaron un 4,5% los combustibles este 1° de agosto. YPF, que concentra el 60% de las ventas, aumentará este miércoles también el mismo porcentaje en promedio en todo el país. La suba en los surtidores que se viene efectuando mensualmente fue acordado entre el gobierno y las empresas del sector. Pero un nuevo incremento del 15,2% del bioetanol, que se mezcla con las naftas y que autorizó la Secretaría de Energía para este miércoles, fue criticada por las compañías refinadoras.

La suba mensual de los combustibles corresponde a un acuerdo del Poder Ejecutivo con las petroleras. Pero, según fuentes del sector consultadas por EconoJournal, tuvo que ver también por el aumento del bioetanol que autorizó la Secretaría de Energía el 17 de julio. Mediante la resolución 588/2023, la cartera que dirige Flavia Royón autorizó un incremento de 4,4% del bioetanol de caña de azúcar y maíz. Ahora, habrá otra suba del precio del etanol que le vuelve a poner presión a los surtidores.

PASO

Un dato no menor es que el ministro de Economía, Sergio Massa, intenta no frenar el aumento de los combustibles en pleno proceso electoral, como sí ocurrió en otras oportunidades. No es habitual que a dos semanas de una votación nacional un gobierno le dé el visto bueno a un aumento de los combustibles, más allá que la suba sea menor a la inflación. Parecería que el objetivo del titular del Palacio de Hacienda es llevar el precio en los surtidores en un sendero que, si bien está por debajo del IPC del INDEC, se mueva todos los meses.

Bioetanol

Por la Ley 27.640, las naftas se mezclan en un 12% con el bioetanol para al mercado interno. El precio de adquisición de este producto elaborado a base de maíz o de caña de azúcar está regulado por la Secretaría de Energía. El litro para ambos casos pasó a valer $ 172,7, pero este miércoles aumentó a $ 199. Los productores de etanol estiman que el aumento de los volúmenes de etanol en el mercado interno reemplaza parte de las importaciones de combustibles, algo que promueve el propio Massa. Incluso la cartera de Royón abrió el proceso para ampliar en 25% el cupo para el mercado local.

Según cálculos que hacen en el sector petrolero, mientras la nafta de YPF aumentó 429,6% de junio de 2019 a este miércoles (incluyendo la suba de 4,5%), el gobierno autorizó aumento del precio del bioetanol en un 813%. De este modo, explican las mismas fuentes, el litro de nafta súper de YPF en la estación de servicio Libertador y Tagle (CABA) tenía un precio de $ 42,60 en junio de 2019, desde este miércoles costará $ 225,61. En el mismo período, el litro de bioetanol de maíz pasó de $ 21,801 a $ 199,059.

La entrada Combustibles: petroleras aumentaron un 4,5% los precios en surtidor, pero criticaron una suba del bioetanol autorizada por el gobierno se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

El Centro de Implementación de Políticas Públicas para la Equidad y el Crecimiento (CIPPEC) y la Red Argentina de Profesionales para la Política Exterior (REDAPPE) desarrollaron la Mesa de Diálogo Intersectorial Región Patagonia: Consolidar la Política Exterior para Potenciar el Desarrollo Local, un espacio de intercambio y debate que tuvo como eje central las propuestas de políticas de desarrollo energético, así como el impulso del comercio exterior en la región. Este encuentro regional tuvo como objetivo encarar un diálogo intersectorial e intergeneracional para intercambiar y debatir políticas.  

Argentina cuenta con uno de los reservorios de hidrocarburos no convencionales más grandes del mundo en Vaca Muerta y un nutrido clúster empresarial de industrialización de hidrocarburos, incluyendo desarrollos para el transporte, como es la industria del gas natural comprimido (GNC). Sin embargo, la historia reciente muestra que no ha podido garantizar el acceso a la energía de forma abundante y a precios competitivos. Además, los incentivos que moldean las decisiones del sector responden más a problemas de orden macroeconómicos y distributivos, y no a prioridades de desarrollo del sector.

Al mismo tiempo, alcanzar los objetivos de la transición a los que Argentina adhiere y que tiene como objetivo último la neutralidad de emisiones al año 2050 significa un enorme desafío, en particular para el sector energético, teniendo en cuenta que el 85% de la matriz energética la explica el uso de hidrocarburos (Oil&Gas). En ese contexto, la transición implicará un proceso de electrificación y, en simultáneo, un proceso de descarbonización profunda que modificará los procesos productivos, los modos de transporte y la forma que se genera y consume la energía en el futuro próximo.

Por este motivo, se desarrolló el encuentro que estuvo enmarcado en la iniciativa “40 años de democracia. Consensos y prioridades de las juventudes y la dirigencia política” que estas organizaciones llevan adelante con el apoyo de Unión Europea y contó con la presencia del jefe de Gabinete, Sebastián González, y del ministro de Producción e Industria de Neuquén, Facundo López Raggi.

El encuentro

Representantes de organismos públicos y privados participaron del evento en el que se abordaron los desafíos y oportunidades de la región que permiten generar una agenda de desarrollo en común.

Según informaron “CIPPEC promovió un debate sobre desarrollo energético sostenible, enmarcado en la  necesidad de llevar adelante políticas específicas para poder avanzar en este gran potencial que tiene  Patagonia y todo el país, en un contexto en el que el desarrollo de los recursos que posee la región podría, además, jugar un rol mucho más preponderante en la transición energética nacional y de otros  países de la región como sustituto de combustibles más caros o de mayores emisiones de gases de  efecto invernadero”.

En este sentido, detallaron que la Think tank “propone trabajar en lineamientos para potenciar la matriz energética con objetivos claros para aumentar la oferta y su diversificación en línea con la transición energética”. Desde CIPPEC se propone aportar elementos técnicos y lineamientos que contribuyan a una Política Nacional de Energía que busque consolidar el desarrollo del sector a través de:

1. Señales de precios claras que orienten la toma de decisiones de inversión empresarial y consumo de los hogares.

2. La focalización de recursos en contexto de restricción fiscal priorizando la accesibilidad energética a los consumidores vulnerables de la mano de una tarifa social.

3. La articulación entre niveles de gobierno para mejorar la coordinación regulatoria con las agencias provinciales, que permitan encontrar soluciones a las inequidades regionales y unifiquen la planificación de la estructura energética tanto de gas como en electricidad.

4. Desafíos de infraestructura, identificando los cuellos de botella de infraestructura, como su dependencia en los fondos públicos.

5. La generación de incentivos a la competencia e innovación que garanticen la transición a una economía neutral de emisiones, pero al menor costo para los consumidores.

Política exterior

En el espacio de Política Exterior se evaluarán líneas de acción para potenciar la inserción de las provincias en el plano internacional y el impulso a las exportaciones como ejes fundamentales de un desarrollo económico equilibrado.

En base a esto, Lucila Norry, coordinadora de Asuntos Nacionales de REDAPPE, destacó que «la mesa regional nos permitió trabajar en conjunto con actores de todos los sectores, conocer sus posiciones y reflexionar sobre los aportes que podemos hacer desde la sociedad civil para trabajar en una política exterior que incluya los intereses de la Patagonia, destacando la importancia de los recursos naturales y de la economía patagónica para el desarrollo nacional».

Sobre el proyecto “40 años de democracia. Consensos y prioridades de las juventudes y la dirigencia política”

El proyecto cuenta con cinco ejes fundamentales de desafíos de las políticas públicas, que son: educación, matriz productiva, pobreza, transición verde justa y política exterior. Durante 2022 se realizó la primera etapa de diagnóstico a través del intercambio en foros virtuales y la consulta a juventudes. De este proceso se desprenden las prioridades que se debatirán desde una perspectiva local en el transcurso del 2023. Las conclusiones pueden leerse aquí.

La mesa regional de Patagonia es el quinto de estos encuentros (el primero fue el del Nordeste; el segundo, el de la Región Centro; el tercero, el de NOA y; el cuarto, en la región Cuyo), en los que se abordaron distintos desafíos de la democracia argentina en las vísperas de la celebración de los 40 años de democracia ininterrumpida.

La entrada CIPPEC y REDAPPE desarrollaron un espacio de debate sobre propuestas de políticas de desarrollo energético se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Los impuestos sobre los combustibles cobraron relevancia en los últimos años dentro del set de herramientas estatales destinadas a gestionar el impacto de la suba de los precios internacionales del crudo sobre las naftas y el gasoil. Con distintos criterios, varios gobiernos en Latinoamérica aliviaron el componente impositivo para evitar mayores aumentos de precios. Chile y Brasil optaron por este camino, pero con la relativa estabilización de los precios internacionales de los hidrocarburos comenzaron a normalizar el cobro de impuestos sobre los combustibles. No es el caso de Argentina, que mantiene desactualizado el cobro del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2) por tercer año consecutivo y con una pérdida para el Estado que acumula unos 3600 millones de dólares en dos años y medio.

La salida de la pandemia y la crisis energética agravada por la invasión rusa en Ucrania configuraron un escenario de incrementos en los precios de las commodities y de los bienes y servicios. La inflación volvió a emerger en economías desarrolladas y emergentes como una problemática central. En Chile el IPC aumentó un 12,8% en 2022, la suba de precios anual más alta en 30 años. En Brasil el IPCA registró un acumulado de 10,06% en 2021, el dato anual más alto desde 2003.

En respuesta, los bancos centrales elevaron las tasas de interés para enfriar la demanda doméstica. Al mismo tiempo, los gobiernos accionaron con política fiscal para limitar los aumentos en los combustibles. Los resultados son auspiciosos: el Banco Central de Chile espera que el IPC cierre en 2023 en un rango de entre 4 y 4,5%, mientras que el relevamiento de expectativas del Banco del Brasil señala que el mercado espera que el IPCA termine en un 4,9% anual en 2023.

Con la espalda que otorgan estos resultados, la semana pasada el banco central chileno comenzó a revertir la política de tasas altas, mientras que se anticipa una decisión similar este miércoles por parte del banco central brasileño.

Costos fiscales

En concreto, Chile y Brasil modificaron distintos impuestos para aliviar la carga impositiva sobre los combustibles y limitando las subas.

El gobierno de Gabriel Boric en Chile modificó varias veces el Mecanismo De Estabilización De Precios De Los Combustibles (Mepco), con un costo fiscal estimado en US$ 2172 millones acumulados hasta julio.

En Brasil, el gobierno del ex presidente Jair Bolsonaro suspendió el cobro de impuestos federales sobre los combustibles. El presupuesto 2023 aprobado en diciembre calculó en 52.900 millones de reales (US$ 11.193 millones) el costo fiscal para la Unión de sostener esas suspensiones durante todo el 2023.

Con la reciente moderación de los precios del crudo y de los combustibles, ambos países están incrementando nuevamente la recaudación impositiva sobre los combustibles. En cambio, Argentina sigue sin actualizar el cobro del Impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y dióxido de carbono, que se mantiene sin cambios desde 2021. La consultora Economía & Energía estimó que el Estado se perdió de recaudar US$ 480 millones en 2021, US$ 1.800 millones en todo 2022, US$ 585 millones en el primer trimestre de 2023 y una cifra similar en el segundo trimestre por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según la normativa.

Otra diferencia sustancial está en los precios en el surtidor. Argentina figura en el puesto 30 en el ranking de precios de las naftas en dólares que elabora Global Petrol Prices. En Brasil, el mayor productor de crudo de Latinoamérica, el precio de la nafta se ubica en el 64° lugar. La nafta en Chile, un importador neto de crudo, se ubica en el puesto 116. El ranking lo encabeza Venezuela con la nafta más barata del mundo, a un precio de 0,004 dólares por litro.

Mecanismo chileno de estabilización

La tendencia alcista en el precio de los combustibles que marcó el 2022 comenzó a revertirse este año, con implicancias significativas para las arcas del Estado chileno, que busca revertir unos US$ 2000 millones en subsidios indirectos destinados a automovilistas y transportistas en el último tiempo a través del Mecanismo de Estabilización de Precios de los Combustibles.

Creado por ley en 2014, el Mepco tiene como función estabilizar los precios de venta internos de naftas, gasoil, GLP y GNC (estos últimos de consumo vehicular) frente a las fluctuaciones internacionales.

Los combustibles en Chile están sujetos a dos tipos de impuesto: IVA e Impuesto Específico a los Combustibles (IEC). El IEC posee un componente base y otro variable, donde a través de este último opera el Mepco. De esta manera, cuando hay un alza en los precios, el mecanismo entrega un subsidio, a través de una disminución en el IEC. En cambio, recauda a través de un aumento en el IEC cuando hay una baja en los precios.

La ley original establecía un límite fiscal anual para el Mepco de US$ 500 millones, que se mantuvo inalterado hasta el estallido de la guerra en Ucrania, que volatilizó los precios del crudo y combustibles. El gobierno fue incrementando el límite mediante sucesivas leyes, llegando a un máximo de US$ 3000 millones el año pasado (casi un punto del PBI). Pero con la última modificación de la ley en el mes de diciembre el límite fue reducido a US$ 1500 millones. También se estableció que los precios de los combustibles ya no serán ajustados semanalmente sino cada tres semanas, generando precios más estables y mejorando así la recaudación.

Actualmente el Mepco se encuentra en una posición de recaudación. Un informe reciente del Centro CLAPES de la Universidad Católica de Chile señala que entre enero y junio de este año el Estado recaudó unos US$ 475 millones como consecuencia del descenso de los precios de los combustibles. Desde su inicio en 2014 el subsidio neto acumulado es de US$ 2.172 millones al mes de julio, explicado por las fuertes subas de precios del 2022, año en el que registró un pico histórico de casi US$ 2.800 millones.

Estos ingresos resignados, que constituyen un subsidio indirecto a los automovilistas y transportistas, abren la pregunta sobre cuánto tiempo demorará el Mepco en retornar a la posición de neutralidad fiscal que registró hasta el 2022.

Descongelan impuestos federales en Brasil

En lo que respecta al Brasil, el gobierno de Lula da Silva esta volviendo a cobrar algunos impuestos federales sobre los combustibles que Bolsonaro suspendió el año pasado.

Bolsonaro redujo a cero el cobro de dos impuestos federales (PIS y COFINS) sobre las naftas y el etanol. También redujo a cero el impuesto CIDE sobre la importación y venta minorista de naftas, gasoil y otros combustibles.

El gobierno estimó en el presupuesto 2023 que el mantenimiento de estas extensiones tendría un costo fiscal de 52.900 millones de reales para este año. La renuncia de ingresos se estima en 34.300 millones de reales por la reducción del PIS/COFINS y CIDE sobre la nafta, el etanol y el gas vehicular, y en 18.600 millones por la reducción de PIS/COFINS sobre gasoil, biodiesel, licuados gas y queroseno de aviación. El Estado volvió a cobrar parcialmente estos impuestos a partir de julio.

Adicionalmente, el gobierno aprobó otra ley para limitar las alícuotas del Impuesto a la Circulación de Mercancías y Servicios (ICMS) sobre los combustibles. La ley complementaria 194 declaró bienes y servicios esenciales a los combustibles, la energía eléctrica, las comunicaciones y el transporte en colectivo, otorgándole al gobierno federal facultades para limitar las alícuotas del ICMS sobre ese universo de productos y servicios. En concreto, vetó a los estados la posibilidad de cobrar alícuotas superiores al 17%, afectando la recaudación de los estados y generando reclamos de los gobernadores.

El peso de las reducciones tanto de impuestos como en los precios de los hidrocarburos y combustibles no puede ser soslayado. Excluyendo del cálculo de la inflación los ítems de naftas y electricidad, el IPCA hubiera cerrado 2022 con un incremento anual de 9,56% y no de 5,79%. El cálculo fue realizado por el analista del Instituto Brasileño de Geografía y Estadística (IBGE), André Filipe Guedes, quien señaló que la reducción de los precios de la nafta y la electricidad ayudó a contener la inflación el año pasado.

La entrada Impuestos a los combustibles: Chile y Brasil normalizan la cobranza mientras que Argentina sigue sin actualizar el ICL se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolás Deza

La Secretaría de Energía lanzó el viernes una convocatoria nacional e internacional para tratar de sumar 3000 megawatt (MW) de potencia térmica al sistema interconectado. La principal novedad es que el pliego establece que los oferentes respaldarán el cumplimiento de sus las obligaciones mediante el pago de una Garantía de Mantenimiento de Oferta, que se establece en función de la potencia comprometida, y luego un pago mensual por mantenimiento de adjudicación que la empresa podrá recuperar si cumple con los tiempos de construcción. Es la primera vez que el Estado recurre a un instrumento de estas características específicas.

Si bien se espera que participen al menos 10 oferentes, a priori los principales candidatos del concurso son Central Puerto e YPF Luz, según coincidieron distintas fuentes privadas consultadas por EconoJournal.

Los candidatos

Como la zona central a reforzar es el Área Metropolitana de Buenos Aires, aquellas empresas que tienen mayor presencia en ese nodo tienen mayores chances de ganar. Cammesa, la compañía mixta que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), elaboró un mapa del país en el que los nodos eléctricos a repotenciar están marcados en cinco colores diferentes: rojo, amarillo, verde, celes y gris. Los puntos rojos son los que tendrán prioridad a la hora de adjudicar los proyectos presentados. Sólo en la región del AMBA figuran más de 40 nodos en ese color.

El mapa con los nodos de transmisión que elaboró Cammesa.

Central Puerto —un holding que tiene como accionistas a Guillermo Reca, Eduardo Escasany y Claudio Pérès Moore, entre otros— controla tres centrales en la periferia de la Ciudad de Buenos Aires: las usinas Nuevo Puerto y Puerto Nuevo en la costanera norte y Central Costanera en el sur, las cuales podría reforzar, adquirida a Enel en febrero de este año. Como consecuencia, cuenta con sinergias naturales y una estructura competitiva para ser un número puesto a la hora de la enumerar a los principales candidatos a adjudicarse proyectos de ampliación en el área metropolitana.

Central Puerto cuenta en stock, además, con una turbina de gas de General Electric (GE) de 350 MW de potencia que fue adquirida hace varios años para instalar en un proyecto en el litoral que nunca se concretó. La empresa apunta a instalarla en algún sitio en el GBA, incluso podría ser en Central Costanera, donde aspira a reemplazar la mayor cantidad posible de máquinas turbovapor ineficientes que tienen décadas en actividad (algunas tienen un consumo cercano a las 7500 kilocalorías, tres veces más que la medida de un equipo nuevo).

Otros nombres

Otro empresa que seguramente será agresiva en la región del AMBA será YPF Luz, subsidiaria de la petrolera controlada por el Estado y de General Electric, que en marzo de este año desembarcó en la Central Dock Sud al ejercer su derecho de preferencia para adquirir la participación que la italiana Enel tenía en el activo. La compañía que dirige Martín Mandarano trabaja en un proyecto para ampliar la capacidad de generación en Dock Sud, donde podría instalar al menos otros 200 MW de potencia. De hecho, fuentes privadas indicaron que YPF Luz fue uno de los impulsores de la inclusión en el pliego licitatorio del renglón 1.0 que promociona la repotenciación de los ciclos combinados que se construyeron en los ’90 y precisan de grandes mantenimientos para seguir en actividad. La empresa también evalúa proyectos tanto en la costa atlántica como en Neuquén, donde es uno de los grandes productores de gas del país.

En la lista de generadoras que están trabajando contrarreloj para presentar ofertas también figuran Pampa Energía, MSU Energy y Albanesi. No está clara la participación de Genneia y AES, más enfocados en el segmento de energías renovables. Además, se especula que algunos nuevos jugadores como el Grupo Vila Manzano, propietario de Hidroeléctrica Ameghino, y Pecom, entre otros, que podrían sumarse al concurso.

Lo que aún no está claro es qué van a hacer algunos productores de gas que evaluaban participar de la convocatoria. Durante el proceso de redacción del pliego en la Secretaría de Energía, se especuló con la posibilidad de habilitar que el suministro de gas para las nuevas centrales de generación vuelva a estar en cabeza de los privados (en los últimos 15 años el suministro de combustibles estuvo a cargo de Cammesa, salvo por un breve lapso entre 2017 y 2019). Era un planteo de algunas petroleras para poder tener un destino para su producción de gas en momentos del años en que estacionalmente la demanda del fluido es baja. Pero finalmente no se incluyó esa alternativa en el pliego, por lo que el abastecimiento de gas seguirá monopolizado por Cammesa. Habrá que ver si productores como Tecpetrol, Pluspetrol, Pampa, Pan American Energy (PAE) y la propia YPF, todas con algún tipo de expertise y trayectoria en el negocio de generación eléctrica, deciden presentar proyectos en la zona de Vaca Muerta. La Secretaría de Energía no le asignó prioridad a esos nodos —por lo tanto, no ponderarán positivamente a la hora de evaluar los proyectos—, pero aún así tal vez alguna petrolera presente proyectos de generación en Neuquén.

Usina Nuevo Puerto, la «catedral de la electricidad».

¿Pedidos de prórroga?

El pliego establece que las empresas interesadas deberán presentar sus ofertas el 31 de agosto próximo. Es decir, los privados tendrán sólo 30 días para elaborar sus propuestas técnico-económicas. Uno de los inconvenientes para las compañías es que la búsqueda de financiamiento para los proyectos, además de estar seriamente limitado por la crisis económica que enfrenta al país, coincidirá con el avance de la agenda electoral, que seguramente meterá aún más ruido en la agenda cambiaria. A raíz de eso, algunos privados evalúan la posibilidad de presentar en los próximos días pedidos de prórroga para presentar sus ofertas.

El pliego prevé, a su vez, que la adjudicación de los emprendimientos se concretará el próximos 10 de diciembre, es decir, en forma simultánea con el cambio de gobierno. Por eso, es probable que la adjudicación y la firma definitiva de los contratos con Cammesa quedará para la próxima administración.

La licitación contempla dos renglones, aunque el primero se subdivide en cuatro:

Renglón 1: “Generación Térmica para confiabilidad y abastecimiento del SADI”:

1.1. Repotenciación de cierres de ciclo,

1.2. Mejora de confiabilidad de abastecimiento en áreas críticas

1.3. Mejora de eficiencia y de reserva regional

1.4. Mejora de confiabilidad de abastecimiento del MEM

Renglón 2: “Generación Térmica para reemplazar, modernizar y eficientizar el parque de Tierra del Fuego”.

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

Las garantías

Las garantías incorporadas son el instrumento que encontró el gobierno para que no le pase lo mismo que ocurrió en las licitaciones del Renovar durante la gestión de Mauricio Macri, cuando se pusieron garantías o cauciones que luego no fue posible cobrar. Lo que buscan evitar es que vuelva a haber empresas que se presenten a la convocatoria, les adjudiquen algún proyecto y luego no cumpla argumentando razones de fuerza mayor, como la suba del dólar o la aceleración de la inflación.

En el punto 10 del pliego se establecen cuatro montos de garantía de acuerdo a la potencia comprometida en el proyecto. Si la potencia se ubica entre 10 y 40 MW la empresa deberá desembolsar $10 millones, si va de 40 a 120 MW el monto trepa a $32 millones, si va de 120 a 360 MW es de $96 millones y si queda en el rango de 360 a 600 MW se eleva a $192 millones. El pago de la Garantía de Mantenimiento de Oferta se deberá realizar a CAMMESA.

En el punto 22 del pliego se aclara que quienes resulten adjudicatarios deberán abonar, dentro de los 10 días posteriores a la notificación de adjudicación, US$ 2500 por megavatio de potencia contratada. A su vez, se aclara que “a dicho pago se le deberá descontar el pago integrado en concepto de Garantía de Mantenimiento de Oferta.

Luego corresponde abonar pagos mensuales para mantenimiento de adjudicación dentro de los primeros 10 días de cada mes, “correspondiendo proporciones diferenciales de devolución de los montos integrados hasta la Habilitación Comercial”, tal como se puede observar en el siguiente cuadro:

La entrada Central Puerto e YPF Luz, los grandes favoritos en la licitación que lanzó el gobierno para sumar hasta 3000 MW potencia térmica se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

El Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía (CACME) dio inicio a la inscripción de su Programa de Formación de Líderes Energéticos.

El Programa iniciará el 10 de agosto del 2023 y se extenderá durante aproximadamente cuatro meses. Las clases se llevarán a cabo de manera virtual a través de la plataforma Zoom, los jueves y el cuarto martes de cada mes, siempre en días hábiles, de 18:30 a 21:30hs.

Para acceder al examen final y obtener los certificados correspondientes de aprobación o asistencia, se requerirá una conexión sincrónica durante cada jornada y una asistencia mínima del 80%.

Según detallaron desde el CACME “el programa tiene por propósito capacitar a los participantes en el desarrollo de una visión global de la problemática energética, y su posible aplicación en la resolución de los desafíos relacionados con la energía que presenten los distintos países a los cuales pertenezcan”.

La iniciativa está dirigida a profesionales, empresarios, funcionarios públicos, políticos, periodistas, miembros de ONGs, estudiantes universitarios avanzados, con interés o desempeño en áreas de energía.

El programa

Cada jornada constará de dos clases, donde los alumnos podrán interactuar con los docentes y realizar preguntas para ampliar sus conocimientos. Además, recibirán material didáctico para complementar el aprendizaje.

Para los interesados, si inscriben 10 alumnos obtendrán un alumno adicional totalmente bonificado al 100 por ciento.

Aranceles

Socios CACME: Arancel total de $148.000.

No Socios CACME: Arancel total de $180.000.

ONGs y organismos públicos: Arancel total de $126.000.

La inscripción se puede realizar a través de este link.

La entrada Comenzó la inscripción para el Programa de Formación de Líderes Energéticos se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La Unión Europea (UE) y la Argentina desarrollaron un espacio de diálogo que persigue el objetivo de lograr un trabajo en conjunto para apoyar la adopción de medidas de eficiencia energética para la cogeneración en el país, proceso a través del cual se produce energía térmica y eléctrica de una única fuente de energía de forma simultánea. En este sentido, el 13 de julio se llevó a cabo el taller “Barreras para el Fomento de la Cogeneración en Argentina”, organizado por la Fundación Bariloche, en la Secretaría de Energía.

Fue el primer evento de una serie de tres enmarcados en el proyecto EU Climate Dialogues Programme (EUCDs), financiado por la UE. Allí se debatió acerca de la cogeneración y se detallaron cuáles son las barreras y las oportunidades que se presentan en el sector.

En diálogo con EconoJournal, el experto de la Fundación Bariloche, Daniel Bouille, remarcó el potencial y el impacto positivo que podría tener la cogeneración en el país en línea con los objetivos climáticos. En esa línea destacó que “la cogeneración en Argentina tiene un potencial muy significativo de entre 6.000 y 7.000 megavatios”. “Teniendo en cuenta los valores actuales, esto permitiría reducir de forma significativa los Gases de Efecto Invernadero (GEI) producidos por la generación eléctrica que en el caso de Argentina tienen una cuota muy importante de combustibles fósiles”, indicó.

Asimismo, Bouille analizó cuáles son las barreras que impiden el desarrollo de esta tecnología y remarcó que están vinculadas al aspecto regulatorio. Además, destacó la participación de los funcionarios del sector público y privado y sostuvo que “este proyecto tiene la virtud de abrir una nueva puerta de cooperación con la UE y también de generar nuevas oportunidades a la Argentina que le permitan articularse al mercado internacional, sobre todo teniendo en cuenta el contexto macroeconómico”.

¿En qué consiste la iniciativa “Diálogos entre la Unión Europea y Argentina: ¿Eficiencia energética y fomento a la cogeneración como estrategia de mitigación al cambio climático”?

El objetivo de este proyecto consiste en coordinar políticas para generar enseñanzas y transmitir conocimientos e innovación que resulten útiles para que los países puedan incorporar acciones de eficiencia energética que les permitan reducir las emisiones de GEI. En este sentido, cabe destacar dos aspectos. El primero de ellos tiene que ver con que la Unión Europea haya elegido a la Argentina como uno de los países para establecer este diálogo por su injerencia en las negociaciones y en la región. Y el segundo aspecto a destacar tiene que ver con que las autoridades de la Secretaría de Energía y de los organismos vinculados se mostraron sumamente interesados en la propuesta y dispuestos a apoyar el desarrollo de los tres talleres que se van a llevar a cabo. También, a impulsar la promoción de las políticas públicas que permitan superar las barreras que existen en la actualidad en cuanto a la cogeneración en Argentina, que son fundamentalmente del tipo regulatorio. Esto es fundamental porque la cogeneración en el país tiene un potencial muy significativo de entre 6.000 y 7.000 megavatios. Teniendo en cuenta los valores actuales, esto permitiría reducir de forma significativa los GEI producidos por la generación eléctrica que en el caso de Argentina tienen una cuota muy importante de combustibles fósiles, es decir, de gas natural fundamentalmente y en menor medida de los derivados de petróleo.

Hay dos ejes fundamentales. Uno es el político que se da en base a este diálogo entre la Argentina y la UE, y la importancia que esta le da al país como interlocutor e inclusive como elemento que puede llegar a difundir en función de las múltiples actividades que tiene la Fundación Bariloche que desarrolla este mismo tipo de actividades en países como México, Colombia, Ecuador, entre otros.

Nosotros tenemos un equipo totalmente dedicado a la temática de cambio climático y a los aspectos ambientales. Esto hace que para la institución esta iniciativa sea una demostración de la importancia que la misma tiene para contribuir concretamente al desarrollo de las acciones frente al cambio climático.

Para nosotros fue una sorpresa la convocatoria. Al primer taller asistieron más de 60 personas. Desde hace ya mucho tiempo la temática de cambio climático no es tomada como prioritaria en cuanto a políticas públicas, por lo menos desde el año 2003 en adelante. Creo que no se alcanza a medir la importancia que tiene no como tema ambiental sino como tema económico, las oportunidades que abre efectivamente una política adecuada de cambio climático. Hay una cierta ceguera todavía.

La Unión Europea eligió Argentina para encargar este diálogo y trabajo en conjunto. Ustedes realizaron el primer taller y tienen pendientes otros dos. La Unión Europea y Sudamérica tienen que trabajar en la articulación de políticas de eficiencia energética de transición de cambio climático porque son agendas que existen en cada país, pero con objetivos diferentes en cuanto a las diversas necesidades económicas, socioeconómicas. ¿Cómo van a llevar adelante este diálogo? ¿Quiénes van a participar?

El diálogo se presenta como una primera fase que se va a desarrollar en tres talleres. Ya realizamos el primer taller, que es introductorio. Allí se dio una importante participación de actores del sector público, ex funcionarios del sector público del área energética de otros gobiernos y todos ellos se mostraron favorables a este proceso. También, hubo una respuesta positiva por parte del sector privado y de las diferentes cámaras empresarias en la necesidad de contribuir. Cada vez hay más barreras arancelarias que están vinculadas a la huella de carbono. No obstante, la visión del sector privado es la de sostenibilidad desde el punto de vista económico, es decir, observa que este tipo de acciones lo lleva a acceder a nuevos mercados, que mejora la competitividad, la productividad.

En realidad, las grandes empresas no encuentran una barrera económica porque tienen los recursos para llevar adelante estos procesos, todo lo que significa el uso conjunto de calor de proceso y generación de electricidad sin requerir financiamiento. De hecho, el tema del financiamiento sostenible es uno de los ejes que vamos a abordar en los en los talleres siguientes con nuestra propuesta sobre cuál sería el apoyo que se requeriría de parte del Estado para que esto avance. Este punto estará orientado sobre todo a las pequeñas y medianas empresas. El segundo taller consiste en una pre-propuesta y el último es sobre la validación de ambas partes, la parte pública y la privada.

Como consecuencia de esta primera actividad de cooperación con la Unión Europea, podemos llevar adelante otras propuestas de mucho a mayor magnitud que inclusive puedan incorporar proyectos pilotos. Estamos hablando de varios millones de euros para impulsar una actividad de tres años de duración que se engloba dentro de lo que se llaman las acciones climáticas financiadas por la Unión Europea.

Este proyecto tiene la virtud de abrir una nueva puerta de cooperación con la UE y también de generar nuevas oportunidades a la Argentina que le permitan articularse al mercado internacional, sobre todo teniendo en cuenta el contexto macroeconómico.

¿Esta es la primera vez que se encara una iniciativa conjunta con la Unión Europea?

No. Nosotros como Fundación Bariloche ya hemos tenido muchas experiencias con la UE.  De hecho, entre 2018 y 2021 desarrollamos un plan de eficiencia energética para Argentina que incluyó un balance de energía útil que nunca se había hecho con anterioridad en el país.  Lamentablemente no pudo hacerse de manera completa por la pandemia y la cuarentena. 

También, hubo proyectos como la incorporación de una metodología desarrollada en Austria aplicada en Alemania Se trata de redes de aprendizaje generadas por los privados en donde los propios actores del sector adquieren conocimientos de eficiencia energética.  Hemos hecho este mismo tipo de proyectos en otros países de América Latina, por ejemplo, en México y Ecuador. 

En este momento estamos terminando un plan de eficiencia energética para la industria de Colombia. En todos los casos el financiamiento siempre fue desde de la Unión Europea. Tenemos un amplio contacto que es muy fluido, a veces a través de diferentes organismos de la Unión Europea o de diversos programas. Nuestra relación inició hace muchas décadas.  A fines de los ‘70 comenzamos a tener proyectos en conjunto a través de una red que abarcó 10 países incluyendo China, India, Brasil, Tanzania, Senegal, Sudáfrica, Filipinas, Tailandia, Argentina y México.

¿A qué apunta Fundación Bariloche con este tipo de iniciativas? ¿Cuál es el impacto que tienen estas experiencias en el país?

El objetivo que tenemos es contribuir al desarrollo sostenible de los países en los cuales trabajamos. Creemos que esto tendría, desde el punto de vista económico, un impacto positivo para la Argentina si se logran derribar las barreras, sobre todo las regulatorias que son las más importantes para que los actores industriales puedan llevar adelante estas acciones de cogeneración.

El resultado más satisfactorio que se lograría con este diálogo sería que esto sea internalizado por las autoridades. Hay barreras muy comprensibles. Sin embargo, puede haber intercambio de vapor entre las empresas del sector privado, pero no intercambio de electricidad. Esto es por un problema regulatorio.

También, sería importante que cuando se desarrollan los polos industriales se realice un diagnóstico en donde se pueda evaluar cuál es el grado de contribución y complementariedad entre las distintas empresas que se radican en esos puntos. De ese modo sería posible una colaboración conjunta entre compañías. Esto es lo que se llama economía circular. Los residuos de una pueden ser los insumos para otra y puede haber intercambio de electricidad.  Apuntamos a que desde el punto de vista de las autoridades se tome conciencia sobre la cogeneración y de que la principal barrera que existe en la actualidad es el resultado de una inadecuada política pública. Creemos que las autoridades actuales y sobre todo Santiago Yanotti han visto este proyecto de forma positiva y se han puesto a disposición para colaborar.

Hace mucho se habla de cogeneración en Argentina, pero en términos de avances sobre todo lo que es el complejo agroalimenticio de Rosario hay oportunidades enormes y, en función de cuestiones regulatorias, económicas o de funcionamiento del mercado se ha avanzado poco. ¿Puede describir cuáles son las barreras que identifican y cuán complejo sería corregir cada una de ellas?

Eso depende del tipo y el tamaño de la empresa. Por ejemplo, para Molinos Río de La Plata que está llevando adelante actividades de cogeneración no hay barreras económicas. La barrera económica es importante para las pequeñas y medianas empresas. Hay otra barrera que tienen todas las compañías, independientemente de su tamaño, que es la imposibilidad de vender la electricidad excedente a terceros, es decir, toda la electricidad que no utilizan en sus procesos. La única alternativa que tienen es entregarla al servicio público.

También, hay una barrera adicional que es la discusión continua sobre las tarifas a las cuales se vende y compra esa electricidad al servicio público. La última barrera es de tipo institucional porque a las empresas que van a cogenerar se les exige que cumplan las mismas condiciones que un generador, cuyo negocio principal es justamente eso, la generación eléctrica. Esto es un obstáculo importante porque las empresas no son generadoras sino productoras de bienes y servicios.

El gobierno llevó adelante dos acciones. Por un lado, la aprobación de unos 100 proyectos renovables bajo la órbita de la licitación RenMDI, lanzada para impulsar la expansión del parque de generación renovable a nivel nacional y también la licitación del parque termoeléctrico. Al observar estas medidas aparece un denominador común y es que a ambos instrumentos Cammesa o los técnicos de la subsecretaría de Energía Eléctrica les dieron cierta flexibilidad para abordar distintos objetivos.  Mencionaba que hay un potencial entre 6.000 y 7.000 megas que se podrían sumar al parque de generación con proyectos de cogeneración. ¿Por qué si el gobierno piensa instrumentos para darle sentido a las renovables y aprovechar los nodos que tienen capacidad de inyección o también lo termoeléctrico reemplazando máquinas antiguas no se incluye la cogeneración si es nítido el potencial que posee?

Es inentendible. Se está dando una situación para los actores que están en media y baja tensión de garantizarles un monopolio, a través de la regulación. Si uno encuentra que en la generación hay un cierto grado de competencia esta desaparece en la etapa de transmisión, subtransmisión y distribución.

Otro aspecto que no es menor es que esta situación que se dio en la década del noventa de la federalización del sistema eléctrico también ha creado una complicación adicional respecto a las políticas que no necesariamente son coherentes con los intereses de cada una de las provincias.

Antes la generación y distribución de energía eléctrica estaba en manos de una sola empresa que se llamaba Agua y Energía. Las tarifas eran iguales en todo el país, al igual que los accesos. Eso fue fundamentalmente alterado cuando se llevó a cabo la provincialización de los servicios eléctricos. En este momento eso está actuando como una dificultad porque hay una necesidad de estar negociando cada una de las acciones -que uno debe llevar con una política nacional- con las provincias en particular.

Creo que otro de los temas es que se sigue pensando en un esquema totalmente centralizado, cuando el mundo está yendo concretamente a otro esquema. Hay algunos autores que plantean que dentro de algunas décadas los sistemas centralizados van a tener un escaso peso en los sistemas eléctricos en particular. Es cierto que también se debe considerar la dimensión social en el sentido de que los sectores de mayor nivel de ingresos tienen mayor capacidad para generar su propia energía eléctrica a través de paneles solares, por ejemplo. Entonces, hay que seguir mirando el costo de un sistema eléctrico, lo que se llama ‘costo hundido’ porque si disminuye el número de usuarios ese costo va a ser cada vez mayor. Los usuarios de menor ingreso son los que tendrán menor posibilidad de acceder a esas alternativas. Por eso, se deberá tener en cuenta la dimensión social sobre todo por la equidad y la asequibilidad de la energía. Yo creo que en Argentina debería modernizarse la visión con respecto al desarrollo del sistema eléctrico, para estar más acorde con los desafíos actuales.

En la actualidad existen distintos modelos contractuales, instrumentos, precios tope. Cuando se piensa en un programa de cogeneración se analiza que habrá precios competitivos que servirían. ¿Cree que hay un prejuicio en lo que es el diseño de la estructura por parte de Cammesa de no querer transferir renta a una empresa que podría tener una posibilidad de instalar una planta cogeneradora?

La mejora del rendimiento del sistema en su conjunto cuando se incorpora la cogeneración es de aproximadamente el 40%.  Entonces para un actor que tiene excedente de vapor e instala un equipamiento eléctrico el costo que tiene de generación es prácticamente cero. El único costo que va a tener que recuperar, a través de un cierto plazo de vida útil, va a ser el costo de capital, es decir, la inversión que llevó adelante. Con lo cual la energía que puede entregar a la red podría ser a un precio mucho más bajo de lo que pueda estar cotizando hoy en el mercado eléctrico mayorista porque en realidad es una energía excedente que está obteniendo casi sin costo.

Existe un potencial adicional de energía de potencia a un precio muy competitivo. Hoy en una planta de biogás el precio de compra se ubica en torno a los US$ 135 por megawatt/hora. El Estado no cuenta con recursos abundantes para firmar un contrato de 10 o 15 años y garantizar ese precio. Con la cogeneración uno podía garantizar precios más baratos y conseguir entre 500 y 1.000 megas sin tanta dificultad. ¿Cuál es el obstáculo que impide avanzar en esa dirección?

El actor que maneja las redes de transmisión y subtransmisión dificulta mucho la operación de esa red si tiene entradas y salidas intempestivas. En consecuencia, si un actor no es capaz de garantizar potencia las 8.760 horas del año en forma estable eso le genera una complicación al que opera la red.

La entrada “La cogeneración en la Argentina tiene un potencial muy significativo de entre 6.000 y 7.000 MW” se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Aunque todavía resta atravesar la instancia del escrutinio definitivo, que se llevará adelante esta semana en la Legislatura provincial, todo llevar a pensar que Chubut, uno de los dos mayores polos hidrocarburíferos del país, tendrá un nuevo gobernador. Este domingo, el candidato de Juntos por el Cambio, Ignacio Torres, se impuso -en una muy ajustada elección- al postulante del frente Arriba Chubut, el peronista Juan Pablo Luque. Sin embargo, el intendente de Comodoro Rivadavia no reconoció la derrota y en diálogo con los medios sostuvo que, una vez que se cuenten nuevamente los votos y se analicen los casos recurridos (hubo más de 5000) se terminará imponiendo en los comicios.

En el escrutinio provisorio que finalizó en la madrugada de este lunes, la diferencia entre ambos candidatos fue de menos de 6.000 votos (alrededor de un 1,7% de la masa de votantes), sobre un total de alrededor de 326.019 personas que participaron de la elección (un 66% del padrón). De confirmarse, el resultado generará un cambio de color político en la provincia, gobernada por Mariano Arcioni, que a nivel nacional está identificado con Sergio Massa.

Más allá de enfrentar a nivel general sobre dos temas obligados, como la renegociación de la deuda pública (la más pesada entre todas las provincias cuando se la mide por habitante) a fin de, incluso, poder pagar los aguinaldos de diciembre de este año, y encarar una resolución de la severa crisis educativa que enfrenta, casi de forma estructural, al distrito patagónico, la gestión de Torres tendrá que pivotear en lo energético sobre dos grandes agendas, una de corto y otra de mediano y largo plazo.

A no ser por un golpe de efecto en el recuento final, Ignacio Torres será el próximo gobernador de Chubut.

Corto plazo

El nuevo gobernador deberá que reconstruir el poder político de Chubut para generar una agenda petrolera que le imprima un nuevo impulso al sector. Allegados a Torres señalaron que es impensable que que la provincia pueda encarar algún tipo de estrategia para definir qué hacer con la emblemática cuenca del Golfo San Jorge, que registra una tendencia a la baja en cuanto a la producción de petróleo por el declino natural de los yacimientos convencionales y el retraimiento de la inversión. Tras la deslucida administración de Arcioni, el primer paso será relegitmar la autoridad política de la provincia. Aún no están claros qué interlocutores designará Torres al frente del Ministerio de Hidrocarburos —hoy a cargo de Martín Cerdá— y tampoco parece haber construido equipo en materia de energía. En algún punto, es una incógnita.

En 2022, por primera vez en 15 años Neuquén dejó en segundo lugar a Chubut como principal provincia exportadora de crudo. En cuanto a inversión, el propio Arcioni reconoció la caída en 2023, con desembolsos totales por US$ 1.300 millones cuando el año pasado había llegado a los US$ 1.900 millones.

En lo concreto, habrá que ver si el nuevo ejecutivo provincial puede recuperar iniciativa para generar una reacción positiva en el sector energético, ya sea potenciando a las compañías que ya están en la histórica cuenca como analizando la alternativa de sumar nuevos jugadores, a priori una opción compleja por la preeminencia de Vaca Muerta.

A largo plazo

A futuro, una segunda clave en materia energética para el nuevo gobernador será encauzar qué lugar puede jugar Chubut en la agenda de transición energética.

La provincia cuenta con uno de los nodos de generación de energía eólica más importantes del país en la zona de Puerto Madryn y Trelew. Allí tiene un recurso calidad mundial. A raíz de eso, Chubut es la segunda provincia con mayor potencia renovable instalada del país. Sin embargo, el nodo está afectado por un enorme cuello de botella respecto a la falta de capacidad de transporte eléctrico que imposibilita el aumento de la generación renovable. Resolver este tema es determinante para el crecimiento de la energía eólica.

La inversión necesaria para ampliar esa capacidad de transporte, como las líneas de transmisión o los transformadores, es muy elevada. Y para peor, la Argentina perdió en las últimas dos décadas el ejercicio de concretar desembolsos en los sistemas de transmisión. En segundo lugar, la ingeniería financiera para llevar adelante esas obras es sumamente compleja, por un lado, por la dificultad para acceder a créditos en dólares por la crisis macroeconómicos y por el otro, porque no es para sencillo —ni del todo económico— descargar en la demanda eléctrica el costo de la ampliación del sistema de transporte.

Frente a ese escenario, si Chubut pretende convertirse en 10 o 20 años en un polo exportador de hidrogeno verde generado por energía eólica desde los puertos de Madryn y Comodoro Rivadavia, el nuevo gobernador deberá ser capaz de articular con la próxima administración nacional la llegada de importantes inversiones en la provincia.

La entrada Elecciones: cómo impactará el triunfo de Ignacio Torres en la agenda energética de Chubut se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

Manitou Group – empresa francesa especializada en la fabricación de equipos de manutención, elevación y movimiento de tierras para los sectores agrícola- reunió en la ciudad de Panamá a distribuidores de toda América Latina para los “Service & Solutions Days”, evento en el que se discutieron los procesos de posventa y las mejoras realizadas en los últimos años.

En el marco del evento, la firma francesa entregó reconocimientos a los resultados obtenidos por los distribuidores en el año 2022 en las distintas categorías: mejor crecimiento en piezas; mejor desarrollo de servicios; master winner 2022 por mejor desempeño en piezas; y mejor solución técnica para equipos. Los ganadores fueron, respectivamente, Ganadera Gilio de México (en las dos primeras categorías), Komatsu Mitsui de Perú, Sisler de Uruguay y Grúas San Blas de Argentina.

Grúas San Blas es representante exclusivo de Manitou en la Argentina desde hace 30 años. Dentro del portfolio de esa marca, se destacan los manipuladores telescópicos y plataformas de altura, equipos mayormente utilizados en el negocio del petróleo y la minería.

En base a este reconocimiento, César Trussi, gerente de Posventa de Grúas San Blas, señaló: “Nos identificamos como una empresa de servicios. Nuestra prioridad es brindarle soluciones al cliente por sobre todas las cosas. Contamos con un equipo de técnico altamente calificado donde priorizamos la asistencia por sobre todas las cosas”.

Asimismo, precisó: “Es muy común que otros distribuidores inicien el reclamo a la fábrica primero, y una vez resuelto, se interviene sobre la falla, En cambio, nosotros optamos por dar respuesta rápida para que el equipo vuelva a estar operativo cuanto antes. Después se realizan las gestiones que haya que hacer con el fabricante, como los reclamos de garantía o los informes técnicos sobre mejoras realizadas a los equipos y sugeridas a la fábrica para que sean aplicadas en la producción”.

Por último, Trussi afirmó: “El premio es un reconocimiento al compromiso que tenemos por mantener la marca en su puesto de liderazgo, y reafirma nuestro camino en priorizar las necesidades del cliente y brindarle soluciones rápidas para que su negocio sea más eficiente y rentable”.

La entrada Manitou Group distinguió a Grúas San Blas por su desempeño en el país se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La magnitud de una eventual sentencia en contra en la Corte del Distrito Sur de Manhattan, que está a cargo de Loretta Preska, determinará el curso de la discusión en torno al futuro de YPF que se materializará en los próximos meses durante la transición de gobierno. Aunque técnicamente la petrolera quedó afuera en marzo pasado del juicio en Nueva York iniciado por Burford Capital, si la indemnización en favor del fondo de inversión supera los US$ 5000 millones tendrá un efecto sistémico que volverá a poner a YPF en el centro de escena. Ya no sólo en términos revisionistas para debatir si la reestatización de la compañía tuvo o no sentido en términos económicos —a los US$ 5000 millones que ya se le pagaron a la española Repsol se le podría sumar un cifra similar o incluso más alta a Burford—, sino de cara al futuro, concretamente para definir de dónde saldrán los fondos para hacer frente a esa compensación.

La responsabilidad formal recaerá sobre la política y estará en cabeza del próximo gobierno, pero es impensable que una erogación de tanto dinero no traiga aparejada una discusión sobre cómo puede aportar YPF en esa cuestión. Desde esa lógica, si algunos representantes de la oposición están empezando a pensar, por ahora de forma incipiente, de qué activos debería desprenderse la compañía para ser más eficiente —en esa lista figuran subsidiarias en el negocio petroquímico y en el de gas natural—, es presumible que esas ideas cobren mayor intensidad si el conflicto legal con Burford genera un pasivo multimillonario.

Lo concreto es que más de cinco fuentes vinculadas al juicio consultadas por este medio pronosticaron un desenlace sombrío para la Argentina. «Un buen escenario es obtener una sentencia en contra de entre 2500 y 3000 millones de dólares. Pero creo que será bastante más alta, no de US$ 16.000 millones como publicaron algunos medios de comunicación, pero sí tal vez de 6000 o 7000 millones«, reconoció un encumbrado ejecutivo de la industria con acceso a la causa que tramita en EE.UU.

Pablo González, presidente de YPF, que podría sufrir las consecuencias políticas de un fallo adverso en la Justicia.

Habrá que ver, en ese escenario, si esa probable discusión sobre vender activos secundarios de YPF no deriva en un estadio mayor con foco en una posible reprivatización de parte del 51% de las acciones que tiene el Estado nacional en la empresa. Por ahora, ninguno de los referentes de la oposición avanza sobre esa alternativa, pero un fallo ruinoso en Nueva York podría cambiar de cuajo el contexto.

La modulación y el tono de ese debate dependerán de quiénes estén al frente de YPF para defender el plan de negocios de la compañía, que es estratégica para poner en valor y convertir en exportaciones tangibles los cuantiosos recursos de Vaca Muerta. En esa clave, en junio trascendió que Mauricio Macri había sugerido el nombre de Gabriel Martino, ex titular de la filial local del HSBC y con nula trayectoria en la industria energética, como candidato a asumir la presidencia de YPF en caso de que Patricia Bullrich se imponga en las próximas elecciones. Esa versión, no obstante, perdió fuerza en las últimas semanas.

Dos cuestiones centrales

Este viernes se llevará la tercera y última jornada del juicio la expropiación de YPF iniciado en la Justicia de Nueva York, en el que el Estado argentino ya fue declarado culpable, pero no se cuantificó la indemnización a favor de Burford. La mayoría de las fuentes consultadas por EconoJournal coincide en que el fallo definitivo se dilatará hasta después de las PASO. Podría anunciarse recién en septiembre.

Preska debe precisar dos cuestiones centrales: en primer lugar, qué cotización de la acción de la petrolera se debe tomar para calcular la indemnización. El Estado argentino alega que tendría que aplicarse la cotización del 7 de mayo de 2012, fecha en que se promulgó la Ley de reestatización, que estaba en torno a 16 dólares, mientras que los abogados y expertos de Burford —que pagó unos US$ 15 millones al síndico de España que estaba a cargo de la quiebra de Petersen Energía para adquirir los derechos para litigar contra la Argentina— argumentan que los daños económicos deberían calcularse en base a la cotización del 16 de abril de ese año, cuando la entonces presidenta Cristina Fernández de Kirchner anunció públicamente la decisión de reexpropiar el 51% del capital accionario de YPF. Ese día la acción superaba los 23 dólares.

La segunda variable a definir es la tasa de interés que se aplicará sobre la indemnización, una cuestión importante si se tiene en cuenta que los hechos transcurriendo hace más de 10 años. Ese porcentaje podría ubicarse entre un 4% y un 5%, en línea con el rendimiento de los bonos soberanos de EE.UU., según explicaron fuentes consultadas por este medio.

Un ex directivo de YPF que conoce bien el caso que transcurre en Nueva York sumó un tercer elemento sobre la mesa: la posibilidad de que, una vez que esté determinado el monto de la indemnización, la jueza acceda a descontar un proporcional por el valor de las acciones de Petersen Energía que terminaron perdiendo los Eskenazi a manos de un pool de bancos y de la propia Repsol por no pagar los créditos otorgados para desembarcar en YPF.

¿Neteo de acciones y daños?

En rigor, los Eskenazi defaultearon esos préstamos cuando cambió la política de distribución de dividendos de la petrolera, que entre 2008 y 2012 estuvo diseñada para permitir un vaciamiento y una internacionalización de la renta generada por YPF en favor de Repsol a fin de que Petersen pueda cancelar sus compromisos financieros, tal como publicó este medio el 3 de abril pasado.

“Budford no se quedó con las acciones de los Petersen. Pese a lo cual, en su fallo de marzo, Preska definió que el reclamo por la OPA (oferta pública de acciones) podía escindirse de la titularidad de esos títulos. Aún así, creo que al fijar la indemnización debería descontarse el importe al que Petersen Energía vendió o le ejecutaron las acciones”, explicó un experto legal que conoce bien las actuaciones. En ese caso, habría que restrear cuál era el valor de las acciones cuando los bancos realizaron el take over sobre el capital accionario que estaba en poder de los Eskenazi.

En este punto, no hay coincidencia entre las fuentes consultadas. Un abogado que sigue el caso desde EE.UU. le resto sentido a esa posibilidad al negar que la defensa argentina —que corre por cuenta de la Procuración que dirige Carlos Zanini, que está en Nueva York siguiendo el juicio— haya planteado la chance de netear de la indemnización el valor de las acciones ejecutadas por los bancos.

Apelación segura

Lo que está asegurado es que, en caso de ser negativo, como se espera, el Estado argentino apelará el fallo de Preska, aunque más no sea para ganar tiempo y que la resolución del conflicto recaiga sobre el próximo gobierno. El derecho a presentar un recurso de apelación no requiere de una aprobación previa de la Justicia norteamericana, como sucede cuando un actor recurre en queja a la Corte Suprema. A raíz de eso, la defensa argentina cree que la resolución final del juicio demandará al menos un año más.

“El derecho a apelar contra la sentencia definitiva, la que resulte de este juicio, que fijará los daños, siempre existió. Lo que en su momento se dijo fue que la sentencia de marzo (que determinó la responsabilidad del Estado argentino) podía ser apelada en esa oportunidad pero sujeto a cáusales excepcionales que la jueza debía valorar. O bien, una vez que se dicte la sentencia de daños, se podría apelar ambos fallos, es decir, la responsabilidad y la cuantificación de la compensación”, explicó otra fuente consultada por este medio.

Habrá que ver cómo juega una apelación sobre YPF porque si el Estado argentino recurre la sentencia de Preska podría abrir una puerta para que, en respuesta, Burford reclame la reinclusión formal de la petrolera dentro del juicio. Lo que sí es seguro es que, para apelar, la Argentina deberá pagar una suma de dinero, aún no precisado, a modo de garantía que surgirá de los montos económicos que se acuerden en la sentencia en Nueva York.

La entrada Caso Burford: apelación asegurada y una indemnización exorbitante que podría instalar el debate por una reprivatización de YPF se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

El gobierno envió al Congreso a fines de mayo un proyecto de Ley para promover la producción nacional de hidrógeno. Sin embargo, empresarios vinculados al desarrollo de este vector energético en el cono sur y otros países de América Latina han elaborado análisis donde remarcan que la iniciativa oficial no solo no va a incentivar las inversiones, sino que las va a ahuyentar. «Te lo digo claramente: si se apruebe este proyecto de Ley, la Argentina va a ser, en términos de legislación comparada, el país menos competitivo para invertir«, cuestionó hace algunas semanas en un evento privado de una embajada en Buenos Aires el titular de una empresa con prospectos de desarrollo en la región.

Las críticas se concentran fundamentalmente en a) el plazo del régimen de promoción; b) el porcentaje de integración nacional que se les reclama a los proyectos, c) la exigencia de aportar un porcentaje de la inversión a un futuro fondo de afectación específica, d) la multiplicidad de organismos involucrados en la regulación y e) el riesgo de sesgar los incentivos hacia alguna de las variantes del hidrógeno, entre otros factores. Además, cuestionan que se avance con el proyecto sin antes definir y explicitar una estrategia comercial, política y técnica para favorecer la inserción del producto en los principales mercados.     

Lo que sigue es un detalle de las principales críticas:

Plazo de promoción

El proyecto establece en su primer capítulo un Régimen para la Promoción del Hidrógeno de bajas emisiones de carbono con beneficios impositivos por un plazo de 30 años contados a partir de la entrada en vigencia de la ley. Fuentes privadas con proyectos de desarrollo de hidrógeno en la región afirman que el plazo es inadecuado porque no se ajusta a la vida útil de los proyectos, que suele ser de 50 años. A su vez, remarcan que este régimen debería aplicarse a los proyectos una vez que comienzan su operación comercial, y no cuando la Ley entra en vigencia, porque, por ejemplo, la construcción de un proyecto de hidrógeno verde competitivo a nivel global puede demandar un mínimo de 4 años en su primera fase y mantenerse en construcción por 10 años más.

Integración nacional

Para poder acceder a los beneficios que otorga el régimen de promoción, los proyectos deben cumplir con requisitos de integración nacional. Por ejemplo, las plantas de producción de hidrógeno verde, incluyendo equipos electrolizadores y sus parques de generación de energía eléctrica de fuentes renovables, deberán tener un 35% de contenido nacional a partir de la entrada en vigor de la ley y hasta el quinto año inclusive. Luego se eleva al 45% hasta el noveno año inclusive y finalmente al 50% hasta el fin del régimen.

Quienes impulsan ese tipo de proyectos afirman que la integración nacional debe acompañar la maduración de los proyectos y no obligar desde un principio a la provisión local, aún cuando el porcentaje sea menor. También remarcan que sería interesante saber sobre qué base de análisis se definieron los porcentajes que incluye la ley, los cuales “parecen sumamente elevados y no beneficiarían en la práctica a los proyectos”.

En otro de análisis sobre el proyecto que circuló en las últimas semanas directamente se califica el porcentaje de integración nacional como una utopía imposible de alcanzar y afirman que una alternativa podría ser definir como componente nacional la inversión en obras vinculadas a los proyectos como puertos y plantas de cemento. Otra alternativa podría ser establecer un premio a quienes alcancen determinado porcentaje de integración nacional, pero no fijar ese porcentaje como una obligación.

Fondo de Afectación Específica

El artículo 16 del proyecto le encomienda al Fondo Nacional de Desarrollo Productivo (FONDEP) la realización de las acciones necesarias para constituir un Fondo de Afectación Específica destinado a financiar a proyectos de fabricantes de equipamiento de la cadena de valor del hidrógeno, así como proveedores de bienes y servicios de alto contenido tecnológico.

En el artículo 17 se afirma que los beneficiarios del régimen de promoción deben aportar al fondo el 0,5% del monto total de la inversión declarada al momento de inscribirse al régimen. Los potenciales beneficiarios del régimen sostienen que ese porcentaje afecta la rentabilidad y competitividad de los proyectos para competir internacionalmente. Además, afirman que la determinación del uso de dicho subsidio podría aplicarse a proyectos que luego compitan entre sí, o al desarrollo de proyectos piloto con intereses particulares que no necesariamente sean de interés para la industria. Además, afirman que el porcentaje exigido pareciera haberse basado en inversión para plantas piloto y no en montos de inversión destinados a proyectos de gran escala.

Organismos reguladores

El proyecto de ley establece distintas autoridades para reglar los temas se encuentran bajo su órbita: Secretaria de Energía (autoridad de aplicación), Secretaria de Industria y Desarrollo Productivo – (INTI), Agencia nacional de Hidrogeno (AgenHidro) y Consejo Federal del Hidrogeno. Fuentes empresariales sostienen que son demasiados organismos y todos ellos con un camino de largo aprendizaje en los temas para el desarrollo de la industria. A su vez, cuestionan que se les asigna un fuerte rol de gestión en lugar de ejercer únicamente la función de contralor.

Evitar incentivos sesgados

Otra de las críticas es porque el proyecto focaliza más el hidrogeno proveniente de gas natural con captura (azul) y el producido a partir de energía nuclear (rosa), señalando que el hidrogeno verde se encuentra aún en etapa de desarrollo con grandes desafíos por vencer.

Lo que señalan las fuentes consultadas es que los esfuerzos de la Argentina deberían ir en el impulso de las tres variantes y no sesgarse en alguna de ellas. “Que sea el mercado y la industria quien defina qué se va a desarrollar y cuándo, y el país apoyar los tres desarrollos”, remarcan.

Falta para el desarrollo

En el artículo 45 del proyecto, se encomienda a la Agencia Nacional del Hidrógeno, que crea la propia norma, a elaborar un Plan Nacional de la Economía del Hidrógeno para la Transición Energética, “el cual deberá dar cuenta de la estrategia nacional para su despliegue e implementación”.

Fuentes privadas afirman que primero se debería definir la estrategia, luego el camino a ser transitado para el desarrollo de dicha estrategia (road map) y habiendo definido claramente eso, recién entonces avanzar con una ley de hidrógeno necesaria para la ejecución de la estrategia.

La entrada Advierten que el proyecto de Ley de Hidrógeno dejaría a la Argentina en una posición rezagada para captar inversiones privadas se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía, a cargo de Flavia Royón, comenzó el proceso para aumentar en 250.000 metros cúbicos (m3) por año el cupo de bioetanol en el mercado de combustibles local. La ampliación del cupo sería de 22,5%. La medida se publicó este jueves en el Boletín Oficial a través de la resolución 614/2023. Instruye a la Subsecretaría de Hidrocarburos a establecer el proceso para instalar nuevas plantas productoras de etanol a base de maíz y de caña de azúcar o realizar ampliaciones de las existentes. Fuentes privadas consultadas por EconoJournal explicaron que ahora se espera que se lancen licitaciones para cubrir el cupo, que en la actualidad es de 1.124.000 m3 anuales.

Se trata del cupo que tienen los productores de etanol para que las refinerías lo mezclen con las naftas en el mercado local de manera obligatoria por la Ley 27.640. La resolución no modifica porcentaje de mezcla, que sigue fijado en 12%, distribuidos normativamente en partes iguales para el maíz y la caña. La ampliación del cupo que quiere la cartera de Royón podría generar en un futuro las condiciones productivas para elevar el corte de mezcla a un 13% o 14% del etanol con las naftas.

Menos importaciones

El objetivo del gobierno es, ante la escasez de divisas, reemplazar con producción local las importaciones de combustibles, ya que el consumo de naftas en la Argentina aumentó alrededor de 13% en 2022 comparado con 2021, una tendencia que este año continúa. El cálculo que hacen en el sector de biocombustibles, según las mismas fuentes, es que con el cupo de bioetanol en 1.124.000 m3 por año faltarían alrededor de 100.000 m3 para cubrir el aumento de la demanda de naftas. Además, las plantas productoras de etanol de caña de azúcar están entregando alrededor de 100.000 m3 anuales menos porque los ingenios no llegan a cubrir la totalidad de su cupo de 562.000 m3 por año por los efectos de la sequía.

En síntesis, los 250.000 m3 por año de etanol que la Secretaría de Energía quiere ampliar sería suficiente para abastecer el aumento del consumo de naftas del país y, con más producción de etanol de maíz, cubrir el faltante etanol cañero de los ingenios.

Ampliación

La resolución 614 indica que los productores interesados en cubrir el cupo de etanol tendrán 45 para presentar propuestas una vez que avance con la medida formal de la subsecretaría de Hidrocarburos. Formalmente, la medida afirma que el cupo se cubrirá “procurando conservar el equilibrio entre el abastecimiento de bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y el de maíz”, aunque, en los hechos, el sector maicero aporte más producción.

La cartera energética estableció también parámetros que las propuestas de las plantas productoras deberán cumplir:

– Inmediatez en la puesta a disposición del bioetanol destinado a la mezcla.

– Diversificación territorial de los proyectos para nueva oferta de bioetanol en el mercado interno.

– Mejoras y/o aportes a la eficiencia y a la reducción de la huella de carbono.

– Agregado de valor industrial adicional al proyecto.

– Generación de saldos exportables de bioetanol, adicionales a los volúmenes necesarios para el cumplimiento del cupo.

– Generación de puestos de trabajo, priorizando el incremento de empleo calificado y la perspectiva de género.

– Compromiso de utilización de tecnología nacional en equipos electromecánicos.

– Inversión en infraestructura para utilización de energías limpias.

El artículo seis de la resolución establece que, en el caso de que en un mes la demanda sea inferior a la oferta, la producción excedente se cubrirá con “aquellas empresas que hayan puesto a disposición del mercado un volumen de bioetanol inferior al del cupo originario con el que cuentan -a prorrata y en función del volumen faltante respecto del cupo original-”.

La entrada <strong>El gobierno quiere aumentar casi un 25% el cupo de bioetanol en el mercado de combustibles para reemplazar importaciones</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

*Por Juan Carlos Doncel Jones.

En el mes de marzo de 2022, publiqué una nota de opinión titulada ante la inminente re estatización de las centrales hidroeléctricas, en donde resumidamente explicaba lo acontecido 30 años atrás en ocasión de la privatización del sector eléctrico y sus centrales de generación y, aún sin conocer la carta trazada por la actual administración, aventuraba su derrotero de caras a la finalización de las concesiones. Todo ello, a partir de lo dispuesto en la Resolución Secretaría de Energía N° 130/2022 de fecha 10/3/2022 que dispuso el relevamiento integral del estado de situación en los aspectos técnicos, económicos, jurídicos y ambientales de las concesiones hidroeléctricas. El tiempo lentamente me va dando la razón y el traspaso a manos del Estado Nacional va camino a convertirse en una realidad; eso sí, dependiendo del resultado del proceso electoral que se avecina.

Hay una serie de particularidades entre lo sucedido a partir de aquella Resolución Secretaría de Energía N° 130/2022 y lo acontecido con la reciente Resolución dictada por la Secretaría de Energía el pasado 10/07/2023 –Res. SE N° 574/2023-, que presentan una serie de interrogantes que deberán ser develados al adoptar una decisión definitiva.

Esta última resolución, dictada en el marco de lo previsto en el Artículo 67.1 de los Contratos de Concesión de las Centrales Hidroeléctricas Alicurá, El Chocón / Arroyito, Cerros Colorados y Piedra del Aguila, dispone que una vez vencidos los plazos de las concesiones y con el objeto de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca, las concesionarias deberán continuar a cargo del respectivo complejo Hidroeléctrico cumpliendo con todas las obligaciones derivadas del contrato durante 60 días corridos, prorrogables por 60 días corridos adicionales.

Esa “prórroga”, que de ninguna manera es una reconducción o extensión de la concesión, es lo que en los respectivos contratos de concesión se denomina “Transición”, la cual persigue una reversión ordenada de los activos al Estado Nacional.

Durante esa transición, la Secretaría de Energía ha designado a ENARSA para que cumpla la función de veedor, a fin de que controle las actividades de la concesionaria durante el plazo que demanda la transferencia a quien ha de ser designado como titular de las centrales, teniendo el veedor el derecho de asistir a todas las reuniones de Asamblea y Directorio de la concesionaria, como así también el de examinar sus libros, archivos y documentación, solicitar informes a cualquiera de los órganos y gerencias de la sociedad, designar colaboradores y delegarles funciones y atribuciones y, en general, realizar todos los actos convenientes para el mejor desempeño de su cometido, según se indica en los considerandos de la mencionada resolución.

Con criterio razonable se pretende un traspaso ordenado tanto de los bienes, como de la operación y mantenimiento de las centrales a los nuevos responsables y garantizar que la culminación de los Contratos de Concesión vigentes no incida negativamente en el despacho de energía, tal como se menciona en otro de los considerandos de la resolución.

Surgen ahora 2 cuestiones no menores que deben ser dejadas de lado.

La titularidad de las Centrales y quien se hará cargo de su operación y explotación

De un tiempo a esta parte surgen voces de actores que durante 30 años estuvieron calladas, pero que de alguna manera fueron usufructuarios de esas concesiones; las provincias en cuyos causes se encuentran construidas las centrales hidroeléctricas.

Algunas provincias han alzado la voz exigiendo la tutela sobre dichos activos, argumentando que, a partir de la reforma constitucional del año 1994, les corresponde el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio. Adicionalmente sostienen que la energía producida en su territorio es consumida en su gran mayoría en el resto del país, advirtiendo en determinados casos la falta de infraestructura eléctrica en sus propias jurisdicciones, como si la Nación fuese responsable de ello.

Respecto de las centrales del Comahue cuyas concesiones se encuentran próximas a vencer, las provincias involucradas son las del Neuquén y Río Negro. Sin lugar a dudas lo mismo sucederá con las Provincias de Chubut, Mendoza, San Juan, Salta y Santiago del Estero, a medida que vayan venciendo las concesiones hidroeléctricas ubicadas en su territorio.

Desde el punto de vista jurídico, se plantea un debate entre jurisdicción y dominio, conceptos que naturalmente van de la mano, salvo excepciones en donde puede haber jurisdicción sin dominio.

Pero hay cuestiones que la Estado Nacional no puede ni debe dejar de considerar al momento de definir el futuro de las mismas, o que los jueces no pueden obviar al momento de fallar, si es que el tema se judicializa.

En primer término, esas centrales hidroeléctricas fueron construidas con recursos del Estado Nacional, es decir de todos los argentinos. El motivo por el que se hicieron en dichas provincias es porque allí se encuentran los recursos hídricos –ríos- en cuyos causes fueron instaladas las represas y unidades generadoras.

Ahora bien, no es menos cierto que, en el marco de lo previsto por los art. 15 y 43 de la Ley 15.336 y de lo estipulado en los respectivos Contratos de Concesión, las concesionarias hidroeléctricas han abonado el canon fijado en el referido contrato y el 12% en concepto de regalías a las Provincias, conceptos propios no coparticipables.

Ese concepto de canon y regalías –que la Provincia del Neuquén recientemente ha solicitado percibir en especie- busca compensar a la jurisdicción local por la utilización del recurso hídrico. ¿Sería lógico y razonable que la Nación transfiriese a título gratuito ese activo a la Provincia por el solo hecho de estar ubicada en su jurisdicción?

Desde mi punto de vista y si la decisión política es mantener las mismas dentro de la órbita del Estado, no tiene sentido continuar agrandando el mismo creando nuevos entes, organismos, o sociedades para administrar tales activos; más aún cuando a partir de la fusión por absorción entre la ex IEASA –actualmente ENRSA- y EBISA, sus estatutos le permiten generar, operar y mantener centrales de generación de energía eléctrica, sin identificar la fuente para ello. Y si las provincias reivindican una porción de dicho activo, debiera evaluarse aumentar el capital social y otorgarles a la misma el derecho a participar en dicha sociedad, tal como se hace con las provincias que poseen recursos hidrocarburíferos.

¿Qué precio deberán percibir el conjunto de centrales hidroeléctricas re estatizadas?

Otra cuestión no menor es el precio por la energía generada que recibirán las centrales hidroeléctricas, ya que dependiendo de la titularidad les corresponderá el tipo de remuneración a percibir, es decir si recibirán un precio o costos operativos, tal como veremos seguidamente.

En efecto en la actualidad, el precio al que son remuneradas las centrales de generación es el establecido en la Resolución SE N° 826/2022 de fecha 12 de diciembre de 2022. Para el caso de las Centrales Hidroeléctricas, ese valor está fijado en el Anexo III de la mencionada resolución, tanto por la disponibilidad de potencia, como por la energía eléctrica generada y operada.

Ese precio, debiera en la teoría remunerar no solo la totalidad de los costos propios de la central, sino que además debiera permitirle al concesionario privado obtener una ganancia, aun operando en un mercado en competencia.

Ahora bien, el art. 37 de la Ley 24.065 establece claramente que “Las empresas de generación y transporte de propiedad total o mayoritaria del Estado nacional tendrán derecho a recuperar solamente sus costos operativos y de mantenimiento totales que les permitan mantener la calidad, continuidad y seguridad del servicio, cuyo concepto y metodología de determinación serán establecidos por la Secretaría de Energía. …” estableciendo seguidamente la manera de proceder con el excedente entre el precio horario sancionado y los costos a percibir.

Vale decir entonces que, de ser el Estado Nacional quien en el futuro se hiciera cargo de la operación y el mantenimiento de esas centrales hidroeléctricas, no habría una actividad comercial que le reporte un beneficio –léase ganancia- por cuanto así ha sido fijado en el marco regulatorio que rige el sector. Así es como sucede con las centrales nucleares operadas por Nucleoeléctrica Argentina S.A. –NASA-.

*Abogado, Magister en Derecho Administrativo de la Universidad Austral y consultor especializado en temas energéticos. Fue director de Asuntos Legales de IEASA y presidente de Emprendimientos Energéticos Binacionales (EBISA).

La entrada <strong>La reestatización de las hidroeléctricas del Comahue: qué dudas plantea su reinserción en el mercado</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

El CEO de Wintershall Dea, Mario Mehren, afirmó que las restricciones en el acceso al mercado de divisas no están afectando por el momento la ejecución del proyecto Fénix en Tierra del Fuego. La principal compañía independiente en producción de gas y petróleo de Europa continúa explorando oportunidades para exportar el gas natural argentino en los meses de verano. En ese sentido, Mehren destacó como interesante la posibilidad de exportar gas al norte de Chile.

La ejecución del proyecto Fénix de gas natural offshore en el sur del país avanza sin mayores inconvenientes. “Se están construyendo las estructuras para el mar y estamos seguros de que vamos a entregar este proyecto a tiempo”, afirmó el CEO de Wintershall durante la presentación de los resultados del segundo trimestre.

Mehren puntualizó que las restricciones cambiarias “nunca son buenas porque crean mucho trabajo burocrático para pagar las cuentas”. No obstante, destacó el respaldo del gobierno argentino al proyecto. “Por el momento esto no está afectando el cronograma del proyecto. Fenix esta marchando con fluidez y no hay motivos para quejarse por nuestra parte”, dijo.

Por otro lado, destacó que avanza el desarrollo del yacimiento de gas en Aguada Pichana Este, en Neuquén. “Continuamos con las campañas de perforación que estamos preparando actualmente para mantener los niveles de producción altos y eventualmente incluso aumentarlos”, señaló.

Exportaciones a Chile

Consultado sobre las oportunidades para la exportación de gas argentino hacia los países vecinos, Mehren destacó la importancia de Chile para Wintershall. “Estamos aprovechando todas las posibilidades que nos brindan las autoridades argentinas para exportar durante el verano argentino el gas que este disponible para los mercados chilenos”, dijo.

Mario Mehren, CEO de Wintershall Dea, uno de los grandes productores de gas de la Argentina.

Wintershall ya viene exportando gas al sur y a la región metropolitana de Chile, y ve con interés cualquier posibilidad que surja en el norte del país vecino. “Por supuesto, cuando se abren oportunidades para exportar a Brasil o incluso más a Chile, eventualmente más al norte de Chile, al norte de Santiago de Chile, donde están las grandes zonas mineras. Esta es también una oportunidad que nos resultaría muy interesante”, afirmó ante una consulta de este medio.

Informe trimestral

La productora alemana informó los resultados operativos y financieros de la empresa del segundo trimestre. La compañía reportó una producción estable de 322.000 barriles de petróleo equivalente por día en el segundo trimestre de 2023, un tres por ciento más interanual. El EBITDAX fue de 975 millones de euros, un 24 % más bajo que el año anterior, lo que refleja precios significativamente más bajos.

Mirando hacia el próximo invierno, Mario Mehren dijo que «no podemos ser complacientes», y agregó que si bien los precios de las materias primas han caído significativamente, las perspectivas siguen siendo volátiles y los riesgos de suministro persisten.

En México, la compañía registró un éxito de exploración significativo a principios del trimestre en Kan, con estimaciones preliminares que indican 200 a 300 millones de barriles de petróleo equivalente. Las autoridades mexicanas aprobaron un Plan de Desarrollo de la Unidad para el descubrimiento de Zama. Con sus recursos brutos recuperables estimados de 600 a 800 millones de barriles de petróleo equivalente, se espera que Zama contribuya significativamente al suministro de energía de México durante los próximos 25 años.

La entrada Wintershall Dea evalúa opciones para exportar gas natural hacia el norte de Chile se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolás Deza

Este fin de semana, desde el viernes 28 al domingo 30 de julio, en la nueva fecha del Campeonato Argentino 2023 de Turismo Nacional en el Autódromo de San Nicolás, Circuito Juan María Traverso, todas las personas que compren una entrada a través de la plataforma https://sannicolas.ticketmania.com.ar/ y se registren en Puma Pris, obtendrán 290 puntos de regalo, que equivalen a $500 de descuento para ser utilizados en combustibles Super, Max Premium o Ion Diesel.   Esos puntos pueden ser acumulados con el 10% de descuento que todos los miércoles ofrece Puma Pris y que es sin tope de reintegro hasta 150 litros. 

Además, desde la compañía indicaron que “en el autódromo habrá un espacio de Puma Energy para que todos los fanáticos puedan disfrutar de una jornada de entretenimiento y diversión. En ese sector, los esperaremos con diversas propuestas de juegos donde podrán ganar diferentes premios”. 

El evento

Puma Energy, la empresa líder en el mercado global de energía, es sponsor oficial de esta categoría. Sus combustibles y lubricantes son utilizados por los competidores. 

En ese sentido, desde Puma afirmaron que “la compañía no sólo apoya el TN y ofrece a sus clientes los beneficios de Puma Pris, sino que también está presente en el TC junto a Gastón Mazzacane, en el Dakar con el Puma Energy Rally Team, y en las 1000 Millas Sport, la carrera más importante en la categoría de autos deportivos clásicos de América Latina”.

La entrada <strong>Puma Energy otorgará beneficios para los clientes que asistan al </strong><strong>Campeonato Argentino 2023 de Turismo Nacional</strong><strong></strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

El informe mensual, realizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destaca que durante mayo de 2023 la producción del sector creció un 2% interanual gracias al aumento en los productos básicos orgánicos, cayendo un 2% respecto al mes anterior debido a la menor fabricación de productos finales agroquímicos por paradas de planta. El acumulado del año crece un 1% respecto al mismo período del año anterior.

El Informe muestra que las ventas locales crecieron un 4% respecto a abril de 2023, favorecidas por los productos finales termoplásticos y químicos intermedios, producto de la mayor demanda y aumento de precios de los productos a nivel global, así como factores estacionales. Respecto a mayo de 2022, se registra una caída del 12%, afectada principalmente por los productos finales agroquímicos. El acumulado del año refleja una baja del 12% respecto al mismo período del año anterior, afectada por todos los subsectores a excepción de los productos finales termoplásticos.

La reseña describe que los valores de las exportaciones del sector, durante mayo, continúan con pérdidas en las tres variables analizadas (-12% intermensual, -47% interanual y -28% en el acumulado). Las empresas manifiestan variación estacional, disminución de precios de algunos productos y priorización del mercado local.

En este sentido, las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), lograron un aumento en las ventas locales para sus tres variaciones consideradas (7% intermensual, 21% interanual y 20% en el acumulado). Por su parte, la producción de estas se incrementó un 20% de abril a mayo de 2023, y descendió un 6 y un 9% en variación anual y acumulada, respectivamente. Con respecto a las exportaciones de las PyMIQ las mismas registraron caídas en las 3 variables, 21% intermensual, 50% interanual y 26% en el acumulado.

Resultados

El reporte confeccionado por la CIQyP® indica que la capacidad instalada del sector durante mayo tuvo un uso promedio del 66% para los productos básicos e intermedios y del 99% para los productos petroquímicos.

Durante mayo 2023, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 24% mayor al mismo mes del año anterior, con una variación negativa del 18% en las importaciones y una variación positiva del 8% en las exportaciones.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante mayo del 2023, alcanzaron los 396 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.931 millones en los primeros cinco meses del año.

Con respecto a los datos que presenta el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), destacó que “los resultados que muestra el sector no se escapan de la media industrial en donde la mayoría de los sectores están mostrando una caída en producción por menor demanda y menor suministro de materias primas por efecto del control del comercio exterior”. “Las ventas externas del sector siguen mostrando una caída importante. Seguiremos expectantes la evolución de las variables macroeconómicas en los próximos meses”.

La entrada La producción de industria química y petroquímica creció un 2% interanual se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Trafigura, que en la Argentina controla la red de estaciones Puma, puso en marcha este finde de semana una nueva terminal de exportación de petróleo en el país. La compañía terminó de cargar este martes por la tarde en Puerto Galván —en las afueras de Bahía Blanca— un buque de 200.000 barriles (bbl) de crudo Medanito producido en Vaca Muerta.

El proyecto, operativizado en tiempo récord en articulación con el Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca (CGPBB), ayuda a descomprimir el principal cuello de botella que frena el incremento de la producción de petróleo en la cuenca Neuquina: la falta de infraestructura de transporte y evacuación desde los yacimientos hacia el Atlántico.

Una imagen aérea de la posta 3 del Puerto Galván administrada por el Consorcio de Bahía Blanca.

El punto de exportación inaugurado en la posta 3 del Puerto Galván se suma al que posee Oiltanking Ebytem en Puerto Rosales. Son las únicas dos salidas hacia ese Atlántico con acceso a los campos no convencionales de Neuquén. Hacia el Pacífico en mayo se reactivó el Oleoducto Trasandino (Otasa), que es propiedad de YPF, Chevron y Enap de Chile.  

Trafigura edificó, en los últimos cinco años, durante la gestión de Martín Urdapilleta como su gerente general en la Argentina, una organización ágil preparada para gestionar de forma diferencial el riesgo implícito de desenvolverse en una economía volátil como la argentina.

“Con estas inversiones, nuestro objetivo es reforzar la infraestructura de exportación de Medanito en Argentina, acompañando el crecimiento de Vaca Muerta y ofreciendo una alternativa logística para los productores”, afirmó Urdapilleta. «Como empresa comercializadora de materias primas a nivel mundial, nuestra función principal es gestionar las cadenas de suministro para hacerlas más eficientes y responsables y, en este caso, conectar a los productores de Medanito con los consumidores», añadió.

Dinamismo

Trafigura, uno de los mayores traders de materias primas del planeta, empezó a construir a la salida de la pandemia un descargadero de camiones en la zona de injerencia de su refinería de Bahía Blanca. Las instalaciones cuentan con seis puestos de descarga y capacidad para gestionar hasta 150.000 metros cúbicos mensuales (m3/mes) de petróleo. En forma simultánea, lanzó el montaje de dos tanques de almacenamiento con capacidad de 130.000 m3/mes.

La empresa toma decisiones rápido en agendas diversas aunque complementarias. Por ejemplo, la compañía puede cerrar un acuerdo de inversión con productores para financiar la perforación de un pad de pozos en Neuquén —como el que anunció la semana pasada con la petrolera Capsa-Capex— y al mismo tiempo, definir una estrategia comercial agresiva para capturar participación en el mercado mayorista de combustibles o encarar un proyecto de infraestructura que suma valor al sistema porque ataca uno de sus aspectos de mayor fragilidad como la estrechez de la red de oleoductos.

A riesgo

El esquema de negocios del proyecto de exportación de Trafigura difiere del que se suele utilizar para apalancar este tipo de inversiones en la industria hidrocarburífera. Por lo general, el propietario de la infraestructura busca cerrar, antes de lanzar los desembolsos, un contrato de venta de capacidad de transporte a largo plazo (10 o 15 años) con productores de petróleo a fin de garantizar el repago de la obra. No fue lo que sucedió en este caso.

Trafigura encaró el emprendimiento como una iniciativa privada que hace sentido con las necesidades del mercado, pero que aún no cuenta con el respaldo contractual de los cargadores. El riesgo corre por su cuenta. La expectativa, claro está, es que Vaca Muerta continúe con su expansión y que la nueva terminal de exportación se ponga en valor rápidamente.

Trafigura apuesta a construir un hub de exportación de crudo Medanito con base en su refinería de Bahía Blanca.

La posta 3 de Puerto Galvan podría funcionar como una solución intermedia entre la ampliación del sistema Oldelval-Oiltanking Ebytem, que está lanzada y apunta a sumar una capacidad de evacuación adicional de 50.000 m3/día de crudo Medanito, y otro gran proyecto de infraestructura de exportación, como por ejemplo el denominado Vaca Muerta Sur que está en carpeta de YPF, aunque con financiamiento y plazos de ejecución inciertos.

Características

Si bien lo que se puso en marcha esta semana una primera etapa, a mediano plazo la apuesta de Trafigura es mucho más ambiciosa: el objetivo es construir una terminal con capacidad para exportar 4,8 millones de bbl/mes de petróleo Medanito. La inversión total rondaría los US$ 150 millones, según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto de la iniciativa. Se realizarán mejoras en el muelle de Puerto Galván para poder operar con buques Suezmax, que cargan más de un millón de barriles. Y también se construirá un oleoducto de 11 Km entre la red de Oldelval y la refinería de Bahía Blanca. La obra debería estar lista en 2025.

La nueva terminal de exportación de Puerto Galván se suma a otras cinco que están operativas en el país: la de Oiltanking Ebytem antes mencionada y las de Termap, que opera dos puntos de exportación (uno en Caleta Córdoba, que despacha Escalante y otras en Caleta Olivia, que comercializa Cañadón Seco); la de Punta Loyola en Santa Cruz, que vende el crudo María Inés; y la de Cullen, en Tierra del Fuego, que exporta el petróleo Libra.

En los últimos años, Trafigura convirtió en el mayor comprador de crudo de
Medanito. Prueba de ese es que desde octubre del año pasado adquirió 1,4 millones de barriles por mes de más de 14 productores de petróleo de Vaca Muerta.

La entrada Trafigura inauguró en Bahía Blanca una nueva terminal de exportación de petróleo extraído en Vaca Muerta se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

Pan American Energy (PAE), la segunda productora de hidrocarburos de la Argentina, concretó un nuevo paso en su estrategia de internacionalización de la compañía: está invirtiendo US$ 630 millones para construir en un complejo eólico en el nordeste de Brasil, con el potencial de transformarse en un gran proyecto híbrido con energía solar. La apuesta de PAE, que con esta iniciativa expandió su presencia en el sexto país de la región, es ubicarse entre los principales players de renovables en Latinoamérica.

La empresa —que es propiedad de Bridas y BP— está construyendo en el estado de Bahía el complejo eólico Novo Horizonte, que tendrá 94 aerogeneradores Vestas de 4,5 megawatt (MW) para alcanzar una potencia total de 423 MW. El complejo ocupará un total de 2700 hectáreas en seis municipios. La inversión total es de 3000 millones de reales, con financiamiento propio del Banco Nacional de Desarrollo del Brasil (BNDES) y del Banco del Nordeste.

El proyecto está estructurado en forma de 10 parques conectados por una red de media tensión, y esta a su vez con una subestación eléctrica propia. PAE también está construyendo una línea de alta tensión de 90 km de extensión para conectar la subestación con el Sistema Interligado Nacional del Brasil (SIN).

Puesta en marcha

Novo Horizonte entraría en operación en los próximos meses. «La puesta en marcha la tenemos prevista para principios del próximo año«, señaló una fuente de la empresa a EconoJournal.

Brasil será el sexto país en que Pan American, cuyo CEO global es Marcos Bulgheroni, tendrá presencia luego de la Argentina, Bolivia, México, Paraguay y Uruguay. Es un paso importante dentro de la estrategia de internacionalización de la compañía, que sin embargo sigue teniendo a la Argentina en el centro de su agenda. De hecho, mientras opera el complejo hidrocarburífero edificado durante décadas en torno al yacimiento Cerro Dragón, en Chubut, la empresa desembolsó más de US$ 1000 millones en los últimos tres años para desarrollar un segundo hub de petróleo y gas ubicado en Vaca Muerta, en la cuenca Neuquina.

«La instalación de Novo Horizonte es un proyecto importante que nos permite ser protagonista de la transición energética y aumentar la regionalización de la compañía. Será nuestro parque más grande y muy importante dentro del portafolio. Tener un proyecto grande de generación dentro de una de las mayores economías posiciona bien a PAE», razonaron fuentes de PAE.

«La industria de Oil&Gas tiene que ser protagonista de la transición energética y no considerarse como una víctima. En ese contexto hay que resaltar el peso de la Argentina, porque el puente de esa transición se lo va a dar el GNL y el gas. En ese contexto evaluamos todas las oportunidades en Argentina y la región», agregó.

En Brasil existen instalados algo más de 12.000 MW de potencia eólica. En PAE destacan la importancia del proyecto en sí mismo y lo presentan como un canal de entrada a Brasil. «Pensamos que puede llegar a estar entre los diez parques eólicos más grandes de Brasil. El décimo tiene 405 MW, el nuestro entra justo y lo desplaza», señaló.

Proyecto híbrido

La compañía está evaluando adicionalmente la posibilidad de sumar potencia solar y transformar al parque en un importante proyecto híbrido. El complejo solar en evaluación tendría una potencia de 300 MW.

«La línea de alta tensión la estamos haciendo con una capacidad no solamente para eólico sino para eólico más solar y la subestación propia la estamos haciendo de tal manera que nos permita crecer modularmente a futuro», explicaron las fuentes consultadas.

Pero en PAE analizan la factibilidad de llevarlo hasta los 400 MW dependiendo de la ingeniería. Por lo que el potencial proyecto híbrido podría escalar a una potencia total superior a 800 MW. Esto transformaría a PAE en uno de los principales generadores de energías renovables. «Los players puros de renovables tienen más o menos uno o dos gigas en Brasil y la región», señaló.

Libre mercado

La compañía ya tiene vendida el 36% de la energía que producirá a distintos clientes a través del mercado libre brasileño. «Ese es el mercado más atractivo, por precios y volumen», señalan en PAE.

El «mercado livre» eléctrico es el segmento de libre negociación de contratos de energía entre generadores, comercializadores y clientes en Brasil. El 38% de la energía generada en el país vecino es vendida a través de ese mercado, alcanzando el 54% en el caso de las renovables (sin contar hidro).

«La apertura total del mercado eléctrico es el punto central de la modernización del sector y es una de las reformas microeconómicas más importantes en curso en Brasil», señaló el titular de la Asociación Brasilera de los Comercializadores de Energía (Abraceel), Rodrigo Ferreira, en una entrevista reciente con este medio.

La entrada Pan American desembarca en Brasil con una inversión de US$ 630 millones para construir un parque eólico se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolás Deza

El gobierno fijó los precios estacionales mayoristas de la electricidad con una suba de 17% para los meses de agosto, septiembre y octubre. Con los nuevos valores, queda en evidencia que se está generando una modificación en el diseño original del esquema de segmentación tarifaria. En los hechos, los usuarios de ingresos medios del Nivel 2 (que junto al Nivel 3 son casi el 70%), están quedando retrasados respecto a los precios que pagan los hogares de altos ingresos del Nivel 1 (representan un 33%).

La medida se publicó este miércoles en el Boletín Oficial a través de la resolución 612/2023, firmada por la secretaria de Energía, Flavia Royón. La consecuencia del actual esquema de segmentación tarifaria es que los usuarios residenciales del Nivel 1 (que también incluye a pequeños comercios) quedaron, en los hechos, en un bloque de precios mayoristas muy distanciados de los corren para el nivel 3. Esto está generando una reducción menor de los subsidios a Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Nivel 1 y 3

La aceleración de la quita de subsidios a las tarifas de luz y gas es un punto relevante en la negociación entre el gobierno y el FMI. En esa clave, el Ministerio de Economía a cargo de Sergio Massa, puso el foco en la quita sólo para los usuarios del Nivel 1. Según la resolución de la cartera energética, entre agosto y octubre los usuarios de altos ingresos (o que no se inscribieron en el Registro de Acceso a los Subsidios Energéticos -RASE-) pagarán a partir de agosto $ 22.578 por megawatt por hora (MWh) en las horas pico y $ 22.565 MWh en el valle (franja horaria de menor consumo).

Según el cuadro de la resolución publicada este miércoles, la diferencia del precio estacional con los usuarios de ingresos medios es sustancial. El Nivel 3 (en teoría, sectores medios), que tienen subsidiado el consumo mensual hasta 400 kW, tendrán un precio mayorista de $ 3.943 MWh en el pico y $ 3.568 MWh en el valle, es decir, seis veces menos que los hogares de altos ingresos (Nivel 1). Mientras que los usuarios de bajos ingresos del Nivel 2 tendrán un precio de $ 3.129 MWh en pico y $ 2.832 MWh en el valle.

Subsidios

En los primeros cinco meses del año los subsidios a la energía se redujeron un 11% respecto al mismo período de 2022, pero esta caída refleja centralmente el retraso de los pagos por parte del Estado a Cammesa, según explica el informe de junio de la consultora Economía & Energía. Los subsidios a Enarsa en junio fueron de US$ 628 millones, mientras que en el mismo mes de 2022 habían trepado a US$ 820 millones. En el caso de Cammesa, los subsidios en junio sumaron US$ 814 millones, mientras que en junio de 2022 habían alcanzado los US$ 927 millones, según la consultora.

La resolución 612 define los Precios de Referencia de la Potencia (POTREF) y el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) en el MEM entre el 1° de agosto y el 31 de octubre. La medida aclara que la suba de la electricidad para el caso de los usuarios residenciales del Nivel 1 “se ajusta el precio al valor sin subsidio”. En cambio, para los usuarios que pertenecen a los niveles 2 y 3 “se mantienen vigentes los valores actuales”.

El nuevo cuadro tarifario del precio mayorista estacional con quita de subsidios implica un aumento de 17% también para usuarios no residenciales para los segmentos con demanda mayor a 300 kilovatios (kW) o Grandes Usuarios de la Distribuidora (GUDIs); demanda no residencial con consumo menor a 300 kW; demanda de hasta 10kW para consumos de hasta 800 kW/h por mes y para los que se exceden de ese margen; y, por último, demanda no residencial mayor a 10 kW y menor a 300 kW.

La entrada El gobierno reformuló ad hoc el esquema de segmentación tarifaria en dos grandes niveles se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

Como consecuencia de la agudización de las restricciones a la importación, DLS Archer, una de los dos principales empresas proveedoras de equipos de torre de Vaca Muerta, informó este que debió suspender los trabajos asociados al acondicionamiento y posterior puesta en servicio de una unidad de perforación de última generación —adicional a los que ya tiene trabajando en yacimientos no convencionales— que estaba programado para septiembre. Asimismo, allegados a la compañía explicaron que debido a esta situación hay 50 puestos de trabajo en riesgo de continuidad.

DLS es la prestadora de unidades de perforación, pulling y workover que más upgrades realizó a su flota de equipamiento. Concretamente, tal como publicó EconoJournal, la firma llevó adelante en los últimos dos años una repotenciación de ocho equipos de drilling a fin de que puedan perforar pozos horizontales tan extensos como los que se están colocando en Vaca Muerta. Como en el mercado local faltan equipos de ese tipo, DLS está realizando un upgrade adicional en una nueva unidad pero la imposibilidad de importar componentes y repuestos que no se fabrican en el país puso en riesgo la continuidad del proceso.

Uno de los simuladores desarrollados por DLS para entrenar operadores de equipos de perforación.

SIRA

Desde DLS Archer indicaron que la falta de aprobación del Sistema de Importaciones de la República Argentina (SIRA), y la consecuente imposibilidad de retirar los elementos importados de la Aduana, son las principales causas que afectan de forma directa a las empresas de servicios petroleros.

En este sentido, desde la compañía advirtieron que en este contexto de profunda incertidumbre el tan ansiado desarrollo de Vaca Muerta se ve perjudicado y que muchas empresas del rubro han comenzado a manifestar la imposibilidad de garantizar las operaciones en el corto plazo. 

La entrada Por las trabas a la importación, se frena el acondicionamiento de equipos necesarios para continuar con el desarrollo de Vaca Muerta se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La Corporación Financiera Internacional (IFC, por sus siglas en inglés), miembro del Grupo Banco Mundial, anunció un préstamo de hasta US$ 180 millones a Allkem, para apoyar el desarrollo de Sal de Vida, operación ubicada en Catamarca. Este desembolso contempla US$ 100 millones de IFC y hasta US$ 80 millones en fondos movilizados, y es el primero de la institución multilateral en minería de litio a nivel global.

Se espera que el proyecto produzca 15.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente (LCE) en su primera etapa. La inversión respaldará la construcción y operación de Allkem de una planta de salmuera de litio de grado de batería en Sal de Vida, que se encuentra a 4100 metros sobre el nivel del mar en el Salar del Hombre Muerto.

La Agencia Internacional de la Energía estima que el suministro del mineral debe multiplicarse por siete para 2030 para alcanzar un escenario de cero emisiones netas en 2050.

En base a este acuerdo, el director gerente y CEO de Allkem, Martín Pérez de Solay, expresó: «Estamos orgullosos de aliarnos con IFC para garantizar operaciones seguras y sostenibles, productos responsables y comunidades prósperas a largo plazo». «Acordamos establecer los más altos estándares de sostenibilidad para Sal de Vida, de modo de contribuir a la economía de Catamarca a través de empleo local, el desarrollo de cadenas productivas locales y programas de desarrollo comunitario», agregó.

Financiamiento

Esta es la primera vez que el financiamiento de un proyecto de minería greenfield se estructura como un préstamo verde y vinculado a la sostenibilidad. Los objetivos del proyecto en esta área incluyen aumentar la participación de mujeres en la fuerza laboral de Sal de Vida del 10% en 2022 al 26% para 2030 y expandir el uso de energía renovable en el ciclo de producción al 50% para 2030.

Por su parte, Makhtar Diop, director gerente de IFC, aseguró: «Nuestra inversión en Allkem es parte de la estrategia de IFC para desarrollar cadenas de suministro globales que aceleren la transición hacia un futuro bajo en carbono y al mismo tiempo generen puestos de trabajo». «Fortalecerá la posición de Argentina como uno de los principales productores de litio a nivel mundial y ayudará a establecer altos estándares de sostenibilidad para la industria», añadió.

Sal de Vida se encuentra en el Triángulo del Litio, un área geográfica en los Andes que abarca partes de Chile, Bolivia y Argentina y que alberga aproximadamente el 60% de las reservas identificadas del metal en salmueras cercanas a la superficie. Solo Argentina representa el 35% de los recursos mundiales de litio y ocupa el tercer lugar a nivel mundial en reservas probadas.

La entrada El Banco Mundial otorgó un crédito de US$ 180 millones a Allkem para desarrollar Sal de Vida se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

*Por Pablo Givogri.  

Hoy los desafíos del país en materia energética son enormes, pero abordados convenientemente por los hacedores de política pueden ser un motor más y muy relevante para el desarrollo del país en las próximas décadas. Nuestro país puede aprovechar la abundancia en sus recursos energéticos en un mundo con complicaciones en materia de energía donde, por un lado, la seguridad de abastecimiento energético se encuentra convulsionada por los conflictos geopolíticos y por otro lado, con las distintas economías mundiales transitando los objetivos de descarbonización por el calentamiento global, con las dificultades de implementación que implica incorporar las energías verdes en sus matrices energéticas (costos y su financiamiento, intermitencias/disponibilidad de este tipo de energías, entre los principales).

En el frente nacional, la buena noticia es que cualquiera sea el color político de la próxima administración del Poder Ejecutivo Nacional, todo hace traslucir que existe algún consenso de que no es posible desaprovechar la explotación de los abundantes recursos energéticos con los que cuenta el país; tanto en fuentes no renovables (petróleo y gas) como renovables (eólica y solar, entre los principales). El tema central por definir, es el cómo aprovechar convenientemente la riqueza que pueden generan nuestros recursos y como la gestión pública, a través de una política de estado en energía, debería marcar una hoja de ruta referencial para todos los actores intervinientes de la sociedad.

Sabemos que el país ha sido beneficiado con esos vastos recursos energéticos; sólo tenemos que saber aprovecharlos en el tiempo de una manera racional y pragmática en función a los intereses del país, lo que generará la riqueza a la sociedad presente y futura.

Se entiende también que existe una ventana de oportunidad en particular para la explotación de los recursos fósiles no convencionales de Vaca Muerta (formación de shale de petróleo y gas), cuyo límite temporal es cuan rápido se desarrollen los procesos de descarbonización a nivel de cada país para lograr el objetivo mundial de descarbonización, bajo la consigna Net Zero en 2050.

Adicionalmente hay bastante consenso de expertos en la materia de que el gas puede ser el recurso utilizado en el proceso mundial de la transición energética, siendo éste un complemento ideal -por ser menos contaminante que los fósiles tradicionales: carbón, petróleo- de las energías renovables, pero valga nuevamente afirmar que no hay muchos años por delante para la necesidad de la utilización del gas en ese proceso de transición hacia el uso de energías verdes.

Recursos

Respecto al aprovechamiento de sus recursos renovables el país ya ha iniciado desde hace tiempo un proceso de incorporación paulatina y en ascenso de las energías verdes en línea con los objetivos mundiales. En ese sentido, resulta positivo que el Gobierno Nacional a través de la Resolución SE 518/2023 haya aprobado recientemente un instrumento de planificación energética para la transición energética del país denominado “Lineamientos y Escenarios para la Transición Energética a 2050”.

Ahora bien, no obstante, los mencionados consensos, vale tener presente algunas condiciones necesarias que resultan relevantes se presenten para el desarrollo del sector energético. En primer lugar, se requieren de condiciones macroeconómicas estables que blinden el desarrollo sustentable del sector. Esto es, al tratarse de una industria capital intensiva, con necesidad de recupero de inversiones a largo plazo, tener un valor de costo de capital accesible y acceso a moneda dura como el dólar para los inversores, son elementos claves para la implementación exitosa de este tipo de proyectos para que sean competitivos en precios y puedan competir en los mercados globales.

Sumado a las condiciones macroeconómicas y complementariamente, es necesario establecer los lineamientos básicos en materia institucional y regulatoria del sector energético para que el país desarrolle sus recursos energéticos. En ese sentido, el respeto a las instituciones y normas regulatorias en el sector es lo que ha faltado observando nuestro pasado más reciente. Solo basta mencionar el caso particular del sector gasífero, en donde desde la reestructuración de esta industria hacia fines de 1992, la Ley Nro. 24.076 solo se aplicó en 10 de los 30 años transcurridos al presente, producto de que las Leyes de Emergencia (promulgadas en 2002 y en 2019) no fueron la excepción en ese período.

Con este panorama, es claro concluir que el próximo gobierno nacional tendrá como materia esencial refundar las instituciones en el sector aplicando las leyes y evaluar las adecuaciones que fueran necesarias establecer dado que la Ley de 1992 quedó desactualizada conforme la evolución regulatoria en otras experiencias.

También existe un diagnóstico común de los expertos que el sector energético puede ayudar al desarrollo del país vía generación de inversión y divisas posicionando a este sector como algo comparable con lo que genera para el país el complejo sojero por ejemplo (se estima una balanza comercial energética de 24.000 MM USD para 2030 cuando se implementen los principales proyectos energéticos).

Inversiones

Las inversiones necesarias para lograr ese objetivo son relevantes. Sólo en el upstream en el orden de US$ 5.000 millones por año, más un elevado requerimiento de potenciación y/o construcción de gasoductos domésticos (US$ 3.250 millones) /poliductos (US$ 1.750 millones), e instalaciones de infraestructura necesarias para un proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) de escala mundial 25 millones TPA (US$ 50.000 millones en la planta, en los ductos dedicados y en el uptream).

Para viabilizar esas inversiones se requieren de políticas regulatorias en el sector que promuevan reglas estables y perdurables que permitan la recuperación de las inversiones a largo plazo con la adecuada y razonable rentabilidad. La estabilidad institucional-regulatoria es clave, de lo contario se perderá la oportunidad de que el país aproveche las riquezas que pueda generar el sector. Un punto no menos importante es que las decisiones de inversión se realicen siguiendo parámetros de productividad de capital. Esto es que las inversiones deberían ser eficientes y asignadas a cada proyecto energético con racionalidad económica. Para esto, se requieren reglas regulatorias que busquen ese objetivo al momento de la toma de decisiones de los inversores (sean actores públicos o privados).

Tarifas

El sistema de precios y tarifas en el sector energético es clave para cumplir con este objetivo. Llevamos décadas de políticas inadecuadas en ese sentido, con una visión errónea del Estado Nacional, del papel que deben jugar los precios y tarifas en la asignación de recursos en la economía y más particularmente en el sector. Acá los desafíos regulatorios que se enfrentan son enormes porque se requerirá modificar, con señales regulatorias adecuadas, las fuertes distorsiones que presentan en la actualidad los precios y tarifas en el sector energético. Sólo para mencionar un dato sobre las consecuencias no beneficiosas para el país que implicó aplicar precios y tarifas alejadas de sus costos económicos: el país asignó y gastó en subsidios en el período 2007-2023 un total de US$ 144.000 millones, y este valor es casi tres veces lo que se estima en la inversión del proyecto de escala mundial de GNL mencionado anteriormente.

El aprovechamiento de los vastos recursos energéticos supone también cambiar el paradigma de vivir con lo nuestro, y pasar a una visión de integración al mundo, para alcanzar otros mercados energéticos mundiales: regionales (por ductos/poliductos) y extra-regionales (GNL). Eso permitirá, por economías de escala, desarrollar el recurso energético a precios más competitivos beneficiando no solo al consumidor nacional sino también al regional en países vecinos.

En ese sentido, será necesario una readecuación del régimen legal aplicado a las exportaciones energéticas para que éste no sea considerado el mercado residual (como opera hoy en la práctica), sino posibilitando el abastecimiento de los mercados externos con contratos plurianuales en firme.

Bajo un concepto de desarrollo amplio del recurso energético superando los límites nacionales se logrará indirectamente el concepto del pleno abastecimiento del mercado local. En otras palabras, la seguridad del abastecimiento del mercado local será una consecuencia del desarrollo del sector para todo el mercado, sea doméstico o para abastecer al mundo.

También el sector consumidor doméstico enfrentará los beneficios de un precio competitivo del energético basado en un desarrollo de escala con mercados amplios. En ese escenario, es que las generaciones presentes y futuras deberían ser beneficiadas por el desarrollo sustentable del sector energético, con seguridad de abastecimiento, precios competitivos, y accesibilidad a los consumidores. Además de los efectos positivos sobre los indicadores de la macroeconomía: empleo, inversiones, generación de divisas para el país, entre los relevantes.

La abundancia de un recurso como el shale también plantea un desafío a abordar en materia de política de Estado por los desequilibrios sociales que se pueden generar. Hay ejemplos mundiales que pueden ser estudiados al respecto (Noruega, África, entre otros). Un ejemplo de esos desequilibrios se da en los mercados laborales donde el crecimiento de la explotación del recurso abundante (en nuestro caso el no convencional) puede llevar a tener sueldos más elevados en el sector energético generando falta de oferta laboral en otros sectores de la economía. Se puede recurrir a la creación legal de fondos anticíclicos en los que aportan los actores inversores del sector para cubrir esos desequilibrios y que la riqueza generada por el sector energético -volcada en esos fondos- pueda utilizarse con alguna regla en beneficio de las generaciones presentes y futuras.

Finalmente puede concluirse que, todos los aspectos señalados en esta nota deberían formar parte de la Política Energética enmarcada en una Política de Estado estable, que trascienda los períodos de los gobiernos futuros.

*Experto Regulatorio en Energía.  

La entrada <strong>Reflexiones sobre el rol de los hidrocarburos en la agenda energética argentina durante los próximos años</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) logró sintetizar hexafluorofosfato de litio (LiPF6) o sales de litio por primera vez en el país. El hexafluorofosfato de litio es un insumo imprescindible para los electrolitos de las baterías de ion-litio. Este desarrollo a escala piloto tuvo lugar en el Complejo Tecnológico Pilcaniyeu de la CNEA y es un primer paso hacia la producción industrial necesaria para la fabricación de celdas y baterías en el país.

La CNEA fue convocada para producir este insumo por un consorcio del que ahora también forma parte, integrado por el Centro de Química Inorgánica CEQUINOR-CONICET y las empresas Clorar Ingeniería e YPF Tecnología (Y-TEC). El financiamiento fue otorgado el año pasado por la Agencia I+D+i, que depende del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación, mediante el Fondo Argentino Sectorial (FONARSEC).

El desarrollo de la CNEA está vinculado con el acuerdo rubricado en 2021 entre instituciones públicas y empresas para un proyecto de diseño, instalación, configuración y puesta en funcionamiento de una planta industrial de fabricación de celdas y baterías de Litio.

Denominada UniLiB, esta planta fue construida bajo el liderazgo de Y-TEC en un predio de la Universidad de La Plata. El presidente de Y-TEC, Roberto Salvarezza, dijo que UniLiB comenzará a fabricar sus primeras celdas en septiembre, con una capacidad de producción anual (medida en energía almacenada) de 15 MWh, equivalente a 2000 baterías para almacenamiento estacionario de energías renovables o unos 300 para autos eléctricos.

«Esta misma tecnología la tendremos para una planta con la provincia de Santiago del Estero, que será cinco veces mayor que ésta«, dijo Salvarezza en declaraciones a AM 530.

Complejo Tecnológico Pilcaniyeu.

Electrolito

El electrolito es un insumo esencial para la fabricación de celdas y baterías de ion-litio. La celda de una batería de ion-litio está conformada por un ánodo, un cátodo y un electrolito.

La función del electrolito es proporcionar los iones de litio que son el origen de la carga eléctrica acumulada en dichos sistemas. Más del 85% de la producción del electrolito se concentra en empresas asiáticas.

“Ellos han ganado experiencia en la generación de materiales para el ánodo y el cátodo de la batería, pero para cerrar el circuito hace falta el electrolito. Para hacerlo hay que mezclar hexafluorofosfato de litio con unos carbonatos. Para un primer abastecimiento, la planta necesita dos toneladas de esta sal de litio, que solo es producida por los países asiáticos. Pero por la alta demanda, en este momento falta stock. De ahí surge la necesidad de producirla en la Argentina y fue entonces que sumaron a la CNEA al proyecto”, detalló la jefa del Departamento Fisicoquímica y Control de Calidad del Complejo Tecnológico Pilcaniyeu de la CNEA, la doctora en Química Ana Bohé.

Pilcaniyeu

La convocatoria a la CNEA no es azarosa. En el Complejo Tecnológico Pilcaniyeu, ubicado a unos 60 kilómetros de Bariloche, el organismo cuenta con capacidades únicas para la síntesis de las sales de litio.

“Ya logramos un primer objetivo, que es producir por primera vez en el país hexafluorofosfato de litio. Lo hicimos a escala de laboratorio y la próxima meta es pasar a la escala banco, con la producción de 10 gramos que alcanzarán para proveer de electrolitos a todos los laboratorios de investigación del país durante un año. Con lo realizado hasta ahora demostramos que a través de un proceso nuevo diseñado por nosotros se puede ir pasando de escala hasta llegar a la industrial, que permitirá producir kilos del compuesto”, dijo Bohé.

El complejo Pilcaniyeu comenzó en la década de 1980 como un proyecto para el enriquecimiento de uranio. Allí se desarrollaron capacidades únicas de manejo de los compuestos de fluor o gases fluorados. «Los países que están en el mercado en el hexafluoruro de litio generalmente abordaron antes el enriquecimiento de uranio, porque se requieren manejar ciertos compuestos y cierta expertise», agregaron desde la CNEA ante una consulta de EconoJournal.

«Vamos avanzando gradualmente con pruebas de cada vez mayor cantidad. Pero más allá de mostrar la factibilidad, también estudiando para aumentar la eficiencia y luego asegurar la calidad del producto en lo que se refiere niveles de contaminación muy bajo de otros compuestos que no sean la sal. Esto es fundamental para lo que es el desempeño de la batería en cuanto a la durabilidad de la carga y a la eficiencia de la batería en sí», añadieron.

La entrada La CNEA produjo por primera vez en el país un insumo clave para la fabricación de baterías se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolás Deza

TotalEnergies invertirá más de 100 millones de dólares en los próximos tres años para alcanzar el 80% en la reducción de emisiones de metano en Argentina. La compañía ya ha logrado una reducción de un 60% de las emisiones de metano en el período 2020-2023 y su próximo objetivo es superar esta meta a 2030, logrando reducir estas emisiones en un 80% con respecto al 2020, y con la ambición de alcanzar cero emisiones de metano para 2050.

Total, principal operador privado de gas natural del país operando más de 30 millones de metros cúbicos día de gas natural, viene implementando iniciativas para el cumplimiento de su ambición en la eliminación de las emisiones de metano en sus operaciones, tanto en Neuquén como en Tierra del Fuego, las cuales le permitieron pasar de 6 kilotoneladas/año de emisiones de metano en 2020 a 2 kilotoneladas/año en la actualidad.

Proyectos

Entre los proyectos para la reducción de emisiones de metano – CH4, la compañía trabaja en la eliminación de gas de instrumento mediante el reemplazo del 100% de las bombas neumáticas operadas con aire a través de skids energizados mediante paneles solares, tanto en Neuquén como en Tierra del Fuego.

La reducción y eliminación de fuentes de venteo y flaring es otra de las líneas de trabajo de Total. En este sentido, la compañía lleva adelante la implementación de una Política de Flaring para establecer (por sitio) las limitaciones de diseño y justificación técnica para seguridad y de rutina.

Medición vía drones en Neuquén.

“Cabe destacar que, gracias a un análisis de riesgo, Total concretó el apagado de dos antorchas y avanza en el estudio para el apagado de otras siete. Estas y tantas otras acciones se complementan con el monitoreo continuo para la detección de fugas en válvulas gracias a tecnología de punta”, remarcó la empresa a través de un comunicado.

Sumado a esto, Total lleva adelante iniciativas e inversiones para la mejora de la eficiencia energética y consiguiente reducción de emisiones de dióxido de carbono – CO2. En el caso de Aguada Pichana Este, a través de la construcción de una línea de alta tensión (132KV) de 43 kilómetros, que proveerá suministro eléctrico renovable a la planta. En este punto, el objetivo inmediato es poder reemplazar los termo-compresores por compresores eléctricos lo que permitirá una reducción de emisiones GEI de 28 ktCO2eq/año.

Adicionalmente, se destaca que en Tierra del Fuego Total cuenta con un proyecto de construcción de una granja eólica que permitirá el suministro de energía eléctrica descarbonizada a la planta de tratamiento Río Cullen, donde actualmente la energía utilizada es por termocombustión. 

Antecedentes

A nivel mundial, Total logró posicionarse como una empresa pionera en el abordaje integral de las emisiones de metano, con grupos de expertos trabajando en su detección, medición y control a través de satélites, aviones (KAIROS), campañas de medición vía drones (AUSEA, desarrollo de TotalEnergies en cooperación con el Centro Nacional de Investigación Científica Francés y la Universidad de Reims Champagne-Ardenne), monitoreo y detección de fugas (QLDAR), medición de gases de escape para la cuantificación y consecuente reducción de gases efecto invernadero.

Es así como la compañía se encuentra certificada en el Nivel 3 por la OGMP 2.0 (Oil and Gas Methane Partnership, o Asociación para el Metano, de productores de Petróleo y Gas) y aspira a certificar el Nivel 4 a fines del 2023.

“El foco de TotalEnergies es la multienergía, con un objetivo muy ambicioso de reducción de emisiones de gases efecto invernadero, tanto de dióxido de carbono como de metano, aumentando al mismo tiempo la oferta de energía que requieren las sociedades a nivel mundial”, concluyó la empresa.

La entrada Total Energies invertirá más de US$ 100 millones en tres años para reducir emisiones de metano en el país se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (FECENE) definió como exitoso el proceso de incorporación de compañías que brindan servicios para Vaca Muerta al régimen del nuevo ‘Compre Neuquino’.  “El entramado de empresas locales está funcionando muy bien. Estamos todas unidas, sobrellevando permanentemente cada una de las situaciones que se presentan”, dijo Daniel González, referente de la entidad que nuclea a cinco firmas de la provincia.

En diálogo con EconoJournal, el directivo hizo alusión a los datos que se conocieron recientemente acerca del funcionamiento de la normativa, que se modificó el año pasado y que entró en vigencia a principios de esta temporada. Según lo destacado por González, gracias a la nueva ley el sector ha experimentado un crecimiento significativo, impulsando el desarrollo local y generando un mayor flujo de trabajo para las empresas certificadas.

La Ley Provincial 3.338, conocida como «Fortalecimiento y Desarrollo de la Cadena de Valor Neuquina«, fue aprobada y reglamentada en 2022, tras un extenso proceso de búsqueda de consenso con los diferentes actores de la industria hidrocarburífera. Esta normativa se propuso como una respuesta a las necesidades de promover el trabajo y aumentar la cantidad de compañías capaces de obtener la certificación de ‘Empresa Neuquina’.

En palabras de González, en estos momentos afortunadamente hay muchísimo trabajo en Vaca Muerta. “La Ley de ‘Compre Neuquino’ está funcionando positivamente», resaltó. El referente de FECENE enfatizó que la colaboración entre las firmas ha sido fundamental para el éxito de esta iniciativa.

Camino a las 1.200

El Centro PyME ADENEU, dependiente del Ministerio de Producción e Industria provincial, y autoridad de aplicación de la norma, realizó el primer informe sobre los niveles de contratación a Empresas Neuquinas Certificadas (ENC). Según esos datos, en los primeros meses de vigencia de la normativa, más de 220 empresas han accedido al beneficio de certificación, superando ampliamente las cifras de años anteriores, cuando se registró un promedio de 80 y un máximo de 95.

Si bien desde las cámaras reconocen que aún existe desconfianza por parte de muchas PyMEs, debido a la experiencia verificada con la normativa anterior, que no logró sus objetivos, la Ley 3338 “se ha destacado por su efectividad y claridad en cuanto a la información requerida para la adjudicación de contratos preferenciales a las ENC”.

“Uno de los pilares fundamentales de la ley ha sido el desarrollo de proveedores locales. Los sujetos obligados por la normativa han identificado un total de 178 empresas que serán incorporadas a programas de mejora y desarrollo durante el presente año. Esta medida busca fortalecer la cadena de valor local y aumentar la participación de empresas neuquinas en el mercado”, apuntó el informe.

Los resultados del análisis llevado a cabo por el Centro PyME ADENEU indican que, si se certifica la totalidad de las 1.200 firmas locales previstas, la participación de las ENC podría mejorar en un 24 por ciento. Esto representaría un significativo progreso en el cumplimiento de los objetivos que promueve la normativa provincial.

“Con estos avances y el constante esfuerzo de las cámaras del sector energético para acercar más empresas locales, lo que se busca es que las operadoras encuentren suficiente oferta neuquina para fomentar el desarrollo local y, así, afianzar la confianza en este entramado empresarial”, concluyó González.

Niveles de contratación

En cuanto a los niveles de contratación durante 2022, los sujetos obligados por la ley informaron gastos por 5.771 millones de dólares.

Al evaluar este gasto sólo en los rubros donde la autoridad de aplicación considera que existe oferta local de proveedores, el monto se reduce a u$s 3.029 millones, de los cuales las 95 ENC de 2022 capitalizaron u$s 831 millones.

YPF encabezó las contrataciones de empresas operadoras en rubros donde se considera la existencia de oferta local, con un 39% del total. Le siguieron Shell Argentina (17%), Pan American Energy -PAE- (13%) Tecpetrol (8%) y Vista Energy (7%), en ese orden.

No obstante, el reparto del gasto entre ENC fue liderado por Total Energy, con un 62 por ciento. Detrás se ubicaron Exxon Mobil Argentina (47%), Chevron (44%), Pluspetrol (36%) e YPF (33%). Vale aclarar que cada porcentaje representa el monto total contratado, en rubros con oferta de ENC.

En materia de servicios especializados, ingeniería y obras, Schlumberger ejecutó un 21% del gasto total de las contrataciones. Luego se ubicaron Halliburton (14%); AESA (9%); Nabors (8%) y San Antonio (8%).

Bajo la misma lógica, en el caso de las empresas de servicios especializados, quienes encabezaron las contrataciones a ENC fueron AESA (57%), Hellmerich & Payne (38%), DLS (36%), Ensign (35%) y Petreven (31 %).

Si bien el análisis de cumplimiento se realiza rubro a rubro, donde existe oferta local de ENC el cumplimiento promedio aún dista del 60% requerido por la normativa.

Una de las conclusiones del Centro PyME-ADENEU es que los niveles de contratación a ENC en 2022 alcanzaron el 27% del total de bienes y servicios utilizados por los sujetos obligados por la ley.

Este resultado constituye la base inicial que la nueva normativa tendrá como desafío mejorar, dada la mayor cantidad de ENC que podrán gozar del beneficio.

“No obstante, los sujetos obligados por la ley, que hasta el momento no alcanzaron el cumplimiento, deberán elaborar planes de acción para ajustarse a los objetivos de la normativa”, expusieron desde la autoridad de aplicación.

Desarrollo de proveedores

Uno de los aspectos superadores de la nueva normativa es el requisito de que los sujetos obligados dispongan de programas de desarrollo de proveedores. A tal efecto, las empresas obligadas identificaron 178 firmas a desarrollar durante esta temporada, sobre las cuales se están implementando programas de mejora.

De este total, las operadoras declararon 119 empresas a incorporar en sus programas de desarrollo para el año en curso. Los porcentajes de distribución de proveedores fueron los siguientes: Tecpetrol (45%); Pan American Energy (14%); Oilstone (5%); YPF SA (4%) y Total Energy (3%).

Finalmente, las empresas de servicios especializados y de ingeniería y obras declararon 59 firmas a incorporar, con los siguientes porcentajes de distribución de proveedores: Quintana (9%), DLS (9%), Petreven (7%), Nabors (7%) y AESA (5%).

La entrada <strong>Crece el número de empresas certificadas neuquinas en Vaca Muerta</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Jorgelina Reyente

La Secretaría de Energía llamó a concurso abierto de antecedentes y oposición para la designación de los cargos de presidente, vicepresidente y vocal primero del directorio del Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE), organismo que se encuentra intervenido desde marzo de 2020. Originalmente la intervención estaba pautada hasta el 31 de diciembre de ese año, pero el presidente Alberto Fernández la fue prorrogando en sucesivas ocasiones y ahora que está a punto de abandonar el gobierno, busca elegir por concurso una nueva conducción y dejársela de herencia a la próxima administración.

El actual interventor del ENRE, Walter Martello, hombre puesto por el ministro de Economía Sergio Massa, pero que no mantiene una buena relación con la secretaria de Energía, Flavia Royón, se enteró de la jugada recién este miércoles por la noche a través de un mail.

Dentro del ENRE actualmente conviven tres líneas internas: un conjunto de funcionarios de perfil más técnico que se adaptan a las distintas gestiones, pero mantienen autonomía relativa; los que desembarcaron con la intervención de Federico Basualdo y lo sobrevivieron; y una tercera línea encabezada con Martello, que mantiene una relación tensa tanto con el grupo de Basualdo como con la línea técnica.

Los plazos

En el anexo 1 de la resolución 607/23, publicada este jueves en el Boletín Oficial, se aclara que los interesados deberán presentar sus antecedentes completos dentro de los 30 días corridos contados “a partir de la última publicación del llamado a concurso en el Boletín Oficial, en los dos diarios de circulación nacional y masiva y en la página web de la Secretaría de Energía”.

Una vez vencido el plazo para la presentación de los antecedentes, el Comité de Selección de candidatos, creado a través de esta misma resolución, tendrá 30 días para seleccionar un listado de candidatos, realizar las entrevistas y elevar a la Secretaría una terna por cada uno de los cargos a cubrir, junto a una opinión sobre los antecedentes de los elegidos.

El procedimiento no contempla la selección de una terna para ocupar los cargos de vocal segundo y tercero del ENRE porque, según establece el artículo 58 de la ley 24.065, los mismos deben ser seleccionados a partir de una propuesta de candidatos que debe elaborar el Consejo Federal de la Energía Eléctrica.

A los 60 días que demora la presentación de las candidaturas y la elaboración de las ternas, se le deberá sumar, una vez que el Poder Ejecutivo haya seleccionado a los candidatos, un plazo adicional de otros 30 días corridos para que una comisión del Congreso emita opinión, tal como lo prevé el artículo 59 de la ley 24.065. Una vez emitida esa opinión, o transcurrido el plazo establecido para ello, el Poder Ejecutivo quedará habilitado para oficializar a las nuevas autoridades del ENRE.  

Esos plazos garantizan que no habrá novedades al menos hasta fines de octubre, cuando probablemente ya se haya elegido a un nuevo presidente de la nación o se esté a la espera del ballotage.

La comisión

La Comisión de Selección encargada de analizar los antecedentes de los postulantes estará integrada por siete miembros:

-Guillermo Moser, secretario general de la Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza.

–Jorge Giubergia, director de Energía Eléctrica de Salta y hombre de confianza de la secretaria de Energía, Flavia Royón. De hecho, en su cuenta de Twitter Giubergia solo sigue a Royón.

-Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires.

-Pablo Cuenca, presidente del Ente Regulador de Energía de Corrientes.

-Gustavo Monesterolo, titular del Ente Regulador de Servicios Públicos de Chubut.

-Luciano Paulín, director del Ente Provincial Regulador de la Energía de Entre Ríos y presidente de la Asociación de Entes Reguladores Eléctricos de la Argentina.

-Víctor Sinagra, gerente del área de Estudios Eléctricos de CAMMESA.

Antecedentes

La decisión de avanzar con la normalización del ENRE en medio de la campaña electoral sorprendió en el sector eléctrico, sobre todo porque el presidente Alberto Fernández nunca se manifestó preocupado por el respeto de la institucional. De hecho, en febrero de 2021 la intervención del organismo, entonces comandado por María Soledad Manin, anuló los nombramientos de los directores designados por concurso durante el gobierno de Mauricio Macri, pese a que cuando Federico Basualdo había asumido como primer interventor en marzo de 2020 solo quedaba 1 de los 5 directores designados por la gestión anterior: Marta Roscardi, quien en los hechos ya había sido desplazada, pese a estar nombrada por concurso en enero de 2018 por un plazo de cuatro años (decreto 84/18).

Para justificar la anulación de su designación, y del resto de los funcionarios concursados, los cuales habían renunciado luego del cambio de gobierno o les había vencido el mandato, la intervención cuestionó entonces la conformación de los órganos de selección, el procedimiento de elección de los directores y las aptitudes personales, en especial éticas, de los funcionarios designados, pero luego siguió prorrogando la intervención hasta la actualidad.   

La entrada El gobierno busca designar una nueva conducción del ENRE y dejársela como herencia a la próxima administración se publicó primero en EconoJournal.

, Fernando Krakowiak

Puma Energy continúa con su plan de modernización de sus estaciones de servicio.  En el marco de este plan de innovación, inversión y crecimiento para fin de año la compañía modernizará 123 estaciones, lo que equivale al 30% de la red de Puma en el país. Hasta el momento ya son 65 las tiendas inauguradas, en tanto que 58 se terminarán de renovar en los próximos meses.

Desde la empresa aseguraron que este plan tiene como objetivo “ofrecer a los clientes un espacio de confort, moderno, con una amplia oferta de servicios y una gran propuesta gastronómica de variedad y excelente calidad”.

La iniciativa apunta a renovar las casi 400 Estaciones de Servicio que Puma Energy posee en todo el país, en un plan de obras que alcanza a sus tiendas SUPER 7 y SHOPEXPRESS. 

Nuevas tiendas

Según comunicaron desde la compañía “en las nuevas tiendas de Puma Energy los clientes disfrutan de una gran experiencia en un agradable espacio, con servicios de categoría y además tienen la posibilidad de aprovechar las promociones especiales en categorías de café y comidas rápidas; bebidas y snacks”.   

Los clientes de Puma Energy ya pueden descubrir las últimas tiendas renovadas en diversas localidades del país como por ejemplo en Junín, Azul, Rosario, Neuquén, Temperley, Pinamar, Gral. Madariaga, Tres Arroyos, Santa Fe, La Pampa, Tandil, Bahía Blanca, Banfield, San Pedro, Córdoba, CABA, Necochea, San Bernardo, San Luis, Lobería, entre otras.  

Como servicios extra, se destaca que las SUPER 7de Chascomús y La Horqueta ofrecen una gama de productos premium de Dean & Dennys y en Nordelta se puede encontrar un punto de venta de la prestigiosa Valenti. A su vez, en otras estaciones los clientes pueden encontrar reconocidas cadenas globales como Burger King, Starbucks y Subway.  

Iniciativas

En este marco, los clientes también cuentan con Puma Pris, la app de Puma Energy a través de la cual, los clientes pueden pagar sus consumos y sumar puntos que pueden utilizar para canjear por descuentos y acceder a beneficios y promociones.  

Desde Puma explicaron que esta línea de trabajo “refuerza el compromiso con los clientes ofreciendo la más alta calidad en sus combustibles y buscando la mejora continua de las estaciones de servicio incorporando infraestructuras y servicios atractivos que responden a las necesidades del público”.

La entrada <strong>Puma Energy </strong><strong>modernizará más de 120 estaciones, el 30% de la red de la compañía en el país</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

El Programa de Naturgy, que la compañía adelante desde el año 2011, apoya el desarrollo de proyectos e iniciativas comunitarias que se orienten al desarrollo sostenible a través de propuestas sociales y medioambientales. El emprendedor premiado, mediante un acuerdo con una ONG a su elección, llevará adelante el desarrollo del proyecto.

En el marco del Programa Emprendedores Sociales, Bettina Llapur, directora de Comunicacion y Relaciones Institucionales de Naturgy BAN, señaló que “el creciente interés por el rol que cumplen nuestros emprendedores sociales en la generación de un cambio innovador y sustentable en la comunidad, motiva año a año a Naturgy a continuar realizando el concurso para el apoyo de proyectos sociales”. “Queremos agradecer la participación de todos, tanto de las instituciones que trabajan diariamente para lograr un futuro mejor, y promover posibilidades inclusivas, como de los colaboradores de la empresa que acercaron sus propuestas y se comprometen con causas de bien común que contribuyen al progreso de la sociedad”, indicó.

Por su parte, el gerente general de Naturgy BAN, Gerardo Gómez, afirmó que “el programa Emprendedores Sociales constituye uno de los programas de sostenibilidad que nos vincula fuertemente con la comunidad y con numerosas instituciones de bien público cuya labor valoramos y premiamos con estas distinciones.”

Este año, el programa recibió 28 proyectos que fueron analizados por un prestigioso jurado, conformado por Martín Kaindl, director de Relaciones Institucionales y Administración del IAPG (Instituto Argentino del Petróleo y el Gas), Leonardo Hernández, de CEADS (Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible), Fernando Flores, del Foro Ecuménico Social; y Pablo Gandino, de Agenda Social.

La entrada <strong>Naturgy distinguió a los ganadores del Programa Emprendedores Sociales 2023</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía dio a conocer este jueves en el Boletín Oficial qué empresas resultaron adjudicatarias de los proyectos presentados bajo la órbita de la licitación RenMDI, lanzada para impulsar la expansión del parque de generación renovable a nivel nacional. La iniciativa pivoteaba sobre dos objetivos: por un lado, reemplazar ‘generación forzada‘, tal como se conoce en la jerga eléctrica a las centrales ineficientes que son despachadas por cuestiones de necesidad y no porque sean las más económicas. En esa lista figuran, por ejemplo, usinas ubicadas en la punta de líneas de distribución que están obligadas a producir energía porque son la única alternativa para abastecer la demanda localidades aisladas.

En esa dirección, la compulsa promovió el reemplazo de esas centrales ineficientes (‘generación forzada’) mediante la instalación de parques fotovoltaicos, eólicos y centrales de biomasa en regiones con escasa oferta eléctrica. En segundo lugar, aspiraba a traccionar una mayor diversificación de la matriz energética apalancando el ingreso de tecnologías alternativas: plantas de biogás y biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa.

Objetivo cumplido

Lo primero a señalar es que el gobierno cumplió con el trazo grueso de las metas que perseguía el concurso organizado por Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Logró adjudicar unos 100 proyectos de generación para cubrir los 620 megawatt (MW) de potencia estipulados en el pliego licitatorio.

Fuente: Aires Renewable Energy Source

Las ofertas se agruparon en dos renglones: el 1, que tenía un cupo de 500 MW, recogió las ofertas para sustituir generación forzada y fue el que mayor cantidad de propuestas recibió con un buen nivel de competencia entre los oferentes. De hecho, los precios adjudicados promediaron los 73,11 US$/MWh, un 25% por debajo de los precios tope definidos en la licitación. Y el 2, con un espectro de 120 MW de potencia, que fue pensado para trabajar sobre la diversificación del parque de generación y obtuvo menos ofertas (la cantidad justa para cubrir la potencia buscada), por lo que los precios adjudicados se ubicaron casi sobre el límite máximo autorizado por Cammesa.

Ganadores

Según se desprende de un informe elaborada por Aires Renewable Energy Sources, una de las principales consultoras del mercado de energías renovables, MSU Energy, la empresa que dirige Santos Uribelarrea, fue la compañía que más potencia se adjudicó. A través de una subsidiaria, Las Lomas SAU, la generadora —que desembarcó en el negocio eléctrico bajo el paraguas de la resolución 21/2016— contractualizará la construcción de 11 proyectos fotovoltaicos por un total de 127 MW, un 25% de lo concedido por el renglón 1 de la licitación.

MSU encontró una sinergia natural entre los dos sectores en los que tiene presencia: el agro y la energía. Al ser uno de los mayores productores agropecuarios del país, cuenta con amplias extensiones de territorio a disposición cuyo costo ya está amortizado por la actividad agrícola, por lo que allí encontró una palanca para crecer con fuerza en el segmento de energía solar de origen fotovoltaico.

La segunda compañía que más potencia recibió fue Coral Consultoría en Energía, un recién llegado al negocio de energía, que se alzó con 8 proyectos fotovoltaicos por 110 MW. La compañía surgió por el impulso de Marcelo Álvarez, un directivo que durante años representó a Cader, una de las cámaras del sector, y cuenta con el respaldo financiero de Leandro Iraola, titular del grupo homónimo, que es dueño de Corven, la fábrica local de motos de marcas emblemáticas como Zanella y Kawasaki.

Almacenamiento

Tercero en el ranking se ubicó 360 Energy, la empresa creada por el grupo Ivanissevich que recientemente sumó como accionista al gigante automotriz Stellantis, dueño de las marcas Fiat, Peugeot, Citroën, Chrysler y Alfa Romeo, entre otras. La estrategia de la empresa tiene una particularidad: fue la única en ofertar proyecto fotovoltaicos con almacenamiento, es decir, con el respaldo de baterías. Se adjudicó plantas por 51,5 MW, un 10% del total del renglón 1.

La compañía, fue además, muy agresiva con sus precios ofertados, por debajo de lo que esperaban competidores en el mercado e incluso funcionarios de gobierno. Su apuesta, según indicaron a EconoJournal allegados a la firma, consiste en posicionarse como el primer jugador del mercado en cuanto a la utilización de almacenamiento. En esa dirección, trabaja con un tecnólogo norteamericano para definir qué tipo de baterías instalará en los proyectos de la RenMDI.

Fuente: Aires Renewable Energy Source

“Existe una carrera global entre fabricantes para probar qué tipo de batería es la que se terminará imponiendo. Queremos conocer la tecnología y apostamos por ser la empresa argentina que haga punta en ese sentido”, señalaron fuentes cercanas a la empresa, y a su vez destacaron que cuenta con capacidad de construcción propia para llevar adelante los proyectos, por lo que no precisan contratar a un EPC que encarecería la inversión. “360 tiene equipamiento de desarrollo y montaje propio, eso es una ventaja”, añadieron.

Más atrás se ubicó la firma Windearth Patagonia, otro debutante, que se adjudicó 49,5 MW. La empresa cuenta con el respaldo de Gastón Guarino, titular de GRI Calviño, fabricantes de torres de aerogeneradores y otros componentes eólicos. Será otra de las que explorará el funcionamiento de las baterías de almacenamiento, aunque en su caso a partir de la energía eólica.

Nuevos jugadores

Genneia, la mayor generadora de energía renovable en la Argentina, cierra el Top 5 de la RenMDI. Se adjudicó 40 MW, un 8% del total. Más atrás quedaron Industrias Juan F. Secco (27 MW), Parque Eólico Arauco Sapem (23) y la estatal Epec, la generadora de Córdoba, que se quedó con 15,5 MW.

Una novedad fue la participación de Compañía General de Combustibles (CGC), la firma de energía de Corporación América, que en los últimos años se posicionó como uno de los productores de gas natural más dinámicos del mercado local. CGC construirá plantas para producir 15 MW en Chaco, en un campo propio. La empresa, que 10 años atrás ya había incursionado en el segmento renovable con proyectos eólicos en Uruguay, quiere recorrer la agenda de transición energética. En esa línea, acaba de anunciar una inversión de US$ 110 millones en España para explorar la posibilidad de producir hidrógeno verde en ese país.

Próximos pasos

Para las próximas dos semanas está prevista la firma de los contratos PPA ( de compra de energía) con Cammesa en favor de los adjudicatarios de la licitación. Deberán pagar, a modo de garantía, un monto no reembolsable de 5000 dólares por MW contractualizado. Así, por ejemplo, una empresa con un proyecto de 10 MW deberá abonar US$ 50.000. Luego, tendrán hasta cinco años para poner las plantas en operación.

Mientras dure la construcción de las obras deberán abonar de forma trimestral 1000 US$/MW durante los primeros dos años contados desde la firma del contrato. A partir del tercero, esa cifra aumentará a 2000 US$/MW y en el año cuarto, siempre y cuando la planta aún no haya ingresado en operación, subirá a 4000 US$/MW. El dinero será recaudado en el Fotae, un fideicomiso para financiar el tendido de líneas de transmisión.

La entrada Ganadores, nuevos jugadores y particularidades de la licitación de energía renovable que adjudicó el gobierno se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

Desde el año 2019, la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA) ha asumido el compromiso de cuantificar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) generadas durante su reunión anual latinoamericana de petroquímica, y llevar a cabo su compensación a través de la forestación.

Este miércoles 19 de julio, en la localidad de El Chapo, Municipio de Ixhuatán del Sureste, Veracruz- México se realizará la neutralización de carbono a través de la implementación de un programa de reforestación de especies autóctonas, en la unidad de manejo ambiental de Braskem Idesa, que junto a Aspentech con su contribución, apoyan la iniciativa. El área a intervenir por la cantidad de árboles a plantar será de una superficie de 90 hectáreas.

La compensación se llevará a cabo con la plantación de 810 especies nativas en base a la captura de carbono que se logrará a lo largo del tiempo de las especies a implantar.

Neutralizadores de carbono

La misión de APLA definida oportunamente y ratificada por su Directorio, es “Ser facilitadora del desarrollo sostenible de negocios para la industria Petroquímica y Química de América Latina”. Los objetivos son:  

● Promover espacios de encuentro y contactos entre las empresas del sector, alentando las relaciones personales entre sus representantes.   

● Proveer de información relevante para las empresas del sector  

● Representar a las industrias Petroquímica y Química Latinoamericana frente a Asociaciones similares de otras regiones del mundo.

Iniciativas

En 2019, APLA y Profertil llevaron a cabo una forestación de 500 especies nativas en el parque Campaña del Desierto de la ciudad de Bahía Blanca, Argentina, como compensación por las emisiones de GEI generadas durante la 39° Reunión Anual Latinoamericana de Petroquímica.

En el año 2022, se llevó a cabo la 42° Reunión Anual Latinoamericana de Petroquímica en Cancún, México, del 12 al 15 de noviembre. Durante el evento, se cuantificaron las emisiones de GEI teniendo en cuenta diferentes factores, como el transporte y traslado de los asistentes, los sitios de hospedaje, los lugares donde se desarrollaron las actividades y el consumo de energía.

 Asimismo, este año APLA organizó la 25° Reunión Latinoamericana de Logística en Buenos Aires, Argentina, y en colaboración con YPF se compensarán las emisiones generadas en su planta de Ensenada mediante la plantación de árboles autóctonos en el mes de agosto del presente año.

La entrada <strong>¿Cuáles son las iniciativas de neutralización de carbono que impulsa APLA?</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Pocos días después de los serios inconvenientes que tuvo Cammesa para abonar con yuanes un cargamento de gasoil importado a la norteamericana Chevron —dificultades que finalmente se solucionaron a fines de la semana pasada—, el pago de un buque de combustible importado volvió a generar problemas dentro del gobierno. Concretamente, el viernes pasado el Banco Nación no autorizó la transacción de un cargamento de Gas Natural Licuado (GNL) despachado por Gunvor, un trader internacional, que esperaba en la rada del Río de la Plata para descargar el sábado 15 de julio en la terminal regasificadora de Bahía Blanca.

La entidad observó la operación financiera al constatar que el buque estaba cargado con gas producido originalmente en Rusia, un tipo de operación que está prohibida en la mayor parte del mundo occidental por las sanciones que se aplicaron contra Moscú tras la invasión unilateral sobre Ucrania.

Gunvor había recibido el aval del sistema de importaciones (SIRA) de la Secretaría de Comercio al declarar que el buque Flex Artemis provenía de Francia, pero al revisar con mayor detalle la documentación para habilitar la transferencia a una cuenta internacional, el Banco Nación certificó que, en realidad, la embarcación había realizado previamente un trasvase desde el buque Boris Davydov que había partido de una planta de licuefacción rusa.

Enarsa canceló la descarga del buque Flex Artemis por estar cargado con GNL ruso.

“El Banco Nación es emisor nacional del pago, pero en el medio siempre existen bancos americanos o europeos que generan la transferencia y son los que aplican estrictos controles para evitar el pago de mercadería rusa”, explicaron allegados al área energética del gobierno consultados por EconoJournal. “Unos vivos los de Gunvor. Compraron gas ruso super barato (porque a raíz de las penalidades el GNL ruso se vende a precio de descuento), hicieron trasvase en Francia y lo revendieron al precio spot a la Argentina a valores de mercado”, criticaron.

Responsabilidades

La estatal Enarsa, que está cargo de la importación de GNL, ordenó la cancelación de la operación. Como correlato, Gunvor podría iniciar un arbitraje contra la compañía argentina en reclamo de una indemnización. Es poco probable, sin embargo, que decida avanzar por esa vía porque, en caso de hacerlo, Enarsa y Cammesa lo excluirían de futuras licitaciones para importar GNL y combustibles líquidos.

Dos fuentes privadas sin contacto entre sí coincidieron en que Enarsa podría haber trackeado con más profundidad el origen del gas transportado en el buque de Gunvor. “Se sabe que ese trader que suele operar con productos de Rusia. Aunque provenía desde Francia, podrían haber chequeado mejor cuál era el origen del gas”, señalaron. Allegados a la Secretaría de Energía respondieron que la empresa estatal está en condiciones de saber cuál es el último puerto desde donde zarpó un buque, pero no cuenta con el sistema informático para conocer qué transacciones realizó de forma previa. “Esa verificación la hacen bancos internacionales, que son los que advirtieron sobre el trasvase realizado por Gunvor, que es el responsable, sobre todo después desde que se aplicaron las sanciones económicas contra Rusia, de decir cuál es la procedencia del producto”, afirmaron.

Sobre ese punto en particular, el pliego licitatorio de Enarsa no explicitaba ninguna limitante para ofrecer GNL de procediencia rusa. Pero en la compañía pública interpretan que como la Argentina está adherida a tratados internacionales bajo la órbita de la Organización Mundial de Comercio (OMC), que fijó reiteradas sanciones económicas contra Rusia, es tácito que la responsabilidad de informar que transportaba gas ruso recae exclusivamente sobre Gunvor. “Incluso podrían haber comunicado que compraron GNL a precio regalado y ofrecerlo a la Argentina a un precio similar, pero ocultaron la información para revenderlo mucho más caro”, explicaron en un despacho oficial.

En alerta

Si la cancelación del Flex Artemis operado por Gunvor hubiese transcurrido 10 días antes, con temperaturas templadas la mayor parte del país, casi con seguridad habría pasado desapercibido en materia de despacho de gas. Pero como ocurrió justo al inicio de la ola de frío en Buenos Aires y en la zona del Gran Rosario, la situación obligó a consumir más combustibles alternativos (fundamentalmente gasoil) en las centrales termoeléctricas, que son más caros.

Al quedarse sin stocks de reserva, este martes la terminal regasificadora de Bahía Blanca no pudo inyectar gas en el sistema troncal. El lunes había inyectado 4 millones de metros cúbicos (MMm3) y el domingo, 3,1 millones, siempre por debajo de los 8,5 millones que puede regasificar la planta operada por Excelerate Energy.

Este miércoles tampoco podrá operar, por lo que ayer a última hora TGS envío una notificación a los principales actores del mercado de gas (YPF, TGN, PAE. Pecom, Metrogas, Camuzzi y Naturgy, entre otros) para informarles que el sistema empezaba a operar en estado de “alerta”. En las observaciones aclaró que la decisión obedecía a “falta de inyección en la terminal de Bahía Blanca”.

Como se observa en el cuadro, la terminal de Bahía Blanca no despachó gas ayer. Tampoco lo hará este miércoles pese a que esté programado que inyectará 8,5 MMm3 al sistema.

Para corregir esa faltante, Enarsa reprogramó el despacho de GNL, de forma tal que un cargamento de BP, que tenía como destino la terminal de Escobar, finalmente descargará en el puerto de Bahía Blanca. Se espera que la maniobra se concrete el jueves o viernes de esta semana. Mientras tanto, el sistema continuará quemando más líquidos de los previstos.

Durante el lunes y martes de esta semana, el parque de generación consumió unos 22 MMm3 de gasoil por día, el doble de lo que estaba programado. Como el costo de reposición del gasoil de Cammesa supera los 20 dólares por millón de BTU y el GNL cargado en el buque de Gunvor cotizaba a 12,50 US$/MMBTU, se desprende que el sistema energético operará durante esta semana con una sobrecosto.

Fuentes del área energética sostuvieron que la cancelación del buque de GNL de Gunvor no había afectado el despacho al sostener que sólo se consumieron los stocks de gas de las terminales regasificadoras, pero los números del Enargas y de Cammesa no respaldan esa lectura. El costo final dependerá de cuándo ingrese el buque de BP en la terminal de Bahía. En un mal escenario podría ascender a unos US$ 20 millones.

La buena noticia para el Estado es que para el fin de semana se esperan que las temperaturas superen nuevamente los 20 grados en la zona centro del país por lo que lo más probable es que el sistema vuelva a operar con sobrantes de gas.

La entrada Por las sanciones contra Moscú, cancelan un buque de gas ruso que estaba por descargar en Bahía Blanca se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

El gobierno financiará parte de la obra de la reversión del Gasoducto Norte, clave para abastecer las provincias del Noroeste Argentino (NOA), con fondos de Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, tal como publicó EconoJournal. Cammesa aportará alrededor de US$ 200 millones que recaudó de las exportaciones de energía eléctrica a Brasil en los veranos de 2022 y 2023. Este medio accedió a la resolución 606 firmada por la secretaria de Energía, Flavia Royón, que instruye a Cammesa y a Enarsa a “realizar una operación de crédito reintegrable” al 30 de junio, para “garantizar la disponibilidad de la totalidad de los fondos necesarios para ejecutar la obra Proyecto de Reversión del Gasoducto Norte – Obras Complementarias al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner”.

La licitación para la obra de reversión debería lanzarse la semana que viene, según anunció el propio ministro de Economía, Sergio Massa, en la inauguración del Gasoducto Néstor Kirchner en Salliqueló. El gobierno intentó avanzar con un mecanismo regulatorio para viabilizar el financiamiento del sector privado para la reversión, centralmente con aportes de los productores de gas. Pero, finalmente, avanzará con aportes de Cammesa para completar la ingeniería financiera.

La obra para la reversión del ducto troncal demandará una inversión de US$ 750 millones, según la cartera energética. El grueso de los fondos saldrá de un crédito aprobado de la Corporación Andina de Fomento (CAF), que suma US$ 540 millones. En tanto, Cammesa solventará el monto restante a partir de las exportaciones de energía recaudados por el Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) creado por la resolución 1.037 de la cartea energética de octubre de 2021.

El artículo 2 de la resolución 606 a la que accedió EconoJournal y que se publicará en breve instruye a Enarsa “a llevar en una cuenta de asignación específica en el fideicomiso denominado Fondo de Desarrollo Gasífero (FONDESGAS), todos los movimientos y operaciones relacionados a la operación de crédito”.

Reversión

El cambio de sentido del Gasoducto Norte para que el fluido vaya de sur a norte es una obra clave para el abastecimiento del centro y norte del país. El objetivo es reemplazar el declino de las importaciones de gas de Bolivia con producción de Vaca Muerta, que tiene un precio hasta 70% menor, según explica la resolución 606. Además, advierte que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó formalmente a Enarsa que “no estará garantizado el abastecimiento en firme de gas natural y que desde la fecha citada el servicio pasará a condición de interrumpible en su totalidad”.

En los hechos, la Argentina necesita avanzar cuanto antes con las obras de la reversión del Gasoducto Norte, que va desde el sur de Córdoba al límite con Bolivia para llegar al próximo invierno con el abastecimiento de gas producido en Neuquén. Para esto, deberá avanzar no sólo con la obra, sino, también, con la licitación de los caños que se necesitan para construir un gasoducto de 36 pulgadas de diámetro y 122,5 kilómetros de extensión desde la planta compresora La Carlota del gasoducto Centro Oeste hacia la de Tío Pujio sobre el Gasoducto Norte.

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

La entrada Oficial: confirman que Cammesa aportará parte de los fondos para la reversión del Gasoducto Norte se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

Nucleoeléctrica registró una merma en sus ingresos y en generación de electricidad en 2022, en buena medida debido a la salida de servicio imprevista de la central nuclear Atucha II. La empresa ya finalizó una de los etapas de reparación de la central, que volvería a operación en agosto. En el transcurso de esta semana se realizarán los ensayos con la herramienta de soldadura, que ya se encuentra verticalizada e instalada dentro del modelo a escala real (mock up) para ensayos, según confiaron fuentes de la empresa a EconoJournal.

Los ingresos en términos reales en 2022 cayeron un 17,16% con respecto al 2021. Esta caída responde a una merma significativa en la producción bruta de electricidad, que cayó un 26,34%. Los datos surgen del último Reporte Integrado de Sostenibilidad de Nucleoeléctrica, que ha sido auditado externamente por la empresa Pistrelli, Herny Martin y Asociados SRL (EY). Nucleoeléctrica es de las pocas compañías estatales que adhieren al Pacto Global de las Naciones Unidas y en publicar este reporte.

En materia de transparencia, la compañía estatal operadora de la centrales nucleares recibió una puntuación de 87.5 en el índice de transparencia de empresas estatales que elabora el Centro de Implementación de Políticas Públicas para la Equidad y Crecimiento (CIPPEC). Es una mejora importante con respecto al puntaje de 57.9 obtenido en el ciclo 2021 y muy por encima del promedio entre las empresas estatales.

Generación

Las tres centrales cubrieron el 5,44% de la demanda de electricidad nacional en 2022. La energía bruta generada fue de 8.134.130 MWh (7.469 GWh netos entregados a la red), implicando una caída de 26,34% con respecto a los 11.042.083 MWh generados en 2021.

La central Embalse en Córdoba lideró la generación con 4.510.822 MWh. En tanto Atucha I aportó 2.188.118 y Atucha II otros 1.435.190 MWh.

El factor de carga bruta total fue de 52,67%. Desagregado por centrales, el factor de carga de Atucha I fue de 69,00%, el de Atucha II de 21,99% y el de Embalse de 78,50%.

Los desempeños de las dos Atuchas bajaron con respecto al 2021. Atucha II registró un factor de carga muy bajo debido al imprevisto que mantiene parada a la central desde octubre.

Por otro lado, Atucha I tuvo un retraso en su vuelta a operación por el fallecimiento de un operario mientras realizaba trabajos durante la parada de mantenimiento de la central.

Ingresos e inversiones

La baja producción nucleoeléctrica tuvo como resultando menores ingresos para la compañía. Las ventas de energía totalizaron $ 87.996 millones (a moneda homogénea de diciembre de 2022). Es un 17,16% menos que en 2021. Los ingresos totales fueron

Por esta razón, el EBITDA disminuyó un 91%, siendo positivo y manteniéndose sin variaciones (en moneda homogénea) los costos y gastos.

Para financiar sus proyectos de inversión la compañía recibió transferencias de capital no reintegrables del Estado por un valor de $ 2.250 millones (a valores nominales). Pero esta cifra resultó insuficiente para financiar en su totalidad a la actividad de proyectos de inversión, por lo cual la Empresa sostuvo con recursos propios parte de las erogaciones, invirtiendo unos $ 4.334 millones (a valores nominales).

Entre estas inversiones se contabiliza la terminación del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados de Atucha I (ASECG I). Dadas las circunstancias financieras, Nucleoeléctrica esta saliendo a financiarse al mercado de capitales para avanzar con otros dos proyectos: la extensión de vida de Atucha I y la construcción de un ASECG para Atucha II. En ese sentido, en enero de 2023 colocó el
primer tramo del Fideicomiso Financiero Solidario NASA Serie IV destinado a dichos proyectos, obteniendo financiamiento por US$ 30 millones.

Por otro lado, se prestaron servicios técnicos en Canadá, Austria, China y Brasil por 84 millones de pesos a valor nominal.

Emisiones evitadas

Uno de los principales activos de las centrales nucleares es que una energía baja en carbono. Al cierre del reporte, las tres centrales del país llevaban generados unos 302.424.276 MWh brutos históricos. En emisiones evitadas (toneladas de dióxido de carbono) equivale a 3.471.083 t de CO2 si se hubiese utilizado gas natural, o 9.862.897 t de CO2 con carbón.

Las centrales nucleares consumieron 137 toneladas de uranio para generar electricidad en 2022. Para generar la misma energía se tendrían que haber utilizado 20,6 millones de barriles de petróleo o 141.414.402 MMBtu de gas natural.
ƒ

La entrada Nucleoeléctrica registró una caída de 17% en sus ingresos por la parada de Atucha II se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolás Deza

Las compañías nucleadas en la Asociación de Distribuidores de Gas (ADIGAS) advirtieron sobre la falta de medidores a causa de las restricciones para la importación. Las distribuidoras afrontan un quiebre de stock debido a la imposibilidad de importar los medidores y otros insumos que no son de fabricación nacional. Esta situación provoca que las compañías no puedan conectar a más usuarios a la red de gas y que, ante una eventual falla de los equipos que se encuentran en funcionamiento, los clientes queden fuera del sistema, sin suministro.

Es por esto que Camuzzi Gas Pampeana y del Sur, Ecogas Centro, Ecogas Cuyana, Gasnor, Gasnea, Metrogas, Naturgy BAN y Litoral Gas han elevado un reclamo ante el Enargas y la Secretaría de Comercio con el objetivo de poder acceder de manera urgente a los materiales que resultan críticos para la operación y mantenimiento de las redes de distribución.

Las compañías solicitaron que se arbitren los medios necesarios a fin de que se las exceptúe del pago a 180 días establecido por el Sistema de Importaciones de la República Argentina (SIRA). No obstante, hasta el momento no recibieron ningún tipo de respuesta por parte de la secretaría ni tampoco algún mecanismo o medida que tenga como fin resolver esta problemática.

Las empresas informaron que, a partir del mecanismo de pago instaurado por el SIRA, los proveedores les han planteado la imposibilidad de importar esos insumos críticos. Lo que proponen las empresas es que los materiales queden exceptuados o que se les dé un tratamiento tal que permita superar esta situación, de modo que en el sistema puedan salir con pago anticipado, previo al embarque, o contado cómo se efectuaba anteriormente.

Lo que exigen las distribuidoras es que exista la posibilidad de poder acordar con sus proveedores la entrega en los plazos necesarios acorde a las operaciones de cada compañía y que les permitan a su vez regularizar la actividad.

Faltante de insumos

Además de los medidores domésticos, otros de los insumos con los que no cuentan las empresas son las vejigas inflables para cañerías de acero de diversos diámetros, cubetas, accesorios y repuestos originales para las máquinas obturadoras – las que se utilizan para resolver situaciones de emergencia en gasoductos de alta presión. También, pilotos y válvulas reguladoras y de bloqueo con sus repuestos y kits de reparación, ropa ignífuga para operarios, instrumentos de medición –que resultan indispensables para la seguridad del personal-, accesorios de polietileno y repuestos para motocompresores de gas natural.

Las compañías alertan por la falta de medidores domésticos porque si bien los hay de fabricación nacional, los fabricantes Accell y Honeywell no pueden importar piezas para su fabricación.

Además, Elster AMCO de Sudamericana, una de las dos únicas proveedoras autorizadas de medidores de gas en Argentina, informó el cierre de su fábrica a partir del 28 de abril de este año. Por lo cual, las empresas señalan que el caso de esta proveedora denota la situación crítica en la que puede quedar expuesto el servicio público de distribución de gas natural de no remediarse la limitación y el retraso de sus importaciones.

La entrada Distribuidoras advierten sobre la faltante de medidores de gas y otros insumos por restricciones a la importación se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

Pluspetrol y la compañía de servicios petroleros Weatherford finalizaron la prueba del fracturador a gas natural de Eco2Power en el yacimiento Loma Campana de Vaca Muerta. Fuentes cercanas al proyecto indicaron que la tecnología cumplió las expectativas que se habían fijado los desarrolladores.

Es la segunda prueba que se realiza con esta tecnología. En junio YPF y Schlumberger (SLB) habían comenzado a testear el prototipo desarrollado por Eco2Power en Loma Campana. Según indicaron desde la petrolera controlada por el Estado, el equipamiento registró un comportamiento con resultados que estuvieron en línea con los objetivos propuestos por la compañía.

Además, precisaron que podría reemplazar a dos fracturadores de los convencionales que consumen diésel. Ante este escenario, Eco2Power apuesta a masificar el uso de estas unidades y prestar servicios de bombeo.

El martes pasado el facturador se movilizó al yacimiento que tiene la petrolera en La Calera donde el equipo de Weatherford ya dio inicio a las pruebas.

El equipamiento

El objetivo que persiguen las operadoras y empresas de servicios que se encuentran en Vaca Muerta al utilizar este fracturador consiste en reducir las emisiones en las operaciones y dejar de importar millones de litros de gasoil para sus proyectos.

Esto es así porque el equipo utiliza GNC como combustible, lo que provoca una disminución de la huella de carbono y marca un impacto positivo en materia de costos que lo diferencian de los equipos convencionales que consumen combustibles líquidos.

Además, es propulsado por un drive train SPG de 5000 hp y cuenta con una bomba SPM de 5000 hp lo que le permiten duplicar la potencia hidráulica y disminuir el impacto ambiental.

La entrada Pluspetrol y Weatherford probaron exitosamente un nuevo fracturador a gas en Vaca Muerta se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables de Argentina, colocó tres Obligaciones Negociables (ON) Verdes por un monto equivalente a US$ 71 millones, habiendo recibido ofertas por más de US$ 126 millones y superando ampliamente su objetivo inicial de US$ 40 millones.

Estas tres ON ingresarán al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, para un total de diez bonos verdes de Genneia en ese panel. De este modo, la empresa refuerza su liderazgo en el mercado argentino de bonos SVS donde ha emitido hasta el momento un valor aproximado de US$ 700 millones.

La compañía licitó tres ON Verdes que cumplen con las siguientes características, todas ellas con una calificación AA-.ar de Moody’s Local:

ON Clase XXXIX denominadas en dólares y pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable al vencimiento por US$ 30,0 millones, tasa de interés fija del 2% y vencimiento a los 5 años.

ON Clase XL denominadas y pagaderas en dólares estadounidenses por US$ 10,9 millones, tasa de interés fija del 5,5% y vencimiento a los 2 años.

ON Clase XLI denominadas en dólares y pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable al vencimiento por US$ 30,0 millones, tasa de interés fija del 0%, precio de emisión del 113,2% (rendimiento de -4%) y vencimiento a los 3 años.

Las órdenes provinieron en su mayoría de inversores privados e institucionales interesados en proyectos sustentables que generen un impacto positivo en el medio ambiente y ayuden en la mitigación del cambio climático. Esta operación se realizó bajo la coordinación de Macro Securities como Organizador, mientras que Macro Securities, Banco Santander, Banco BBVA, Banco Patagonia, Banco Galicia, BACS, Banco Hipotecario, Balanz, Facimex, MAX Capital y TPCG actuaron como Colocadores.

Proyectos

Genneia continúa con la construcción del proyecto eólico La Elbita (162 MW) en Tandil, provincia de Buenos Aires, y el proyecto solar fotovoltaico Tocota III (60MW), en la provincia de San Juan. Ambos proyectos producirán energía para satisfacer la demanda de grandes usuarios industriales, contribuyendo con el desafío de reducir su huella de carbono.

En línea con el compromiso de la descarbonización de la economía y la lucha contra el cambio climático, Genneia cuenta hoy con más de 14 proyectos (operativos y en construcción) financiados con bonos verdes que contribuyen al abastecimiento de 942.000 hogares y alrededor de 1.96 millones de toneladas de CO2 evitadas anualmente.

La entrada <strong>Genneia logró una colocación de obligaciones negociables verdes por 71 millones de dólares</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Vista comunicó sus resultados del segundo trimestre del 2023 e informó su participación en el en el oleoducto Vaca Muerta Norte -el ducto operado por YPF que conectará Tratayén (Añelo) con Puesto Hernández, al norte de Rincón de los Sauces-, con un working interest del 8 por ciento. La petrolera presidida por Miguel Galuccio detalló que esto le brindará acceso para aumentar la capacidad de evacuación hacia Chile a 12.500 barriles por día (bbl/d) de petróleo, incluyendo el flujo actual.

El oleoducto permitirá llevar crudo desde el desarrollo en Vaca Muerta en la zona de Añelo hasta el nodo Puesto Hernández y desde allí derivar hacia la refinería de Lujan de Cuyo para poder cargar en el Oleoducto Trasandino (Otasa).

En base a esto, Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista afirmó: “Esperamos que el oleoducto Vaca Muerta Norte esté operativo en el cuarto trimestre de 2023. En ese momento, planeamos revertir el flujo del oleoducto existente de Oldelval desde La Escondida a la dirección original de flujo”. “Sumando a nuestra capacidad existente en Oldelval, la nueva capacidad de Vaca Muerta Norte significa que para finales de 2023 podríamos tener una capacidad de oleoductos de 57.000 barriles de petróleo al día”.

Asimismo, el ejecutivo de la petrolera precisó que “si consideramos la capacidad ya contratada en la expansión de Oldelval hacia Puerto Rosales, proyectamos tener 89.000 barriles de petróleo al día para finales de 2025”. “Esto significa que ya hemos asegurado la capacidad de evacuación necesaria para cumplir con nuestros objetivos de producción para 2026, con espacio para una mayor aceleración”, indicó.

Resultados

Galuccio destacó la eficiencia del balance de la compañía y precisó que esto se debe a la transferencia de las operaciones de los bloques convencionales a la empresa Aconcagua. En ese sentido, de acuerdo a los informes presentados, la compañía logró un lifting cost de US$ 4.8 por barril equivalente, lo que representa una reducción del 38% en comparación con 2022. Alcanzando el valor más bajo de la historia de la empresa.

En cuanto al shale oil, Vista obtuvo un aumento del 26% en comparación con el segundo trimestre del año pasado. Y en la producción total de petróleo, que contempla el convencional, experimentó un aumento del 6% año contra año. La producción de hidrocarburos aumentó un 4% en comparación con el mismo período del 2022. Las exportaciones de petróleo significaron US$ 108.6 millones y representaron el 51% de los ingresos.

Sobre esto, Galuccio expresó: “Registramos una ligera disminución en la producción impulsada por tres factores. Por la transferencia de los activos convencionales que significó una merma de 5.500 barriles de petróleo equivalente por día. Porque la capacidad de evacuación limitó nuestro crecimiento en la producción, aunque esto se ha solucionado desde junio, cuando comenzamos a exportar petróleo a través de un oleoducto hacia Chile”. “Al enfocarnos en nuestros proyectos piloto en Aguila Mora y Bajada del Palo Este, conectamos menos pozos de lo habitual en un trimestre promedio”.

Los resultados productivos significativos en sus proyectos piloto de Águila Mora, al norte de Vaca Muerta, y Bajada del Palo Este, lo que le permitió aumentar su inventario de pozos listos para perforar a más de 1000.

A su vez, el CEO de Vista adelantó que “los tres factores fueron considerados en nuestro plan y guía para 2023, por lo que aún proyectamos cumplir con nuestra guía de producción de 55.000 barriles equivalentes de petróleo por día para el año”.  

El EBITDA ajustado para el segundo trimestre de 2023 fue de US$ 151.8 millones. Esto significó una disminución del 25% en comparación con el segundo trimestre de 2022, debido a la disminución de los ingresos y parcialmente compensado por menores costos de extracción.

Durante el segundo trimestre del año, Vista invirtió alrededor de US$ 180 millones de dólares para acelerar la actividad en los bloques que opera en Vaca Muerta.

Respecto a estas inversiones, Galuccio destacó que “el ritmo de perforación y terminación ya se ha acelerado, lo que nos permitirá conectar 12 pozos en BPO en el tercer trimestre, impulsando la producción de petróleo y los ingresos”.

Además, adelantó que “después de haber normalizado los inventarios y los flujos hacia Chile, planeamos exportar volúmenes equivalentes a cinco cargamentos, incluyendo las exportaciones a Chile, en el tercer trimestre. También, tenemos planeado conectar tres pads con Trafigura, lo cual generará US$ 19 millones de otros ingresos en el tercer trimestre de 2023”.

Ingresos

Los ingresos totales de la petrolera en el segundo trimestre del año treparon hasta los US$ 231 millones. Esto representó una disminución del 22% en comparación con el mismo período del año pasado.

Según explicaron desde Vista esto se debe a “la normalización de las existencias de petróleo crudo desde niveles bajos en el trimestre anterior, lo cual, combinado con la redirección de la producción hacia Chile, resultó en una menor disponibilidad de volúmenes en el terminal para exportaciones a través del Atlántico”.

Asimismo, detallaron que esta situación “retrasó el último cargamento del trimestre desde finales de junio hasta la primera semana de julio, por lo que se exportó tres cargamentos durante el trimestre en lugar de cuatro”.

También, adjudicaron estos números al debilitamiento de los precios de realización del petróleo durante el trimestre debido a que esos precios tuvieron un promedio de US$ 64,3 por barril. “Esto representó una disminución del 18% en comparación con el mismo período del año anterior y del 3% secuencialmente”. “El precio promedio realizado en el mercado nacional fue de US$ 63.1 por barril, mientras que el precio realizado en los mercados de exportación fue de US$ 68.6”, indicaron.

La entrada Vista llegó a un acuerdo con YPF y se aseguró capacidad de transporte en el oleoducto Vaca Muerta Norte se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Luego del cruce que la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner y el ex presidente Mauricio Macri mantuvieron por la inauguración del gasoducto Néstor Kirchner, poniendo en debate la política energética de la última década, el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, se sumó a la polémica al asegurar que durante el gobierno de Macri se registró “la peor expansión del servicio público de gas por redes al menos desde 1996”. En su análisis dejó afuera la presidencia de Alberto Fernández durante la cual la incorporación de usuarios a la red continuó desacelerándose, lo que motivó una dura respuesta de Mauricio Roitman, ex presidente de Enargas durante la presidencia de Macri, quien lo acusó de ser un “tremendo caradura”.

Mauricio Roitman y Federico Bernal.

“El señor Subsecretario de Hidrocarburos y ex Interventor del Enargas es un tremendo caradura. En esta comparación ni siquiera tiene el coraje de poner los números de su propia gestión al frente de Enargas. Las opiniones son libres, los hechos son sagrados”, aseguró Roitman, quien acompañó su crítica en Twitter con cifras oficiales en las que además se puede observar que durante el período en el que Bernal fue interventor de Enargas la tasa de crecimiento de usuarios residenciales fue menor que la tasa de crecimiento poblacional, algo que no había ocurrido durante las presidencias de Néstor Kirchner y Cristina Fernández de Kirchner ni durante la de Macri (ver cuadro).

Cuadro subido por Mauricio Roitman a su cuenta de Twitter @mroitman2001.

Acusación y respuesta

En un artículo publicado en el portal Letra P, Bernal mostró la evolución de usuarios residenciales incorporados a la red de gas natural entre 1996 y 2019. “Los cuatrienios de menor incorporación de usuarios residenciales son 2000-2003 y 2016-2019 con 434.339 y 411.307 nuevos usuarios incorporados a la red de gas, respectivamente. En pocas palabras, el macrismo se anotó la peor expansión del servicio público de gas por redes al menos desde 1996 (la menor expansión del último cuarto de siglo y un par de añitos más)”, aseguró Bernal.

Cuadro utilizado por Bernal para cuestionar al gobierno de Macri.

En respuesta a Bernal, Roitman amplió el recorte temporal incorporando la propia gestión de Bernal, quien no fue funcionario ni de Néstor Kirchner ni de Cristina Fernández de Kirchner, pero sí formó parte de la administración de Alberto Fernández desde que en marzo de 2020 fue designado interventor de Enargas a través del decreto 278/20.

El cuadro que publicó Roitman abarca el período que va de agosto de 2011 a agosto de 2022. Allí puede verse que en los últimos tres años fue cuando menos usuarios se incorporaron a la red de gas natural. No solo en términos absolutos sino también en relación a la evolución de la tasa de crecimiento poblacional.

Inversiones y precios en dólares

El ex presidente de Enargas durante el gobierno de Macri, aseguró que Bernal “no solo suspendió los aumentos de tarifas (la parte linda que te cuentan) sino que como contrapartida suspendió las obligaciones de inversión de las distribuidoras establecidas en la RTI. Firmado por él y el Ministro Guzmán. RTI que supuestamente iban a renegociar”.

Roitman aprovechó además para recordar que Bernal lo denunció a él y sus colegas directores de Enargas y al ministro de Energía Juan José Aranguren por convalidar precios en dólares para los contratos de gas y ahora es el mismo Bernal quien, como subsecretario de Hidrocarburos, está convalidando contratos del Plan Gas en dólares.

Aranguren también se había expresado sobre este tema en una entrevista publicada en Revista Trama: “En su momento Bernal dijo que el Plan Gas que implementó esta administración implicaba una dolarización de las tarifas y ahora es el encargado de aplicar el Plan Gas que efectivamente es una dolarización de las tarifas. No importa que el precio aparezca expresado en pesos, lo que importa es que está dolarizado. Él me enjuició por hacer eso, acusó a esta misma administración en sus inicios de hacer eso y ahora resulta que está aplicando esa misma política”, aseguró.

Juicio a Naturgy y denuncia de persecusión

Roitman también aprovechó para recordar que, en 2019, durante su gestión al frente de Enargas, le aplicaron una multa de 630 millones de pesos a Naturgy por incumplimiento de su plan de inversiones que el gobierno actual no cobró. “El otrora defensor de los usuarios cajoneó hasta el día de hoy la multa que le pusimos en 2019 a la empresa Naturgy”, disparó. EconoJournal consultó a fuentes de Enargas sobre este tema hace poco tiempo y desde el organismo aseguraron que tienen previsto resolver esa cuestión antes de diciembre.

Por último, Roitman acusó a Bernal de pedir que se lo excluya del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE): “La frutilla del postre: es el mismo señor que según me comentan presionó para que el CEARE de la UBA me excluya de su cuerpo docente. ¿Es verdad eso, señor Bernal?”. “Me gusta aclarar las cosas, particularmente cuando un intolerante, demagogo y antidemocrático como este señor pide ‘silencio absoluto’. De chico me vacunaron contra las dictaduras y los autoritarismos”, concluyó.  

La entrada Ex presidente de Enargas le apuntó a Bernal: «Es un tremendo caradura» se publicó primero en EconoJournal.

, Fernando Krakowiak

Uno de los eventos más reconocidos vinculados al litio se llevará a cabo en la provincia de Salta el próximo 9 y 10 de agosto. El “Seminario Internacional: Litio en Sudamérica” es organizado por Panorama Minero y desde 2011 oficia como la cita de preferencia para aquellos interesados en este sector, tanto en su escala nacional, regional como internacional. Se esperan más de 900 personas y la participación de los actores más relevantes de la industria.

Esta conferencia y encuentro de negocios, apoyada por el Gobierno de Salta y respaldada por autoridades nacionales y representantes de las principales regiones vinculadas al litio, contará con actividades exclusivas de relacionamiento e intercambio, tanto comercial como de información, sobre uno de los sectores más pujantes de la actualidad.

“Litio en Sudamérica” es uno de los eventos más destacados en su especialidad y posee un amplio reconocimiento internacional, siendo una de las plataformas pioneras en su rubro.

El encuentro

Desde la organización aseguraron: “Con la edición 2023 perseguimos un doble objetivo: por un lado, extender información de relevancia para todas las partes interesadas, y por el otro, fortalecer los vínculos entre los máximos representantes de la industria, inversores, académicos, gobiernos e instituciones públicas y privadas”.

Entre los conferencistas y participantes del evento se harán presentes las principales compañías productoras, más de 100 firmas proveedoras, autoridades de gobierno y más de 15 representaciones de países estratégicamente vinculados al litio. Dentro de los oradores destacados de la edición 2023 se encuentran más de 10 empresas con operaciones en

Argentina, las consultoras Benchmark Mineral Intelligence, CRU y Fastmarkets, las entidades financieras Citigroup y JP Morgan, el experto en mercado de litio, Joe Lowry, y la International Lithium Association. También serán de la partida la Secretaría de Minería de la Nación, la Secretaría de Energía y los gobiernos de Salta, Jujuy y Catamarca.

La duodécima versión del encuentro se llevará a cabo en la provincia de Salta, una de las tres regiones donde se realiza el simposio de forma itinerante, junto con Jujuy y Catamarca. “Estamos orgullosos de llevar adelante una nueva edición de ‘Litio en Sudamérica’ en el noroeste argentino, una de las regiones más relevantes en cuanto al litio. Esperamos que, al igual que en años anteriores, el evento contribuya a consolidar el protagonismo de Argentina en el escenario mundial. No solo abordaremos temas de coyuntura y actualidad económica y productiva, sino también cuestiones trascendentales como el uso del agua y la sostenibilidad en la producción de litio”, indicaron.

La entrada <strong>Llega una nueva edición del Seminario Internacional: Litio en Sudamérica</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Las intervenciones de pozos —una forma de incrementar la producción de hidrocarburos desde pozos existentes en lugar de perforar nuevos— tendrán un impulso importante en los próximos años. La consultora noruega Rystad Energy señala que ese tipo de proyectos —que operan sobre la mejora de eficiencia y requieren menos inversiones que las nuevas perforaciones— explicarán la mayor parte de la inversión de las petroleras en los próximos años a nivel global. En esa clave, Rystad proyecta que solo este año la la intervención de pozos traccionará desembolsos por unos US$ 58.000 millones en en todo el mundo. La Argentina no está exenta de esa tendencia: se espera que se intervengan más de 20.000 pozos en los próximos cinco años.

Rystad Energy publicó esta semana un reporte sobre el mercado de intervenciones de pozos para los próximos años. La consultora señala que las operadoras están poniendo el foco en la eficiencia e invertirán en obtener mayores recursos de sus activos existentes antes que en la perforación de nuevos pozos.

La consultora prevé que el gasto en intervenciones aumentará casi un 20% este año, alcanzando un total de US$ 58.000 millones. Del gasto total, unos US$ 11.000 millones se destinarán al segmento de operaciones con cable y perforación, mientras que, en conjunto, las unidades de intervención y los sectores de productos químicos para yacimientos petrolíferos representarán un 35 por ciento. Unos US$ 20.000 millones se gastarán en inversiones en tubería flexible, manejo del agua y herramientas de intervención.

Fuente: Rystad Energy

«A medida que aumente la demanda de petróleo en la segunda mitad de este año, los operadores buscarán aumentar la producción de los campos existentes, y las intervenciones en los pozos serán una pieza vital del rompecabezas. Como método rápido, eficiente y rentable para maximizar los recursos existentes, las intervenciones serán un tema candente en los próximos años«, dijo Jenny Feng, analista de cadena de suministro de Rystad Energy.

Proyecciones

La consultora proyecta que la tasa de intervención (cuántos pozos de petróleo y gas pasan por el proceso de intervención) alcanzará un 17 % en 2027. Esto supondría un total de 260.000 pozos intervenidos en todo el mundo.

De esa cifra, en Argentina unos 22.000 pozos podrían ser objeto de intervenciones entre 2023 y 2027, según pudo averiguar EconoJournal. El máximo de intervenciones se alcanzaría en 2027 con 5024 pozos intervenidos.

A nivel global, las intervenciones en activos onshore en Asia, América del Sur y África liderarán el crecimiento del 9% en las actividades relacionadas con la intervención en 2024, un año que se espera sea significativo para el mercado de intervención de pozos.

Por otro lado, América del Norte representará el 64% del total de pozos de petróleo y gas listos para intervención en 2027, mientras que Asia y América del Sur alcanzarán su máximo en 2026, con 41.413 y 9.703 pozos respectivamente.

La entrada Tendencia global: las petroleras destinarán más inversión en la intervención de pozos existentes que a nuevas perforaciones se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolás Deza

La Secretaría de Minería publicó este jueves en el Boletín Oficial la resolución 90/2023 que definió que la actualización del canon minero estará atada a la inflación anual. El valor se difundirá a través de una resolución de la cartera minera, ahora a cargo de Fernanda Ávila, en los meses de diciembre y tomará el IPC del INDEC anualizado. Es decir, a fin de año se actualizarán los montos para 2024.

El canon minero es el monto que el Estado cobra a los proyectos mineros por la utilización de la superficie de las áreas donde están desarrollando la actividad. Su percepción está a cargo de las provincias. Hasta ahora, el canon se actualizaba por Ley en el Congreso, según fija el artículo 213 del Código de Minería. Esto generaba que los nuevos valores demoren bastante tiempo en ajustarse y en una economía como la argentina, con un nivel inflacionario que se explica en tres cifras, eso es un problema porque el monto definido en pesos se licúa rápidamente, según explicó una fuente del sector a EconoJournal.

La última actualización se concretó en diciembre del año pasado cuando se promulgó la Ley de Presupuesto General de la Administración Nacional para el ejercicio 2023, pero -anteriormente- el canon no se modificaba desde 2014. Ahora, por ejemplo, en el caso litio, las pertenencias de hasta 100 hectáreas de un proyecto abonó $ 19.000 en 2023, cuando antes de diciembre de 2022 pagaba $ 3.200 por la utilización de esa superficie. Este monto es el que se actualizará en diciembre por la inflación de los últimos doce meses y regirá para todo 2024.

Canon

Junto al Consejo Federal de Minería (COFEMIN), la Secretaría de Minería había establecido en 2020 que se actualice por inflación, pero todavía no estaba vigente esa medida. La resolución de este jueves aclara que “resultará de aplicación para los ejercicios fiscales que se inicien con posterioridad a cada actualización. Emitido el acto administrativo por la Secretaría de Minería se publicará el valor del canon actualizado en su sitio web”. El mismo tiempo, establece que la Dirección de Asuntos Federales Mineros es la dependencia que elaborará un informe para la actualización en los meses de diciembre.

Según la resolución, el Código de Minería “faculta a los estados propietarios de las minas para otorgar concesiones de uso, explorar, extraer y disponer libremente de los minerales extraídos dentro del área, mediante el pago de un canon anual”.

Además, agrega que “el valor del canon ha sufrido con el transcurso del tiempo un deterioro significativo, llevando a un desajuste respecto del costo del mineral en boca de mina y de la propia industria minera”.

La entrada Definen un nuevo mecanismo para calcular el valor del canon que pagan las empresas mineras se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

La Secretaría de Energía publicó este jueves en el Boletín Oficial la resolución 575/23 que les otorga un crédito a las distribuidoras mayoristas que no tienen deuda con Cammesa, o su nivel de deuda es inferior a una transacción media de 2022. La medida beneficia a unas 20 empresas a nivel nacional, la mayoría medianas o chicas con la excepción de la EPE de Santa Fe que también se mantiene al día.

El objetivo es aplicarles un descuento a las firmas que en los últimos tiempos se preocuparon por cumplir o regularizar sus deudas con Cammesa y que ahora están teniendo problemas para afrontar dicha factura porque aún no les actualizaron el Valor Agregado de Distribución ya que la mayoría de las provincias decidieron demorar la instrumentación de ese ajuste hasta no concluir el proceso electoral.

Sin actualización de tarifas, y con una inflación tan alta, a las distribuidoras se les está haciendo complicado hacer frente a la factura de Cammesa. Es por eso que el gobierno decidió premiar a las pocas distribuidoras que venían cumpliendo con el pago de su factura, con el otorgamiento de este crédito que a su vez es un mecanismo para que le sigan pagando a Cammesa.     

Este beneficio no aplica para grandes distribuidoras, como Edesur y Edenor, que en el último año se atrasaron con el pago de la factura de la energía, pero están tratando de cancelar esos pasivos bajo el paraguas de otro régimen de regularización que prevé Cammesa.

El detalle de la norma

La resolución aclara que los agentes distribuidores que al 30 de septiembre de 2022 no tengan deuda con Cammesa por compra de energía, o su nivel de deuda sea inferior a una transacción media de la distribuidora del año 2022, tendrán un “Régimen Especial de Créditos en Unidad de Medida Homogénea” que será igual a 3 veces los megavatios hora (MWh) promedio facturados por Cammesa en 2022, según una fórmula de cálculo que se incluye en el anexo de la norma.

El monto de los créditos reconocidos será aplicado parcialmente a la cancelación de la factura mensual de Cammesa en tanto represente como máximo 30% de la factura que debe abonar la distribuidora, hasta agotar el “Crédito en Unidad de Medida Homogénea” (megavatios hora – MWh), no pudiendo atrasarse en sus pagos durante la vigencia del mismo.

En el artículo 3 se aclara que aquellos distribuidores que registren deuda posterior al 1° de octubre de 2022 y hasta el momento de la publicación de la presente resolución, se podrán incorporar a este nuevo régimen descontando del «Crédito en Unidad Medida Homogénea» la deuda la deuda posterior convertida en MWh.

Por último, se aclara que en el caso que, aun descontando el «Crédito en Unidad de Medida Homogénea», se verifique deuda posterior, “es condición para ser sujetos beneficiarios de esta medida, su cancelación”. Para cancelar dicho saldo, el mismo deberá ser monetizado tomando en cuenta la metodología establecida en el anexo de la resolución.

La entrada Con un crédito especial, el gobierno da aire a las distribuidoras que cumplen con Cammesa se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La Argentina exportó durante buena parte de junio alrededor de 7000 metros cúbicos por día (m3/día) de petróleo hacia Chile gracias a la reactivación del Oleoducto Trasandino (Otasa), desde mediados de mayo. La venta de petróleo extraído en Vaca Muerta hacia el país vecino es una tendencia positiva porque genera un nuevo mercado de exportación que se suma al que funciona hacia el Atlántico desde las terminales Oiltanking Ebytem en Puerto Rosales. Sin embargo, la gran cantidad de lluvias registradas desde hace algunas semanas que provocaron fuertes inundaciones tanto en Neuquén y en otras provincias como así también del lado chileno terminó afectando la operatoria del oleoducto que es propiedad de ENAP (con 36,25%), YPF (con 36%) y Chevron (con 27,75%).

El oleoducto salió de operación el 30 de junio. La expectativa de los actores intervinientes en la reparación indica que en un buen escenario el ducto podría estar operativo hacia principios de la semana que viene.

Fuentes al tanto de los inconvenientes que sufrieron las instalaciones operadas por OTASA explicaron que “el caudal de uno de los ríos por los que pasan los caños pasó de 20 m3 a 250 m3 en horas lo cual provocó una erosión muy importante en uno de los márgenes que destapó el Gasoducto del Pacífico y el Oleoducto Trasandino”.

Frente al fenómeno climatológico precisaron que “en el caso del gasoducto se pudo seguir operando. En cambio, en el oleoducto se frenó la operación”. A su vez, informaron que “están finalizando todos los análisis de integridad. También, se realizaron obras de mitigación y resguardo, y se está terminando de trabajar entre la empresa, hídricos y Nación para poder rehabilitarlo”.

La entrada <strong>Por las fuertes lluvias en la Cordillera, se interrumpió la operación del oleoducto de exportación de petróleo hacia Chile</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

Compañía General de Combustibles (CGC) emitió obligaciones negociables privadas, convertibles en acciones, por US$ 200 millones. Fueron suscriptas en su totalidad por PBBPolisur y Dow Investment Argentina, dos subsidiarias argentinas de The Dow Chemical Company, uno de los principales players de la industria petroquímica global. Al tratarse de un préstamo convertible en acciones, Dow podría terminar ingresando como socio de la petrolera presidida por Hugo Eurnekian, uno de los referentes de Corporación América.

El acuerdo opera sobre una sinergia implícita entre las empresas: Dow es un tomador de gas para sus instalaciones petroquímicas ubicadas en el Polo de Bahía Blanca. CGC, por su parte, es uno de los productores del hidrocarburo que más creció en los últimos cinco años. La empresa tiene en carpeta, además, distintos proyectos para industrializar y agregar valor al gas natural. El negocio petroquímico es un destino natural en ese objetivo.

Existe un agregado adicional: Dow tiene contratado capacidad de transporte para comprar gas desde la cuenca Austral, en Tierra del Fuego y Santa Cruz. CGC es el principal productor de gas de la provincia gobernada por Alicia Kirchner y a futuro tiene expectativas en poder desarrollar reservas en Palermo Aike, una formación no convencional de la cuenca que prevé deriskear junto con YPF. Si ese proyecto es exitoso, Dow tendría un puente establecido hacia una nueva fuente de producción de gas.

Hugo Eurnekian, presidente de CGC.

Detalles

A través de un comunicado difundido ayer, CGC explicó que «las obligaciones negociables convertibles, que no devengarán intereses y sean amortizables en una única cuota con vencimiento el día 11 de julio de 2028, están denominadas en dólares, habiendo sido suscriptas y siendo pagaderas en pesos».

Excepto que sean rescatadas por CGC, las obligaciones negociables convertibles podrán ser convertidas en acciones ordinarias Clase “C” en favor de Dow que, en la medida en que representen más del 10% del capital social y votos de CGC, permitirán a sus titulares designar un director titular y un director suplente.

Refinanciamiento

El producido de las Obligaciones Negociables Convertibles será destinado por CGC a refinanciar pasivos financieros, incluyendo la amortización anticipada total de las obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, no garantizadas, Clases 22, 24, 26 y 29. Con su emisión, la vida promedio de la deuda financiera de CGC es de 2.93 años a una tasa promedio de 2.55% anual.

A mediano plazo, esta emisión le permitirá a CGC considerar la conveniencia de incorporar a The Dow Chemical Company como accionista para un rol estratégico en el crecimiento orgánico que la sociedad ha tenido y aspira a continuar teniendo, respetando -en toda oportunidad de conversión- una valuación piso de la sociedad.

La entrada Dow otorgó un préstamo convertible por US$ 200 millones a CGC y podría sumarse como accionista de la petrolera se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal