ecojournal.com.ar

Vaca Muerta podría alcanzar una producción de crudo de un millón de barriles diarios para fines de esta década si, entre otros factores, se comienzan a perforar pozos horizontales de mayor longitud. De lograr esa proyección, la provincia de Neuquén se convertiría en un exportador neto de petróleo, contribuyendo potencialmente con US$ 20.000 millones en exportaciones para el 2030.

La consultora noruega Rystad Energy publicó esta semana un reporte especial sobre el potencial de Vaca Muerta. El modelo empleado por Rystad muestra que la producción podría crecer de manera realista de 291.000 bpd en febrero de 2023 a más de 1 millón de bpd en la segunda mitad de 2030 si no se ve relativamente obstaculizada.

Escenario

Rystad Energy modeló un escenario teórico basado en las tendencias y tecnologías existentes para pronosticar la producción total de petróleo en la formación de shale oil hasta finales de 2030. En este escenario, asume que los nuevos pozos que comienzan a producir a partir de ahora tienen el mismo rendimiento por pie que el promedio completado y puesto en producción (POP) en 2021-2022; la producción de petróleo de los pozos de gas es insignificante, la reinversión de capital está asegurada hasta 2030 y hay un crecimiento lineal en la actividad de POP en 2023 y en adelante.

También asume que las operadoras adoptarán pozos horizontales de dos millas gradualmente dentro de los próximos tres años. Adicionalmente, descarta recesiones en la industria petrolera, pandemias globales, cambios macroeconómicos significativos o inestabilidad política en Argentina hasta 2030.

Gráfico: Rystad Energy

Nuevas capacidades en perforación

En ese sentido, el informe advierte que la necesidad de equipos de drilling con capacidad para perforar ramas laterales más largos y los límites a la capacidad de transporte de crudo son dos factores que limitarían el crecimiento de Vaca Muerta.

Rystad señala que con alrededor de 30 rigs activas y una velocidad de perforación promedio de 1,1 pozos por plataforma por mes, Vaca Muerta podría esperar hasta 400 nuevos pozos perforados en un año.

Suponiendo una tasa de terminación de pozos de petróleo y gas de 70-30 para 2022, el número máximo posible de pozos de petróleo perforados por año será, por lo tanto, de 280. Pero si no se traen nuevos equipos de perforación al país, la tasa de crecimiento de Vaca Muerta se desacelerará en los próximos años.

El modelo de Rystad arroja que las operadoras en Vaca Muerta necesitan adoptar el uso de ramas laterales de más de dos millas (3,2 km), algo que en la práctica ya está sucediendo en algunos casos, para alcanzar la meta de producción planteada. Para lograrlo se podrían importar plataformas de alta especificación y que podrían mejorar los tiempos de perforación a menos de 20 días por pozo, como en Permian, Delaware y Bakken.

«Si todos los participantes de la industria trabajan juntos para abordar estas limitaciones antes de que se vuelvan críticas, la producción podría superar 1 millón de bpd más temprano que tarde«, dice el informe.

En cuanto a la capacidad de transporte de petróleo desde Neuquén, Rystad señala que varios proyectos solucionarán la saturación en el corto plazo. De materializarse todos estos proyectos, Neuquén debería tener más de 1 millón de bpd de capacidad de evacuación para 2025. En ese sentido, la terminal de exportación de petróleo en Puerto Rosales, Bahía Blanca, debería expandirse en el corto plazo para mantenerse al día con los volúmenes de Neuquén.

La producción actual según Rystad

La proyección de producción basada en el modelo de Rystad es sustancialmente mayor que la producción actual de crudo. La producción bruta de petróleo de la formación neuquina alcanzó los 291.000 bpd en febrero. La producción de Shell, Chevron, ExxonMobil y TotalEnergies aumentó un 62% en 2022 en comparación con 2021, seguida por otros actores locales e internacionales e YPF.

En paralelo, la producción de gas de otros actores locales e internacionales (excluyendo Tecpetrol) e YPF creció 63% y 43%, respectivamente, seguidos por las grandes y Tecpetrol. En febrero, la producción diaria de gas aumentó a 1,84 Bcf por día, un 15% más que en el mismo mes de 2022.

La entrada Pozos horizontales más largos, la clave para que Vaca Muerta pueda alcanzar el millón de barriles en 2030 se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolás Deza

A través de un modelo de triple impacto y construcción de valor para las comunidades donde opera, Genneia, la compañía que lidera la generación de energías renovables en el país se unió con Fundación Patagonia Natural para aportar al conocimiento de la biodiversidad local, mejorando sus registros e interpretación, mediante la entrega de equipamiento tecnológico estratégico de última generación.

De este modo, la Fundación podrá fortalecer sus programas contribuyendo a la conservación de la biodiversidad, las energías renovables y la educación ambiental con un enfoque inclusivo.

La Fundación Patagonia Natural, ubicada en la Provincia de Chubut, es una organización no gubernamental que, desde 1989, trabaja en la búsqueda de una mejor calidad de vida para las personas que habitan en la Patagonia. Su trabajo se basa en la protección de la naturaleza y su uso responsable como bien esencial común.

Acciones sustentables

En el marco de las acciones sustentables que la compañía lleva a cabo, Genneia aportó herramientas tecnológicas de última generación para fortalecer el trabajo que se lleva a cabo en el Refugio de Vida Silvestre “La Esperanza” y el Observatorio de Ballenas Franca Austral “Punta Flecha”. Este equipamiento permitirá potenciar las actividades y el compromiso que la Fundación tiene con el medioambiente y la biodiversidad.

Este aporte, se enmarca en los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) #7 de energía asequible y no contaminante, #13 Acción por el Clima, #14 Vida Submarina, #15 Vida de Ecosistemas Terrestres y #17 de Alianzas para lograr los objetivos.

En base a este nuevo acuerdo, Carolina Langan, jefa de Sustentabilidad de Genneia, afirmó que “es un orgullo poder contribuir, desde nuestro lugar, con quienes realizan acciones con un fuerte compromiso por la naturaleza y un futuro mejor, aportando los recursos y herramientas que necesitan”. “Esta colaboración se dio en el marco de nuestra estrategia de sustentabilidad que tiene a la dimensión social y ambiental como parte del ADN de la compañía”, precisó.

Asimismo, Alan Aranea, responsable de logística de Fundación Patagonia Natural agregó: “Es sumamente positivo sumar tecnologías a las actividades diarias de conservación. El equipamiento facilitado por Genneia nos permite optimizar las tareas de monitoreo y seguir aportando datos de interés a la conservación de la biodiversidad”. “Por otra parte, esta colaboración será apreciada por una gran cantidad de visitantes en el Observatorio de Ballena Franca Austral Punta Flecha, dónde a través de la tablet podremos mostrar recorridos de las ballenas monitoreadas en el programa Siguiendo ballenas”, sostuvo.

En el marco de su compromiso con la educación, la compañía posibilitó la realización de un curso de capacitación docente sobre Cambio Climático y Transición Energética. El objetivo del curso es introducir la temática y los conceptos generales acerca del impacto del cambio climático sobre el ambiente y la sociedad, el proceso de transición energética y el rol de las energías renovables en el mismo.

La entrada <strong>Genneia y Fundación Patagonia firmaron una alianza de compromiso por el medio ambiente</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

La fusión de Livent Corporation y Allkem en una nueva compañía es, tal vez, el principal acontecimiento del año en la industria global del litio. La operación tendrá un impacto especial en la Argentina, dado que los dos players involucrados lideran los únicos proyectos productivos del mineral en el país. Gilberto Antoniazzi, CFO de Livent, es uno de los grandes artífices de la creación del nuevo gigante en el negocio del litio.

El ejecutivo fue uno de los hacedores del posicionamiento de la compañía estadounidense como una de las referentes mundiales en tecnologías de procesamiento de litio. Lo hizo primero en FMC Corporation, firma de productos químicos en la que trabajó durante 18 años, y luego en Livent Corporation, compañía independiente creada a partir de la separación del negocio de litio de FMC en 2018. Antoniazzi será una figura central en la nueva compañía que Livent conformará con la australiana Allkem, dado que continuará desempeñando el rol de CFO del nuevo gigante.

Descontracturado, accesible y con una predisposición natural para explicar cuestiones estratégicas del mercado de litio, Antoniazzi brindó una entrevista exclusiva con EconoJournal. A través de una videoconferencia desde Filadelfia, donde Livent tiene sus oficinas centrales, el directivo reflexionó sobre el reacomodamiento geopolítico entre EE.UU. y China que encuentra al litio en el centro de esa agenda, y analizó qué rol puede jugar la Argentina en la carrera para asegurar el suministro a futuro del mineral tanto para la industria automotriz (movilidad eléctrica) como para la electrónica.

Gilberto Antoniazzi, CFO de Livent, es uno de los artífices de la fusión con Allkem para crear un nuevo gigante global.

Su visión incorpora categorías poco frecuentes en el análisis local del incipiente sector de litio y edifica una arquitectura de lectura que se centra en el mediano y largo plazo. Antoniazzi adelantó que Livent y Allkem seguirán invirtiendo fuerte en el país. La primera tiene en marcha el proyecto Fénix en Catamarca, donde está desembolsando US$ 1100 millones para aumentar la capacidad de producción de carbonato hasta las 60.000 toneladas anuales.

Una industria química

–¿Considera a la producción de litio una actividad minera tradicional o la vincula más con el sector químico?

-Lo veo mucho más como un sector químico. La explotación de la salmuera por sí sola no significa nada, no se puede utilizar por sí sola. Hay una conversión, un proceso de manufactura que torna la salmuera en un producto de calidades específicas. El litio, entonces, no es un commodity, como lo es la soja, sino que es un producto industrial con ciertas características que son muy específicas. Definitivamente lo veo como una actividad química.

–En la producción de petróleo y gas, más allá de que siempre hay diversidad en cuánto al diseño de los pozos y las técnicas que se utilizan, existe cierta estandarización. En el caso de la producción de carbonato de litio, ¿cuán amplio puede ser el espectro de métodos o tecnologías para producir carbonato?

–La Argentina hoy es el país que más proyectos de litio tiene en el mundo. Pero si uno analiza esos emprendimientos, no creo que ninguna empresa haga exactamente lo mismo. Por cuestión de tecnología empleada y porque las salmueras no son todas iguales. Podríamos decir, a modo explicativo, que en el Salar del Hombre Muerto (donde Livent posee su planta de producción desde hace más de 20 años) la salmuera es de tipo A, pero en Olaroz-Cauchari (donde opera Allkem) la salmuera tiene otras características. Esto tiene implicancias en la tecnología a utilizar para extraer y convertir a carbonato o cloruro. En Livent utilizamos una tecnología de extracción directa o «DLE» (Direct Lithium Extraction). Somos la única empresa que usa esa técnica de manera comercial en el mundo. Nos conviene por la salmuera que tenemos en el Salar del Hombre Muerto. En otros sitios esta tecnología tal vez no encaje perfectamente, por cuestiones de impurezas de la salmuera.

–Tomando el ejemplo y vinculándolo con la fusión anunciada con Allkem, ¿podrían transpolar el método de extracción de Livent en el Salar del Hombre Muerto a Olaroz?

-Creo que podríamos hacerlo, pero ajustando ciertas cosas. Nuestro proceso está muy identificado con el grado de pureza del Salar del Hombre Muerto. Es una cuestión que está en estudio porque todavía somos dos empresas completamente separadas y está en proceso la aprobación de esta transacción por parte de nuestros accionistas. Somos competidores en este momento, pero cuando termine este proceso vamos a mirar esa posibilidad. Incluso Allkem en Sales de Jujuy tiene una tecnología de evaporación que funciona muy bien. Nosotros podríamos utilizarla también en el Salar del Hombre Muerto. La gestión de tecnología a veces está identificada con la salmuera, pero también hay cuestiones de disponibilidad de agua, de energía. Son cuestiones a considerar.

Una vista área del proyecto Fénix, con el que Livent apunta a producir hasta 60.000 toneladas anuales de carbonato.

Fusión y mercado global del litio

–¿Cuánto carbonato de litio cree que la nueva empresa va a estar produciendo en 2025 y 2030?

-Al 2027, basado en los programas que tenemos en las dos empresas por separado, podríamos llegar a 250.000 toneladas anuales. Eso representaría un 10% del mercado global para ese año. Es mucho crecimiento.

–¿Cómo analiza el mercado mundial del litio en esta coyuntura? ¿Y a largo plazo?

-A nivel mundial, creo que la fusión fue extremadamente bien recibida por los clientes finales, los fabricantes de autos y baterías. Las automotrices tienen una gran preocupación acerca de si habrá suficiente litio para la industria. Con la fusión de dos empresas fuertes como las nuestras se obtiene mucha escala, capacidad de inversión, tecnología y flexibilidad de producción. Esto genera confianza para los clientes finales. La industria enfrenta un crecimiento de la demanda increíble. Se espera que para el 2030 un 50% de los coches sean eléctricos. Más a corto plazo, en 2025, la demanda de litio será de 1,5 millones de toneladas. En 2023 se comercializará unas 500.000. Es decir, se espera que el mercado se triplique. Es un crecimiento brutal, por lo que la gran preocupación es la seguridad de suministro.

–¿Cuáles son los puntos centrales en la relación comercial con esas terminales automotrices?

-Nosotros tenemos contratos con Tesla, BMW y General Motors (GM) de largo plazo. Son contratos que tienen una duración de al menos cinco años en los que los volúmenes van creciendo año a año. Lo fundamental es que nuestros clientes vean que tenemos la capacidad de crecer junto a ellos.

–¿Cuánto de esta fusión se explica en términos de preparación para un mercado que será mucho más grande y agresivo, con jugadores asiáticos que tienen mucho capital?

-Respecto de las inversiones asiáticas, hoy hay cuestiones geopolíticas en la industria automotriz que son muy fuertes. En EE.UU. la administración Biden impulsó la Inflation Reduction Act, una ley que incluye elementos muy importantes para acelerar la reconversión de la industria automotriz eléctrica desde el punto de vista de producción de vehículos, pero principalmente desde la fabricación de baterías. Hoy ese mercado está dominado por China. Por ejemplo, el 80% de la producción mundial de cátodos, un elemento central en la producción de baterías, está en China. Al mismo tiempo, un 80% de la capacidad de conversión de litio en carbonato o hidróxido, las dos formas en que el mineral se utiliza en las baterías, también está en manos de China. Es decir, Asia tiene hoy un control muy importante del mercado, algo que no parece competitivo para las automotrices estadounidenses y europeas. Nosotros tenemos una base importante en América, en la Argentina y en EE.UU. y Canadá. Vemos que el crecimiento de los vehículos eléctricos en Norteamérica y Europa será más fuerte incluso que en China a largo plazo. Por eso, creemos que estamos muy bien ubicados en ese sentido.

En ese sentido, estamos colaborando con los gobiernos norteamericano y argentino para facilitar las exportaciones directas de litio desde la Argentina. De ahí que sea tan importante que Argentina consiga un acuerdo comercial con EE.UU. Desde Livent apoyamos al gobierno argentino en este tema. El ministro Sergio Massa mantuvo conversaciones con nosotros y también hablamos con representantes del gobierno norteamericano. Apuntamos a exportar carbonato de litio hacia EE.UU. y convertirlo en hidróxido, algo que está aceptado por la ley (norteamericana). Lo importante para nosotros es que la Argentina pueda beneficiarse de este esquema.

Antoniazzi con las oficinas centrales de Livent de fondo, en Filadelfia.

El litio en Argentina

– ¿La fusión con Allkem puede derivar en que concentren el foco en algún proyecto específico en Argentina o en el mundo?

-Una gran ventaja de esta combinación es que nuestros activos en Fénix, de Livent, y Sal de Vida, de Allkem, están a 10 kilómetros de distancia en el Salar del Hombre Muerto. Nuestra visión es que podríamos acelerar ambos proyectos y disminuir el riesgo de la inversión. Todo proyecto tiene riesgo, pero si estamos cerca y contamos con la capacidad técnica de las dos empresas, va a ser menor. Estamos sumamente comprometidos con la inversión en Argentina, son activos de muy buena calidad y a costo competitivo.

–Un tema que se suele discutir en la Argentina es cómo se debe determinar el precio del litio que se exporta en función del grado de calidad. ¿Cómo debería ordenarse la cuestión del precio de exportación?

-A nivel de gobiernos e incluso entre analistas de mercado se toma como referencia de precio el mercado chino y el mercado spot. Pero hay que tener en cuenta que este último es un mercado muy chico y poco representativo de la industria, por lo que es complejo tomarlo como precio de referencia. Para los chinos ese precio está bien, pero para la industria global del litio no tanto. Partimos de esta base: cuando firmamos un contrato con una automotriz por cinco años está claro que ninguna de las partes querrá que el precio flote permanentemente. Ninguna empresa determina su renta realmente en función del precio spot del litio en China. Por eso, se debe tener mucho cuidado con el precio de referencia que se toma. Nosotros tuvimos charlas muy importantes con el gobierno argentino para explicar ese punto. El precio spot no es un precio de referencia de nuestras ventas, que se apoyan en acuerdos comerciales con empresas enormes. Son acuerdos confidenciales, lo que complica un poco más el tema, pero casi todas esas empresas publican sus informes financieros a la bolsa, por lo que uno puede tener una idea de los valores a los que estamos vendiendo. El gran punto acá es que el precio de referencia que mucha gente toma de China es un precio equivocado y no representativo de la realidad de la industria.

–¿Hay algún país o mecanismo que se pueda tomar como ejemplo?

-Hay varios instrumentos: el mercado chino es una referencia como así también los valores de exportación desde la Argentina y Chile y los precios de importación en Corea del Sur y Japón. Si uno analiza esas variables, habrá valores distintos y también de calidad del litio que se está comprando. El litio carbonato técnico que no posee un “grado batería”, da un valor más bajo que uno que sí lo tiene. El hidróxido se paga todavía más, porque es un producto industrial más específico. Hay sólo tres empresas que producen hidróxido comercial en grandes volúmenes a nivel mundial. Es decir, no es tan simple determinar cuáles son los precios de referencia.

–¿Cómo cree que hay que encauzar la discusión en cuanto al government take o la participación impositiva que grava la producción de cloruro o carbonato de litio? ¿Cómo incide el caso chileno?

-Primero, la Argentina es muy distinta de Chile y para mejor. Basta con mirar cuántos proyectos nuevos hay hoy en Chile. La Argentina es el país con más emprendimientos de litio en el mundo. Tiene un marco legal que genera cierto confort para la inversión; cuando hablo con un inversor o con un analista de mercado, siempre surge la cuestión acerca de lo que implica invertir en la Argentina, pero siempre se pregunta desde el punto de vista económico y no desde la óptica del marco legal, que es mucho más importante. La economía argentina se puede navegar, pero si hubiera modificaciones del marco legal generaría mucha preocupación. Basta mirar lo que pasó en Chile. El día que se reglamentó la nueva ley (que nacionaliza la minería), la acción de SQM cayó 25%. Y la acción de nuestra compañía, que no está en Chile, descendió un 10%. Tengo mucha confianza en que en la Argentina no tendremos problemas.

–Otro tema del que se habla mucho es sobre la posibilidad de industrializar el litio pese a que es complejo que grandes fabricantes globales como Samsumg o Panasonic se radiquen en el país por una cuestión de escala y de proximidad de la demanda. ¿Cómo analiza esa cuestión?

-Una industria de baterías es como la industria automotriz. Tiene elementos satélites para la producción final de la batería. Para tener una fábrica las inversiones son de miles de millones de dólares. Se estima que para instalar una planta de escala mundial de fabricación de baterías se requeriría de una inversión de unos US$ 4000 millones. Y además hay que tener en cuenta los incentivos a la inversión que EE.UU. y Europa están dando para que las plantas se instalen en esos países. Es difícil competir contra eso, porque las empresas además de necesitar invertir en esos mercados, encuentran mejores condiciones.-

La entrada Gilberto Antoniazzi: «Esperamos un crecimiento exponencial de la demanda del litio y queremos que la Argentina se beneficie de eso» se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolás Deza y Nicolás Gandini

La Mesa del Litio se reunirá el próximo viernes 16 de junio en la provincia de Catamarca. Participarán el gobernador anfitrión, Raúl Jalil, el de Jujuy, Gerardo Morales, y el de Salta, Gustavo Sáenz. Según pudo averiguar EconoJournal, los tres mandatarios tendrán una reunión aparte durante el desarrollo del encuentro. Se especula con que podría haber un pronunciamiento de los gobernadores donde rechacen los intentos de nacionalizar al litio por parte de algunos sectores del gobierno nacional y del Frente de Todos (FdT) con el argumento de que los recursos pertenecen a las provincias.

Además, desde la Mesa del Litio esperan terminar un proyecto de ley para presentar en junio en el Congreso para avanzar en la industrialización y agregado de valor al mineral. Los tres mandatarios provinciales vienen de cuestionar en el evento Arminera los intentos para crear una OPEP del litio con Chile y Bolivia.

En Catamarca también estarán presentes representantes del gobierno nacional como la secretaria de Asuntos Estratégicos, Mercedes Marcó del Pont y la secretaria de Minería, Fernanda Ávila.

La agenda de la reunión de la Mesa del Litio pasará también por el seguimiento de los trabajos técnicos que realizan las comisiones y sobre la propuesta de las provincias litíferas para industrializar el mineral en el país. La idea es crear una cuota para que una parte de la producción de litio local, que iría del 5% al 20%, se quede en el país con el objetivo de desarrollar baterías para vehículos eléctricos. Las provincias quieren coordinar este desarrollo con la industria automotriz instalada en el país.

Asunto estratégico

La titular de la secretaría de Asuntos Estratégicos señaló este jueves en un evento oficial que “nuestro gobierno no puede terminar sin haber puesto en discusión marcos regulatorios que, entre otros aspectos, garanticen la disponibilidad de una cuota de litio para su industrialización en Argentina”.

Además, resaltó que “junto con las provincias de Catamarca, Salta, Jujuy y las áreas de Minería, Energía, Interior, Industria y Ciencia y Tecnología avanzamos desde la Mesa del Litio en la elaboración de un proyecto de ley que compatibilice la potencialidad exportadora con la disponibilidad del recurso para la industrialización local, un proyecto que permita reducir las asimetrías existentes al interior del país”.

La entrada <strong>Gobernadores cierran la puerta a cualquier intento de nacionalización del litio e impulsan ley de industrialización</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

La secretaria de Asuntos Estratégicos, Mercedes Marcó del Pont, disertó acerca de la necesidad de desarrollar y explotar los recursos naturales con los que cuenta el país con el objetivo de estabilizar la economía. En este sentido, consideró: “Nuestro gobierno no puede terminar sin haber puesto en discusión marcos regulatorios que garanticen la disponibilidad de una cuota de litio para su industrialización en Argentina”.

Asimismo, la funcionaria se refirió a la transición energética y explicó que “es mucho más que la posibilidad de contar con divisas para aliviar la restricción externa, el desarrollo de la economía del litio es una oportunidad para fortalecer la industrialización y reducir las brechas territoriales que tiene nuestro país”.

Desarrollo del litio

Durante un evento organizado por la Federación Nacional de Docentes Universitarios (CONADU), Marcó del Pont habló sobre el trabajo realizado en cuanto al litio e indicó cuáles son los pasos a seguir. En base a eso, afirmó: “Seguimos con mucha atención el proceso virtuoso encarado por Chile con el litio a lo largo de los últimos años”.

A su vez, la funcionaria dio a conocer que “junto con las tres provincias que conforman la Mesa del Litio y las áreas de Minería, Energía, Interior, Industria y Ciencia y Tecnología avanzamos en la elaboración de un proyecto de ley que compatibilice la potencialidad exportadora con la disponibilidad del recurso para la industrialización local, un proyecto que permita reducir las asimetrías existentes al interior del país”.

En cuanto a la experiencia internacional y las políticas de nacionalización del recurso, Marcó del Pont habló sobre las negociaciones entre la Sociedad Química y Minera de Chile (SQM) y la estatal chilena CODELCO, sobre el nuevo contrato respecto del arrendamiento y las operaciones de extracción de litio en el Salar de Atacama.

La titular de la Secretaría de Asuntos Estratégicos remarcó que “la experiencia reciente de Chile evidencia que existen condiciones para que los países que disponen de este recurso crítico establezcan condiciones para avanzar en el desarrollo de una economía del litio que, a través de la industrialización, permita generar puestos de trabajo con perspectiva federal y desarrollar capacidades tecnológicas que agreguen valor en cada uno de los segmentos de la cadena”.

Las negociaciones en el país vecino surgen luego de que el presidente Gabriel Boric anunciara la Estrategia Nacional del Litio. El objetivo de la medida consiste en establecer alianzas público-privadas, y según indicaron “garantizar la incorporación de mayores exigencias en términos de cuidado medioambiental, investigación y desarrollo local de la cadena de valor a los proyectos de explotación del recurso”.

En referencia a esto, Marcó del Pont remarcó que “las lecciones para Argentina son claras: una política pública consistente con objetivos de desarrollo económico y productivo no ahuyenta inversiones, sino que las fomenta”.

Electromovilidad

Por último, la funcionaria se refirió a la transición energética y la electromovilidad, y afirmó: “Trabajamos junto con las distintas áreas del Gobierno, los sindicatos, las terminales automotrices y los autopartistas para que la transición energética no golpee de frente a esa industria”.

Además, agregó que “el proyecto para la producción de vehículos eléctricos está en línea con la iniciativa que busca promover la industrialización local del litio y tiene como objetivo evitar que nuestro país se vuelva un importador de autos eléctricos”. “Por eso, articulamos para determinar cuáles son las reglas de juego, incentivo y condicionalidades para que las terminales empiecen a producir en Argentina”, precisó.

La entrada Marcó del Pont sobre el litio: “Una política de desarrollo económico y productivo no ahuyenta inversiones, sino que las fomenta” se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

El próximo 13 de junio a las 19 horas en Thames 1425 (CABA), en el marco del Día del Escritor, se presentará el libro “Historias de Enfermeros Latinoamericanos – Brisa 2023” que reúne 31 relatos de protagonistas de la enfermería, acompañado por el trabajo de destacados artistas, entre los que se destaca la labor de Aldo Sessa.

La presentación estará a cargo de la doctora Leila Cura, presidente de BRISA Salud y Bienestar y del escritor Iván Alberto Pittaluga, además de contar con la activa participación de los autores, fotógrafos y responsables de la cuidada edición.

En base a esta iniciativa, Cura destacó: “Con esta colección buscamos generar para el personal de Enfermería y para la comunidad en su conjunto un espacio para recrear y potenciar las emociones que solo una profesión de tal nobleza puede generar”. “Es también una oportunidad para mostrarle a la sociedad el poder de sanación de los profesionales de la salud, que involucra un sentido integral que va más allá de lo medicinal”.

Los textos adoptan distintos formatos y tonos; desde cartas y poesías hasta cuentos y relatos. Cada uno de los trabajos convergen en un mismo mensaje de orgullo por la profesión.

La obra

En “Historias de Enfermeros Latinoamericanos – BRISA 2023” se posiciona al lector como un enfermero y en su experiencia en distintas situaciones cotidianas a las que está expuesto: en la tragedia; en las cosquillas de una joven profesional cuando su paciente la denomina su “amiga”; en el cálido abrazo de los familiares en una sala de espera cuando hay buenas noticias; o en la sensación de derrumbe cuando al cuidador le toca ser cuidado.

El libro, cuya primera edición se realizó el año pasado, surgió a partir de una convocatoria de escritura lanzada durante el VI Congreso BRISA de Enfermería (2022), en la cual se recibieron más de 100 escritos de enfermeros de todo el continente, de los cuales 31 fueron seleccionados para esta publicación.

Autores: Alberto Daniel Piedrabuena, Andrea Vattimo, Carlos Piccoli, Cinthia Mariela Escobar, Cintia Otero, Claudia Alejandra Guerra, Denisse Gonzalez Santiago, Dulce Daniela González, Elba Taminelli, Electra Vargas, Eloana Da Siva, Hanna Elizabeth Zamorano Sandoval, Irupé Martínez, Jorge Aníbal Cofre, Juan Bustos, Karina Cordero, Lorena Ferreyra, Luis Velásquez, Marcela Sapei, María Evangelina Orué, Mariana Villalba, Marilina Palmieri, Norma Lliana Yegros, Norma Paiva, Paloma Trinidad Drasimino, Rosa Virginia Rodríguez, Soledad Altamirano, Verónica Cortese, Yanely López Herrera , Yolaimi Herrera Castañeda.

Artistas: Aldo Sessa, Carlos Alberto Reich, Claudio Larrea, Diego Cabales, Diego Ortiz Mugica, Federico Berliner, Florencia Wertheimer, Giuliana Belén Almirón Marchena, Gustavo Schneider, Jonas Papier, Karina Picabea, Laura Bezzato, Leila Cura, Luis María Gagliardi, Magdalena Quintana, María Paz Bollana, María Sol Bollana, Marisa Bonzon, Mauro Colombini, Pablo Grinberg, Patricia Ackerman, Sol Miraglia, Tere Prieto, Valentina Gobet.

La compañía

BRISA es una compañía argentina de salud nacida en 2011 que trabaja activamente en el fortalecimiento de la profesión, apoyando el liderazgo, la capacitación de calidad y la formación de los profesionales en su labor cotidiana. Se especializa en la gestión integral de programas, campañas y eventos de salud para el ámbito privado y corporativo. Con propuestas innovadoras, genera una cultura de cuidado y bienestar instalando hábitos positivos en la vida laboral y personal de la comunidad.

En la publicación se exhibe el trabajo de destacados fotógrafos y artistas que han sabido reflejar, a través de su lente, la esencia de lo narrado. El libro podrá descargarse próximamente en forma gratuita desde el sitio web www.brisaenfermeros.com

La entrada <strong>Presentarán el libro “Historias de Enfermeros Latinoamericanos – BRISA 2023”</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

BVS – Conocimiento & Tecnología anuncia la realización de Security Connect 2023, un evento en el que se presentarán todas las tendencias en Ciberseguridad y las principales novedades de la industria.

El encuentro se realizará el 14 de junio en las oficinas de BVS en Buenos Aires. Durante la jornada, los invitados podrán participar de workshops con expertos del segmento e interactuar con los equipos profesionales de BVS.

Thales, Netscout y Cisco se encuentran entre las marcas de primera línea que acompañan el evento. Thales presentará sus soluciones para la Protección de Datos en Movimiento (HSE), Cisco mostrará su amplio portfolio de herramientas, mientras que Netscout dará detalles sobre su plataforma Omnis Cyber Intelligence (OCI). Cada marca contará con un espacio propio para realizar sus presentaciones y organizar reuniones con los clientes.

En base a esto, Juan Uranga, Country Director Argentina de BVS – Conocimiento & Tecnología, explicó “con la realización de Security Connect 2023 buscamos acercar lo último en tecnología de nuestros partners y fomentar la interacción entre empresas del segmento”.

Desde 2003, BVS – Conocimiento & Tecnología diseña e integra proyectos dentro del marco que genera la convergencia digital en las distintas industrias. La empresa argentina provee soluciones de infraestructura y comunicaciones. Asimismo, crea, implementa, optimiza y brinda el soporte de las mismas. Por otra parte, posee alianzas con socios estratégicos, los cuales son líderes mundiales en el diseño, fabricación, investigación, comercialización y servicios de tecnología. A través de la solidez e innovación de las compañías representadas integran valores humanos y profesionales para brindar soluciones y servicios de alta calidad.

La entrada <strong>BVS presenta la primera edición de Security Connect</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

El programa de educación profesional se desarrolla por segundo año consecutivo, de forma conjunta entre la Universidad Nacional del Comahue, el Municipio de Rincón de los Sauces y la Fundación de la Universidad (FUNYDER) como unidad ejecutora. La empresa Chevron auspicia enteramente el proyecto.

El objetivo del programa es mejorar las condiciones de empleabilidad y/o de realización de emprendimientos en la población de Rincón de los Sauces, especialmente entre las personas que buscan su primer empleo o están desempleadas y necesitan actualizar conocimientos teóricos y prácticos.

Según informaron: “La mayoría de quienes certificaron los cursos del trayecto iniciado en 2022, expresaron lo gratificante que fue haber completado la cursada y destacaron la utilidad de los conocimientos teóricos y prácticos adquiridos”. “Esto se refleja en que más del 50% de los participantes concluyeron la formación completa, compuesta de cuatro módulos formativos”.

El programa

Este año los temas de los cursos son: compras y abastecimiento, seguridad e higiene laboral orientada a la industria de los alimentos y un bloque dedicado a las tecnologías de alimentos, incluyendo la gastronomía.

A esto se suma un seminario voluntario, en el que se transmitirán conocimientos en el manejo de herramientas informáticas como planillas de cálculo, procesadores de textos y programas de presentaciones y también pautas para la confección de currículum vitae, hojas de vida, realización de informes y abordaje de entrevistas de trabajo. Adicionalmente se realizarán, de manera optativa, prácticas en comercios, empresas e instituciones de la ciudad.

Ingeniero Agrónomo Valentín Tassile. Decano de la Facultad de Ciencias y Tecnología en Alimentos de la Universidad Nacional del Comahue.

La cursada prevé una matrícula de 300 personas, sin costo alguno para quienes sean seleccionadas, a través de la inscripción en un formulario on line que estará abierto hasta el 26 de mayo inclusive.

Quienes deseen anotarse pueden inscribirse aquí.

La entrada <strong>Lanzan la segunda edición del programa de educación profesional que impulsa Chevron </strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

En el día de ayer, el directorio de Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur designó a Jaime Barba como nuevo director general Interino de las firmas. Con más de 20 años de trayectoria en la industria energética, Barba se incorporó a Camuzzi en 2017 como director Corporativo y desde 2021 es, además, presidente de ambas licenciatarias.

En base a esto, el nuevo director general aseveró que “es una enorme responsabilidad conducir una empresa de la envergadura de Camuzzi, pero también una gran satisfacción poder seguir acompañando su evolución ahora desde este lugar”. “No solo somos la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos del volumen de energía que distribuimos, sino también del territorio en el cual operamos y la extensión de las cañerías que forman parte de nuestra infraestructura”.

Asimismo, agregó que “el desafío de brindar un servicio público esencial a millones de personas es grande, pero contamos con el mejor equipo humano para, todos los días, hacerlo posible”. 

Camuzzi distribuye anualmente más del 25% de la demanda de gas natural de todo el país. Las compañías operan en una extensa geografía que representa casi el 45% del territorio nacional. 

A través de un sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 56.000 kilómetros lineales de extensión -cifra que representa más de 15 veces la longitud de Argentina-, las compañías abastecen a más de 2.100.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

Nuevo director

Jaime Barba es abogado, graduado en la Facultad de Ciencias Jurídicas y Sociales de la Universidad Nacional del Litoral, Santa Fe. Cuenta con estudios de posgrado en el IAE y el CEDEF. 

Previo a su ingreso a Camuzzi, se desempeñó ocupando diversos cargos de responsabilidad en compañías como EDEERSA, EDENOR, EMDERSA, EDEN, EDESA, EDESAL, EDELAR, EDELAP, EDESUR, como así también en la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA). 

Desde el 24 de abril del corriente, es además presidente ADIGAS, la organización que nuclea a las nueve distribuidoras de gas natural por redes del país.

La entrada <strong>Camuzzi anunció la designación de un nuevo director general</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Compañía Mega lanzó la 20° edición de su programa de becas universitarias Acompañando a Crecer, que beneficia a estudiantes egresados y egresadas del sistema polimodal de Ingeniero White, en una ceremonia que contó con la presencia de los principales directivos de la empresa: Andrés Scarone, gerente General; Gilda Yezze, gerenta de RRHH y RRII, y Andrés Pelegrina, gerente de Operaciones. También asistieron Marcos Streitenberger, secretario de Gobierno de la Municipalidad de Bahía Blanca; Federico Susbielles, presidente del Consorcio de Gestión del Puerto local; Nidia Moirano, senadora provincial; colegas de la Unión Industrial de la ciudad bonaerense y autoridades de los colegios y universidad locales.

El programa se viene desarrollando desde el año 2003 y, desde entonces, ha aportado más de 60 becas para las distintas carreras de la Universidad Nacional del Sur (UNS) y la Universidad Tecnológica Nacional Facultad Regional Bahía Blanca (UTN). Hasta el momento, 29 becarios y becarias han egresado, mientras que 32 personas se encuentran cursando distintas carreras actualmente. El programa a lo largo de estos años se lleva a cabo en articulación con la Fundación Cecilia Grierson, que se especializa en la evaluación y selección de las personas becadas y en el acompañamiento de las mismas durante sus cursadas.

Andrés Scarone, gerente General de Compañía Mega, senaló que: “Queremos felicitar a los becarios y becarias, tanto a los ya egresados como a quienes están hoy cursando, por la valentía de destinar su tiempo al estudio y la formación. Nuestra visión, reflejada en los 22 años de actividad de nuestra empresa, queda reflejada en el compromiso con la comunidad de Ingeniero White y de Bahía Blanca”. 

Y agregó que: “La educación promueve posibilidades de empleabilidad, promueve la innovación, fortalece las instituciones y fomenta las relaciones sociales. La educación es un derecho humano, es un importante motor de desarrollo y uno de los instrumentos más eficaces e importantes para garantizar la igualdad, la equidad y la inclusión”. 

El proyecto

Por su parte, Gilda Yezze, gerenta de Recursos Humanos y Relaciones Institucionales, remarcó la importancia del desarrollo sostenido con creación de valor para las personas, y con la educación como un pilar fundamental de la compañía que garantiza igualdad, equidad e inclusión. Asimismo, Andres Pelegrina, Gerente de Operaciones de Planta Bahía Blanca, destacó el orgullo que significa para Compañía Mega el poder acompañar el crecimiento de las comunidades con las que nos vinculamos.

Mary Amorin, titular de la Fundación Cecilia Grierson, comentó: “Siento un gran orgullo y satisfacción por este programa que desde su nacimiento hace ya 20 años ha transformado la vida de muchos chicos y chicas que, gracias a las becas, han logrado convertirse en profesionales que hoy están trabajando en distintos lugares del país”. 

El programa ha logrado hasta el momento la formación de 29 graduados/as en carreras como ingeniería, administración, medicina, derecho, química, farmacia, enfermería, entre otras. Para la incorporación de nuevos becarios y becarias, se convoca a una inscripción anual al programa de becas y se seleccionan 5 personas beneficiarias, de promedio no inferior a 8 puntos, que ingresarán tras culminar sus estudios de polimodal en Ingeniero White.

De esta manera, los y las estudiantes cursan sus carreras universitarias en Bahía Blanca apoyados por las becas, que se renuevan anualmente. Para esto, el equipo de la Fundación Cecilia Grierson se encarga de las tareas de seguimiento y acompañamiento de las personas becadas, a fin de evaluar tanto su desempeño académico como su bienestar.

La entrada <strong>Compañía Mega celebró los 20 años de su programa de becas universitarias </strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

El Grupo Albanesi, empresa argentina de generación eléctrica y principal comercializador de gas natural del país, informó que la calificadora de riesgo FIX elevó la nota de calificación financiera al Grupo.

Asi, la calificadora subió la nota a Categoría A (arg) a las siguientes empresas del Grupo: Generación Mediterránea, Central Térmica Roca y Albanesi Energía.

Por su parte, también fueron elevadas a Categoría A+ (arg) desde A (arg) las emisiones de los siguientes proyectos:
-Cierre de ciclo en Central Térmica Ezeiza en la provincia de Buenos Aires, de la empresa Generación Mediterránea.

-Cierre de ciclo en Central Térmica Maranzana en la ciudad de Rio Cuarto, provincia de Córdoba también de la empresa Generación Mediterránea, y proyecto de Cogeneración en Arroyo Seco en la provincia de Santa Fe de la empresa Generación Litoral.

En base a esto, Armando Losón, titular del Grupo Albanesi, señaló: “Es una muy buena señal para la compañía y un paso importante para seguir avanzando con el plan de inversiones que nos hemos trazado y que le permitirá a la Argentina aumentar su oferta de energía eléctrica sostenible a costo competitivo”. Y agregó. “Somos una empresa argentina, que invierte en el país y mira siempre el largo plazo. La energía es un factor clave en el crecimiento de la economía.”

El Grupo continúa posicionándose entre las principales generadoras del país, capaz de suministrar energía a más de tres millones de hogares con una capacidad instalada de 1.380 MW.

La entrada Albanesi subió su calificación financiera se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

El ministro de Economía, Sergio Massa, evalúa reducir el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) que se aplica sobre la venta de naftas y gasoil para atenuar la suba de los precios en las estaciones de servicio. Fuentes privadas aseguraron a EconoJournal que colaboradores del ministro le ofrecieron la semana pasada a YPF y al resto de las refinadoras bajar hasta un 30% el valor del ICL para, de esa manera, no tener que autorizar una suba mayor al 4% como reclaman las empresas.

El ofrecimiento tuvo lugar durante la reunión que el gobierno mantuvo con las petroleras el miércoles de la semana pasada en la sede del Banco Central. A YPF, Raízen, Axion Energy y Puma les pidieron en ese encuentro que consigan sus propios dólares para financiar la importación de combustibles durante el próximo trimestre. Para eso, las empresas deberán conseguir en bancos locales unos US$ 800 millones.

Tal como publicó este medio, se espera que la Secretaría de Comercio publique en los próximos días una resolución que esclarezca cómo funcionará el mecanismo mediante el cual el BCRA otorgará a las petroleras una letra remunerada en dólares (dólar-linked) una vez que los privados liquiden en el mercado cambiario oficial las divisas destinadas a solventar la compra en el exterior de naftas y gasoil.

Atraso en surtidor

Las petroleras aprovecharon la reunión de la que participó también la secretaria de Energía, Flavia Royón, para plantear, como moneda de cambio, que el Ejecutivo habilite en junio una suba superior al 4% mensual que se viene aplicando desde diciembre de 2022, pues el dólar viene subiendo por encima del 7% mensual frente al peso.

Fuente: Economía y Energía

El precio de los combustibles viene aumentando desde diciembre de 2022 a razón de un 4% mensual (en rigor, la suba real es más alta porque los impuestos están congeladas y porque el incremento en el interior es más alto), mientras que la devaluación del peso superó una media del 6% mensual durante los últimos 6 meses. A raíz de eso, el importe de los combustibles medido en pesos constantes (descontando el impacto inflacionario y la depreciación del tipo de cambio) es el más bajo desde fines de 2018, según datos de la consultora Economía y Energía que dirige Nicolás Arceo.

El presidente de YPF, Pablo González, que integra la comitiva argentina que acompañó a Massa en su gira por China, aspira a encontrar un momento para conversar sobre el tema con el ministro, que deberá resolver qué hacer cuando vuelva a Buenos Aires.

El mes pasado el titular del Palacio de Hacienda sobreactuó fortaleza al amagar con congelar el valor de las naftas y gasoil. Finalmente, autorizó el 20 de mayo —cinco días después de lo previsto— una suba del 4% en los surtidores. Ahora las petroleras piden más y la alternativa que barajan en Economía es reducir el ICL.

Pronóstico reservado

No es fácil que el gobierno pueda cumplir lo que propuso a las petroleras. Desde lo regulatorio, el marco normativo vigente no autoriza al Ejecutivo a aplicar, de forma discrecional, una reducción impositiva de esa magnitud. Puede bajar el ICL casi un 10% a golpe de resolución de Energía, pero para recortarlo más debería buscar alguna interpretación legal creativa.

Fuente: Economía y Energía

A su vez, desde lo fiscal, parece poco probable que el FMI dé luz verde a la medida porque el gobierno dejará de recaudar en 2023, sólo por la decisión de no actualizar los impuestos desde el año pasado (deberían aumentar trimestralmente, pero la Secretaría viene postergando esa suba), unos US$ 2500 millones.

Si aplica una baja del 30% del ICL, las pérdidas para el Tesoro podrían llegar a los U$S 3000 millones. “No creo que el Fondo autorice una medida que va claramente a contramano del cumplimiento de la meta fiscal establecida en el acuerdo”, analizó un consultor del sector. Massa deberá definir qué alternativa tomar a su regreso de Asia. Las petroleras saben que junio probablemente será el último mes en que el gobierno habilite una suba de los combustibles antes de las PASO del 13 de agosto. El momento de obtener un gesto del gobierno es ahora.

La entrada Massa propuso a las petroleras bajar el impuesto a los combustibles para compensar el atraso de los precios en el surtidor se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

La estatal Enarsa le adjudicó a Transportadora Gas del Sur (TGS) el servicio de Operación y Mantenimiento (OyM) del Gasoducto Néstor Kirchner (GPNK), cuya construcción ingreso en su etapa final y está previsto inaugurarlo el próximo 20 de junio. Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes privadas al tanto del proceso. De este modo se impuso sobre Transportadora Gas del Norte (TGN) en un concurso privado que involucró a las únicas dos firmas con experiencia para gestionar tuberías de gran porte.

La firma controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki era la principal candidata a imponerse en la compulsa pues opera una planta aledaña a Tratayén, punto de inicio del gasoducto en Neuquén, y también al sur de la provincia de Buenos Aires, en las proximidades de Salliqueló, punto de llegada del caño.

Su estructura de costos hace una sinergia natural con el proyecto, lo que le posibilitó presentar una oferta de OyM más económica. De hecho, cuenta con personal y equipos establecidos en el recorrido del GPNK. La adjudicación es por un período de 10 años y contempla no solo la OyM del gasoducto sino también de las plantas compresoras asociadas.

La próxima disputa

A futuro, habrá que ver que sucede con la OyM del segundo tramo del GPNK que se extenderá entre Salliqueló y San Jerónimo, un proyecto que aún no cerró su ingeniería financiera. Al operar el tramo 1, TGS contará con una inercia favorable para imponerse en el tramo 2, con el beneficio de operar de manera integral un nuevo gasoducto troncal desde Neuquén.

Sin embargo,, nada está definido porque en esa segunda disputa TGN va a poder presentar una estructura de costos más competitiva ya que ese gasoducto terminará en San Jerónimo, que es uno de los puntos donde arranca el sistema de transporte troncal que opera la empresa controlada por Tecpetrol y CGC.

La entrada Transportadora Gas del Sur se adjudicó la operación y mantenimiento del primer tramo del Gasoducto Néstor Kirchner se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Un equipo de técnicos convocados por la Secretaría de Energía elaboró un informe que recomienda que las concesiones hidroeléctricas de las represas del Comahue, que empiezan a vencer a partir de agosto de este año, se reviertan al Estado Nacional. Concretamente, el Equipo de Trabajo de Aprovechamientos Hidroeléctricos Concesionados (Etahc) propone que los activos pasen a la órbita de la empresa estatal Enarsa (Energía Argentina S.A.), que es la opción en la que está trabajando en este momento el gobierno nacional.  

Se trata de los contratos por 30 años de los aprovechamientos hidroeléctricos El Chocón, Alicurá y Planicie Banderita que vencen el 11 de agosto, y de Piedra del Águila, cuyo contrato vence el 29 de diciembre. Las concesiones hidroeléctricas para el aprovechamiento del río Limay en Neuquén y Río Negro fueron originadas en las privatizaciones de 1993.

En una resolución de la Secretaría de Energía, publicada el 12 de mayo, se dan las principales razones del informe que, en rigor, tiene una extensión de más de 200 páginas y todavía no se dio a conocer por completo. El informe contó con un equipo de técnicos entre los que participó Mario Levy. La conclusión central es que instruye a que Enarsa “lidere el proceso de finalización de la concesión en atención a sus competencias técnicas en la materia”, a partir del “vencimiento de las referidas concesiones”.

Razones

El informe estima que se harán estudios hídricos y geológicos para determinar las condiciones técnicas de cada represa. Además, según la resolución de la cartera energética, el documento recuerda que en octubre de 2017 la empresa Enarsa “absorbió a la firma Emprendimientos Energéticos Binacionales S.A. (EBISA), una sociedad responsable de desarrollar proyectos y estudios, prestar servicios de consultoría, preparar licitaciones y supervisar obras relacionadas con el sector eléctrico y le fue otorgada la concesión para la generación de energía de las centrales hidroeléctricas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic”.

Las represas hidroeléctricas del Comahue eran parte de la estatal Hidronor y en la década del 90 pasaron a manos privadas. El grupo italiano Enel, que anunció su salida del país para este año, controla El Chocón. Piedra del Águila es operada por Central Puerto. Alicurá está a cargo de la compañía norteamericana AES y Planicie Banderita está en manos de Orazul Energy, que pertenece al fondo I Squared Capital.

Tal como publicó EconoJournal, la cartera que conduce Flavia Royón planea crear una empresa pública para gestionar las represas del complejo hidroeléctrico del Comahue, donde podría sumar a las provincias de Neuquén y Río Negro y al sector privado.

Generación

La generación hidroeléctrica en el país, que inicialmente fue impulsada por el Estado en la década de 1960, representa entre el 10% y 14% de la matriz energética. La potencia nominal instalada en cada central es de 1.050 MW en Alicurá; 127,8 MW en El Chocón; 1.290 MW en Arroyito, 1.440 MW en Piedra del Águila; y 472 MW en Planicie Banderita.

El informe aclara que “en tal contexto se entiende necesario comenzar de manera inmediata, conjuntamente con el concesionario y los demás actores que se estimen, un proceso de acompañamiento en las tareas que requiere la finalización del contrato, así como también debería determinarse oportunamente el modo en que se operarán las centrales una vez entregadas al concedente”.

Mantenimiento

El documento elaborado por la cartera energética focaliza en “las obligaciones de la concesionaria en materia de uso, seguridad y mantenimiento de los complejos hidroeléctricos y en materia de protección del medio ambiente”.

El nuevo operador debe garantizar al momento de asumir la operación con las capacidades mínimas para: a) la gestión de operación y mantenimiento; b) los controles de auscultación del aprovechamiento; c) la aptitud de elementos y bienes de uso; d) el resguardo del aprovechamiento, sus bienes materiales e intangibles; y e) actividades que hacen a la gestión administrativa y la articulación con los diferentes organismos.

El informe estima que se harán estudios hídricos y geológicos para determinar las condiciones técnicas de cada represa. El complejo hidroeléctrico Alicurá cuenta con 4 turbinas tipo Francis, El Chocón tiene 3 turbinas Kaplan, Arroyito suma 6 turbinas tipo Francis, Piedra del Águila opera con 4 turbinas Francias y Planicie Banderita genera con 2 turbinas tipo Francis. La cantidad de turbinas es diferente en cada central por la potencia hidroeléctrica que se puede aprovechar en cada punto, la capacidad tecnológica y operativa de construcción de las máquinas.

La entrada Cuáles son las conclusiones del comité de expertos que recomienda que las represas del Comahue se reviertan al Estado Nacional se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

Federico Sbarbi Osuna es el CEO de 360 Energy desde diciembre del año pasado. La compañía de energías renovables tuvo cambios en el equipo de management para afrontar una nueva etapa. En la actualidad, está cerrando una alianza con un importante actor mundial de la industria automotriz que se sumará al negocio de las energías renovables en la Argentina. En una entrevista con EconoJournal, Sbarbi Osuna detalló su visión sobre el escenario actual de las energías renovables. Puso el foco en dos restricciones: la falta de capacidad de transporte del sistema eléctrico y la imposibilidad para importar equipamiento.

En este sentido, el ejecutivo propone una excepción para el sector: “es importante que los organismos involucrados en la aprobación de los permisos de importación puedan dar prioridad a las renovables a través de excepciones específicas hasta tanto se supere esta coyuntura”. Sbarbi Osuna adelantó que la compañía está evaluando un potencial proyecto en Brasil por 65 MW “que permitirá a 360 Energy dar el primer paso en la internacionalización de sus operaciones”. Además, explicó que, por la caída de los costos (80% en 10 años), la energía solar fotovoltaica será el segmento que liderará la transición energética en el mundo.

360 Energy cuenta con 119 megawatts (MW) operando en cinco proyectos en provincias del Noroeste argentino desde 2011. Actualmente está finalizando el proyecto Zonda I de 100 MW en San Juan (primer proyecto solar de YPF Luz) y avanzando en la construcción de los nuevos parques 360 Solar La Rioja de 168 MW, Cañada Honda IV de 6 MW (San Juan) y Villa Unión de 69 MW (La Rioja). Se esperan que todos estos proyectos estén habilitados para 2024.

– ¿Cuál es la actualidad del sector de energías renovables y cuáles son los inconvenientes centrales que atraviesa?

El sector es sin duda el segmento de mayor crecimiento dentro de la industria de la generación de energía en nuestro país. Independientemente de las dificultades coyunturales, es visible la predisposición de las compañías en asumir mayores riesgos para continuar posicionándose con nuevos proyectos renovables. Una de las principales limitaciones que sufre nuestra industria tiene que ver sin duda con la restricción de capacidad de transporte del sistema eléctrico. Por la geografía de nuestro país, lamentablemente los lugares de mejor calidad de recurso renovable se encuentran lejos de los centros de consumo. Esto hace que las líneas de transmisión troncales tengan un papel fundamental en el normal despacho. Hasta tanto no existan obras estructurales de transmisión, difícilmente se pueda aprovechar el máximo potencial de nuestro recurso (sobre todo eólico y solar), que se encuentra dentro de los de mejor calidad en el mundo.

Otra limitante es la reciente imposibilidad de importar equipamiento y componentes para llevar adelante proyectos. En 360 Energy no solo diseñamos y desarrollamos nuestros propios proyectos, sino que también los construimos con mano de obra propia. En este modelo de negocio no existe la posibilidad de delegar en un proveedor “llave en mano” que incluya la responsabilidad de la importación de los equipos como emplean otros importantes actores de la industria. Esto deja a los sponsors de los proyectos en una situación muy compleja. En el caso de los proyectos Mater (Mercado a Término), se debe abonar a Cammesa (la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista) un costo por reserva de capacidad para mantener el acceso al transporte con prioridad hasta tanto se alcanza la habilitación comercial. Esto es sin duda un desafío a la rentabilidad de los proyectos.

– ¿Cómo está el sector de energía solar?

La velocidad de la evolución tecnológica, la caída de los costos en más de un 80% en los últimos 10 años y la simplicidad en la instalación, operación y mantenimiento de los proyectos hacen que la energía solar fotovoltaica sea sin lugar a duda el segmento que liderará la transición energética. Las diferentes publicaciones a nivel mundial lo ratifican. Un reciente estudio de IRENA (Agencia Internacional de Energías Renovables) indica que de los 27.800 GW de nueva capacidad renovable que se esperan en el mundo para 2050, cerca de 14.000 GW (50%) corresponden a energía solar fotovoltaica.

– En este escenario, ¿qué perspectivas tiene el sector renovable para este año?

A nivel internacional, el crecimiento se espera sea exponencial con una expectativa de superar los 350 GW en comparación con los 228 GW de 2022. Es decir, un incremento superior al 50%. Hay múltiples factores que inciden en este nivel de crecimiento, pero resalto la caída del costo de producción de los paneles solares y los retrasos de proyectos del 2021 y 2022 que se demoraron por cuestiones relacionadas a la cadena de suministro y que se pondrán en funcionamiento recién este año. Asia-Pacifico (China-India-Japón) se espera que lidere la tendencia en 2023 con más de 200 GW del total del crecimiento esperado.

– ¿Y en la Argentina?

A nivel local el crecimiento es más modesto. Los proyectos adjudicados con prioridad de despacho en las últimas rondas del Mater están de a poco viendo la luz, aunque a una tasa de crecimiento menor que la observada desde 2017 por las restricciones que ya conocemos. No hay que dejar de mencionar dos nuevas iniciativas regulatorias importantes que pueden incentivar la proliferación de proyectos. La Resolución 360/2023 de la Secretaría de Energía, que permitirá a los sponsors hacerse de prioridad de despacho a través de la ejecución de proyectos que cuenten con obra de transporte asociada. Al tratarse de proyectos con un costo por MW instalado superior al promedio actual de la industria, el interrogante que se abre es entender qué precio estará dispuesto abonar la demanda industrial por esta nueva energía.

Una segunda medida es el llamado a licitación de proyectos renovables de baja escala con y sin almacenamiento (MDI). Es un muy buen incentivo a la instalación de emprendimientos que aprovechen los remanentes disponibles de capacidad de transporte eléctrico y que implique sustituir progresivamente generación térmica poco eficiente, como así también comenzar a dar firmes pasos en el desarrollo del almacenamiento de energía en nuestro país.  En este ámbito, 360 Energy ya cuenta con el primer banco de baterías de 2 MWh en funcionamiento conectado al SADI.

– ¿Cuáles son las principales políticas o medidas concretas que necesita el sector en esta coyuntura?

Construir un parque solar de 100 MW implica el empleo directo de aproximadamente 200 trabajadores locales con el impacto regional que implica. Por otro lado, además de los beneficios ambientales, logra un importante ahorro de divisas porque se genera energía más barata que el costo de importación de combustibles alternativos. Finalmente, nueva energía renovable permitiría contar con mayor stock de gas natural disponible para exportación al momento de contar con la infraestructura que permita explotar los yacimientos de Vaca Muerta en todo su potencial. Con estos beneficios es importante que los reguladores y organismos involucrados en la aprobación de los permisos de importación puedan dar prioridad a las renovables a través de excepciones específicas hasta tanto se supere esta coyuntura.

– ¿Cuál es la etapa actual de 360 Energy? ¿Hubo cambios en la composición accionaria?

Luego de haber desempeñado por más de quince años diferentes posiciones directivas en la industria renovable de la Argentina, en diciembre de 2022 acepté el desafío de ocupar el rol de CEO en 360 Energy con el objetivo de poder aportar gestión en la nueva etapa de crecimiento en esta compañía líder.

A inicio de 2023 se produjeron cambios en la composición accionaria de la compañía a través del ingreso de un importante actor mundial de la industria automotriz. Estamos convencidos que, con la calidad de los proyectos operativos y en construcción con los que contamos, sumado a la incorporación de un socio industrial de renombre, 360 Energy podrá acelerar y consolidar su plan de crecimiento; siempre bajo nuestra visión de ser un actor protagónico en la transición energética.

– Hace poco emitieron un bono verde para financiar la construcción del Parque Solar La Rioja II. ¿Qué análisis haces del acceso al financiamiento del sector renovable?

Para industrias de capital intensivo como la asociada a las energías renovables, la financiación de largo plazo continúa siendo un bien escaso con pocos inversores activos. Aun así, a principios de marzo de este año 360 Energy realizó exitosamente su segunda colocación de un bono verde para completar el financiamiento de su plan de crecimiento que inició en 2022 con la emisión de su primera obligación negociable. En ambos casos, logrando tasas muy competitivas de mercado. 

La entrada <strong>Cambios en 360 Energy: nuevo gerente general y posible alianza con una automotriz</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

Con la caída de las temperaturas empezamos a usar equipos para calentar nuestros ambientes. Para cuidar tu seguridad y la de tu familia, el Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM) compartió algunos consejos para favorecer su correcto funcionamiento y eficiencia, resguardando la seguridad.   

En el caso de adquirir un nuevo producto a gas, es muy importante que se elijan artefactos certificados por organismos reconocidos por el ENARGAS. Esto es fundamental para que tengas la tranquilidad de que superaron los ensayos necesarios para un uso seguro. Buscá estos sellos:

Verificá que la llama del quemador sea de color azul y que su geometría sea uniforme. Si la llama es de color amarillo, es señal de que el artefacto no está funcionando adecuadamente y que puede estar produciendo monóxido de carbono (CO), lo que representa un peligro para la salud.   Realizá instalaciones y reparaciones únicamente con gasistas matriculados.  

Otros consejos

Cuando compres estufas a gas o aires acondicionados frío/calor, revisá las etiquetas de eficiencia energética (EE) para comparar entre dos productos y saber cuál te ofrece una mayor eficiencia. Esto se traducirá en un menor consumo y se reflejará en tu factura final. Si tenés dudas sobre cómo leer estas etiquetas, IRAM cuenta con un sitio exclusivo para que conozcas qué información de valor te ofrece cada una de ellas.  

Calefaccioná sólo aquellos ambientes donde haya gente. Utilizá burletes en puertas y ventanas para reducir las infiltraciones de aire. Apagá el piloto del calefactor cuando no lo uses 

La entrada <strong>¿Cómo calefaccionar, ahorrar y cuidar la seguridad?</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Ford Motor Company firmó un acuerdo a largo plazo con Nemaska Lithium – la compañía que es propiedad de Livent y el gobierno de Quebec- para el suministro de productos de litio, que incluye al hidróxido de litio, durante un período de 11 años.

El acuerdo prevé un abastecimiento de hasta 13.000 toneladas de hidróxido de litio por año. Además, estipula que antes de iniciar las entregas del hidróxido de litio producido en Bécancour, Nemaska Lithium proporcionará a Ford concentrado de espodumeno proveniente de su mina Whabouchi. Se espera que el proyecto integrado de Nemaska Lithium sea el primero en producir hidróxido de litio en Quebec.

En base a esto, Lisa Drake, vicepresidenta de Ford en el área de Industrialización de VE (model E), expresó: “Estamos orgullos de tener esta oportunidad de trabajar con Nemaska Lithium y sus socios, Livent e Investissement Québec». «El proyecto de Nemaska Lithium se convertirá en una fuente sostenible de litio, lo cual permitirá a Ford aumentar su producción y hacer que los vehículos eléctricos sean más accesibles y económicos con el tiempo para millones de consumidores”.

El acuerdo

A través de este acuerdo, Nemaska Lithium se compromete a producir y suministrar hidróxido de litio grado de alta calidad para baterías, mientras que Ford se compromete a implementar prácticas sostenibles y responsables en todas sus operaciones. El hidróxido de litio que producirá la empresa con sede en Quebec cumplirá con rigurosos estándares de calidad y sostenibilidad, y tendrá una de las huellas de carbono más bajas en la industria del litio. El hidróxido de litio producido por Nemaska Lithium debería permitir que los vehículos de Ford sean elegibles para los beneficios fiscales dirigidos a los consumidores que establece la Ley de Reducción de la Inflación promulgada en Estados Unidos.

Por su parte, Gervais Jacques, presidente del Directorio de Nemaska Lithium, afirmó que «es un honor tener a Ford como el principal cliente de Nemaska Lithium. Este acuerdo a largo plazo con un líder mundial del sector automotriz y el desarrollo de vehículos eléctricos es una clara muestra de la solidez del proyecto de Nemaska Lithium y de la calidad del producto que nos comprometemos a ofrecer». «Esta asociación también fortalece nuestra posición como actor clave en el crecimiento de la industria de las baterías en Quebec y Canadá”, precisó.

Nemaska Lithium es propiedad en partes iguales de Investissement Quebec, la agencia de desarrollo económico del gobierno de Quebec, y Livent (NYSE: LTHM), una empresa líder a nivel mundial en tecnologías de litio. Gracias a su probada experiencia como proveedora de productos químicos de litio durante casi 80 años, Livent ha sido designada por el directorio de Nemaska Lithium para encargarse de manera exclusiva de las actividades de ventas y marketing relacionadas con los productos de dicha empresa. Además, Livent está brindando apoyo a Nemaska Lithium en la planificación y gestión de la construcción de las instalaciones de Whabouchi y Bécancour.

A su turno, Paul Graves, presidente y director Ejecutivo de Livent, y miembro del directorio de Nemaska Lithium, agregó: “Nos complace apoyar a Quebec en el desarrollo de su cadena local de suministro de baterías y establecer una relación con Ford mientras se enfoca en el desarrollo de vehículos eléctricos basados en una sólida cadena de suministro en América del Norte”.

La entrada Nemaska Lithium abastecerá con hidróxido de litio a Ford se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

En conmemoración de los 30 años de su licencia para el transporte de gas, TGN ha lanzado su programa 30 años, 30 escuelas que tiene como misión promover el desarrollo sostenible de las comunidades en las que está presente tomando como eje temático la eficiencia energética.

El programa ha invitado a 30 escuelas técnicas cercanas a la traza de su sistema de gasoductos, que recorre 17 provincias del país, a realizar un taller sobre los desafíos energéticos del futuro, proponiendo un horizonte de cambio cultural.

Acompañados por FORO 21, la propuesta didáctica diseñada plantea:

-Realizar un diagnóstico de mejora de eficiencia energética para la infraestructura existente de cada institución, para lo cual se realizaron relevamientos previos en cada una de ellas.

-Capacitar a alumnos y docentes.

-Construir juntos un dispositivo de energía renovable que será donado por TGN y que luego de su instalación quedará disponible para su uso en cada uno de los establecimientos educativos.

El programa

El programa contempla la continuidad a través del desarrollo de materiales para docentes y equipo directivo y a través de la incorporación de contenidos prácticos para mantener el dispositivo donado. También se busca abrir la posibilidad de replicar la experiencia más allá de la jornada del programa.

La actividad ya comenzó en la Escuela Normal Rural “Juan Bautista Alberdi” de Entre Ríos y seguirá su curso en 6 escuelas de Salta; 5 de Córdoba; 3 La Pampa; 2 de Jujuy y 2 de San Luis y 1 en cada una las siguientes provincias: Santiago del Estero, Tucumán, Mendoza, Neuquén, Río Negro, Corrientes, Catamarca, Santa Fe, Buenos Aires, Chaco y Formosa.

Dependiendo de la infraestructura disponible en cada establecimiento escolar y de la elección del propio colegio, TGN donará: un kit solar para aula y cocina que permite aprovechar la energía del sol para generar electricidad,  compuesto por un pantalla fotovoltaica de 180 w y un regulador de 30 a; un horno solar que colocado a la luz directa del sol permitirá cocinar alimentos de manera ecológica y sostenible; un termotanque solar para ser colocado en el techo que calienta agua  y un semáforo que funciona con energía solar para ser instalado en las inmediaciones de la escuela que alerta a los conductores de vehículos a través de una luz intermitente y un cartel que señala una velocidad máxima de 20 km/h para la zona. 

Con este programa, TGN reafirma su vocación permanente de afianzar su vínculo con las comunidades cercanas a la traza, haciendo un aporte para el cambio cultural en pos del desarrollo sostenible, trabajando en un ámbito con fuerte efecto multiplicador como el escolar.

La entrada <strong>TGN lanzó el programa “30 años, 30 escuelas”</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

El pasado mes de abril, Grupo Mega, tecnológica argentina líder del sector agroindustrial, puso en marcha en su planta industrial de la ciudad de Lincoln un parque fotovoltaico capaz de sustituir entre el 40% a 45% del consumo eléctrico diario de la fábrica durante el horario de generación. El proyecto y la instalación fueron realizados por Mega Energías, una de las empresas del Grupo.

La energía solar disminuye costos operativos y asegura provisión energética desde el momento de su instalación -rápida y sencilla-, y continúa generando valor durante muchos años más luego de haber recuperado el capital inicial. Por eso esta solución es de especial interés para las Pymes y grandes empresas que requieren un uso intensivo de energía, como es el caso de las organizaciones que pertenecen al sector agroindustrial.

Los ingenieros Marcelo Valfiorani y Marcelo Lombardo, socios fundadores de Mega, opinaron que “sustituir energías tradicionales por renovables es una decisión estratégica. Esta inversión significa mayor independencia de las fluctuaciones del mercado, políticas públicas y variables macroeconómicas, y un aporte al cuidado del medioambiente”. 

Proyecciones

La empresa planea duplicar la provisión de energía renovable en los próximos meses, aprovechando la adaptabilidad modular de estos parques, que permite la implementación por etapas y sólo requiere espacio inutilizado.

Grupo Mega lleva más de 25 años de innovación tecnológica, operando en el mercado local e internacional. Se especializa en el desarrollo de soluciones de secado para la cadena de valor de la post cosecha, exportando a más de 35 países, y la creación e implementación de soluciones de energías renovables y gas para los ámbitos público y privado, en Argentina. Asimismo, cuenta con un área interna especializada en comercio exterior que asegura la provisión de materiales críticos para la instalación y mantenimiento de parques fotovoltaicos.

Como parte de su participación en la reciente edición de la feria Expoagro, Mega expuso una solución modular de energía fotovoltaica y brindó asesoramiento especializado e información sobre líneas de financiación para PyMEs, que ofrece el Banco Provincia, a tasas competitivas.

La entrada <strong>Mega puso en marcha un parque fotovoltaico en Lincoln para sustituir entre el 40% a 45% del consumo eléctrico diario de la fábrica</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La Sala II de la Cámara Contencioso Administrativo Federal rechazó la pretensión del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) de querer cobrarle a la productora Petrouruguay la tasa de fiscalización y control que recauda el organismo. Los magistrados José Luis López Castiñeira, María Claudia Caputi y Luis María Márquez remarcaron que el tributo solo alcanza a almacenadores, transportistas, comercializadores y distribuidores de gas. Por lo tanto, consideraron injustificado e ilegítimo que también se le quiera aplicar a una petrolera, aunque sea propietaria de un gasoducto.

Petrouruguay tramitó una solicitud de transporte con el objeto de proveer de gas natural en Uruguay a la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP), a través del gasoducto Colón/Paysandú, extensión construida por la petrolera y de la cual es propietaria. Sin embargo, para transportar ese gas suscribió un convenio con Transportadora Gas del Norte (TGN), operadora del ducto, que fue homologado por Enargas a través de la resolución 628/98.

Ese convenio dejó en claro que la transportista del gas es TGN y no Petrouruguay, quien nunca fue autorizada a operar como licenciataria de transporte. Pese a ello, a partir de 2007 Enargas comenzó a reclamarle a Petrouruguay el pago de la tasa de fiscalización y control con el argumento de que estaba obligado a abonarla por ser propietaria del gasoducto.  

El fallo afirma que la Secretaría de Energía descartó la calificación de Petrouruguay como licenciataria de transporte de gas natural y reconoció su condición de productora de hidrocaburos, así como los términos del acuerdo que había firmado con TGN, pero entendió que de dicho convenio no se desprendía que TGN, en su carácter de operadora del gasoducto, hubiera asumido la obligación de cancelar el tributo. De hecho, adujo que la ley 24.076, que regula la actividad del gas, establece que la tasa debe ser fijada por el ente regulador y éste resulta habilitado para imponer el tributo a los propietarios de gasoductos.

Respuesta de la Cámara

Los magistrados, en cambio, dejaron en claro en su fallo que la ley 24.076 sólo alcanza a almacenadores, transportistas, comercializadores y distribuidores de gas, y no a concesionarios de explotación registrados bajo la ley 17.319. Además, en respuesta a la supuesta potestad del ente para extender el pago del tributo a los propietarios de gasoductos, aseguraron que “ninguna autoridad administrativa puede válidamente crear una carga tributaria, pero tampoco definir, modificar o ampliar los elementos esenciales de un tributo, valladar infranqueable en la materia”.

Los principios y preceptos constitucionales son categóricos en este punto ya que prohíben a otro poder que no sea el legislativo el establecimiento de impuestos, contribuciones y tasas. “Del juego armónico de las disposiciones legales reseñadas debe concluirse que no puede válidamente calificarse a Petrouruguay como sujeto pasivo de la tasa, ora en carácter de propietaria del gasoducto, ora como transportista”, agregaron.

Por último, los jueces concluyeron que “resulta injustificada y por lo mismo ilegítima la pretensión del organismo regulador –contenida en los actos administrativos objeto de recurso–, de imponer a Petrouruguay el pago de la tasa de fiscalización y control prevista en los arts. 62 inc. a) y 63 de la ley 24.076, lo que determina la admisión de los medios impugnatorios que constituyen el objeto de estos autos, declarándose la invalidez y quedando por ello sin efecto los actos recurridos”.

Origen de la tasa y polémica

La ley 24.076 que regula al sector del gas desde 1992 establece en su artículo 62 que el Enargas se financiará con recursos provenientes de:

a) La tasa de fiscalización y control creada por el artículo 63;

b) Los subsidios, herencias, legados, donaciones o transferencias bajo cualquier título que reciba;

c) Los demás fondos, bienes o recursos que puedan serle asignados en virtud de las leyes y reglamentaciones aplicables;

d) El producido de las multas y decomisos;

e) Los intereses y beneficios resultantes de la gestión de sus propios fondos.

El monto de la tasa de fiscalización y control lo establece el ente y es abonada por almacenadores, transportistas, comercializadores y distribuidores. En los últimos años, el aumento de la tasa generó polémica porque Enargas la actualizó muy por encima de la suba de tarifas para financiar un acelerado crecimiento de su plantel profesional. De hecho, durante el gobierno actual la tasa trepó por encima del 700%, mientras que las tarifas subieron entre 200% y 300%, según la distribuidora.

La entrada La Justicia rechazó la pretensión de Enargas de cobrarle la tasa de fiscalización a propietarios de gasoductos se publicó primero en EconoJournal.

, Fernando Krakowiak

El gobierno ingresó este lunes en el Congreso el proyecto de Ley de promoción del Gas Natural Licuado (GNL). El texto, que lleva la firma del presidente Alberto Fernández; el ministro de Economía, Sergio Massa; y del jefe de Gabinete, Agustín Rossi, indica que las empresas interesadas podrán presentar sus proyectos de inversión durante los primeros cinco años -contados a partir de la publicación de la norma- tiempo que podrá ser prorrogado por un año adicional. Las iniciativas tendrán que contar con una inversión mínima de US$ 1000 millones y con una capacidad de producción de un millón de toneladas de Gas Natural Licuado (GNL) por año (MTPA). La iniciativa es prácticamente idéntica a la que adelantó en exclusiva EconoJournal el 28 de marzo.

El texto indica que los titulares de los proyectos gozarán de los beneficios por un plazo de 30 años a partir de la primera exportación que se realice. En esa lista figura, por ejemplo, la posibilidad de disponer de un 50% de libre disponibilidad de las divisas obtenidas en las exportaciones vinculadas al proyecto. Estas podrán ser destinadas al pago de capital e intereses de pasivos comerciales, pasivos financieros con el exterior, utilidades o dividendos que correspondan a balances cerrados y auditados y a la repatriación de inversiones directas de no residentes.

De igual manera, tendrán por el mismo plazo estabilidad de la regulación cambiaria vigente a la fecha de publicación de la ley, para el pago de deudas financieras con el exterior.

El objetivo que persigue el régimen de promoción consiste en aprovechar la oportunidad que se le presenta al país a partir del desarrollo de Vaca Muerta e incrementar la producción de GNL a gran escala promoviendo la competitividad de su oferta y alentando su expansión. También, pretende incentivar el desarrollo de toda la cadena de valor, así como s la industria de bienes de capital asociada a ella, con el fin de fomentar el establecimiento de polos productivos y la generación de empleo.

El compromiso de inversión mínima deberá ser alcanzado dentro del plazo máximo de seis años desde la aprobación del proyecto. Podrán ser desarrollados en etapas sucesivas, siempre que la primera etapa contemple el compromiso mínimo de inversión hasta por 10 años. El plazo de vigencia de los beneficios será desde la fecha de notificación del acto de aprobación de cada proyecto y hasta 30 años posteriores a la puesta en marcha de la planta de licuefacción -en tierra o flotante- de la ampliación o de las etapas sucesivas.

Derechos de exportación

Los derechos de exportación serán de cero por ciento cuando los precios internacionales del GNL sean iguales o menores a los 15 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU). Se establecerán en un 8% cuando el precio sea igual o mayor a los 20 US$/MMBTU, y si es mayor a los 15 y menor a 20 US$/MMBTU, se calculará mediante una fórmula polinómica.

En cuanto a los aspectos tributarios, los beneficios que recibirán las compañías serán la amortización acelerada del Impuesto a las Ganancias sobre las inversiones, la acreditación o devolución del IVA. También gozarán de una alícuota máxima del Impuesto a las Ganancias de 30%, compensación de quebrantos y deducción de las ganancias de los intereses y las diferencias de cambio originadas por la financiación del proyecto.

También, tendrán una exención de los derechos de importación y demás tributos cuando no exista producción nacional, no pueda satisfacer a la totalidad de la demanda o no posean las características mínimas requeridas, así como también estabilidad fiscal por 30 años sobre el proyecto de inversión aprobado y con alcance a los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación dedicadas exclusivamente al proyecto.

Integración nacional

En el texto se detalla que el contenido mínimo de obligación de integración nacional será creciente en el tiempo. Las inversiones comprometidas que se realicen a partir de la entrada en vigor de la normativa deberán tener un mínimo del 15% en los primeros 10 años, un 30% luego de los 10 años y un 50% hasta los 30 años.

Permisos de exportación en firme

En cuanto a los permisos de exportación en firme, el proyecto contempla distintos tipos de autorizaciones. Las empresas podrán solicitar una autorización por 365 días por un plazo de 30 años. Para esto deberán acreditar que se utiliza un gasoducto dedicado y aislado del sistema de transporte para abastecer de gas natural a la planta de licuefacción.

Respecto a las autorizaciones no invernales durante enero a mayo y de septiembre a diciembre de cada año, también por un plazo de hasta 30 años, siempre y cuando se acredite que el transporte de gas natural hasta la planta de licuefacción no afecta la capacidad de transporte destinada al abastecimiento de la demanda prioritaria. También, contempla autorizaciones individuales de exportación producido por el proyecto por cargamento, previo ofrecimiento al mercado interno.

A su vez, la Secretaría de Energía podrá requerir con 180 de antelación al inicio de cada año que durante los meses de junio, julio y agosto que los beneficiarios ofrezcan al mercado interno el 10% de GNL producido en ese periodo por proyecto, siempre que se trate de un proyecto que cuente con inversiones comprometidas en un ducto dedicado aislado del sistema de transporte de gas natural. O el 10% del volumen del gas natural requerido como insumo de la capacidad productiva instalada de la planta de licuefacción, con más la capacidad de transporte de dicho volumen, cuando se trate de un proyecto que no cuente con un ducto dedicado aislado del sistema de transporte de gas natural.

La entrada Tras meses de demora, ingresó al Congreso el proyecto de Ley para viabilizar el desarrollo de GNL se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

Proyectando una fuerte inversión en sucursales, plantas de depósito y desarrollo de talleres zonales para 2023, que alcanzan más de 10.000 m2 de infraestructura propia de venta y servicios en todo el país, Grúas San Blas se propone estar cerca de cada actividad productiva con la provisión de equipos y mantenimiento para cubrir todas las necesidades. Proyecta inaugurar una nueva sucursal en San Juan para atender al sector minero.

A las 15 sucursales existentes, se suma el proyecto de ampliación de la sucursal de Jujuy y la apertura de un depósito en Salta Capital para completar la atención de sus clientes vinculados con la extracción de litio.

La compañía también está en proceso la ampliación de las sucursales de Misiones y Comodoro Rivadavia, sumando nuevos terrenos para extender la capacidad de los depósitos y talleres post venta para mejorar la calidad de atención en ambas localidades.

Además, inaugurará un taller nuevo en el Parque Industrial de Añelo y un nuevo depósito para la atención de los equipos abocados a las tareas de Oil&Gas que sumará apoyos a esta sucursal de modo de garantizar la provisión de repuestos y servicios en forma inmediata. 

Otros proyectos

Asimismo, este año será importante también la incorporación de más talleres zonales, ubicados en distintas localidades del país, de manera de poder atender con repuestos y servicios los equipos de todos los clientes. En estos espacios también se desarrollan capacitaciones específicas sobre minicargadores, manipuladores, autoelevadores, excavadoras, cargadoras y grúas. De este modo, Grúas San Blas garantiza la mejor atención de todos los equipos a través de estos talleres certificados.

Además, el objetivo de la empresa es acompañar a las economías regionales con la venta o alquiler de equipos para atender las labores con el maní en Córdoba, la fruta en el Alto Valle, al sector apícola y algodonero en el Chaco, al sector avícola en Entre Ríos y las Bodegas en la provincia de Mendoza.

En base a esto, Marcelo Yáñez, presidente de la compañía, afirmó: “Contamos en la actualidad con una nómina en relación de dependencia de un poco más de 530 colaboradores en todo el país”. Y agregó: “Continuaremos durante el 2023 desarrollando Centros de Servicios que estén cada vez más cerca de la operación de nuestros clientes, tanto de las empresas de la cadena de valor de exportación, como aquellas de servicios vinculadas con la Energía, el Petróleo, la Minería y los Puertos. También pondremos foco de desarrollo en los Municipios y entes gubernamentales, con actividades vinculadas con la Obra Pública y Construcción”.

La entrada <strong>Grúas San Blas inaugurará una nueva sucursal en San Juan</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Con la llegada de las bajas temperaturas, la calefacción en los hogares ya se encuentra encendida, por lo que es fundamental seguir las recomendaciones de los especialistas para evitar accidentes por monóxido de carbono. 
El monóxido de carbono es una amenaza invisible, un gas altamente tóxico y peligroso, incoloro e inodoro, que provoca intoxicaciones graves. Se genera como consecuencia de una mala combustión. Los combustibles fósiles como la madera, el carbón, el gasoil o el gas natural necesitan oxígeno para quemarse. Cuando la cantidad de oxígeno es insuficiente, se produce una combustión incompleta del combustible y se forma monóxido de carbono.

Cinco consejos útiles para prevenir accidentes con CO2

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

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

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

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

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

Síntomas de intoxicación

Los síntomas a tener en cuenta ante una intoxicación leve son las náuseas, vómitos, dolores de pecho, dolor de cabeza, debilidad, cansancio y tendencia al sueño, entre otros. Estos se asemejan a los malestares de una gripe o malestar estomacal, es por eso que debemos estar con las alarmas encendidas. 

Cuando hablamos de una intoxicación grave – producida en función del tiempo de exposición a este gas y de la concentración en el ambiente- puede ocasionar baja temperatura corporal, inconsciencia, respiración irregular, convulsiones, pulso lento y/o irregular, tensión arterial baja y hasta un paro respiratorio.

Ante una emergencia, en primer lugar, se debe dar aviso de inmediato al sistema de emergencias de la zona. Retirar a la persona intoxicada del ambiente contaminado, trasladándola a un área libre de gases tóxicos, preferentemente al aire libre. Mantener a la persona abrigada y recostada. Si la persona está inconsciente, tomarle el pulso y cerciorarse de que respire. 

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

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

Camuzzi Gas del Sur: 0800-999-0810 / 0810-999-0810

La entrada <strong>Cinco claves para calefaccionarse en forma segura y evitar intoxicación por monóxido de carbono </strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Bertotto Boglione participó de la exposición Arminera que se desarrolló del 22 al 24 de mayo, el evento que albergó a los principales referentes de la industria y donde se presentaron los principales avances tecnológicos del mundo. En ese sentido, la compañía cordobesa presentó el DATA-MOSS. Se trata de una herramienta que combina la solución de almacenamiento de combustible con tecnología. 

Es un equipo de gestión inteligente que incorpora conexión satelital, Wi-Fi, control de flota, lector en pico y antena satelital. Además, es eco-friendly porque tiene una batea de contención antiderrames que tiene un 110% de capacidad del tanque, y también posee un batea secundaria para zona de operación.

Esto incluye instalación hidráulica, bomba de recepción con contenedor de derrames propio, base para surtidor. También purga de batea de surtidor con válvula de drenaje para conexión a cámara decantadora; batea delantera, para alojamiento de bombas, surtidor y zona de carga; purga de tanque ubicado detrás del equipo; instalación eléctrica APE; y tablero eléctrico principal, iluminación, extintor y comando de válvulas externo.

El evento

Bertotto Boglione contó con el stand 1C-20, para repetir su participación al igual que el año pasado junto al Cluster Pro Córdoba y aprovechó el espacio de innovación, encuentro y novedades.

Asimismo, ofreció soluciones de almacenamiento de sólidos y líquidos para la industria, destacando que cuenta con un equipo de ingeniería, cuyos integrantes pueden adaptar las soluciones a muchos proyectos desde el momento en que se están creando. 

Según afirmaron desde la compañía “Bertotto Boglione cumplió con las expectativas con las que llegó al evento: explotar al máximo el encuentro con clientes y amigos del sector con los que se abren relaciones comerciales y se profundiza en las necesidades para adecuar los productos a un desarrollo más óptimo”.

Hubo reuniones con clientes que acompañan a la firma desde hace más de 50 años y por eso, desde la empresa aseguraron que “el próximo paso es trabajar sobre las peticiones para brindar soluciones de almacenamiento como ocurre desde hace 75 años”. 

La entrada <strong>Bertotto Boglione presentó DATA-MOSS, la combinación de almacenamiento de combustible y tecnología</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

Australia fue el país invitado en Arminera 2023, el escenario elegido por los principales decisores nacionales e internacionales de la industria minera. Del evento participaron más de 15 empresas australianas que gracias a la Comisión Australiana de Comercio e Inversión (Austrade)  presentaron sus tecnologías, equipamientos y servicios de innovación. EconoJournal dialogó con el director de Negocios para minería en Austrade, Sebastián Rendina, quien destacó la importancia del encuentro minero para lograr una sinergia entre ambos países y sostuvo que “Australia hace minería de forma segura y sustentable, de alto desarrollo tecnológico, y con su ayuda Argentina también podría hacerlo”.

Las compañías australianas que participaron de la nueva edición de Arminera fueron BHP, Allkem, FFI / FMG, Lake Resources, Power Minerals; y empresas de servicios y tecnología: Ausenco, Glencore Technology, Groundprobe, IMDEX, Mineral Technologies, Orica, Saxum, Worley, así como también la Agencia de Promoción de Comercio e Inversiones del Estado de Victoria, Global Victoria.

En el encuentro, las empresas fueron parte de seminarios sobre la innovación australiana en el sector minero y en la exportación de equipos, servicios y tecnologías mineras (METS por sus siglas en inglés). En este sentido, Rendina explicó que “el objetivo de que las compañías se acerquen al país consiste en facilitar los procesos de comercialización e integración de tecnologías australianas en Argentina. Desde la oficina comercial traemos a las empresas para que se asocien con partners estratégicos locales y se puedan desarrollar los proveedores de la mano de tecnología y de capacitación australiana”.

En cuanto al sector METS, el director de Negocios exhibió que “se trata de empresas que nacen para brindar soluciones puntales para los proyectos mineros. Hay empresas que ofrecen distintos tipos de servicios y equipamientos para temas de seguridad, medioambiente, de eficiencia y productividad, para mejorar el rendimiento de los minerales”.

Asimismo, agregó que “brindan soluciones digitales en cuanto al procesamiento de minerales, la optimización, software minero. El 60% del software que se usa en minería es australiano”.

El potencial de Argentina

Tras ser consultado sobre el potencial de Argentina, la posibilidad de posicionarse como un país productor y la decisión de las empresas de invertir en un escenario turbulento, Rendina precisó que “hay una expectativa en cuanto a las elecciones y al cambio de gobierno, pero el potencial que tiene Argentina es enorme en cuanto a lo geológico y las empresas apuestan a eso”.

A su vez, sostuvo que “el que Argentina pueda convertirse en un país productor va a depender de las políticas internas que sirvan para promover el desarrollo del sector, y también del contexto internacional, de la demanda de minerales y de las tecnologías que se desarrollen”. “Hace cinco años no se hablaba de litio y quizás dentro de cinco más se hable de baterías de sodio y no de litio. Entonces se nos puede pasar el tren”.

En esa misma línea sumó que “la minería se ve como un sector estratégico y puede servir a la economía del país. Es necesario que haya consenso, voluntad, que se logren las condiciones para el desarrollo para que las empresas sigan invirtiendo y apostando por Argentina”. “La demanda de minerales a nivel mundial está y los minerales están en Argentina”, dijo.

A su entender, “los proyectos mineros no van a arreglar la macroeconomía, para eso hacen falta políticas claras, una estrategia a largo plazo, consenso entre sectores, una licencia social sólida. Para lograrlo es necesario un trabajo por parte del gobierno nacional, provincial municipal y también por parte de los sectores educativos, de la industria”.

Rendina remarcó que “se debe resolver el problema de la infraestructura que es algo que le aumenta los costos a los proyectos por el hecho de estar lejos de los puertos y no tener caminos eficientes para transportar los minerales. Esto ya se evidenció con Vaca Muerta”. “La minería hoy en día se hace, pero eso significa un costo extra, entonces sí podemos mejorar el nivel de infraestructura y que eso reduzca los costos de operación, eso va a derivar en que haya más inversión”.

En ese sentido, consideró que “se tiene que garantizar el acceso al mercado de capitales, y las importaciones de bienes de capital que son fundamentales para esta industria. Estos son los problemas que tienen hoy las empresas, la restricción a las importaciones y el pago al exterior.” “Argentina nunca fue un mercado fácil y la mayoría de las empresas lo saben y aun así siguen haciendo negocios acá. El país tiene un montón de ventajas, posee una buena industria de servicios y buen capital humano”, indicó.

Mitos sobre la minería

En cuanto al desarrollo de la actividad minera en el país y el trabajo impulsado en Australia, Rendina aseveró que “hay muchos mitos sobre la minera y para poder hacer minería como se hace en Australia se necesita educar, capacitar a la industria, a los gobiernos, al sector público y privado para cambiar la mala fama que tiene la actividad y poder lograr la licencia social que se necesita para operar”.

En base a eso, expuso que “hoy en día la minería tiene protecciones, monitoreos ambientales, no es la minería de hace 30 años en dónde podían existir la filtración de minerales pesados a los cauces hídricos, eso está controlado. Es una de las industrias más limpias y usa menos agua que la agricultura”. “También es fundamental en la transición energética, por eso hay una gran demanda de minerales sobre todo de cobre y litio que son necesarios para la electrificación y Argentina tiene una oportunidad”.

La entrada En busca de la sinergia minera con grandes compañías australianas se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

La persistencia es quizás la condición que marcará el futuro político inmediato de Pablo Grasso, el intendente de Río Gallegos que, en su primera gestión como alcalde de la capital de Santa Cruz, se sacó de encima una cruz que cargaba el peronismo desde principios de los ’90: la de poder finalizar una administración completa al frente del municipio, sin una crisis que precipite abruptamente el final del mandato. Desde que Néstor Kirchner dejó el cargo en 1991 para competir por la gobernación provincial, los intendentes de extracción peronista que condujeron la ciudad —Héctor Aburto y Raúl Cantín— se vieron forzados a abandonar el poder antes de tiempo sin poder concluir sus administraciones. Grasso marcará el final de esa herencia trágica: no sólo podrá terminar su primera gestión en Río Gallegos, sino que, por una combinación de factores, se perfila como el candidato del justicialismo mejor parado para disputar las elecciones a gobernador que se realizará el próximo 13 de agosto.

A priori, Grasso no era el candidato natural del Frente para la Victoria, el sello que históricamente identificó al kirchnerismo en Santa Cruz. Ese lugar estaba reservado para Pablo González, que desde enero de 2021 preside YPF. Con el aval de Máximo Kirchner, líder de La Cámpora, González usufructuó la agenda y recursos económicos de la petrolera bajo control estatal para construir su candidatura a gobernador. Sin embargo, los números le son esquivos. Su intención de voto no supera el 5 por ciento. Si el titular de YPF era el candidato natural, Javier Belloni, intendente de Calafate, es el preferido de la vicepresidenta Cristina Kirchner y de su hijo, pero las encuestas revelan que de cara a los comicios provinciales es menos competitivo que Grasso.

Grasso cierra su primera gestión como intendente de Río Gallegos con una imagen positiva superior al 60%.

Decidido

Según la mayoría de las encuestas que relevan la opinión de los habitantes de Río Gallegos, Grasso termina su mandato con una imagen positiva que supera el 60%. Con ese respaldo, el próximo paso del intendente es disputar la gobernación bajo el lema del Frente para la Victoria. Está decidido a no bajarse de la carrera por más que se lo pidan desde la conducción del cristinismo. De ahí su persistencia. Es probable entonces que, dentro del armado del FpV, termine compitiendo con Belloni y hasta con González.

La mayoría de las fuentes consultadas por EconoJournal coincide en que el jefe municipal de la capital de Río Gallegos es el que más votos acarreará dentro de ese lema. Si Claudio Vidal, líder del sindicato de petroleros privados de Santa Cruz y diputado por el frente SER, no llega a un acuerdo con Cambia Santa Cruz (el sello de Juntos por el Cambio en la provincia) y decide finalmente participar de manera independiente en las elecciones, podría favorecer a Grasso al dividir el voto de la oposición. Sin embargo, tal como publicó La Nación, aún existen presiones desde un ala del PRO para que Cambia Santa Cruz, que tiene como referente principal al senador Eduardo Costa, termine aceptando una alianza con el sindicalista petrolero. 

Este medio se comunicó con el intendencia de Río Gallegos para conocer qué política energética llevaría adelante en caso de imponerse en las elecciones del próximo 13 de agosto. Grasso contestó por escrito a las consultas enviadas por correo electrónico.

Cómo posicionarse frente a una eventual migración de la inversión petrolera hacia Vaca Muerta, cómo materializar proyectos de generación eléctrica en base a energías renovables, la necesidad de mejorar la infraestructura y el objetivo de incentivar la llegada de nuevos jugadores que aporten eficiencia operativa en campos convencionales de hidrocarburos, entre los ejes que atraviesan las respuestas del intendente.

Santa Cruz es desde hace tiempo un jugador establecido dentro de la industria hidrocarburífera. Y en los últimos años logró recuperar la actividad minera. Una cuenta pendiente es posicionarse con más fuerza en el sector de energías renovables, segmento en el que toda la Patagonia cuenta con un potencial importante. ¿Qué medidas podría impulsar la gobernación en esa dirección?

Efectivamente, Santa Cruz es una provincia de relevancia nacional en la producción de hidrocarburos y minerales que responde a una condición natural que tiene la provincia potenciada por una decisión de política de fomentar y desarrollar ambos sectores. Hubo dos períodos de gobierno, uno el de Néstor Kirchner y, el más reciente, el de la actual gobernadora Alicia Kirchner en donde se concretaron políticas tendientes a desarrollar los sectores de manera profesional, responsable, en armonía con el medio ambiente, con las comunidades.

Grasso no era el candidato natural del cristinismo, pero tiene mejor plataforma electoral que otros competidores internos.

Tal como mencionas, Santa Cruz también tiene un potencial enorme en la generación de energías renovables, básicamente en energía eólica e hidroeléctrica. Sin embargo, los proyectos de generación eólica se encuentran condicionados a la ampliación de la infraestructura de transporte de energía eléctrica.

Siempre hay acciones que pueden llevarse a cabo, como dirigentes políticos estamos obligados a la búsqueda constante de caminos que nos permitan lograr los objetivos planteados. Hay varias medidas que ayudarían a desarrollar todo el potencial de la provincia. Una de las medidas por ejemplo es continuar con el proceso de medición del potencial eólico, es clave poder saber con qué contamos exactamente. En este sentido, tenemos una experiencia exitosa, entre 2016 y 2019 la provincia llevó una campaña de medición que aportó datos técnicos indispensables para el parque eólico que desarrollará YPF a fin de abastecer la demanda de energía eléctrica de la ciudad de Río Gallegos. Por otro lado, como jugadores importantes de la industria debemos continuar con nuestra participación en los ámbitos de discusión de la política energética nacional de forma tal de mostrar el potencial de la provincia y colaborar en las decisiones para fomentar el sector.

A su vez, es necesario trabajar junto con el sector privado para encontrar esquemas de funcionamiento que agilicen proyectos en etapa de evaluación. Incluso definir mecanismos de asociación pública-privada para mejorar las condiciones productivas; desarrollar esquemas provinciales de promoción tanta para la etapa de construcción y operación e incluir estímulos para las PyMEs locales.

Uno de los problemas que limitan el desarrollo del sector de renovables y de negocios derivados como el hidrógeno es la falta de capacidad en el sistema de transporte eléctrico de alta tensión. Este tipo de obras se financia con fondos nacionales. ¿Qué tipo de gestiones puede realizar la provincia para destrabar esa agenda?

Como lo mencioné anteriormente, la infraestructura de transporte eléctrico es un limitante que tiene Santa Cruz al igual que el resto de las provincias. Si vos analizás el sector, la última licitación que sancionó el Poder Ejecutivo Nacional fue para proyectos de envergadura menor porque no hay capacidad de evacuar grandes cantidades de energía. Vemos el potencial que tiene la zona Cuyana de nuestro país para el desarrollo de energía solar, o la posibilidad de desarrollo de energía térmica en la Cuenca Neuquina, pero en todos los casos la insuficiente capacidad de evacuación de energía condiciona el avance de estos sectores.

No creo que haya una sola forma de financiar estas obras, hay múltiples mecanismos dependiendo el sector, la coyuntura económica y la realidad de cada provincia. Santa Cruz, por ejemplo, se encuentra en proceso de construcción de una línea de 132kv y una Estación Transformadora que conectan El Pluma con Perito Moreno – Los Antiguos. Esta obra se financia 100% con el Fideicomiso UNIRSE en donde aportan las empresas mineras que operan en nuestra provincia. El Estado Nacional también cuenta con fondos específicos, además, se puede explorar la posibilidad de financiamiento con algún organismo multilateral de 

Una imagen del parque eólico del Bicentenario, uno de los desarrollos de energía renovable en la provincia.

En materia de hidrocarburos, una de las tendencias que probablemente se acentúe en los próximos años es la concentración de la inversión en Vaca Muerta. ¿Qué puede hacer Santa Cruz para defender el valor y el rol de las dos cuencas productoras que posee en su territorio?

Es interesante lo que mencionas porque hoy lo que vemos es a las operadoras incrementado sus proyectos en Vaca Muerta pero sin desprenderse de activos en otras cuencas. Sin embargo, es una posibilidad que debe considerarse.

Nosotros como provincia tenemos la obligación de velar por los intereses provinciales y, por lo tanto, es importante que se respete el marco legal provincial que regula a la actividad. En Santa Cruz tenemos dos realidades diferentes que requieren dos abordajes distintos. Por un lado, la zona norte más consolidada en términos productivos. Por su maduración y envergadura el rol de YPF en ella es determinante. Respecto de la zona sur, existe mucha expectativa en torno a lo que encuentre CGC, y en consecuencia, de lo eficiente que puedan ser para contar con un desarrollo nuevo. De todas formas, debemos ser cautelosos porque son procesos largos y recién nos encontramos en el plan exploratorio. Desde el punto de vista geológico, la formación Palermo Aike es prometedora, pero no es la única variable a considerar.

¿Hay espacio para incentivar desde la provincia el desarrollo de petroleras independientes que puedan enfocarse y generar valor en la operación de campos maduros o simplemente viejos que todavía tienen un importante potencial por delante?

Es interesante tu mención. No tengo ninguna duda que hay espacio para el trabajo de petroleras independientes en la provincia. Nosotros vamos a trabajar para que así sea. Estamos trabajando en ideas concretas y estamos abiertos a escuchar a todos los sectores para generar condiciones para el desarrollo del sector, al igual que lo mencioné anteriormente, este desarrollo tiene que ser contemplando todos los intereses para poder ser sostenible. Cómo vos mencionaste, hay una tendencia creciente en las operadoras petroleras en enfocar sus planes de desarrollo en la Cuenca Neuquina, básicamente en la formación Vaca Muerta. Eventualmente este proceso en donde las operadoras redefinen su estrategia de inversión puede generar oportunidades para otras operadoras. Y déjame hacer un comentario complementario, no nos olvidemos del sector minero, que ha crecido considerablemente en estos últimos años y que afortunadamente aún tiene posibilidades de desarrollo, con proyectos muy productivos y aquí encontramos empresas globales y empresas locales, porque hay oportunidades para todos.

¿Qué proyectos estratégicos podría impulsar la provincia en materia de infraestructura, tanto en materia hidrocarburífera como energética y minera?

En principio son cuatro.

En primer lugar, la terminación de la línea eléctrica que te comenté anteriormente que va desde El Pluma a Perito Moreno-Los Antiguos. Esta obra es el fruto de un trabajo mancomunado entre el sector público y el privado. La construcción de la línea y de la estación transformadora permite que estas dos localidades estén interconectadas al SADI, lo que significa una provisión eficiente de energía eléctrica para las comunidades y para el desarrollo minero.

En segundo lugar, debemos empezar el Anillado Eléctrico Río Gallegos, una obra indispensable para la ciudad y que se financiará con fondos del Tesoro Provincial.

En tercer lugar, la obra de interconexión Piedrabuena-San Julián-Gregores. Esta es una obra indispensable y tiene la misma lógica que la línea de 132kv, brindará una provisión eficiente en las localidades y la posibilidad de generar ventajas comparativas para el desarrollo de nuevos proyectos mineros en la zona Centro-Norte.

Por último, la construcción de la línea de evacuación de las represas Kirchner Cépernic.  

La entrada <strong>Quién es Pablo Grasso, el intendente de Río Gallegos que se perfila como el candidato peronista más competitivo en las elecciones de Santa Cruz</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno le solicitó el miércoles a las petroleras YPF, Raízen (Shell), Axion Energy y Trafigura (Puma) que financien sus compras al exterior durante los próximos 90 días. Para cumplir con el pedido, las refinadoras deberán conseguir créditos por unos US$ 800 millones. A cambio, las empresas reclamaron que en junio los precios de los combustibles se incrementen al menos un 6 o 7 por ciento.

La medida del gobierno busca descomprimir la presión sobre las reservas mientras el Ministerio de Economía gestiona un desembolso del FMI que traiga alivio antes de las elecciones. Según explicaron fuentes oficiales y representantes privados a EconoJournal, la Secretaría de Comercio publicará en los próximos días una resolución que habilita a las petroleras a recibir una letra del Banco Central (BCRA) ajustable a dólar linked para viabilizar que las empresas consigan créditos de bancos locales para pagar las importaciones de naftas y gasoil durante el próximo trimestre.

¿Cómo funcionará el esquema? La mecánica que estará plasmada en la normativa que se publicará en los próximos días es similar a la que ya se utiliza para que los productores agropecuarios pre-financien exportaciones de granos. Una vez que las petroleras consigan los dólares para comprar los combustibles, los cambiarán por pesos en el mercado oficial que controla el BCRA. En esa instancia, la entidad que preside Miguel Pesce otorgará una letra a las petroleras que será remunerada en dólares (dólar linked) para que los privados no deban cargar con el costo de la depreciación del tipo de cambio.

Costo extra

«El esquema ya incluye un extra-costo que es el interés que tendrán que pagar los privados por el financiamiento. Se estima que la tasa anual rondará un 13%, por lo que el interés en dólares por trimestre estará cerca del 3%. Si a ese número, hay que sumar un segundo extra-costo representado por la pérdida de valor en pesos producto de la devaluación, la operatoria sería inviable», explicó una de las fuentes consultadas.

El encargado de transmitir el planteo del gobierno a las petroleras fue Matías Tombolini, titular de Comercio, que estuvo acompañado por el presidente de BCRA, Miguel Angel Pesce, y la secretaria de Energía, Flavia Royón. En los hechos, el pedido está dirigido tres de las cuatro refinadoras, YPF, Raízen y, en menor medida, a Trafigura, ya que Axion Energy (PAE) prácticamente no importa combustibles.

La Argentina importa por mes entre 5 y 6 cargamentos de naftas y gasoil, que a los precios actuales tienen un costo estimado cercano a los 270 millones de dólares. De ahí la cuenta que trazan en Economía: la importación en los próximos 90 días costará unos US$ 800 millones.

El mecanismo cambiario que el gobierno puso sobre la mesa de las petroleras fue conversado no solo con la industria petrolera sino también con automotrices y empresas de consumo masivo y que busca generar, según fuentes oficiales, un ahorro en conjunto de unos US$ 3000 millones para las arcas del Central.

El pedido se suma a otra medida que había tomado la entidad monetaria a fines de abril cuando postergó pagos por importación de servicios profesionales y de fletes entre empresas vinculadas por hasta US$2000 millones hasta fin de año. Además, agregó que las empresas deberán pedir autorización previa para poder honrar el pago de intereses generados por deuda tomada intraempresas. “En el caso de que el acreedor sea una contraparte vinculada al deudor, se requerirá hasta fin de año la autorización previa para acceder al mercado de cambios para pagar servicios de intereses de deudas comerciales por importaciones de bienes y servicios y/o de préstamos financieros con el exterior”, detalló la entidad en un comunicado.

Pedido empresario

Como moneda de cambio de conseguir sus propios dólares para importar combustibles, las petroleras plantearon que el aumento que se autorice en junio sea mayor al 4% que se aplicó en mayo, ya que la inflación de abril llegó al 8,4% y el dólar oficial viene subiendo por encima del 7% mensual. «El aumento de junio debería ubicarse por lo menos en un 6%», señalaron en una empresa.

Tombolini aseguró que analizará la solicitud e indicó que Economía dará una respuesta en las próximas semanas. En el gobierno tienen claro que el precio de los combustibles se ha ido atrasando frente a la inflación y la suba del dólar. Y también admiten que el principal perjudicado es YPF que tiene sus ingresos concentrados en el mercado interno y necesita de una recomposición de precios mayor para financiar sus inversiones en Vaca Muerta.

Sin embargo, a medida que se acercan las elecciones recrudecen las presiones para tratar de frenar cualquier tipo de aumento. De hecho, funcionarios de YPF que reportan a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner buscaron boicotear hace pocos días el aumento ya acordado de 4% en el surtidor que se aplicó este mes.  

Una de las consecuencias del atraso en surtidor es que las refinadoras empezaron a negociar a la baja el precio interno del petróleo que le reconocen a los productores no integrados (Vista, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol, entre otras). Tal como publicó este medio, el precio del crudo Medanito descendió hasta los 62 dólares en mayo y en el mercado especulan que podría caer hasta los 60 dólares si YPF y el resto de las refinadoras no logran trasladar a los precios del surtidor la variación del tipo de cambio.

La entrada El gobierno prepara un mecanismo dolar-linked para que petroleras financien la importación de combustibles por US$ 800 millones se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Amalia Sáenz (Lake Resources), Luciano Berenstein (Albemarle), Ignacio Celorrio (Lithium Americas), René Muga (BHP), Alberto Carlocchia (Patagonia Gold) y Hernán Soneyro (Cantesur) disertaron acerca de los desafíos y potencialidades que presenta el país en el sector minero, sobre todo en lo referido al litio, al oro y al cobre. Asimismo, los referentes de las compañías destacaron que la actividad minera es fundamental para resolver los problemas macroeconómicos que posee Argentina y que el desarrollo de los proyectos de cobre y el litio serán fundamentales en la transición energética. 

En el panel “Claves para comprender la actualidad minera en Argentina y Latinoamérica” que se llevó a cabo este miércoles en Arminera, Carlocchia, gerente de Relaciones Institucionales y de Sustentabilidad de Patagonia Gold,  destacó el rol que tiene la producción de oro en la generación de divisas y exigió políticas para darle continuidad al desarrollo del sector. En ese sentido, advirtió que “todos los sectores de la política hablan de minería y no hablan mal. Se habla de las ventajas para el país. La minería nos da la oportunidad de posicionarnos como nación. Es probable que esto sea por la crisis económica y la sequía que tuvimos durante este año”. 

No obstante, el ejecutivo de Patagonia Gold advirtió que “es necesario que el gobierno nacional nos preste atención. A pesar de los esfuerzos del sector y de los gobiernos provinciales, no logramos llegar a allá arriba a dónde se toman las verdaderas decisiones”. “No lo logramos con este gobierno ni con el anterior. Somos perseverantes y lo vamos a intentar con el próximo”, agregó.  

Carlocchia también exhibió que “la exportación minera se basó y se basa en el oro y plata, pero la crisis ha golpeado tanto al sector que lo está desangrando. “Hay multiplicidad del tipo de cambio y el que nos toca es el más bajo del mercado”. “Tenemos altísimas dificultades en cuanto a la SIRA para poder ingresar productos clave para la producción, en un sector que tiene superávit comercial hace 20 años”, precisó . 

En esa misma línea manifestó: “Queremos hacer las cosas bien, buscar cómo atraer la inversión que nos va a dar vida hasta que encontremos otro Cerro Negro o Veladero. Necesitamos y queremos el desarrollo del litio y del cobre, son ventanas de oportunidad que nos van a ubicar en los rankings, pero no nos olvidemos del oro que nos dio muchísimo y que nos sigue dando altos niveles de exportación”.

Litio

En cuanto al litio, Sáenz, vicepresidenta de Asuntos Corporativos de Lake Resources -que posee el proyecto de salmuera de litio Kachi, en Catamarca-, afirmó que “ existe una gran tendencia a nivel global en el desarrollo de políticas por parte del gobierno, la industria y la sociedad en desafiar y revertir las consecuencias del cambio climático, y en ese contexto el litio es un mineral clave para contribuir a la transición y también como fuente de almacenamiento de energía”. 

De igual manera, la representante de Lake Resources marcó que “Argentina está viviendo un momento único de oportunidades. Tiene un enorme potencial en las provincias del norte. Es importante el beneficio que el litio le va a traer y le trae al país”. “Tenemos que trabajar a nivel nacional, provincial y con el sector privado en el desarrollo de un marco regulatorio para que el litio sea una realidad. Es importante asegurar políticas a largo plazo y trabajar en la sustentabilidad para ser productores a nivel mundial”, manifestó. 

Por su parte, Berenstein, el director de Albemarle en Argentina -compañía que hace unas semanas recibió el permiso ambiental para la fase de exploración de su proyecto lítifero en Catamarca-, dio a conocer que “la inversión hasta ahora es de US$ 50 millones. La idea es tener un desembolso de no menos de US$ 500 millones en el futuro”. 

Sin embargo, el director de la compañía advirtió que para darle continuidad a los recursos y que lleguen las inversiones que se precisan “es necesario establecer reglas claras y desarrollar equipos de trabajo robustos”. Además, consideró que “sin la licencia social no se puede hacer ningún proyecto minero. La oportunidad del litio es hoy. Tenemos la posibilidad de llevar trabajo a dónde otras industrias no llegan”.

A su turno, Celorrio, presidente para Latinoamérica de Lithium Americas -la compañía que posee el posee el 45,75% del proyecto Cauchari-Olaroz, adelantó: “Esperamos tener una primera producción sobre fines de junio. La iniciativa tuvo una inversión de US$ 1000 millones y su construcción fue difícil por el contexto, la pandemia, pero será la tercera mina de litio que entra en producción”. 

A su vez, el ejecutivo de la empresa minera advirtió que “ahora el litio no tiene problemas de financiamiento, pero va a haber desafíos en cuanto a infraestructura, a recursos humanos”. De igual manera, puntualizó que “hasta que no seamos productores fuertes y no tengamos capacidad de exportación como la que posee Australia o Chile, siempre nos van a ver como un potencial. Cauchari es algo que el mundo del litio hace años quiere ver. Es un mercado con mucha expectativa, el mundo está viendo cómo lo desarrollamos”. 

Cobre

Respecto al cobre y su rol en la transición energética, Muga, vicepresidente de Asuntos Corporativos de BHP Minerals Americas -empresa que ha evaluado invertir en San Juan-, planteó que “hay una oportunidad evidente. El mundo avanza hacia la descarbonización y en la transmisión de energía está en el cobre. El mundo en 12 años más va a necesitar 50% más de cobre de lo que se produce hoy. Vamos a necesitar minas funcionando y eso no va a ocurrir”.

En ese sentido, el representante de BHP destacó que “Argentina tiene un potencial innegable, pero la producción de hoy es cero. No se ven proyectos importantes que vayan a abastecer esa demanda, pero esto le genera una oportunidad al país”.

De igual manera, advirtió que “el mundo no va a avanzar hacia la descarbonización sin el litio o el cobre. Hay que aprovechar las oportunidades porque si no aparecen otros players”. 

Por último, Soneyro se refirió a la minería de tercera categoría y explicó: “Como mineros de segunda y tercera categoría somos un complemento. Si bien los autos van a funcionar con litio y cobre van a necesitar rutas, y Argentina tiene un potencial relacionado con el árido”.

Al finalizar, el representante de Cantesur dijo que “la minería es una actividad muy federal. Y nuestro granito de arena tiene que ver con conectar esos lugares y que estemos más comunicados. Necesitamos pensar más allá de las elecciones, en ponernos un norte de acá a 10 años. Tenemos que pensar en que entren las divisas y que no se nos vayan los jóvenes del país por falta de esperanza”. 

La entrada Empresarios mineros destacaron que los proyectos de cobre y litio serán fundamentales en la transición energética  se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint, busca desembarcar en el negocio del litio en la Argentina. En los últimos días, intentó adquirir la compañía canadiense Alpha Lithium por alrededor de US$ 177 millones, pero su oferta fue rechazada. La minera de Canadá tiene dos proyectos de litio en exploración avanzada en la Argentina: Salar del Hombre Muerto (Catamarca) y Tolillar (Salta). La oferta de Tecpetrol se concretó el 15 de mayo, pero la compañía canadiense la descartó y por el momento se negó a seguir negociando, según difundió públicamente este martes. La empresa con sede en Vancouver (Canadá) indicó que llevó a cabo “una revisión y evaluación de la oferta y determinó que no beneficiaba a Alpha Lithium ni a sus accionistas”.

Alpha Lithium tiene proyectos de litio en salares con fuerte potencial y demandados por grandes mineras a nivel mundial debido a la alta calidad de las salmueras y sus bajos niveles de impurezas. En Catamarca desarrolla el proyecto Salar del Hombre Muerto, una de las mayores reservas de litio del país donde se encuentran -por ejemplo- los proyectos de las compañías Posco (Corea del Sur) y Livent (Estados Unidos).

El otro desarrollo es Salar Tolillar, ubicado en Salta. En este proyecto está terminando la planta piloto de 120 toneladas anuales. En Tolillar (27.500 hectáreas), Alpha comenzará las primeras producciones de prueba en junio y planea producir comercialmente 50.000 toneladas anuales de carbonato de litio, que es casi el doble de lo que hoy produce y exporta en total la Argentina.

En línea con su estrategia de avanzar en la transición energética, por el momento cuenta con una planta piloto de procesamiento de litio en Salta para todo tipo de salmueras con capacidad para 25 toneladas de carbonato equivalente (LCE), donde el objetivo a futuro es desarrollar un proyecto a escala industrial.  

Propuesta rechazada

Según el comunicado de Tecpetrol, la propuesta pública rechazada del 15 de mayo se había presentado por carta directamente al director y CEO de la minera canadiense, Brad Nichol, y se realizó después de algunos intentos fracasados de negociaciones en privado. La propuesta fue no vinculante por el total de las acciones ordinarias emitidas y en circulación de Alpha Lithium por un precio de US$ 0,91 por acción.

Alpha rehusó considerar la propuesta de Tecpetrol y decidió no entablar negociaciones “luego de discusiones entre sus respectivos asesores”, afirma el comunicado del grupo a cargo de Paolo Rocca.

Tecpetrol propuso mejorar los términos financieros de su oferta “si Alpha Lithium aceptaba darle acceso a un rápido proceso de due dilligence para que Tecpetrol pudiera determinar un aumento apropiado en el precio en base en sus hallazgos”. El pedido de la empresa argentina fue de 30 días. El comunicado de Tecpetrol insiste en que la petrolera “se mantiene preparada para entablar negociaciones de buena fe con Alpha Lithium de inmediato, mejorar la oferta con base en su due dilligence y completar la transacción de manera expedita con el apoyo de la Junta Directiva”.

La entrada Techint busca comprar una minera canadiense para desembarcar en el negocio del litio se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) y la consultora ABECEB presentaron en la exposición Arminera 2023 el primer Índice de Costos de la Minería Argentina (ICMA) el cual permitirá conocer la evolución en dólares de los costos en un sector con alta volatilidad de precios.

El indicador tendrá una actualización mensual y  brindará la posibilidad de observar los costos derivados de las remuneraciones, energía y combustibles, consumibles, logística y servicios. Para su puesta en marcha, se utilizó como referencia el IPC de Estados Unidos. 

En la presentación, Natacha Izquierdo, responsable de análisis sectorial de la consultora advirtió sobre el incremento de costos en dólares ubicado por encima de la inflación de los Estados Unidos, e indicó que “esto muestra el impacto que tiene el atraso cambiario en el país”. 

En ese sentido, Izquierdo explicó que “el acumulado 2,3% de aumento en dólares durante el primer trimestre del año registrado implica una pérdida de competitividad. La inflación está bajando en el mundo y en Argentina está ocurriendo lo contrario. Esto es algo que está presionando a todos los proyectos del sector”. 

Asimismo, destacó que “tomando como referencia al 2017 se ve que los ciclos donde hay mayor presión en términos en dólares se dan cuando la devaluación o el tipo de cambio está atrasado y va por detrás de la inflación. Eso sucedió en 2017 y en los dos últimos años”. “En 2022 hubo dos incidentes: el 15% tiene que ver con la macroeconomía y el 6% con el aumento de precios internacionales”. 

Frente a esto, la analista aseveró: “la dinámica de los costos no está correlacionada claramente con la dinámica del precio de los commodities. Los costos de energía y combustibles cayeron en marzo en un 1,7% a causa del límite del aumento acordado del diésel (del 4% diciembre a marzo), ubicado por detrás de la devaluación y la inflación, con un acumulado en el primer trimestre del -0,9%”. 

Los motivos

Gustavo Pérego, director de la consultora, aseguró que “hasta ahora no había números representativos de la industria como ocurre en otros sectores como el de la construcción, que sirven para tener un marco de referencia”. “El objetivo de este índice es que sirva como una base de comunicación para con la sociedad, gobiernos, sindicatos y que permita visualizar las ventajas y dificultades de la minería. De allí surgió la idea de llevarlo a cabo para poder compararnos con otros países y saber cuáles son las posibilidades del sector”, manifestó. 

Además, exhibió que “se buscó crear este índice para que sea comparable con los índices de los commodities. Cada tres meses el índice va a venir con una explicación más abierta sobre las variaciones y el porqué de ellas”. 

Por su parte, el presidente de CAEM, Franco Mignacco, consideró que el índice es muy importante porque transparenta la información. Además, permite saber las ventajas competitivas que tiene el país respecto a otros distritos mineros. Es innovador. Es un hito importante para la minería”.

Por último compartió: “Estábamos viendo cómo impactaba la inflación en dólares y surgió la idea de hacer un índice de costos de la minería metalífera y del litio. Hoy presentamos el del oro y la plata, pero pronto desarrollaremos el litio”. 

La entrada CAEM presentó el primer Índice de Costos de la Minería Argentina se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

Fabricaciones Militares reactivó la producción de explosivos para la minería en su fábrica de Azul en la provincia de Buenos Aires. La reactivación tiene como respaldo un contrato para exportar explosivos.

La compañía estatal reactivó en la Fábrica Militar de Pólvoras y Explosivos Azul (FANAZUL) la producción de nitroglicerina, el insumo base que sirve para la producción de Mastermix, un explosivo para la industria minera. FANAZUL había sido desactivada por completo a fines de 2017, concentrando Fabricaciones la producción de explosivos para la minería en su fábrica de Villa María, Córdoba.

La reactivación de la producción de Mastemix demandó una inversión de cinco millones de dólares y permitió la reincorporación de 100 trabajadores.

Contrato de exportación

El Ministerio de Defensa tomó la decisión en 2020 de recuperar algunas de las distintas líneas productivas que existían en FANAZUL. Como parte de ese proceso, Fabricaciones Militares firmó en 2021 un contrato con la firma peruana EXSA, del grupo australiano Órica, para proveer explosivos Mastermix.

El contrato es por cinco años y con la posibilidad de extenderlo por tres más. Fabricaciones está dedicando la totalidad de la producción de explosivos para la minería en Villa María al cumplimiento del contrato. Asimismo, el contrato otorga un derecho de preferencia a favor de EXSA sobre la futura producción de estos elementos en la fábrica de Azul.

Fabricaciones estima que por el contrato de exportación recuperará la inversión realizada en FANAZUL en menos de tres años y operando a un 75% de la capacidad total, de unas 78 toneladas de Mastermix por mes.

Reapertura de la planta

La reapertura de la fábrica militar de Azul respondió a una decisión política, aunque el objetivo comercial fue el que permitió la reactivación de la línea de explosivos. “Todo lo que se produzca ahora de dinamita va hacia la exportación. Se reactivó lo que está atado a una demanda”, señaló Claudio Scaletta, economista y miembro del directorio en Fabricaciones, ante una consulta de este medio.

“La decisión inicial fue política, de recuperar las capacidades perdidas. Pero no se pueden recuperar todas. Por ejemplo, en 2017 perdimos la capacidad de producir TNT. Reactivar esa línea de producción cuesta entre 50 y 60 millones de dólares”, explicó.

“La inversión que hicimos ya sabemos que la recuperamos con el contrato que ya está comprometido”, concluyó.

La entrada Fabricaciones Militares reactivó la producción de explosivos para la minería en su fábrica de Azul se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolás Deza

El Triángulo del Litio es la zona donde se concentra los mayores recursos identificados de este mineral en el mundo. Según un informe de la Secretaría de Minería de octubre de 2021, el 65% del litio de todo el planeta está en esta área que cubre el Noroeste de la Argentina (24,9%), el norte de Chile (12,4%) y el suroeste boliviano (27,1%). En la Argentina, los mapas y gráficos habitualmente marcan que las provincias que forman parte de este triángulo son Catamarca, Salta y Jujuy, porque tienen proyectos en producción y exploración avanzada. Pero en La Rioja afirman que los salares y la geología del norte de la provincia cuyana tiene características idénticas a las áreas de litio del Noroeste Argentino. Es decir, La Rioja cuestiona que la delimitación del triángulo es política y no geológica.

Favio Casarín, gerente de Legales de Kallpa SAPEM, la empresa creada por la provincia de La Rioja para administrar el litio y las energías renovables, explicó que “al Triángulo del Litio lo hemos estirado. Si miramos los mapas geológicos mineros actuales se puede ver que La Rioja no está incluido en el triángulo, pero las características geomorfológicas de la formación de los salares que tenemos son exactamente idénticos a las que tienen Catamarca, Salta y Jujuy. Estamos dentro de la unidad geomorfológica que se denomina Puna Austral”. Lo dijo en el panel “El litio como recurso estratégico para el desarrollo de La Rioja” que se realizó en Arminera 2023, la exposición más importante del sector que se organiza todos los años en La Rural. El panel contó también con la participación de Ivana Guardia, secretaria de Minería de La Rioja; Ariel Parmigiani, presidente de Kallpa; Paula Marenaro, directora provincial de Minería.

Espíritu de la ley

La provincia de La Rioja, que volvió a participar después de varios años en un evento de Arminera, intenta cambiar la cara hacia el sector luego de la aprobación de la Ley 10.608, que declaró al litio como recurso estratégico y suspendió concesiones mineras. La secretaria de Minería, Ivana Guardia, aclaró que, con esta normativa, “la provincia quiere invitar a las empresas a participar de la minería y el litio. Queremos que las empresas privadas, la provincia y la comunidad se vean beneficiadas por este desarrollo”.

Parmigiani señaló que “la provincia quiere seguridad jurídica para las inversiones y el capital privado, queremos un desarrollo económico provincial armónico”. Por su parte, Marenaro destacó que “el espíritu de la ley es invitar a las empresas privadas a participar. No queremos tener un catastro de firmas especulativas, por eso fue necesario regularizar con la ley una situación de permisos y evitar especulaciones. Necesitamos empresas mineras reales que quieran avanzar en la exploración”.

Inversiones privadas

“La Rioja tiene 23 zonas de investigación y desarrollo para la minería y llegamos a este escenario por un catastro minero que estaba totalmente tomado por permisos, pero con cero desarrollos e inversiones producto de malas políticas de años anteriores”, explicó Casarín. Y añadió que “esto sucede en el país también, porque a través del Código Minero hay concesionadas alrededor de 3.000 minas metalíferas y los proyectos mineros metalíferos en la Argentina hoy no llegan a 20. En La Rioja predominaba una especulación de solicitar permisos sin costos para luego intentar transferirlos”. Además, Casarin remarcó que La Rioja cuenta con una red de tendido eléctrico de alta tensión y caminos de acceso a las zonas de los salares.

Casarín añadió que “esto motivó a La Rioja a querer ser parte del desarrollo del Triángulo del Litio, pero con nuestra visión sobre la minería”. En 2021 la provincia otorgó un permiso nuevo para la exploración de un proyecto de litio a más de 10 kilómetros al sur de Laguna Brava. Además, el año pasado YPF firmó un acuerdo con el gobierno de Ricardo Quintela para analizar la posibilidad de explorar litio en la provincia.

El gerente de Kallpa también puso como ejemplo el megaproyecto Tres Quebradas (3Q) del gigante chino Zijin Mining, que está ubicado al suroeste de Catamarca casi en el límite con el norte de La Rioja y que comenzará a producir comercialmente litio en 2024. Esta mina de litio está en Fiambalá (departamento de Tinogasta) y producirá más de 20.000 toneladas anuales de litio equivalente (LCE) para baterías.

La entrada <strong>Aseguran que el Triángulo del Litio se extiende también hasta el norte de La Rioja</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

El informe mensual confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial destaca que durante marzo de 2023 la producción del sector creció un 6% respecto a febrero, gracias al aumento en los productos finales agroquímicos principalmente, pero cayó un 7% respecto marzo de 2022, con bajas en todos los subsectores. Las empresas informantes indican que se encuentran retomando actividades luego de paradas de plantas durante el mes anterior y recuperando stock. Para el acumulado del primer trimestre, se observa una caída del 3% respecto al mismo período del año anterior, con caídas en todos los subsectores, a excepción de los productos finales termoplásticos.

Los datos relevados por la Cámara muestran que las ventas locales crecieron en marzo un 16% al compararlas con febrero pasado, favorecidas por todos los subsectores, producto del aumento en la producción, la mayor demanda y aumento de precios de los productos a nivel global, así como factores estacionales. Respecto a marzo de 2022, se registra una caída del 20%, afectada por todos los subsectores a excepción de los productos finales termoplásticos. El acumulado del año refleja una caída del 10% respecto al mismo período del año anterior.

El informe señala también que las exportaciones durante marzo aumentaron un 9% intermensual, y un 5% interanual, aunque el acumulando del primer trimestre se mantiene con valores negativos (19%). Las empresas manifiestan aumentos en precios y volúmenes de venta.

La reseña elaborada por la CIQyP® indica que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) lograron recuperarse en las tres variables analizadas al comparar marzo con febrero de 2023 (5% producción, 18% ventas locales y 30% en exportaciones), con valores positivos para las ventas respecto al mismo mes del año anterior. El acumulado del primer trimestre muestra un incremento del 21% en las ventas locales.

Otros datos

El reporte confeccionado por la CIQyP® evidencia que la capacidad instalada del sector durante marzo tuvo un uso promedio del 60% para los productos básicos e intermedios y del 94% para los productos petroquímicos.

Durante marzo de 2023, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 38% mayor al mismo mes del año anterior, con una variación negativa del 17% en las importaciones y una variación positiva del 4% 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 marzo de 2023, alcanzaron los 400 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.148 millones en el primer trimestre del año.

Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sostuvo que “la mejora que se muestra está atada a plantas que finalizaron paradas programadas y alguna recuperación que notamos en el sector. Sigue siendo una preocupación el acceso a fondos necesarios para importar materias primas y repuestos, tema que puede afectar el sendero de la recuperación del sector”.

La entrada El sector químico y petroquímico logró en marzo una recuperación intermensual se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Los gobernadores de Jujuy, Gerardo Morales; Salta, Gustavo Sáenz; y de Catamarca, Raúl Jalil, rechazaron la creación de una OPEP del litio y aseguraron que para aprovechar todo el potencial que posee la Argentina en materia de recursos  será necesario tener reglas de juego claras y seguridad jurídica. Además, destacaron que será fundamental resolver los problemas que existen en cuanto a los bienes de importación. 

En el encuentro de CEO´s organizado por IDEA y la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) que se desarrolló este lunes en la exposición Arminera, Jalil aseguró que «estamos en contra de lo que significa la OPEP. Hoy tenemos litio, también cobre. Si trabajamos de forma responsable vamos a aportar mucho para bajar la inflación y dar trabajo”. La mención fue en referencia a los rumores sobre la intención del gobierno argentino de avanzar en una negociación con Chile y Bolivia para crear una Organización de Países Exportadores del Litio (OPEL) que emule a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEC).

«Lo del triángulo del litio y que hagamos lo mismo que Bolivia y Chile no lo comparto«, aseguró Morales. El mandatario de Jujuy agregó que “Chile está retrocediendo y en buena hora así vienen más inversiones a la Argentina. Los bolivianos también. Al tener litio y una industria automotriz, Argentina podría quedarse con la mitad de ese negocio que serían US$ 35.000 millones al año”. A su vez, exhibió que “muchas empresas son automotrices y son fabricantes de baterías de litio y no tienen problemas en fabricar acá. Esto es algo sobre lo que estamos trabajando en la Mesa”.

“La minería ha sido una política de Estado para nuestro gobierno. Vamos a acrecentar y acompañar la actividad como lo venimos haciendo desde el principio”, remarcó el gobernador de Salta. “Con diálogo y compromiso se pueden unir sectores antagónicos cuando hay que defender lo nuestro, los recursos naturales. El mundo demanda el litio y el cobre, por eso tomamos la decisión de trabajar de manera conjunta con los gobernadores”, sostuvo Sáenz. 

Asimismo, advirtió que “la demanda es grande y la infraestructura en nuestras provincias ha sido olvidada. Al establecerse empresas tan importantes se necesita que nuestros gobiernos le den seguridad jurídica”. “La minería es una actividad a largo plazo, lleva mucha inversión y los resultados no siempre son buenos por eso tenemos que asegurar reglas de juego claras, previsibilidad”, planteó. 

Morales coincidió con su par salteño y afirmó que “el que invierte dólares tiene que poder sacarlos. Hay que liberar las importaciones, hay demoras por las SIRA y esto complica al que produce”.  Tras ser consultado sobre su visión en cuanto a la gestión y a políticas que contribuyan al desarrollo, aseguró: “Yo de secretario de Minera pondría a un gestor de negocios, más que a un ingeniero».

En esa misma línea, el mandatario de Jujuy aseveró que “hay que ordenar la macroeconomía, porque si no es complicado. Hay un cambio de reglas permanente en este gobierno”. “Hay candidatos que dicen que el primer día van a levantar el cepo y eso es imposible. Hay que tener disciplina fiscal, esto puede llevar un año. Podemos llegar a tener un solo tipo de cambio, apuntar a un modelo exportador con el campo, sectores de la economía del conocimiento, y una minería que recién está arrancando”, precisó. 

Las potencialidades de las provincias

El gobernador de Catamarca afirmó que “la minería junto al petróleo y al gas le puede dar a la Argentina las divisas que se necesitan para estabilizar la macroeconomía. Formamos una región y tenemos mucho para dar”. A su vez, adelantó: “Le dimos un área a YPF. Además, están incursionando muchos proyectos de capitales argentinos. Todo se ve en los resultados, la cantidad de empleo que se ha generado en las tres provincias”.

Al mismo tiempo el mandatario sostuvo que “hay que garantizar la seguridad jurídica, reglas claras y la previsibilidad”. También dio a conocer que “gracias a la actividad minera en Antofagasta de la Sierra no hay desempleo”. “Las personas están regresando porque mejoró su calidad de vida. Hemos logrado que la gente tenga caminos, gasoductos, energía. Creamos un fideicomiso con regalías mineras que permitió desarrollar un plan de obras de infraestructura”, remarcó. 

Proyectos a futuro y el papel del sector privado

En cuanto a la agenda de la Mesa del Litio, Morales exhibió que la idea es “incorporar al sector privado. Estamos dialogando con las compañías. Hay una coincidencia en que el país debería tener una legislación de movilidad eléctrica”.

No obstante, el gobernador advirtió que “hay que definir un marco, generar incentivos para que un porcentaje del carbonato de litio pueda quedar en Argentina. Estamos tratando de unificar las reglas en cuanto al tema del trabajo”. “Tenemos gran potencial y mucho para hacer. Necesitamos un gobierno nacional que articule con las provincias para estar mejor en los próximos años”. 

Sáenz subrayó que “independientemente de quien gobierne el país y las provincias, estos proyectos deben continuar. En la Mesa deben estar la Nación, las provincias, y los empresarios. De Jujuy, Salta y Catamarca saldrán las baterías que necesita el mundo para la transición energética”.

Por último, aseveró que “necesitamos que nuestros pueblos crezcan, como hacen las empresas. Las provincias del norte le dieron al país gas y petróleo. Hoy en día ya no tienen mucho, pero si uno analiza lo que las provincias dieron, vemos que hay pueblos sin luz, sin gas, sin hospitales, y todo tiene que ir creciendo de manera equitativa”. “Una Argentina en donde todos seamos iguales, que no esté llena de subsidios, no que haya argentinos de primera y de segunda, eso es un desafío para el gobierno nacional y para los gobiernos provinciales”, concluyó.

La entrada Gobernadores de Jujuy, Salta y Catamarca rechazan la OPEP del litio y piden reglas claras para sumar inversiones se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

La estatal Enarsa llamó un concurso para adjudicar el servicio de Operación y Mantenimiento del gasoducto Néstor Kirchner (GPNK), cuya construcción ingresó en su recta final y su inauguración está prevista para el 20 de junio. Se evitó lanzar una licitación pública por una cuestión de tiempos. Para acortar los plazos de adjudicación, la compañía que dirige Agustín Gerez optó por convocar a una competencia privada. Invitó a dos empresas: las dos transportistas de gas del país, TGS y TGN, las únicas con experiencia para gestionar tuberías de gran porte.

Las ofertas, que se presentarán en un sobre único, se radicarán este miércoles y se abrirán el mismo día. Se descuenta que, salvo que se registre alguna anomalía técnica, lo que sería una rareza al estar involucradas empresas con tanta experiencia en el rubro, la que proponga el precio más bajo se quedará con el contrato. La adjudicación se concretará directamente bajo el paraguas de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y no bajo la Ley 24.076 (del Gas), por lo que el Enargas no tiene intervención en el proceso.

Según coincidieron las fuentes privadas al tanto del proceso consultadas por EconoJournal, se espera una dura disputa entre ambas transportistas. Una lectura simplificada podría argüir que TGS es la gran candidata a imponerse en la compulsa. La firma controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki opera una planta aledañas a Tratayén, punto de inicio del gasoducto en Neuquén, y también al sur de la provincia de Buenos Aires, en las proximidades de Salliqueló, punto de llegada del caño. Cuenta, por esa razón, con personal y equipos establecidos en el recorrido del GPNK. De esa lectura se desprende que su estructura de costos hace una sinergia natural con el proyecto, por lo que estaría en condiciones de ofrecer una oferta de OyM más económica.

Sin embargo, TGN confía en que algunos trayectos del caño pueden operarse de manera más eficiente desde las estaciones instaladas para operar el sistema de gasoductos Centro-Oeste que controla la transportista de Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, y CGC (Corporación América).

¿Qué está en juego?

El ganador del concurso se conocerá esta semana. El miércoles se conocerá cuál fue la propuesta económica más conveniente y los privados tendrán dos días más para repasar las ofertas presentadas por la otra parte en busca de alguna irregularidad.

Si bien lo que Enarsa concursó es un contrato por 10 años de Operación y Mantenimiento por el GPNK, lo que está en juego va mucho más allá. Quien se imponga en la compulsa quedará mucho mejor posicionado, por un lado, para adjudicarse el contrato de OyM del segundo tramo de la ampliación del gasoducto Néstor Kirchner, que se extenderá entre Salliqueló y San Jerónimo. En concreto, quien gane el tramo 1 presumiblemente cuente con una inercia favorable para imponerse en el tramo 2, con el beneficio integral de operar de manera integral un nuevo gasoducto troncal desde Neuquén.

A su vez, la transportista que resulte vencedora tendrá, en los hechos, potestades para intervenir en el despacho comercial del gasoducto. Es decir, podrá definir, aunque sea indirectamente, cuánto volumen de gas nominará cada productor. Como accionistas de las empresas de transporte se encuentran tres grandes petroleras —dos con foco en el gas no convencional de Neuquén como Tecpetrol y Pampa y una con interés regional como CGC— para las que este concurso es pieza de esa agenda de expansión hacia mercados regionales como Bolivia y Brasil.  

Contienda palmo a palmo

Desde esa óptica, si se parte de la base que una vez que se concluyan sus dos etapas, el GPNK permitirá transportar más gas desde Vaca Muerta hacia el centro del país para luego conectarlo con el sistema TGN que se extiende hacia el norte hasta la frontera con Bolivia, se entiende por qué el control del despacho de ese caño sea tan estratégico para ambas transportistas. De ahí que, en lugar de dar por perdida la disputa de antemano, como se especuló en el gobierno hasta hace algunos meses, TGN esté dispuesto a pelear palmo a palmo por el negocio con TGS, el principal candidato.

Existe, además, una diferencia no menor entre ambas compañías. TGS acentuó en los últimos años su perfil de empresa de midstream. En lo concreto, complementó su rol de transportistas con proyectos en ese segmento como la captación de líquidos en los puntos de inyección, la construcción de caños entre yacimientos en Vaca Muerta y hasta el diseño de una planta de licuefacción de LNG.

La identidad de TGN, en cambio, sigue muy vinculada con el transporte de gas. La reversión del gasoducto Norte para reemplazar la importación de gas de Bolivia y la construcción de una red para llevar el gas argentino hasta el sur de Brasil es un proyecto-empresa en la cabeza de sus directivos. Quedarse con la operación y mantenimiento del gasoducto Néstor Kirchner se expresa, en algún punto, como una muestra de ese deseo.

La entrada TGS y TGN se disputan la operación del Gasoducto Néstor Kirchner, un contrato clave para transportar el gas de Vaca Muerta hacia el norte del país se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

Marcelo Álvarez (Barrick Gold Corporation), Martín Pérez de Solay (Allkem), Alfredo Vitaller (Proyecto Josemaría – Lundin) y Hernán Soneyro (Federación Argentina de la Piedra y Cámara Empresaria Minera de Córdoba) disertaron sobre la ventana de oportunidad que tiene Argentina en cuanto al litio, al cobre y al oro. En ese sentido, sostuvieron que se deben generar incentivos para que la industria minera se desarrolle y que los proyectos sean rentables. 

En el encuentro de CEO´s organizado por IDEA y la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) que tuvo lugar este lunes en la exposición Arminera, Pérez de Solay, CEO de Allkem Limited -la compañía australiana que tiene a su cargo el desarrollo de carbonato de litio en la puna jujeña-, aseguró que “Argentina resume toda la oportunidad y todo el riesgo. El litio nos permite posicionarnos como un gran proveedor en la electrificación, en la transición. Todos vienen a buscar lo que nosotros tenemos. La incertidumbre es permanente, la tentación de sacar la fruta antes de que madure”.

A su vez, el ejecutivo de Allkem destacó que “está oportunidad no va a ser eterna, serán 30 años de expansión. Tenemos que tomar ventaja. Todos los políticos tienen una idea distinta de qué hacer, tenemos que generar los incentivos. Chile no trajo inversión en litio y eso es una ventaja para Argentina”. “Hay que ordenar el crecimiento y generar los incentivos para que el litio y toda la minería se desarrolle”. 

Por su parte, Álvarez, director Ejecutivo de Barrick -la compañía canadiense que tiene el desarrollo de la mina de oro Veladero-, sostuvo que “la situación actual es compleja tanto para la inversión como para la operación. Las variables macroeconómicas no contribuyen al desarrollo de la minería del oro porque las trabas que hoy tenemos por la brecha cambiaria quitan recursos y acortan la vida útil de la mina, hace que no podamos reinvertir para seguir creciendo”.

En ese sentido, el ejecutivo advirtió: “Hoy no tenemos muchos proyectos en exploración avanzada”. Ante esta situación, planteó que “deben encontrarse mecanismos que sean incentivos para la pequeña y mediana minería, algo que hoy no tiene Argentina y que podría servir al país para crear desarrollo regional y poder exportar”. “Hay que generar un diálogo compartido. Tenemos que encontrar una lógica para que los proyectos sean económicamente viables. Se necesita sustentabilidad económica, social, institucional y ambiental. No es solo arreglar la macro”. 

El representante de Barrick aseguró: “No tenemos problema en distribuir las ganancias. Todos los candidatos hoy están hablando de minería y esto es un paso muy grande, falta una mesa de trabajo de entendimiento para hacer que todos los proyectos sean una realidad”. 

“Hoy nos enfrentamos a una matriz de costos muy alta. Cuesta entre 3000 y 5000 millones de dólares producir un proyecto en la cordillera. Si no nos ponemos a discutir cómo hacer viables estos proyectos va a ser muy difícil. Si no se toman ciertas decisiones de viabilidad económica de los proyectos, la variable tiende a decrecer”, explicó.

El futuro del cobre

Al ser consultado sobre las proyecciones sobre el cobre, Vitaller, VP de Asuntos Corporativos del Proyecto Josemaría, filial de la canadiense Lundin, afirmó que “futuro es la palabra que define el cobre. Es el elemento crítico que va a servir para tener emisiones cero en el mundo. El cobre es el principal transmisor de la electricidad y calor entonces cuando se piensa en generación de energía hay cobre”.

En esa línea, advirtió que “se va a necesitar cobre para poder electrificar todo. Hoy el mundo genera 26 millones de toneladas de cobre y en 2035 se necesitarán 50 millones, por lo que habrá un déficit de 10 millones de toneladas”. “Estados Unidos sabe que para 2035 va a tener un déficit de hasta un 70%. Argentina tiene una ventana de oportunidad increíble porque el mundo va a necesitar cobre», opinó. 

Además, Vitaller dijo que “hoy en el país hay cinco proyectos que están escalonados porque no hay infraestructura para que estén todos al mismo tiempo. Podríamos estar ingresando en el top ten mundial de producción de cobre con eso”. “El sector está trabajando, hay que redoblar esfuerzos. Todo esto se puede dar si se dan las condiciones. Hoy no están. Hay que dar pequeños cambios”. 

Por último, Soneyro se refirió a la minería de tercera categoría -producciones minerales de naturaleza pétrea o terrosa- y afirmó: “Hoy tenemos grandes obras más allá de las nuevas tecnologías. El ratio de Argentina es de 2,5 toneladas por habitante al año”. “China llegó a tener 16 toneladas. Con esto se demuestra que un país más desarrollado tiene mejores viviendas, rutas, etc. al no gastar minerales de forma poco inteligente”. 

La entrada Los CEOs de las multinacionales mineras advirtieron sobre la oportunidad y los riesgos que enfrenta la actividad se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

Juan Pablo Juliano, gerente ejecutivo de ventas mayoristas de AXION energy, aseguró que en los próximos cinco años la demanda de combustible para la actividad minera en Argentina tiene un potencial de crecimiento del 175%, en tanto comience la operación de los proyectos próximos a desarrollarse. 

En base a esto, Juliano afirmó que “las proyecciones que se tienen para el sector son muy positivas, estamos convencidos de que el desarrollo de la actividad minera va a impulsar el crecimiento económico del país”. Asimismo agregó que: “Las estimaciones son que para 2030 las exportaciones mineras argentinas alcanzarán los 19.000 millones de dólares”.

Axion energy ya armó una red de distribución especialmente dedicada al sector minero, con tres centros de distribución en las provincias de Salta, Catamarca y Santa Cruz. La idea de la compañía es sumar un cuarto centro en la provincia de San Juan.

Proyecciones

Asimismo, Juliano afirmó que “la minería metalífera y en especial la del litio, empujarán notablemente a este sector en la Argentina en los próximos años”. 

El gasoil que se utiliza en el sector minero reviste características especiales y distintivas respecto del que se despacha en las estaciones de servicio del país. “Generalmente los proyectos mineros están en altura, con temperaturas muy bajas que requieren de un gasoil que tenga un punto de congelamiento considerablemente menor al que se despacha en Buenos Aires, por ejemplo”, explicó Juliano. “Tenemos una formulación especial para que los vehículos destinados a la actividad minera no tengan inconvenientes”, dijo.

Axion ofrece para la minería tres productos enfocados en cumplir con las necesidades del segmento. El gasoil minero de Axion es un combustible grado 2 con menos de 100 partes por millón de azufre para equipos y vehículos de la industria minera y completa su oferta con dos gasoil de grado 3, que cumplen con la norma Euro V de emisiones. 

El gasoil X10 minero es el combustible de avanzada fórmula de limpieza y con ultra bajo contenido de azufre, con menos de 10 partes por millón, en tanto que el gasoil Quantium minero es un combustible con un alto número de cetanos, también de ultra bajo contenido de azufre con un paquete de aditivos que protege al motor manteniéndolo limpio al 100% y rinde más kilómetros por litro, optimizando la relación potencia y consumo y extendiendo la vida útil del motor. 

La entrada <strong>Prevén que las ventas de combustibles al sector minero aumentarán un 175% en los próximos cinco años</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La primera notificación en una empresa de servicios llegó a las 16.40 del domingo. Marcelo Rucci, líder del sindicato de petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, llamaba a un cese inmediato de la actividad y ordenó que los operarios bajen de las operaciones petroleras. La comunicación a YPF, el mayor jugador de la industria, llegó media hora más tarde y para las 18 el paro ya estaba extendido en todos los yacimientos de la cuenca Neuquina.

A través de su red social en Twitter, el gremio argumentó que la medida de fuerza surgía en respuesta a un accidente grave en una mano que sufrió un trabajador de la firma San Antonio Internacional que operaba un equipo de torre en un yacimiento de Capsa-Capex. Sin embargo, fuentes privadas y de la política neuquina interpretan que detrás de la escalada de la conflictividad se encuentran también otros elementos. Lo primero que evidencia el paro sorpresivo en Vaca Muerta es un cambio disruptivo en los modos de acción de Rucci tras la derrota sufrida en las elecciones a gobernador del 16 de abril.

Si hasta la caída del MPN en los comicios, el líder sindical se había mostrado moderado, en las últimas dos semanas cambió de forma radical. El paro iniciado ayer sorprende no sólo por su envergadura —toda la actividad está frenada en el mayor polo hidrocarburífero del país y en uno de los pocos sectores que continúa pujante en medio de la crisis que atraviesa el país—, sino fundamentalmente por su carácter sorpresivo.

Ninguno de los referentes de la industria petrolera esperaba que una medida de fuerza de este tipo se anuncie sin previo aviso un domingo por la tarde. De hecho, el acatamiento de la medida fue caótico. YPF debió frenar de forma abrupta la operación de dos sets de fractura que estaban fracturando en ese momento e incluso decenas de trabajadores se quedaron varados en los yacimientos a la espera de medios de transporte para poder descender desde los yacimientos hasta el tejido urbano de Neuquén.

Reposicionamiento político

Al igual que Guillermo Pereyra, Rucci había apostado por la continuidad política en la provincia. La derrota del Movimiento Popular Neuquino (MPN) no sólo a nivel provincial sino también en algunas localidades claves como Añelolo lo obliga a replantear su rol en el esquema de poder. Hoy apuesta por reposicionarse políticamente. Es una necesidad. En los próximos meses deberá entablar relación con nuevos interlocutores tanto en Neuquén —la asunción de Rolando Figueroa se concretará el 10 de diciembre— como a nivel nacional, donde el escenario más probable es una derrota del peronismo. Con esa probabilística en la cabeza, mejor recuperar una faceta más belicosa e impredecible para aumentar su poder de negociación frente a lo que viene.

Rucci llamó a un paro sorpresivo en Vaca Muerta. Adelantó que la medida podría repetirse en los próximos días.

Las últimas horas del domingo fueron solícitas. La cámara de empresas productoras (Ceph) pidió al Ministerio de Trabajo que dicte la conciliación obligatoria para suspender la medida de fuerza. La cartera que dirige Raquel Kelly Olmos sondeó informalmente con el gremio, que adelantó que no acataría ese llamado.

Por eso, aprovechando que Rucci estaba en Buenos Aires, el Ministerio llamó a una reunión de urgencia para este lunes a las 11 para intentar levantar el paro. No está claro aún sobre qué agenda discutirán las partes. Habrá que ver qué plantea el sindicato en la audiencia convocada por Trabajo. A última hora del fin de semana nadie lo tenía claro. La única certeza, por estas horas, parece ser que Rucci quiere recuperar el componente antisistémico que lo llevó a controlar el gremio petrolero más poderoso del país.

La entrada Reunión de urgencia para intentar levantar un paro sorpresivo en Vaca Muerta se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

A fines del mes pasado, el ministro de Economía Sergio Massa anunció la activación del swap con China para comenzar a pagar importaciones con yuanes. Como parte de ese acuerdo, las principales generadoras eléctricas del país —entre las que se destacan Pampa Energía, Genneia, Central Puerto, AES, YPF Luz y PCR— han comenzado a traer paneles solares desde el gigante asiático ya que lo hacen a la cotización oficial expresada en moneda china. Fuentes de empresas privadas consultadas por EconoJournal estiman que las compañías van a poder importar bajo esta modalidad unos 500 megawatt (MW) de capacidad. No es una cifra menor: representa casi un 50% de la potencia fotovoltaica instalada en el país.

En los hechos, frente al cepo cambiario, la inversión en yuanes en paneles solares y otros equipos que se instalan en proyectos de energías renovables se convirtió en un vehículo de ahorro para las eléctricas. «Frente a la imposibilidad de acceder al dólar, la compra de equipos funciona como una reserva de valor para las empresas. Pasa en varios sectores. En el mercado de juguetes pasa lo mismo. Las empresas adelantan las importación de bienes chinos para protegerse frente a una eventual devaluación. En el caso nuestro, la semana pasada liberamos los papeles para importar paneles solares con el swap«, reconoció un ejecutivo del sector.

En aquel encuentro realizado el pasado 26 de abril, del que participó el embajador chino en la Argentina, Zou Xiaoli, Massa aseguró que a partir de este mes comenzaría a haber un promedio de 790 millones de dólares de importaciones de mercadería de origen chino que empezaría a pagarse en yuanes.

Para las empresas es una gran oportunidad porque las importaciones que se cursan al valor del dólar MEP cotizan cerca de los 500 pesos por dólar, mientras que el dólar oficial mayorista está a 232 pesos, menos de la mitad.

Las firmas que están aprovechando la oportunidad e incluso están importando los paneles antes de tener el proyecto del parque consolidado. En los hechos, los privados operan parques virtuales de energías renovables que después se irá concretando, pero para el que se adelantan compras por la conveniencia del tipo de cambio.

Potencia y generación  

Si se concreta la importación de paneles solares por el equivalente a 1000 MW, prácticamente se estaría duplicando la capacidad instalada que, según cifras oficiales de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA), se ubica actualmente en 1257 MW, el 23,4% del total de la capacidad renovable, la cual llega a 5375 MW.  

Fuente: CAMMESA.

El año pasado el 13,9% de la demanda total de energía eléctrica fue abastecida a partir de fuentes renovables. A fines de diciembre había 192 proyectos operativos que generaban energía para el equivalente a 5,3 millones de hogares.

La tecnología eólica fue la de mayor participación, aportando el 73% de la generación eléctrica por fuentes renovables; seguida de la solar (15%), las bioenergías (6%) y los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (5%), según datos de CAMMESA.

Solo en 2022 se habilitaron 3 nuevos parques solares-fotovoltaicos, 2 pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, 2 centrales térmicas a biogás y 1 parque eólico; localizados en las provincias de Mendoza, Buenos Aires, Catamarca, Córdoba, San Juan y San Luis.

La entrada Generadoras eléctricas aprovechan el swap con China para pagar con yuanes la impostación de paneles solares al tipo de cambio oficial se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La compañía canadiense NOA Lithium Brines concretó una colocación privada de US$ 5,5 millones en el mercado de valores TSX Venture Exchange (TSXV), con sede en Calgary (Canadá), con el objetivo de financiar la exploración del proyecto de litio Río Grande, ubicado en la provincia de Salta. La minera completó el primero de un total de siete pozos correspondientes a la campaña de perforación, que tendrá un total de 3.000 metros. Tendrá lista la primera estimación de recursos a principios de 2024. NOA comenzó a cotizar en el TSXV el pasado 3 de marzo.

La compañía informó de la colocación privada sin intermediarios en un comunicado difundido este jueves. En total, “son 18.750.000 unidades a un precio de $ 0.40 cada una (expresado en dólares canadienses) para recaudar ingresos brutos de aproximadamente $7,500,000 (5.554.875 dólares estadounidenses)”. Cada unidad constará de una acción común, aclaró la compañía, que también explora en Salta los proyectos de litio Arizaro y Salinas Grandes.

NOA planea utilizar los ingresos de la colocación privada “en la exploración de sus propiedades, principalmente para acelerar su actual campaña de perforación en el proyecto insignia Río Grande. La colocación privada está sujeta a un período de retención legal de cuatro meses y un día a partir de la fecha de emisión”.

Río Grande

El Salar Río Grande está ubicado a más de 3.600 metros sobre el nivel del mar. NOA realizó trabajos geofísicos en 2022 confirmando el potencial de la salmuera. En el mismo salar está desarrollando trabajos de exploración más avanzados la petrolera Pluspetrol a través de la empresa Litica Resources.

Proyectos

NOA Lithium es una compañía canadiense de exploración con el foco en la adquisición de proyectos en el Triángulo del Litio. Entre todos los proyectos, suma 100.000 hectáreas, todas en Salta. Tiene una participación del 100% en aproximadamente 37.000 hectáreas de concesiones en el Salar de Río Grande, que está ubicado a 70 kilómetros del proyecto Salar Arizaro de 44.000 hectáreas y a 250 kilómetros de Salinas Grandes de 9.200 hectáreas, todos de la misma compañía.

A principios de mayo, NOA adquirió el 100% de un proyecto de litio llamado Nevasca (legalmente conocido como Chasca Norte), ubicado en el Salar de Arizaro en Salta. La nueva adquisición tiene una extensión de 2.842 hectáreas y ya tiene habilitado el inicio de las perforaciones.

La entrada <strong>Minera canadiense realiza una colocación en la bolsa de Calgary para acelerar la exploración de un proyecto de litio en la Argentina</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

La Secretaría de Energía estableció un sendero mensual de aumentos del precio regulado (Ley 27.640) del biodiesel, un producto que se produce en base a aceite de soja y que se mezcla con el gasoil antes de la venta en el mercado local. La resolución 324/2023 lleva el precio de $ 294.430 a $ 307.226 por tonelada en mayo, que implica una suba de 4,35%. Pero, al mismo tiempo, la cartera a cargo de Flavia Royón frenó el aumento del 12% al 15% de la mezcla obligatoria del bioetanol con las naftas, una medida que tenía prácticamente definida.

Biodiesel

Además del aumento que comenzó a regir para las adquisiciones a partir del 10 de mayo, el sendero de subas del biodiesel continúa con un salto de 3,65% para junio, que lleva el precio a $ 318.455 la tonelada. Para julio, la suba es de 4% y la tonelada quedará en $ 331.194. El último aumento fijado es el de agosto, que implica otra suba de 4%, que dejará en $ 344.441 la tonelada.

Freno al bioetanol

La secretaría de Flavia Royón tenía prácticamente cerrada la definición de aumentar el porcentaje de mezcla obligatoria -también establecido por la Ley 27.640- del 12% al 15% del bioetanol con las naftas. Pero una fuente cercana a la funcionaria confirmó a EconoJournal que la medida “se frenó” durante los últimos días. Cerca de Royón explicaron que para avanzar en un aumento del corte obligatorio se necesita más tiempo: “quedamos en que las operadoras (petroleras) van a elaborar una propuesta, porque (un aumento del corte) implica en inversión para el sector”.

Además, la misma fuente explicó que ADEFA (Asociación de Fabricantes de Automotores) también va a preparar un informe técnico para más adelante por las certificaciones de los motores que se necesita para que los vehículos incorporen más biocombustibles, una versión que este medio pudo constatar con fuentes de la entidad privada.

Caña y maíz

El bioetanol se produce con caña de azúcar y con maíz. En Tucumán, donde se ubican 14 de los 19 ingenios del país, el gobierno provincial y los productores celebraban que la medida estaba por salir “en los próximos días”. También ocurría algo similar en las plantas de etanol de maíz de las provincias del centro. La información que tenían los ingenios y las pymes maiceras no era errónea, pero ahora la cartera de Royón se tomará un tiempo para analizar la medida con más detenimiento. Hasta el momento no se conocen los plazos.

El argumento de los productores de bioetanol para subir al 15% el corte tiene que ver con que permitiría sustituir combustibles importados mucho más caros y generaría un incremento de la producción de las plantas productoras. Hoy, entre caña y maíz, el mercado local con corte de 12% demanda 1.200.000 metros cúbicos (m3) anuales de bioetanol. En los hechos, se distribuye un poco más de la mitad para el maíz. Según estimaciones del sector, se necesitan 300.000 m3 más por año para llegar cubrir el 15% que tendría un hipotético aumento del corte de etanol con las naftas. La demora de las plantas productoras de etanol para sumar esa producción adicional es de 24 meses.

Tiempo

La definición de la Secretaría de Energía sobre el bioetanol estaba tan avanzada que incluso Royón lo había anunciado en sus redes sociales. En una reunión que mantuvo el 24 de abril con los secretarios Juanjo Bahillo (Agricultura), Jorge Neme (Planificación del Desarrollo) y Federico Bernal (Hidrocarburos), Royón informó que “llevamos a cabo una mesa de trabajo junto a representantes de empresas para comenzar a trazar una hoja de ruta para aumentar el corte de bioetanol en los combustibles”.

En esa reunión estuvieron presentes representantes de YPF, Raízen (Shell), PAE (Axion), Trafigura (PUMA) y Adefa. Las argumentaciones de las automotrices y las petroleras coincidieron en que no se puede aumentar de un momento para el otro sin contemplar cuestiones técnicas.

Fórmula de precios

Frenado el aumento del corte, luego de dos años aprobada la Ley 27.640 el gobierno publicó la fórmula de precios para el bioetanol cañero y maicero establecida en el marco normativo. Lo hizo a través de la resolución 373/2023 publicada el viernes pasado en el Boletín Oficial. La determinación de los precios fijada en la fórmula entrará en vigencia recién el 1° de noviembre y contemplará los costos de la materia prima, de mano de obra, los insumos, el mantenimiento y el gas natural, entre otros.

Las distintas variables se actualizarán de acuerdo con los índices del INDEC como el de Precios Internos al Por Mayor (IPIM) y Salarios Registrados (ISRSP). En el caso del gas natural, corresponde el precio desde mayo del segmento industrial, en condición firme perteneciente a la cuenca Noroeste, que va de los 3 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU) a los 6,11 US$/MMBTU. En el maíz también se suma gas de la cuenca Neuquina.

La entrada <strong>Aprueban una suba del biodiesel, pero frenan el aumento del porcentaje de mezcla obligatoria del bioetanol con naftas</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA) llevará adelante la “Jornada de la Industria Petroquímica”, en la cual se abordarán las tendencias y desafíos en el sector petroquímico argentino hacia un futuro sostenible. La misma se llevará adelante el próximo 13 de junio de 2023 en la Torre YPF, Salón Jacarandá, ubicado en Macacha Güemes 515, Puerto Madero en C.A.B.A.

Este evento multidisciplinario aborda varios aspectos que tienen que ver con los desafíos de la industria petroquímica y cuyo objetivo principal es promover el conocimiento mediante el intercambio de experiencias técnicas y sustentables entre los profesionales del sector.

La jornada

Entre los temas a desarrollar, en la Jornada especial del IPA, se destacan seis paneles y estarán estructurados en:

Visión Petroquímica global y desafíos/oportunidades para la Región. En el comienzo de la Jornada se brindarán detalles sobre los cambios estructurales en la industria petroquímica a nivel global regional y su impacto en el país. Del mismo participarán Pablo Popik, presidente del IPA; y Rina Quijada, VP de investigación y desarrollo de negocios América Latina en IHS Markit – S&P Global.

Nuevos actores en la cadena de valor de la Economía Circular. Este espacio, participarán varios referentes locales y globales que desarrollarán diversas ideas en aplicación de avanzadas tecnologías de reciclado y modelos de gestión circulares con desarrollo local y global ante los desafíos dentro del contexto socio-ambiental actual.

Casos de impacto. El mismo será abordado casos reales de impacto en ejecución en el país y la región, demostrando el avance de las nuevas tecnologías en la Economía circular de los plásticos.

 Ciclo de vida y medición de huella de carbono de envases plásticos. En este espacio se analizará y profundizará el enfoque del ciclo de vida de los productos plásticos , la sostenibilidad de triple impacto -económica, social y medioambiental- y las nuevas demandas de la sociedad.

Rol de Instituciones I+D+i en la promoción de desarrollo de nuevas tecnologías. Durante este momento se llevará a cabo una charla/entrevista a Roberto Salvarezza, presidente Y-TEC, a cargo de Gabriel Rodriguez Garrido, director ejecutivo del Instituto Petroquímico Argentino (IPA), en la cual se planteará el rol Institucional en catalizar la adopción de nuevas tecnologías.

Petroquímica 2040: Visión de los desafíos para el desarrollo de la Industria Petroquímica. La siguiente mesa estará dedicada a mostrar la potencialidad del sector petroquímico como actor relevante en la Argentina donde se planteará la oportunidad que nos presenta la aceleración del desarrollo de gas de Vaca Muerta. De esta participarán Matias Campodónico, presidente de DOW Argentina y de Región Sur de América Latina; Marcos Sabelli, director general de PROFERTIL S.A.; y Miguel Wegner, presidente de Hytech Ingeniería. El mismo será moderado por Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

La Jornada, que permitirá el acercamiento de destacados académicos, profesionales y funcionarios nacionales que se desempeñan en los ámbitos de gestión, tendrá en su apertura las palabras de bienvenida e inicio de los paneles a cargo de Javier Sato, gerente general de Petroquímica Cuyo, como presidente de la Jornada; mientras que al final del día el cierre lo hará Pablo Popik, de Compañía MEGA, como presidente del Instituto Petroquímico Argentino (IPA).

Para más información e inscripciones acceder a este link.

La entrada <strong>El Instituto Petroquímico Argentino realizará la jornada de la industria para analizar las tendencias y desafíos del sector</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La reciente Asamblea Anual Ordinaria y Extraordinaria del Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires –FREBA-, conformado por 200 cooperativas eléctricas y las cuatro distribuidoras de energía de DESA, realizada el pasado jueves 4 de mayo en la Ciudad de Salto, se desarrolló de manera exitosa. Allí se realizó la presentación del resumen de inversiones durante el período comprendido entre los años 2003 y 2022, en el cual el FREBA realizó más de 280 obras de transporte y subtransmisión con una inversión de 321 millones de dólares en más de 150 localidades, beneficiando a 10 millones de habitantes de la provincia de Buenos Aires. 

Esta expansión de potencia en el sistema eléctrico se refleja en la instalación de 450 Km de líneas de alta tensión, la ampliación de más de 70 estaciones transformadoras y la creación de 12 nuevas que aportan adicionalmente 1850 MVA de potencia al sistema eléctrico provincial.Durante el ejercicio 2022 se pudieron destacar varias obras en una gestión conjunta con el gobierno de la provincia de Buenos Aires y el gobierno nacional, como la Nueva Estación Transformadora 25 de Mayo 500/132 Kv e interconexiones en 132 Kv, esta obra beneficia a 1.000.000 de habitantes con un monto invertido por el FREBA de 22 millones de pesos encontrándose en un 98% de su ejecución pronta a inaugurarse. Por otra parte, durante el mismo ejercicio se inauguró la Nueva Estación Transformadora Tandil Industrial que lleva el nombre de Mario A. Cabitto, beneficiando a 150.000 habitantes con un monto invertido de 8,5 millones de dólares. Una nueva obra que se inició durante el ejercicio es la ET San Nicolás Norte que beneficiará a más de 178.000 habitantes con un monto invertido de 12 millones de dólares, entre otras obras que se encuentran en realización, con una inversión ejecutada de 15.000 millones de pesos.

El encuentro

En función de lo consensuado entre los representantes -y por unanimidad- se propuso la continuidad de los actuales cargos directivos del Foro, eligiéndose nuevamente al Dr. Fernando Agustín Pini como presidente; Ing. Juan Carlos Simunovich como vicepresidente, al Cdor. Dr. Gustavo Piuma Justo como secretario general y la incorporación del Cdro. Walter Valle como tesorero, entre otros.

La gran concurrencia de representantes de las cooperativas y distribuidoras provinciales, y de las distintas federaciones de cooperativas eléctricas -APEBA, FEDECOBA, CRECES, FICE, FACE y FECOOSER-, ponen de manifiesto el compromiso y la relevancia del FREBA en el trabajo conjunto para el cumplimiento de objetivos comunes vinculados con el crecimiento y la expansión de potencia del sistema eléctrico provincial.

La apertura de la Asamblea estuvo a cargo de personalidades destacadas de la comunidad saltense y del sector eléctrico. Del acto formaron parte, junto a las autoridades del FREBA: el intendente de Salto Ricardo Alessandro, el secretario de Política Energética de FATLyF Pablo Palleiro y el presidente de la Cooperativa Eléctrica de Salto Oscar Norberto Trotta.

El eje central del acto de apertura estuvo orientado a destacar la unidad, que se vio reflejado en las palabras de los presentes. En este sentido, vale señalar las palabras iniciales de Oscar Trotta, quien agradeció al FREBA por elegir y reencontrarnos nuevamente en la ciudad para llevar a cabo la asamblea, destacando la gran concurrencia de participantes y la presencia del Intendente.

A continuación fue el turno de Pablo Palleiro -secretario de Política Energética de FATLyF- quien acompañado por el Subsecretario de Política Energética -Oscar Rivada- y el director de FUNDALUZ XXI -Juan Manuel Miranda-, agradeció la oportunidad de participar en la Asamblea y destacó la labor realizada por FUNDALUZ y el FREBA en la capacitación y formación de los trabajadores del sector eléctrico a través del Instituto de Energía -IDE-, haciendo énfasis en el trabajo mancomunado entre las cooperativas, distribuidores y trabajadores del sector, que pone de manifiesto la importancia de la unidad para el crecimiento del sector de energía eléctrica en la provincia de Buenos Aires.

Seguidamente, las autoridades presentes del FREBA -a través de su presidente- agradecieron el acompañamiento de las autoridades locales: “Salto es una ciudad que nos alberga cada año con mucho cariño y siempre ha sido un lugar de consenso y de construcción para el sector eléctrico”. En sus palabras, el presidente también hizo referencia a la inauguración de la obra de la ET de 132Kw llevada a cabo en esta misma ciudad el año 2015. Continuó recordando el acompañamiento de la Cooperativa Eléctrica de Salto desde los inicios del proyecto, en el año 1999, trabajando en conjunto para la ampliación de potencia del sistema eléctrico.

Seguido a ello, continuó con el agradecimiento por las palabras de unidad expresadas por Palleiro y extendiendo el saludo y agradecimiento al secretario general de FATLyF Guillermo Moser, destacando el continuo acompañamiento y colaboración en el proyecto FREBA.

El presidente del FREBA, extendió su gratitud a los presentes y recalcó el trabajo a través de la unidad y el compromiso a lo largo del tiempo de la herramienta FREBA, que pronto cumplirá los 25 años, subrayando que “a través del FREBA, se pudo visualizar un sistema eléctrico provincial en lugar de preocupaciones individualidades, formando una estructura y una herramienta que permitiera la construcción de un crecimiento regional de la potencia de energía en el sistema eléctrico provincial”.

El cierre del acto de apertura estuvo a cargo de Ricardo Alessandro quién destacó las palabras de los que lo precedieron, resaltando el trabajo en conjunto como uno de los pilares fundamentales para afrontar los contextos de crisis, como así también para potenciar el crecimiento de la comunidad.

Sobre el cierre de la Asamblea tuvo lugar un momento muy emotivo, a propósito del homenaje realizado por el fallecimiento del Cdor. Mario A. Cabitto, cuando el flamante tesorero del FREBA -Cdor. Walter Valle- recibió como representante de la Usina Popular y Municipal de Tandil, una placa conmemorativa de manos de las autoridades del FREBA que recuerda y homenajea a Mario “por su profesionalismo y honestidad en la excelente labor llevada adelante y a quien siempre tendremos presente por su impronta y hombría de bien en la gestión del FREBA”.

Por último, las autoridades del FREBA agradecieron a todos los asociados, colaboradores y autoridades presentes que hicieron posible el evento e instaron a continuar trabajando incansablemente en pos de la expansión de potencia del sistema eléctrico de la provincia de Buenos Aires.

La entrada El FREBA cerró su Asamblea a Anual con una ejecución de $15.000 millones en obras en el sistema de transporte y subtransmisión se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Texas Controls presentó la primera experiencia en realidad virtual para el apriete controlado, dentro de un espacio simulado realista e interactivo. La experiencia, desarrollada íntegramente en Galicia, ha sido liderada por Texas Controls en colaboración con la empresa especialista Xoia. El desarollo permite simular entornos de trabajo de alto riesgo y difícil acceso y lo traslada a un entorno virtual seguro, flexible y autónomo.

En los trabajos en las turbinas eólicas, cada unión es crítica, por lo que los trabajos deben ser llevados a cabo por técnicos con experiencia, competentes y certificados. A esto se une el uso de productos y técnicas complejas, los riesgos asociados a la altura o a la altísima presión de los equipos, así como las duras condiciones del entorno. Por lo cual, esta tecnología ayudará a reducir la brecha entre el conocimiento teórico y la experiencia en campo, al brindar un ensayo práctico y realista a los trabajadores.

Esta es la primera herramienta de este tipo en todo el mundo y va a permitir a los técnicos familiarizarse con las herramientas de apriete y probar su trabajo en las uniones de pernos y tuercas sin riesgo de errores o accidentes.
Frank Fernández, fundador y director Ejecutivo de Texas Controls, explicó que este desarrollo pretende garantizar un mayor nivel de cualificación en lugares remotos, dada la importancia, por aspectos de seguridad y calidad, que al fin y al cabo dependen del factor humano. “Estamos orgullosos de ser la primera empresa en desarrollar una experiencia virtual para el apriete controlado”. “Este es un importante paso adelante no solo para el sector de las energías renovables sino para toda la industria y nos sentimos orgullosos de proporcionar a los trabajadores las herramientas más avanzadas disponibles”, sostuvo.

El proyecto

Hasta el momento, la iniciativa ha sido presentada en la Feria Wind Europe de Copenhage (25-27 de abril), uno de los eventos internacionales más importantes de Europa centrado en la energía eólica, pero la intención de la compañía es aumentar la inversión en innovación y poder llevar la realidad virtual a todas sus delegaciones y productos.

La firma coruñesa lleva desarrollando desde el año 2013 diferentes soluciones y herramientas de apriete inteligente, que han dado lugar a BoltPilot®, un sotfware completo inteligente de control y trazabilidad de las uniones, y BoltPilotLite®, su versión app. Ambos sistemas permiten a los técnicos acceder a informes detallados de las uniones críticas de un aerogenerador: herramientas, operarios, órdenes de trabajo, etc), y ya son usados por cientos de personas en la industria.

La entrada <strong>Texas Controls desarrolla el primer simulador en realidad virtual para el apriete controlado en la industria eólica</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

AES Argentina, empresa líder en generación de energía, celebra su 30° aniversario en el país y anunció una nueva inversión de US$ 90 millones para ampliar su parque eólico “Vientos Bonaerenses”, emplazado en la localidad de Tornquist; Provincia de Bs.As. 

Vientos Bonaerenses, que actualmente cuenta con una potencia instalada de 99,75 megawatts (MW), incrementará su capacidad productiva total a 153 MW; una vez que entren en operación 9 aerogeneradores Nordex-Acciona. 

Esta inversión, que demandará más de 300 empleos de forma directa, se enmarca dentro la estrategia global de AES Corporation de avanzar hacia un futuro energético más seguro y sustentable, basando su producción en fuentes de energía renovable. La compañía multinacional de soluciones energéticas de capitales norteamericanos, realizó su primera inversión fuera de los Estados Unidos, al adquirir la Central Térmica San Nicolás en mayo de 1993. 

Los proyectos

En la actualidad, AES Argentina es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional con una capacidad instalada 4.203,6 MW que representa el 10% de la potencia instalada del país. 

La empresa cuenta con un portafolio diversificado entre energía hidroeléctrica, térmica y eólica, con 10 plantas de generación: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos; ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.

Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina, destacó: “Hoy cumplimos 30 años en Argentina y estamos orgullosos de todo el camino recorrido en pos de brindar energía segura, limpia y confiable”. “Con esta nueva inversión en el parque eólico Vientos Bonaerenses reafirmamos nuestro compromiso de largo plazo con el país y seguimos contribuyendo al desarrollo sostenible de la Nación, aumentando la producción de energías renovables y acelerando de esta forma, un futuro energético más sustentable”, sostuvo. 

AES Argentina es referente en el mercado renovable del país con un 15,9% de participación, excluyendo a las empresas de autogeneración. Este objetivo fue alcanzado tras la construcción de sus parques eólicos, que llevaron a posicionar a la empresa como uno de los líderes del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER).

La entrada <strong>AES Argentina anunció una inversión de US$ 90 millones en energía eólica</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Oiltanking Ebytem, la compañía operadora de la terminal de exportación de Puerto Rosales, en Bahía Blanca, está llevando a cabo un proyecto de expansión de su planta con el objetivo de exportar el crudo de Vaca Muerta hacia el Atlántico. El plan demandará una inversión de US$ 498 millones, se ejecutará en cuatro fases y elevará la capacidad de almacenaje de la terminal hasta los 300.000 metros cúbicos (m3). 

En el marco del evento “Jornada de petróleo. Transporte de crudo de Vaca Muerta: Proyectos para las próximas décadas”, organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Rolando Balsamello, VP Argentina  y gerente general de Oiltanking Argentina, explicó “el sistema creció mucho. En 2009 realizamos un proyecto para alimentar al 100% la refinería en Bahía Blanca. Hoy los ductos están al tope”. 

Ante esta situación y el incremento de los volúmenes, la compañía decidió aumentar su almacenamiento y acondicionar la terminal para recibir a nuevos buques y poder exportar. En este sentido, Balsamello detalló que el cronograma y los desembolsos del proyecto se realizarán en cuatro fases. “En la primera fase, que será en 2024 se desarrollará el muelle y dos tanques de 50.000 m3. También habrá una estación de bombeo. Para el 2025 se instalarán dos tanques más de 50.000 m3”, según precisó. 

Asimismo, el gerente general de la compañía adelantó que “para el primer semestre de 2026 se sumarán dos tanques más de 50.000 m3 y para fines de ese año se emplazará un muelle de tercera posición y un tanque más de 50.000 m3”.  

Las obras y el financiamiento

Según exhibió Balsamello, además de los tanques que serán de techo fijo con membrana interna flotante y sistemas de homogeneización, “se instalará una estación de bombeo con cuatro bombas de 2.500 m3 cada una, una estación de generación de emergencia divida en dos, de 2500 kVA cada una. También dos líneas de carga de 30 pulgadas desde la estación de bombeo a las posiciones de muelle”, indicó.

Asimismo, presentó que “habrá una línea de servicios de 16 pulgadas y en el muelle se extenderán cuatro brazos de carga, sistemas de ayuda a la navegación, ganchos de disparo rápido, sistemas de respuesta a emergencia sobre la plataforma, estación de control y shelter para el personal”. 

En cuanto al financiamiento, el ejecutivo destacó que “es la inversión más grande del sistema en los últimos 30 años. Trabajamos mucho con los productores, quienes aportan el 50% de la obra con anticipación. También estamos trabajando en el sistema de obligaciones negociables. Hoy estamos listados y emitiendo en la Comisión Nacional de Valores”. 

Para la exportación, se utilizará el muelle con dos sitios de carga con el fin de recibir buques de tipo Panamax y Aframax y también los Suezmax en las zonas más profundas. Según mostró Balsamello, “se podrán recibir buques de 160.000 DWT y en el sitio dos otra de 120.000 DWT”. 

Desafíos

En cuanto a los desafíos para la puesta en marcha del proyecto, Balsamello advirtió que “cuestan los pedidos de los productos importados. También son complejas las autorizaciones, los permisos. Estamos trabajando sobre eso hace 120 días”. “Nos solicitaron información de ingeniería de detalle y para hacerlo necesitábamos acceder al agua y no nos otorgaban el acceso para realizar los estudios de suelo”. 

Además, el ejecutivo también señaló otras de las cuestiones que deben sortear que están vinculadas con el recurso humano. “Tenemos 15 personas trabajando. Nos ha costado conseguir recursos cuando salimos a buscar. Se ha ido mucha gente del país y cada vez que tenemos una vacante es un problema. Lo mismo ocurre en las empresas de servicio con las que trabajamos”.

La entrada Oiltanking Ebytem construirá un tercer muelle de exportación de petróleo en su terminal de Puerto Rosales se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

Jorge ‘Loma’ Ávila, líder del sindicato de petroleros privados de Santa Cruz, quería esperar a reunirse con los dos pre-candidatos presidenciales del PRO antes de oficializar su candidatura como primer candidato nacional dentro del armado de Juntos por el Cambio.

El encuentro con Horacio Rodríguez Larreta se produjo hace más de 30 días en las oficinas del gobierno porteño en Parque Patricios. La foto con Patricia Bullrich se demoró algo más de lo previsto y se concretó esta semana en Comodoro Rivadavia. La ex ministra de Seguridad visitó este lunes la principal ciudad petrolera de Chubut. Cenó con Ávila y Ana Clara Romero, que aspira a ganar la intendencia de la localidad.

Ávila cree que una banca en el Congreso le permitirá visibilizar mejor la agenda petrolera del Golfo San Jorge, que en los últimos años quedó eclipsada por el crecimiento de Vaca Muerta, que concentró el interés de las principales empresas productoras, en especial de YPF.

“El Golfo sigue produciendo un petróleo pesado que será demandado en el mundo para compensar los crudos muy livianos que se extraen en el shale de Estados Unidos y en Vaca Muerta. Hay una oportunidad para reactivar la inversión”, explicaron allegados al dirigente gremial a EconoJournal.

Ávila quiere instalar la necesidad de trabajar en una reparación histórica para el Golfo, la primera cuenca donde se extrajeron hidrocarburos en el país. En ese objetivo trabaja en espejo con Claudio Vidal, secretario general del sindicato en Santa Cruz y pre-candidato a gobernador de esa provincia.

Cierre de listas

Al igual que Ávila, Vidal está negociando su incorporación al frente de Juntos por el Cambio para competir dentro de ese mismo lema en las elecciones provinciales que se realizará en agosto (la gobernación de Alicia Kirchner adelantó los comicios para el 13 de ese mes).

El ex gobernador Sergio Acevedo, segundo de Vidal en el partido SER (Somos Energía para Renovar Santa Cruz), que ganó la banca de diputados por la minería en las elecciones de medio turno en 2021, es quien impulsa el desembarco de Vidal en Juntos por el Cambio. Ese giro podría oficializarse en los próximos días. Depende, fundamentalmente, que Eduardo Costa se baje de la carrera a gobernador, algo que más temprano que tarde terminará de materializarse por el peso propio de las encuestas, y acepte encabezar la lista de senadores nacionales. Como moneda de cambio, Costa pidió ser el único candidato a asumir en la cámara alta. Es decir, no quiere que haya una competencia interna por esa posición.

La entrada <strong>Ávila oficializó su candidatura a diputado nacional dentro de Juntos por el Cambio</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

El ministro de Economía, Sergio Massa, autorizó, a última hora del martes, el aumento de 4% de los combustibles que estaba acordado previamente con las petroleras. La secretaria de Energía, Flavia Royón, recibió a la cúpula de las empresas para discutir los números del sector. Por la mañana de ayer, Economía había filtrado entre las refinadoras que Massa tenía intenciones de congelar el precio de los combustibles apalancado en una insólita operación de prensa que tergiversaba declaraciones del CFO de YPF, Alejandro Lew, para argumentar que no era necesario aumentar los precios en surtidores, tal como publicó EconoJournal.

Reunión

La definición de habilitar una suba en mayo se conoció luego de una reunión entre la secretaria de Energía, Flavia Royón, con representantes de las principales compañías de refinación como la petrolera bajo control estatal YPF, Raízen (comercializa la marca Shell), PAE (Axion Enery) y Trafigura (Puma Energy). A la medianoche de ayer, tanto YPF, el mayor jugador con casi el 60% de las ventas, como Axion y Puma aumentaron un 4% los combustibles.

En industria advierten que un congelamiento de los precios de los combustibles tendría un impacto negativo en el desarrollo del petróleo y gas no convencional de Vaca Muerta. Es decir, sin una suba en los surtidores podría caer fuertemente la inversión dado que conllevaría ineludiblemente a una retracción del precio del petróleo que se produce los campos no convencionales. De hecho, el precio de venta del crudo Medanito, que se produce en Neuquén, empezó a caer en abril un 5% con relación al que estaba vigente en marzo.

Inflación

Lo que terminó sucediendo es que Massa habilitó una actualización del precio en las pizarras de las estaciones de servicio, pero la suba del 4% no dejó conformes a los refinadores que aspiraban a que, con una depreciación del tipo de cambio que está por encima del 6% mensual, el incremento sea mayor.

Fuentes del sector de refinación explicaron a EconoJournal que la suba “mitiga, pero no alcanza, porque la inflación está arriba del 8% mensual y la tasa de depreciación del tipo de cambio cerca del 7%”. “Si no se corrige este desvío rápidamente va a haber un impacto en toda la cadena de abastecimiento de los combustibles, sobre todo cuando está probado que la suba de la nafta y el gasoil prácticamente no impacta en la inflación”, añadieron las mismas fuentes.

La entrada <strong>Tras varias idas y vueltas, el gobierno autorizó el aumento del 4% del precio de los combustibles acordado el mes pasado</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

Aún el shock y pocas horas después de consumada la dura derrota sufrida en las PASO de 2019, el gobierno de Mauricio Macri anunció el 13 de agosto el congelamiento por 90 días el importe de los combustibles. Tres días más tarde se publicó el Decreto 566 que, en una medida sin precedentes en la historia, pesificó el precio interno del petróleo. La consecuencias de esa impensada decisión se plasmaron con nitidez en los siguientes seis meses, cuando dejaron de trabajar unos 10 equipos de perforación que estaban emplazados en Vaca Muerta.

Casi cuatro años después de esa medida todavía no fue posible recuperar el nivel de actividad que se registraba en ese momento. Fue un mazazo para el despegue de la producción no convencional de petróleo y gas. Una situación similar podría repetirse en las próximas horas si el ministro de Economía, Sergio Massa, decide congelar el precio de las naftas y gasoil. Eso fue lo que sugirieron funcionarios del Palacio de Hacienda a directivos de YPF y del resto de las refinadoras (Axion Energy, Raízen y Puma, entre otras).

La secretaría de Energía, Flavia Royón, recibirá este martes a las 16 a las empresas para discutir los pormenores de esa agenda. Está contemplado, incluso, que Massa pueda participar del encuentro, según indicaron a EconoJournal fuentes privadas. Consultados por este medio, voceros de Economía evitaron realizar comentarios al respecto.

Desconcierto

Luego de que el Indec informara el viernes que la inflación de abril arrojó un 8,4%, por encima de la mayoría de los pronósticos de las consultoras privadas, el gobierno comenzó a anunciar una serie de medidas destinadas a tratar de frenar una nueva corrida cambiaria y desacelerar la suba de los precios. El congelamiento del precio de los combustibles es siempre una tentación para la política en contextos de alta inflación. Sin embargo, fuentes del mercado señalan que medidos en pesos constantes —es decir, descontando el impacto de la devaluación y la evolución del IPC— el precio actual en surtidores es el más bajo de los últimos años. Un gráfico de Economía y Energía, la consultora que dirige Nicolás Arceo, deja en evidencia esa situación.

Fuente: Economía y Energía

Será clave saber qué posición toma YPF, el líder del mercado con una participación que orilla el 60 por ciento. Para la petrolera de bandera, congelar el precio en los surtidores implicaría tirarse un tiro en el pie, porque la venta combustibles es su principal fuente de financiamiento para cumplir con las inversiones previstas en Vaca Muerta. Además, en un escenario de tan alta nominalidad, impedir que el precio en surtidor acompañe al menos el ritmo devaluatorio implicará, en pocos meses, que el precio de venta del crudo Medanito que se produce en Vaca Muerta caiga muy rápidamente.

«Si se congelan los combustibles, el precio doméstico del petróleo caerá hasta los 50 dólares por barril. Con ese valor, es difícil que las productoras (Vista, Shell, Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y ExxonMobil, entre otras) sigan perforando», explicaron en una petrolera. Este medio publicó la semana pasada que las refinadoras habían empezado a pagar menos por el crudo que compran localmente, pero el importe sigue por encima de los 60 dólares.

La operación

En las últimas horas algunos medios publicaron que para YPF el precio de los combustibles no está atrasado y que, por lo tanto, no serán necesarios nuevos aumentos. Para justificar esa posición, los artículos hicieron referencia a las declaraciones que el CFO de la compañía, Alejandro Lew, realizó en la presentación de los últimos resultados trimestrales.

Lew dijo en ese encuentro que “la brecha entre los precios de los combustibles locales y la paridad de las importaciones se redujo a un promedio de alrededor del 20% en el primer trimestre, mientras se reducía aún más a aproximadamente 15% en abril, y más recientemente, durante los primeros días de mayo, a un descuento menor de alrededor de 10% a raíz de la continua tendencia general a la baja de los precios internacionales”. Según dejaron trascender desde el gobierno, Massa se habría basado en esas declaraciones para frenar el aumento previsto para este mes. Sin embargo, en ningún momento Lew concluyó que esa situación justifica un congelamiento en el precio de los combustibles. De hecho, aseguró que “buscaremos seguir ajustando precios en relación con el valor de la moneda para mantener una relación sana con la paridad internacional”.

Massa en Neuquén durante un anuncio realizado el año pasado para tratar de incentivar las inversiones en Vaca Muerta.

Allegados de YPF consultadas por EconoJournal aseguraron anoche que hay una operación en marcha para justificar el congelamiento, aunque no tenían claro el origen de la información. Sospechan que puede ser el propio Massa o incluso alguna persona de la compañía que reporta directamente a la política.

Atraso en surtidor

La línea técnica de la petrolera interpretan que el aumento mensual de 4% acordado con el gobierno es necesario porque la nafta tiene un atraso de 20% con respecto a la paridad de importación y la demanda del combustible sigue alta, por lo que es necesario importar casi a pérdida volúmenes desde el exterior para cubrir el crecimiento. La demanda de gasoil, en tanto, se amesetó en el primer cuatrimestre por la sequía. “Si se congela el precio de los combustibles, va a terminar impactando en el precio del crudo y eso va a frenar el nivel de inversiones en Vaca Muerta”, señalaron desde una productora no integrada a EconoJournal.

Habrá que ver qué negocian esta tarde Massa y Royón con las empresas petroleras. Fuentes privadas consultadas por este medio indicaron que la apuesta de Economía consiste, en realidad, en postergar hasta mediados de junio la suba de las naftas y gasoil para intentar atemperar la suba de la inflación en mayo.

«No hay margen para congelar por 60 o 90 días como hizo el macrismo. La salida de ese esquema coincidiría además con el calendario electoral, justo con la votación de las PASO. En promedio, si se analizan los valores locales de las naftas y el gasoil, el atraso de los precios de los combustible ronda el 12%», cuantificaron en una petrolera.

La entrada Exclusivo: Massa amaga con congelar el precio de los combustibles y compromete el proyecto de desarrollo de Vaca Muerta se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La Fundación Pampa Energía entregó a la Fundación Banco Provincia 30.000 kits de geometría realizados con poliestireno post consumo, que serán distribuidos a estudiantes de 4° y 5° grado de 433 escuelas primarias de la provincia de Buenos Aires. Los kits fueron realizados en alianza con Pizzini, empresa líder en artículos escolares, de dibujo técnico, oficina y escritura. 

El evento contó con la presencia de autoridades educativas de la provincia y de las empresas intervinientes. La iniciativa está basada en el concepto de economía circular, un modelo que propone que los recursos utilizados se mantengan en la economía durante el mayor tiempo posible, y forma parte de la promoción del consumo individual responsable en base a las 4Rs (reducir, reutilizar, reciclar y recuperar).

Sobre esto, Pablo Díaz, director de Fundación Pampa aseguró: “Estos kits son valiosos en muchos sentidos, porque les permiten a 30.000 estudiantes primarios bonaerenses contar con útiles para su aprendizaje en matemática, y además se realizaron con material reciclado, gracias a la alianza con Pizzini”. “Este tipo de iniciativas, diferentes, y de alto valor agregado, es lo que siempre buscamos hacer desde la Fundación Pampa”.

Kits escolares

En el caso de los kits geométricos se utilizó un recurso que ya completó su vida útil, se recuperó y se transformó en un nuevo material. Estas tareas están alineadas con el Principio del Ambiente de Pampa Energía, que tiene el objetivo de promover un uso sostenible de los recursos.

Hernán Callisti, gerente General de Pizzini afirmó que “Pizzini agradece a la Fundación Pampa Energía por la confianza para la realización de estos sets de geometría logrando ser los primeros en poder fabricar útiles escolares en este material. Esta generosa iniciativa tiene como actor ineludible a la Industria nacional”.

Por otro lado, la iniciativa contempla la entrega a docentes de folletos informativos que invitan a trabajar dentro del aula la economía circular, aplicando la geometría en prácticas asociadas a las 4Rs a partir de flipbooks (minilibros animados).

La entrada <strong>Fundación Pampa y Fundación Banco Provincia entregaron kits geométricos Pizzini a estudiantes bonaerenses realizados con poliestireno reciclado</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno apeló a una propuesta novedosa —aunque de dudosa efectividad— para gestionar la escasez de dólares que diariamente esquila las reservas del Banco Central. Con el objetivo de reducir las erogaciones que se llevará la importación de combustibles durante el invierno, uno de los grifos que más divisas demanda en este época del año, funcionarios del área energética ofrecieron a proveedores internacionales de gasoil cancelar el pago de los barcos que arribarán al país entre mayo y junio con yuanes en lugar de abonarlos en moneda estadounidense. Es la primera vez que se propone un esquema de este tipo, que obviamente está apalancado en el swap con China que activó la administración del Frente de Todos.

La propuesta, confirmada a EconoJournal por tres fuentes privadas sin contacto entre sí, descolocó a traders y petroleras multinacionales que se adjudicaron el aprovisionamiento de gasoil para el parque de centrales termoeléctricas que despacha Cammesa, la compañía controlada por el Estado que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Los tomó por sorpresa no sólo porque los contratos originales de venta están expresados en dólares, sino porque el ofrecimiento que trasladaron directivos de Cammesa se concretó sobre la marcha, incluso a punto de que los proveedores empiecen a descargar el gasoil en la rada del Río de la Plata. A raíz de eso, la mayoría declinó del ofrecimiento, aunque al menos dos compañías pidieron más detalles para entender cómo se instrumentaría la operación.

Fragilidad manifiesta

Lo concreto es que la situación expone una vez más la fragilidad cambiaria que enfrenta el Ejecutivo. Si bien en los últimos 12 años los gobiernos enfrentaron distintos grados de dificultad para cancelar las importaciones de gasoil y LNG, la falta de dólares está afectando esta vez, como nunca antes, el cronograma de pagos de las embarcaciones de combustibles líquidos y Gas Natural Licuado (LNG).

La oferta de pagar en moneda china cargamentos de gasoil que se compraron en dólares es un ejemplo de esa precariedad. Otro es que la estatal Enarsa, que está a cargo de la importación de cargamentos de LNG, pagó ligeramente fuera de plazo —con una demora de dos días— algunos cargos de gas que se compraron para la terminal de Bahía Blanca. De hecho, existen dudas entre traders acerca de si podrá pagar la cuota del esquema de pre-pago (pago anticipado) que vence el 20 de mayo.

La entrada Por la falta de dólares, ofrecieron pagar con yuanes los cargamentos de gasoil importado para centrales eléctricas se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

Carlos Ormachea, chairman de Tecpetrol, fue designado este lunes como el nuevo presidente de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH), organismo que nuclea a las principales petroleras del país y que se encontraba virtualmente acéfalo desde que Sergio Affronti dejó de ser el CEO de YPF en julio del año pasado, quien había sido designado al frente de la CEPH para el período 2021-2023.

El objetivo de Ormachea es revitalizar la agenda de la cámara. La candidatura del ejecutivo de Tecpetrol fue impulsada inicialmente por la empresa del Grupo Techint, Vista y Pampa Energía y luego se generó un consenso con el resto de los miembros para avalar su designación.

Carlos Ormachea, chairman de Tecpetrol.

En estos últimos seis meses de gobierno de Alberto Fernández buscará agilizar los pagos del programa de estímulo para la producción de gas y enfocarse en cuestiones impositivas, como la devolución de IVA. De cara a la transición, también comenzará a articular con los referentes energéticos de los distintos candidatos presidenciales

Antecedentes

Carlos Ormachea, de 72 años, ingresó en Techint en la década del 70 en el área siderúrgica del Grupo que lidera Paolo Rocca, poco después de recibirse de contador público en la Universidad Nacional de La Plata. Realizó un máster en Sciences of Managment de la Universidad de Stanford y entre 1994 y 1997 tuvo un fugaz paso por el equipo de dirección del Banco Río, antes de regresar al holding como presidente de Transportadora de Gas del Norte (TGN). Desde 2003 preside Tecpetrol, brazo petrolero del grupo que cuenta con operaciones en varios países de América latina. Hasta abril de 2021 se desempeñó como CEO de la compañía y luego como chairman.

Durante su gestión al frente de Tecpetrol, la empresa logró una estratégica transformación, destacándose en los últimos años el desarrollo del yacimiento gasífero de Fortín de Piedra en la cuenca de Vaca Muerta en Argentina. Con una inversión de más de 2300 millones de dólares, ese yacimiento de gas no convencional se convirtió en el de mayor producción de la formación.

Nueva comisión directiva

La comisión directiva vigente hasta este lunes estaba integrada por YPF en la presidencia, Pan American Energy (PAE) en la vicepresidencia primera y Tecpetrol en la vicepresidencia segunda, mientras que la Secretaría general había quedado a cargo de Vista, la Prosecretaría en manos de Total Austral, la subsidiaria de TotalEnergies, y la Tesoría en poder de Pampa Energía.

En la votación de este lunes se definió que la presidencia pase a manos de Tecpetrol, mientras que YPF tendrá la vicepresidencia primera, y PAE la vicepresidencia segunda. Vista retuvo la secretaría general, Total Austral la Prosecretaría y Pampa Energía la Tesorería.

La entrada Con foco en la transición de gobierno, Carlos Ormachea fue elegido como presidente de la cámara petrolera se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La Universidad Austral lanzó dos diplomaturas con modalidad  100% online sobre negocios energéticos en gas y petróleo y sobre data mining de los hidrocarburos. Ambas están destinadas a técnicos y profesionales que participan en el sector energético. 

La diplomatura sobre gas y petróleo apunta a brindar conocimientos de las industrias, desde sus características económicas y comerciales, finalizando con la planificación estratégica y la gestión financiera para la concreción de proyectos hidrocarburíferos. 

La formación sobre data mining de los hidrocarburos tiene como objetivo profundizar en Upstream a partir de aplicar metodologí­as de ciencias de datos. Quienes asistan podrán desarrollar nuevas herramientas que pueden adaptarse a las necesidades particulares de la industria.

Quienes deseen inscribirse podrán anotarse hasta el 31 de mayo a través de este link. 

La entrada <strong>La Universidad Austral lanzó dos diplomaturas sobre el sector energético</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La compañía Challenger Exploration anunció la firma de un Memorando de Entendimiento (MOU) no vinculante con YPF Luz con el objetivo de que la subsidiaria de la petrolera estatal suministre de energía renovable al proyecto aurífero Hualilán, ubicado en Ullum, en San Juan. 

La iniciativa tiene como meta abastecer al proyecto de oro de energía a bajo costo para que tenga una baja intensidad de carbono en comparación con sus pares. Asimismo, la idea es reducir los riesgos del proyecto y eliminar la necesidad de un almacenamiento de energía en sitio, que sería más costoso. 

En base a este acuerdo, el director general de  Challenger Exploration, Kris Knauer, sostuvo que “este MOU es un hito clave en el desarrollo de nuestro proyecto de oro Hualilán. Proporciona mucho más que una fuente de energía renovable segura y de bajo costo que respaldará la economía del proyecto”.

A su vez, Knauer agregó que “con otras medidas ya en marcha, tiene el potencial de ver a Hualilán emerger como una de las minas de oro con menor intensidad de carbono en el mundo. Además, le permite a Challenger Exploration la flexibilidad de mover cualquier costo de capital asociado con el suministro de energía al proyecto fuera del balance general”.

Los términos del acuerdo

El acuerdo firmado establece que YPF Luz presentará a Challenger Exploration una alternativa técnica de alto nivel para el suministro de energía eléctrica renovable al proyecto, a partir de la cual la compañía decidirá si quiere que YPF LUZ desarrolle alguna de las alternativas presentadas.

Para desarrollar la alternativa elegida, las partes negociarán un acuerdo vinculante que incluirá la obligación de YPF LUZ de desarrollar la alternativa, y los acuerdos que las partes puedan celebrar –como un PPA– si el desarrollo es satisfactorio. 

Si el proyecto alcanza un precio de suministro de energía por debajo de 7 centavos de dólar kWh, Challenger Exploration otorgará a YPF LUZ un PPA para el suministro de energía al proyecto Hualilán. Además, YPF tendrá derecho de preferencia para el suministro de energía al proyecto en futuras licitaciones por un plazo de cinco años siempre que iguale el mejor precio. Este derecho de preferencia es vinculante.

La entrada YPF Luz abastecerá de energía renovable a un proyecto de oro en San Juan se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

El líder de la Cámpora, Máximo Kirchner, negoció en las últimas semanas el armado electoral de la organización en la provincia de Santa Cruz. Su operador en el territorio que vio nacer kirchnerismo es Matías Bezi, amigo personal y hombre de su extrema confianza, tanto que desde mayo de 2021 es el apoderado legal en las causas judiciales Los Sauces y Hotesur. Bezi fue diputado provincial entre 2011 y 2019, pero su remuneración mensual está hoy a cargo de YPF, de la que es empleado. En marzo de 2021 asumió como gerente de Asuntos Externos Regional Sur de la empresa. Su caso es un emergente de un fenómeno que se cristalizó con nitidez durante el gobierno del Frente de Todos: el de los dirigentes del universo kirchnerista que cobran un sueldo de manos de la mayor petrolera del país pese a que su agenda diaria tiene escasa relación con la industria hidrocarburífera.

El de Bezi es un apenas un ejemplo de varios. El que que se conoció de forma reciente, aunque lleva varios meses percibiendo un salario de la compañía, es el de Federico Basualdo, el ex subsecretario de Energía Eléctrica que se peleó por los medios con Martín Guzmán. Cuando dejó ese cargo en septiembre pasado, Basualdo fue nombrado como asesor de Pablo González, presidente de YPF, y director ejecutivo de YPF Gas, una subsidiaria que la petrolera privada comparte en términos accionarios con el Estado. Basualdo trazó una trayectoria similar a la de Darío Martínez, que cuando renunció como secretario de Energía recaló en la Fundación YPF.

De izq. a der: Pablo González, Matías Bezi, Maximo Kirchner, Federico Basualdo y Santiago Carreras.

Son historias que evidencian el giro del kirchnerismo, que se alejó de ese discurso que reivindicaba la profesionalización de la principal empresa pública del país para pasar a poblarla de militantes políticos en puestos muy bien remunerados. En esa lista figuran, además, Santiago Carreras, Hernán Letcher, Ofelia Cédrola, Javier Farías Brito y Santiago “Patucho” Álvarez. Este último, que ejerce como vicepresidente de Asuntos Públicos, Relaciones Institucionales y Comunicación de YPF, es quien tiene mejor articulación con la línea técnica de la petrolera y uno de los pocos que dedica buena parte de su tiempo a la agenda ypfiana.

La grieta como argumento

Aunque esos son los casos más resonantes, en los últimos años se produjo también el ingreso de directivos y gerentes de segundas y terceras líneas que, sin formación y experiencia alguna en la industria energética, terminaron ocupando espacios que podrían haber sido oportunidades para promocionar al personal con talento de la compañía. Aún así, la primera línea técnica de Pablo Iuliano, el CEO que asumió en julio de 2022, se mantuvo relativamente exenta de esa politización creciente.

De hecho, Iuliano designó en puesto claves a jóvenes ejecutivos que se destacaron por su performance en YPF. Es el caso, por ejemplo, de Juan Pablo Ardito, que lidera la estratégica Vicepresidencia de Upstream No Convencional que tiene a su cargo los proyectos en Vaca Muerta. También el de Andrés Ponce, cuyo nombramiento generó buenas expectativas en el área de buenas expectativas en el área de Supply Chain, que controla los contratos más importantes con proveedores y empresas de servicios. Y la de Fernanda Raggio, que la semana pasada se convirtió en la primera mujer en conducir el Upstream Convencional de la empresa.

Consultados por EconoJournal, desde la petrolera apelaron al recurso de polarizar con el macrismo para defender el statu quo. “La empresa que supuestamente se politizó hoy tiene resultados históricamente destacables, mientras que cuando supuestamente no estaba politizada pese a tener contratado a (Fabian) Pepin Rodríguez Simón (NdR: el abogado de confianza de Mauricio Macri se desempeñó como director del área de legales durante la gestión de Cambiemos) casi se funde”, argumentaron.

Tensión latente

En empresas controladas por el Estado como YPF, siempre existe algún tipo de tensión entre los políticos del gobierno de turno y el management profesional. Apenas se intervino la empresa en 2012, Cristina Fernández de Kirchner desembarcó con un grupo de funcionarios del Ministerio de Planificación encabezados por Julio De Vido, pero después decidió apostar por un perfil técnico como el de Miguel Galuccio, quien terminó siendo designado como presidente y CEO de la compañía.

Matías Bezi es el gerente de Asuntos Públicos de YPF en Chubut y Santa Cruz, territorios estratégicos para el cristinismo.

Esa tensión existió también durante la presidencia de Mauricio Macri. En 2018 Perfil contó que la compañía había contratado a Ignacio Peña, hermano del entonces jefe de Gabinete Marcos Peña, para llevar a 12 ejecutivos de la compañía petrolera a Singularity University en el corazón de Silicon Valley. Luego del viaje, la petrolera armó 16 proyectos en su área de innovación y Peña fue contratado para seguir colaborando en la “modernización” de la empresa. La designación de Rodríguez Simón, hoy prófugo de la Justicia argentina por la causa que investiga la quiebra de Oil Combustibles, se inscribe en esa misma lógica.

El gobierno de Alberto Fernández parece, sin embargo, haber desbloqueado un nuevo nivel de politización porque varios de los políticos que se incorporaron a la empresa lo hicieron sin una asignación de tareas específica. Prueba de eso es que destinan buena parte de su tiempo a otro tipo de menesteres que poco o nada tienen que ver con YPF. Lo curioso, en ese punto, es que pese a la gran cantidad de dirigentes provenientes de la política que sumó en los últimos tres años, la petrolera tuvo problemas para entablar relaciones edificantes o virtuosas con otros actores del sistema político. De hecho, la relación con la mayoría de las gobernaciones provinciales, sindicatos petroleros, intendencias del interior del país y cámaras regionales de empresas de servicios es pobre y está signada por la desconfianza.  

Estructura ministerial

Nicolás Gadano, referente energético de Juntos por el Cambio e integrante del equipo económico que lidera Hernán Lacunza, expresó a este medio que “es lamentable que se use a YPF como una bolsa de trabajo o un seguro laboral de la política”. “Y es doblemente lamentable que esa práctica provenga de quienes son los primeros en decir que recuperaron a YPF como empresa de bandera, pero al mismo tiempo, en vez de cuidarla como compañía, la utilizan con estos fines”, agregó.

Cuando asumió la titularidad de YPF, en febrero de 2021, Pablo González creó una Unidad de Asesores de Presidencia que se asemeja a la estructura organizacional que suele existir en un ministerio público. La unidad está liderada por Javier Farías Brito, un empleado de planta permanente del Senado (estaba designado en el despacho de Alfredo Luenzo) que en marzo de ese año pidió una licencia sin goce de sueldo en la cámara alta y fue designado como empleado de YPF con la categoría 21, uno de los rangos más altos dentro de la organización (con un salario en mano que supera los 2 millones de pesos). Basualdo y Letcher están colgados de esa misma raviol junto con otros cinco directivos vinculados que le reportan directamente a González.

Nicolás Gadano, colaborador de Hernán Lacunza, lidera el equipo energético de la Fundación Pensar.

La Ley de Expropiación de YPF, sancionada en 2012, excluye a la petrolera de cumplir con la normativa que rige para la administración pública en materia de acceso a la información. Eso se pensó para proteger secretos profesionales y tecnológicos de la empresa y de ese modo, posibilitar que pueda competir con otras petroleras en igualdad de condiciones. “Por eso es tan importante la responsabilidad de la dirigencia política. Esa condición de exclusión que pesa sobre YPF puede convertirse en un peligro porque no podemos saber quién trabaja y quién no trabaja en la empresa y cuáles son sus salarios, datos a los que podemos acceder por Internet si se tratase de una dependencia estatal”, advirtió Gadano.

Algunos ejemplos

Pablo González. Fue designado presidente de YPF en febrero de 2021 en reemplazo de Guillermo Nielsen. Sus antecedentes dejaron en claro desde un inicio que no llegaba a la presidencia de YPF por su conocimiento del sector energético. De hecho, quienes por entonces difundieron su curriculum a la empresa se esforzaron para destacar su paso como director de Distrigas Sociedad Anónima en 1994, único empleo vinculado a la energía. Fue Subsecretario de Recursos Tributarios de la Provincia de Santa Cruz entre 1999 y 2003; fiscal de Estado desde 2003 hasta 2007, cuando asumió como ministro de Gobierno de Daniel Peralta. Ese mismo año fue elegido diputado provincial asumiendo además como vicepresidente 1° de la Cámara de Diputados, pero en julio de 2008 fue designado por Peralta como jefe de Gabinete de la Provincia hasta diciembre de 2011, cuando dejó el cargo para asumir como senador nacional. Además, ingresó como representante de la mayoría del parlamento al Consejo de la Magistratura de la Nación donde fue designado Presidente de la Comisión de Administración. En 2015 juró como vicegobernador de la Provincia de Santa Cruz en la fórmula que integró con Alicia Kirchner. En ese camino se encuentra la explicación que lo llevó a la presidencia de YPF y no en su conocimiento del sector energético. Si bien aspira a ser gobernador de Santa Cruz aunque en cuenta con buenos números en la opinión pública, en la petrolera destacan que, pese a sus ambiciones políticas, está enfocado en la agenda de YPF. De hecho, es el encargado de negociar con el ministro de Economía, Sergio Massa, a cuánto ascenderá el aumento de los combustibles que debía aplicarse este fin de semana.

Federico Basualdo. Luego de su salida del gobierno, el ex subsecretario de Energía Eléctrica fue designado como presidente de YPF Gas, según consta en el Boletín Oficial del 24 de abril de este año. En el sitio Nosis figura como empleado de la petrolera desde octubre del año pasado, apenas dos meses después de haber dejado la secretaría de Energía. Basualdo, integrante de La Cámpora, fue designado a comienzos de 2020 como interventor del Ente Nacional de Regulación de la Electricidad y luego se lo promovió a subsecretario, cargo en el que adquirió notoriedad cuando en abril de 2021 se enfrentó al entonces ministro de Economía, Martín Guzmán, desconociendo su autoridad y negándose a renunciar a su cargo ya que su terminal política no era el ministro sino Máximo Kirchner, a quien siempre le respondió de modo orgánico. Finalmente, cuando Sergio Massa asumió como ministro de Economía dejó su cargo y terminó siendo recompensado por los servicios prestados con un puesto en la petrolera argentina.

Santiago Carreras. Asumió a comienzos de 2020 como gerente de Asuntos Institucionales y Públicos de YPF, puesto desde el que en noviembre de ese año se encargó de cerrar un acuerdo con Lionel Messi para promocionar a la petrolera estatal. Carreras es licenciado en Periodismo de la Universidad Nacional de Lomas de Zamora, donde se ganó la confianza de Gabriel Mariotto para luego ir escalando en el armado político provincial del kirchnerismo hasta convertirse en un operador todo terreno. De junio de 2010 a diciembre de 2011 fue subsecretario de Juventud de la Provincia de Buenos Aires y en diciembre de 2011 asumió como senador provincial, donde se mantuvo durante dos mandatos. Su pasión por el deporte y el periodismo, también lo llevó a vincularse con el entonces CEO de Torneos y Competencias, Alejandro Burzaco, hombre que tenía a cargo la gestión de los derechos de televisación del fútbol argentino y terminó preso en Estados Unidos por el pago de coimas. Además, tiene una estrecha relación con el titular del sindicato de empleados de edificios, Víctor Santa María. De hecho, forma parte del armado con el que Santa María quiere quedarse con la conducción del club Boca Juniors.

Hernán Letcher a la izquierda de Máximo Kirchner en una movilización popular de La Cámpora.

Hernán Letcher. Este contador cercano a Máximo Kirchner fue nombrado en YPF como director de YPF Litio y coordinador de presidencia de YPF. Al mismo tiempo, Letcher se mantiene al frente del Centro de Economía Política Argentina (CEPA), un centro de estudios oficialista que produce informes semanales sobre distintos temas de actualidad político-económica. En uno de los últimos, titulado “YPF: del retroceso de la compañía al crecimiento más importante de los últimos 25 años”, CEPA reivindica los logros de la gestión de YPF, sin aclarar en ningún lado que el responsable del centro cobra un sueldo de la petrolera.

Ofelia “Pipa” Cédola. Asumió al frente de la Fundación YPF a mediados de 2020, un lugar clave por los fondos millonarios que administra. Durante los gobiernos de Néstor y Cristina Kirchner, esta abogada neuquina fue mano derecha de Carlos Zannini como subsecretaria adjunta de la secretaría Legal y Técnica de la Presidencia. También fue secretaria Legal y Técnica de la Administrativa del Ministerio de Economía y de la Anses y secretaria de Seguridad Social de la Nación. Además, se la conoce por haber sido la celestina de Néstor y Cristina, a quienes los presentó en la Ciudad de La Plata en 1974.

Santiago “Patucho” Álvarez. Desembarcó en 2020 como delegado de La Cámpora en la compañía. Es vicepresidente de Asuntos Públicos, RRII y Comunicación pero en los hechos le reporta directamente al diputado Máximo Kirchner. varias fuentes consultadas lo destacan por su buen trato y su cintura política, aunque es uno de los comisarios políticos dentro de la empresa al igual que Carreras. Algo similar ocurre con la directora de Comunicación de YPF, Desiré Cano, esposa de Hernán Reibel, vocero de Cristina Fernández y amigo personal de Máximo Kirchner. A diferencia de “Patucho” Álvarez, Cano no se destaca por sus buenos tratos ni el manejo de la motricidad fina al momento de operar a favor del gobierno. A raíz de eso ha tenido varios encontronazos fuera y dentro de la empresa, incluso con otros referentes de La Cámpora con los que chocó en más de una ocasión.

La entrada Con la designación de Federico Basualdo, el cristinismo desbloqueó un nuevo nivel de politización en YPF se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

La Secretaría de Energía publicó este miércoles la resolución 360, una norma relevante que cambia aspectos sustanciales en el funcionamiento del negocio de generación de energía renovable. El más importante es una modificación técnica en los criterios que aplica Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), para asignar la prioridad de despacho de un parque eólico o fotovoltaico. Hasta ahora se utilizó un filtro conservador a partir del cual sólo se habilitaron proyectos de generación con capacidad de transporte para despachar el 100% de la energía producida.

Para decirlo más claro, antes de aprobar el ingreso de un nuevo proyecto al Mercado a Término de Energía Renovable (MATER), Cammesa debía certificar que el nodo de transmisión donde se enganchaba la nueva planta tenía disponibilidad plena para recibir la energía generada en todos los escenarios posibles, tanto en el pico como en el valle de demanda y en todas las condiciones meteorológicas. Ese tamiz, que giró en torno a la necesidad de ampliar la potencia del sistema, funcionó para estructurar la construcción de proyecto dentro del RenovAr —que incorporaron más de 3500 MW mediante la firma de contratos PPA’s—, pero con el tiempo, a medida que se fueron cristalizando los cuellos de botella en el segmento de transmisión en 500 y 132 kV, se convirtió en un problema porque, al ser tan restrictivo, frenó la concreción de nuevas inversiones en parques renovables que, por más que no puedan inyectar a la red toda la energía que generen, sí aportarían valor al sistema.

Lo que hizo ahora Energía fue relajar ese criterio de asignación de despacho bajando la alícuota del 100 al 92 por ciento. Es decir, la resolución firmada por la secretaria Flavia Royón autoriza a Cammesa a habilitar nuevos proyectos en el MATER en nodos que, pese a estar saturados durante algunas horas de la jornada, cuentan con disponibilidad para inyectar más energía durante buena parte del día. Se creó, en ese sentido, la figura de ‘Asignación de Prioridad de Despacho Tipo Referencial’, que en los hechos funcionará como un certificado ‘marca Cammesa‘ para que los generadores —entre los que figuran Genneia, Pampa Energía, Central Puerto, PCR, AES, Albanesi y MSU Energy— puedan cerrar nuevos contratos de venta de energía a grandes usuarios industriales.

Ampliación

El impacto de la norma está lejos de ser testimonial o meramente técnico. Se espera que, pese a la saturación actual de las líneas de alta tensión, puedan sumarse al menos unos 1000 MW de potencia renovable en los próximos 18 o 24 meses.

“La resolución tiene total sentido, porque hoy existe más demanda de energía renovable que oferta. Como los precios del MATER son más que competitivos y con la visión de reducir sus emisiones de emisiones de carbono, hay industrias dispuestas a contratar más energía alternativa de la que se ofrece en el mercado. En esa clave de lectura, era medio ridículo mantener la obligatoriedad de reservar capacidad de despacho al 100% cuando hay muchos lugares que cuentan con el 98 o 97%. Creo que podrían aparecer entre 1 y 2 GW (gigawatts) nuevos de potencia renovable”, analizó un consultor que trabaja asiduamente con varias de las principales generadoras.

Las cifras que están en danza no son para nada desdeñables: representarían entre un 20% y un 40% más de la capacidad de generación renovable que existe en la actualidad, que ronda los 5500 MW instalados.

Ordenamiento

A su vez, la resolución 360 estableció una serie de cuestiones regulatorias tendientes a ordenar cierto vacío legal que existía en distintos segmentos del negocio. Así, por ejemplo, se creó un esquema de penalidades que deberán abonar los proyectos que registren demoras en la construcción. La multa a afrontar por los privados dependerá del plazo solicitado.

En rigor, el texto apunta a ordenar la ejecución de proyectos adjudicados bajo el paraguas de la resolución 14/2022, que se otorgaron a través de la utilización de un factor de mayoración, un índice especial utilizado por Cammesa para premiar a los emprendimientos que se incorporen al sistema en la menor cantidad de tiempo posible.

Como algunas de esas obras están demorados por problemas múltiples —otorgamiento de SIRA’s y falta de crédito, entre otros— se estableció que se las empresas involucradas deberán pagar una multa calculada sobre la base de US$ 500 por MW-mes que aportaría el proyecto. En la lista de proyectos involucrados figuran los parques eólicos Buenaventura (100 MW), Vivoratá (31 MW), Mataco III (14 MW) y De La Bahía (36 MW). Algunos ya cuentan con algunos equipos habilitados.

Continuidad

La norma también autoriza la continuidad de algunos proyectos aprobados en 2009 bajo el paraguas del Genren, uno de los primeros programas de incentivo a las renovables, como el parque eólico de Rawson, cuyo PPA está próximo a expirar. El gobierno autorizó a que esos parques puedan comercializar energía en el MATER.

A su vez, como habilitó este medio a principios de abril, se habilitó a empresas privados a realizar obras en el sistema de transporte reservando la capacidad de transporte para sus proyectos. Se pone el foco, en realidad, en pequeñas ampliacones de la red de transmisión. Para poder avanzar con obras de 500 kV que podrían financiar los generadores se precisa de una regulación de mayor alcance que establezca un esquema para poder descargar los costos de inversión en la red en determinado segmento del mercado.

La entrada Energías renovables: el gobierno flexibilizó un criterio técnico para sumar proyectos renovables por más de 1000 MW se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) junto a Messe Frankfurt Argentina organizará la nueva edición de Arminera 2023. Este año la exposición internacional de minería que reúne a los principales referentes del sector cumple su 25° aniversario. Esta edición será la primera tras la pandemia.  

El encuentro reunirá a operadoras, proveedores y referentes del sector con el objetivo de lograr una sinergía entre todos estos actores. Se realizará del 22 al 24 de mayo, en el predio ferial La Rural, en Buenos Aires. El ingreso será sin cargo. 

La exposición minera será por primera vez carbono neutral con la meta de llevar adelante prácticas sustentables. Para esto, Arminera medirá la huella de carbono antes, durante y después del evento, es decir, la cantidad total de Gases de Efecto Invernadero (GEI) emitidos o reducidos durante la organización y puesta en marcha del evento. 

Lanzamiento

En la exposición internacional se hará el lanzamiento del primer índice de costos de la minería argentina. El índice va a permitir analizar en qué posición se encuentra el país en relación a otros países de la región y también a nivel global. Se trata de un parámetro destinado para la industria metalífera como para el litio. 

Actividades

CAEM y el Instituto para el Desarrollo Empresarial de la Argentina (IDEA) brindarán un encuentro con los CEOs de la industria. La idea es abordar las oportunidades y desafíos que tiene el sector y su cadena de valor para poder identificar las oportunidades de negocio que existen para las compañías. En este sentido, se disertará sobre marcos regulatorios, licencia social, consenso político y también sobre las potencialidades de las provincias productivas.

También se desarrollará un seminario organizado por el Colegio Argentino de Ingenieros en Minas (CADIM) que tiene como objetivo actualizar e impulsar la eficiencia del sector, tomando como punto de partida la ingeniería. 

A su vez, en la exposición también tendrá lugar la Convención de materias primas entre la Unión Europea y América Latina. Se trata de un evento que busca promover las inversiones europeas en cadenas de valor sostenibles de materias primas en la región. 

Habrá conferencias de Israel y un seminario de Australia en donde se conversará sobre el estado de situación del sector minero en ambos países y se dictarán charlas sobre la agenda minera. 

Además, la Secretaría de Minería y el Consejo Federal de Inversiones realizarán el encuentro “Minería en Argentina: una apuesta al desarrollo integral” que propone promover la inversión público-privada en la industria minera.

De igual manera, habrá conferencias de los expositores, encuentro de desarrollo de proveedores locales, ronda de negocios internacional y se presentará un sector denominado “Plaza de Máquinas” en donde las empresas expondrán la maquinaria utilizada en el sector minero.

La entrada Se realizará una nueva edición de la exposición internacional de Arminera se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

Este miércoles  se llevó adelante la Asamblea Anual Ordinaria de la entidad, donde se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, y se aprobaron la Memoria, el Balance, Inventario y el Informe del Revisor de Cuentas del ejercicio 2022. En el marco de la designación de la nueva Comisión Directiva para el período 2023-2024, Bernardo Andrews, actual CEO de Genneia, fue reelegido por unanimidad por los miembros de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

Lo acompañará en la vicepresidencia Martín Federico Brandi, CEO en Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), y Andrés Gismondi, director general de Vestas, que ocupará el rol de secretario.

El presidente reelecto, expresó: “Estoy muy contento y entusiasmado por continuar ejerciendo la presidencia de la Cámara Eólica Argentina por un nuevo período. Para mí es un honor estar acompañado de un gran equipo de profesionales en la Comisión Directiva, que junto con el resto de los asociados, compartimos el propósito de concientizar sobre la lucha contra el cambio climático y la descarbonización de la industria, apostando por el desafío de potenciar y transformar la matriz energética”. 

Asimismo,  Andrews agregó: “Buscamos generar oportunidades de crecimiento del sector de la energía eólica, con el convencimiento de que nuestro sector contribuye a mejorar la balanza de divisas de nuestro país, genera empleos de calidad y es el pilar de la obligada transición energética de las empresas”.

La Cámara

En esta línea, la Cámara Eólica Argentina (CEA) continuará trabajando, de manera propositiva y en un diálogo virtuoso con las autoridades, bancos de desarrollo y otros actores, para avanzar en el fortalecimiento del sistema de transporte eléctrico. La nueva Comisión Directiva quedó conformada de la siguiente manera: presidente: Bernardo Andrews (Genneia); Vicepresidente: Martín Federico Brandi (PCR); Secretario: Andrés Gismondi (Vestas). Tesorero: Sebastián Lanusse (Parques Eólicos Vientos del Sur); Vocales Titulares: Gabriel Vendrell (Aluar), Rubén López (Central Puerto), Gastón Guarino (Gri Calviño Towers), Iván Duronto (AES), Diego López Cúneo (Hychico), Rodolfo  Freyre (PAE).

Los vocales suplentes son : Gustavo Castagnino (Genneia), Lucas Méndez Trongé (PCR), Cecilia Remiro Valcárcel (Vestas), Horacio Antelo (Parques Eólicos Vientos del Sur), Santiago Cuccorese (Aluar), Alfonso Fernández Arancibia (Central Puerto), Antonio Barbosa (Gri Calviño Towers), María Florencia Frega Ferrare (AES), Maximiliano Amigo (Hychico), Cristián Puyol (PAE). Revisor de Cuentas Titular: Pablo Jauck (Siemens) y Héctor Ruíz Moreno seguirá ejerciendo su rol como Gerente General de la CEA. 

La Cámara Eólica Argentina cuenta hoy con 26 empresas asociadas, cuya actividad representa cerca del 80% de la capacidad instalada eólica del país.

La entrada <strong>Bernardo Andrews fue reelegido como presidente de la Cámara Eólica</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

El miércoles 10 y el jueves 11 de mayo se desarrollará el Simposio Fertilidad 2023, que

tiene como objetivo principal presentar y discutir conocimientos e información actualizada en el manejo de los nutrientes para una agricultura sustentable en lo productivo, ambiental y

social. Allí, el proveedor en soluciones de almacenamiento para fertilizantes presentará su nueva tecnología B-Bot que permite conocer niveles de almacenamiento del tanque y la geolocalización del mismo.

En este sentido,  Pablo Capuano, gerente Comercial de la compañía, indicó: “Espacios de encuentro como el simposio agregan valor a la fertilización y estar presentes con nuestra solución de almacenamiento nos posiciona como líderes en el mercado, por eso participar es de gran importancia para la empresa”. 

B-Bot

Se trata del nuevo dispositivo de telemedición y geolocalización que permite conocer niveles de almacenamiento del tanque y la geolocalización del mismo. Los tanques que cuentan con este tipo de tecnología permite conocer la ubicación del equipo a través de tecnología satelital, para facilitar la logística, disminuir situaciones de tanques vacíos y mejorar el rendimiento de almacenamiento.

Según informó la compañía: “Las principales expectativas tienen que ver con el encuentro con referentes para el enriquecimiento de información y, así, poder brindar soluciones de calidad”. “La empresa atiende las necesidades de sus clientes y optimiza sus equipos con

nuevas tecnologías para satisfacer los requerimientos”, precisaron.

La entrada <strong>Bertotto Boglione presentará su tecnología de telemedición B-Bot en el Simposio Fertilidad 2023</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Fue un incondicional del ex ministro de Planificación, Julio De Vido. El encargado de tirarse encima de la granada cada vez que hacía falta, saliéndole al cruce a todas las críticas que recibía la política energética oficial durante el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner. Lo hizo tanto desde los medios de comunicación como desde el Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo (OETEC), una especie de think tank apuntalado con fondos del ministerio. El ahora subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, llegó incluso a publicar un libro a fines de 2015 junto a De Vido, prologado por la ex presidenta Fernández de Kirchner. Sin embargo, en los últimos años esa relación se fue deteriorando y la ruptura quedó definitivamente explicitada este jueves con un durísimo artículo en el que De Vido cuestiona la gestión de Bernal, lo trata de mentiroso e incluso siembra dudas sobre su honestidad.

La pelea entre De Vido y Bernal es una muestra más de las múltiples internas kirchneristas que se han ido agudizando en medio de la crisis económica que está haciendo implosionar a este espacio político. No obstante, este cruce puntual llama particularmente la atención por la cercanía entre ambos. En la introducción del libro que escribieron juntos, donde aparecen dos pingüinos abrazados en la tapa, Bernal cuenta que conoció personalmente a De Vido en 2012 cuando lo invitó a su despacho después de la nacionalización de YPF y quedó cautivado por el personaje. “Una oleada de conceptos, de ideas fuerza, de pasión revolucionaria, de peronismo histórico, de Perón, de Néstor y Cristina. Era Jauretche, Scalabrini Ortíz y Enrique Mosconi a la vez”, afirma.

En esa misma introducción Bernal recuerda todo el trabajo que llevaron adelante juntos y le agradece sentidamente por haberlo invitado a escribir el libro de manera conjunta: “Querido ministro, querido amigo y compatriota, no existen palabras que expresen la gratitud y el privilegio de haberlo acompañado en estos años; muchos menos expresar el sentimiento que me embarga por el hecho de haberme elegido para escoltarlo en esta obra, verdadera doctrina de conciencia nacional, de manual y guía para la defensa y la profundización de la revolución nacional, popular y democrática en el siglo del triunfo definitivo del pueblo argentino. Julio De Vido, arquitecto de profesión, usted fue el arquitecto de la Argentina del Bicentenario. Néstor y Cristina Kirchner le entregaron los planos para la fundación nacional y usted los puso en marcha”.     

La polémica

El factor desencadenante, que derivó en la crítica de De Vido a Bernal, fue una carta publicada por el subsecretario de Hidrocarburos en respuesta a una serie de cuestionamientos que le formularon en Ámbito Financiero por el precio que tiene el gas que se exporta a Chile. “La Argentina compra gas de Bolivia por hasta US$ 17 el millón de BTU y lo exporta por apenas US$ 7 a Chile. Es más, a Methanex, la empresa canadiense radicada en el país trasandino y mayor productor mundial de metanol, se le vende el recurso argentino por US$ 2,85, mientras que para las distribuidoras locales encargadas de proveer a la industria local el precio se triplica”, aseguró el 25 de abril el diario económico del Grupo Indalo, controlado por Cristóbal López y Fabián De Souza, quienes a su vez son los dueños de Alcalis de la Patagonia (AlPat), empresa que produce carbonato de sodio y tuvo problema para garantizar su abastecimiento de gas durante esa última quincena de abril.

Bernal respondió el viernes pasado desde la página oficial de la Secretaría de Energía, que responde al ministro de Economía Sergio Massa. Allí aseguró que durante el primer trimestre de este año el precio promedio de importación del gas proveniente de Bolivia fue de US$ 8,9 el millón de BTU, “prácticamente la mitad del precio informado por el articulista de Ámbito”. A su vez, sostuvo que el precio de exportación desde la Cuenca Neuquina durante el período invernal (mayo-septiembre) es de US$ 7,73 el millón de BTU, mientras que el precio promedio ponderado año de todas las rondas del Plan Gas.Ar es cercano a los US$ 3,5 el millón de BTU. “En el invierno no supera los U$S 4,5 el millón de BTU, mientras que en verano son de US$ 2,9 el millón de BTU. ¿Más caros que el U$S 7,73 el millón de BTU de exportación?”, retruca el funcionario.

Con respecto a los precios, Bernal reconoce que desde la Cuenca Austral se exporta a un valor más bajo de U$S 3,4 el millón de BTU “que se fijó en equivalencia al que perciben los productores por las ventas en el mercado doméstico bajo el Plan Gas.Ar en la Ronda 1. Y aclara que “en pos del resguardo del mercado doméstico en el período invernal, a partir de este 30 de abril del corriente se terminaron las exportaciones firmes hacia Methanex”.

Las críticas de De Vido

En respuesta a la aclaración de Bernal, De Vido publicó este jueves una nota en el portal Identidad Colectiva donde cuestiona los argumentos del subsecretario. El texto lo firma junto al ex interventor de Enargas durante sus años de gestión, Antonio Pronsato, quien asesoró a Bernal en el Enargas al comienzo de la gestión de Alberto Fernández, le enseñó mucho sobre el sector gasífero y en la actualidad no guarda los mejores recuerdos de Bernal, a quien considera un ingrato.

Lo primero que hace el ex ministro de Planificación es cuestionar que el Plan Gas haya dolarizado las tarifas del gas para todos los usuarios ininterrumpibles abastecidos a través de las distribuidoras, como hogares, hospitales y pequeños comercios.  “Es cuestionable que este dolarizado per se, cuando el gas producido en Argentina no es un insumo importado”, sostiene De Vido.

Esta misma crítica la realizó Bernal en reiteradas ocasiones, incluso cuando era interventor del Enargas durante este gobierno y le apuntaba de lleno a la ronda del Plan Gas que quería lanzar el entonces ministro de Producción, Matías Kulfas. De hecho, en una entrevista con la revista Trama, el ex ministro de Energía de Macri, Juan José Aranguren, acusó a Bernal de ir cambiando su postura sobre el tema de acuerdo a su conveniencia. “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 (…) Es un accionar propio de un mercenario”, disparó Aranguren.

En lo que refiere a los precios, De Vido y Pronsato remarcan, en línea con Ámbito Financiero, que en el mercado interno se paga más por el gas que lo que paga Methanex. Afirman que el precio del Plan Gas de la Cuenca Austral para la ronda 1 fue efectivamente de U$S 3,40 el millón de BTU, pero que en la ronda 5.2 (enero 2023-abril 2025) ese valor trepa hasta U$S 9,50 el millón de BTU (resolución de la Secretaría de Energía 860/2022 del 22 de diciembre de 2022), mientras que Methanex paga el gas a U$S 2,85 el millón de BTU, dato que atribuye a Ámbito Financiero y que dice que no fue desmentido por el subsecretario. En rigor, el contrato de abastecimiento con Methanex fue firmado por YPF en la década del 90 y contempla el suministro de gas por un plazo de 25 años. Por lo tanto, cualquier incumplimiento podría derivar en un litigio millonario en contra de la petrolera controlada por el Estado Nacional.

Además, remarcan que Bernal confirmó que el precio de exportación desde la Cuenca Neuquina es de U$S 7,73 el millón de BTU. “Claramente no solo exportamos un recurso no renovable más barato que el precio que pagan los argentinos, sino que se suma a esto que !!!EXPORTAMOS SUBSIDIOS!!! Para empresas chilenas”, subrayan. “Si a esto le agregamos la denuncia que hizo Ámbito Financiero con respecto al precio de exportación para Metanex (Chile) de U$S 2,85/MMBTU, ya la diferencia entre los U$S 9,50/MMBTU del ‘maravilloso Plan Gas’ SUBSIDIADO, se transforma en una grosería u obscenidad”, agregan.

Luego De Vido y Pronsato remarcan que, según datos confirmados por Bernal en su nota, el precio promedio de exportación del gas desde la Cuenca Neuquina es de U$S 7,73 el millón de BTU, mientras que el precio promedio de importación es U$S 8,90 el millón de BTU “¿Hace falta explicar esta terrible decisión? O sea, exportamos gas Natural a un precio menor que el precio al cual Argentina importa el gas. Con la necesidad de divisas que tienen nuestras cuentas públicas…aritmética básica. (…) ¿En serio estamos exportando subsidios?  ¿Nadie está viendo este daño/deficit al presupuesto nacional?”, insisten.

“Todo esto sin considerar que el importador es Enarsa (Estado Nacional) y los que exportan son empresas privadas o en el mejor de los casos empresas con solo el 51% estatal. Es decir, doblemente perjudicial, y como decía la canción…’Las penas son del arriero, las vaquitas son ajenas’, dicen De Vido y Pronsato, quienes también cuestionan la segmentación de tarifas.

En el cierre de su artículo, ponen en duda la honestidad de Bernal al asegurar que no está claro qué intereses defiende: “Tiempo atrás se nos dijo que nos gobernaba con ‘el mejor equipo de los últimos 50 años’ y en ese entonces nos preguntábamos retóricamente, el mejor equipo ¿pero con que camiseta, para quien jugaba?  Después se nos dijo que ‘volvíamos para ser mejores’, hoy ya nos preguntamos…mejores, pero.. ¿para quién?”.

La entrada Durísimas críticas del ex ministro Julio De Vido al subsecretario Federico Bernal por los precios del Plan Gas se publicó primero en EconoJournal.

, Fernando Krakowiak

YPF incrementará los precios de los combustibles durante este fin de semana. Las naftas y gasoil deberían aumentar un 4% si se cumple el acuerdo de palabra que existe entre el presidente de la empresa, Pablo González, y el ministro de Economía, Sergio Massa. Pero la petrolera controlada por el Estado pretende, al igual que otros jugadores del mercado como Raízen, Axion Energy y Puma, que el alza en surtidores sea más alta para cubrir el deslizamiento del tipo de cambio, que en los últimos dos meses corrió por encima del 6%, y de la inflación, que se proyecta arriba de 7% (el IPC de abril se conocerá este viernes).

De las estadísticas oficiales de la Secretaría de Energía se desprende que YPF y el resto de las refinadoras aumentaron durante el primer trimestre bastante más que el 4% mensual comunicado por el gobierno. El promedio, a nivel nacional, está más cerca del 5,5% que de la cifra que difundió Economía. Concretamente, porque en el interior, la suba fue más pronunciada.  

Lo que sucede en el retail de combustibles, sin embargo, explica una parte de la historia. La otra ocurre aguas arriba del negocio hidrocarburífero. Está claro que YPF precisa aumentar los combustibles para financiar su plan de inversión, que tal vez de manera demasiado optimista, la compañía valuó en US$ 5000 millones (al tipo de cambio oficial) para para 2023. Los refinadores dejaron pasar una ventana de oportunidad importante durante el primer trimestre para recomponer los combustibles en línea con la depreciación del tipo de cambio y ahora la corren de atrás. Más si se asume que, a punto de ingresar a una campaña electoral complejísima para el Frente de Todos, es poco probable que las petroleras puedan recuperar en los próximos meses el atraso en surtidores que acumularon en los primeros cuatro meses del año.

YPF, el mayor jugador del mercado, fija la pauta la pauta de cuánto aumenta mensualmente el precio de los combustibles.

Baja el costo de la materia de prima

Lo que empezaron a realizar las refinadoras para defender el margen del complejo de destilerías es negociar a la baja el precio del petróleo que le reconocen a los productores no integrados, como Vista, Tecpetrol, Chevron, Pluspetrol y Capsa, entre otras. Esa cuestión se evidencia en los contratos que se cerraron por la entrega de crudo para abril y mayo. El precio del crudo Medanito, que se extrae en Neuquén, bajó en algunos casos hasta los 62 dólares después de cotizar en 65 o 66 en febrero y marzo. YPF, que compra a terceros un 20% del crudo que refina, cerró en la banda de los 62,50 o 63 dólares. Como no pueden mejorar el precio de venta de los combustibles, las refinadoras comenzaron a bajar el costo de su materia prima. Claro que la caída del Brent, la referencia de Europa que se utiliza para calcular tanto el precio de paridad de exportación (al que sale se vende el crudo de Vaca Muerta) como el de importación, fue funcional a esa estrategia. El precio internacional llegó a cotizar a 71 dólares la semana pasada. Con ese valor de referencia, el export parity —Brent menos retenciones (8%) y descuentos por calidad (unos 6 dólares por barril)— orillaba los 60 dólares. Este miércoles el Brent cotizó en torno a los 76 dólares que trae aparejado un precio de exportación cercano a los 65 dólares.

Margen de refinación

Lo concreto es que en abril se empezó a registrar una acentuación de la retracción del precio doméstico del petróleo. Algunas empresas, como Raízen, fueron más agresivas en esa estrategia con la intención de lograr una baja de 3 o 4 dólares de un mes a otro. En esa decisión incidió también la caída del precio de la canasta de productos que exportan las refinadoras, como las naftas vírgenes, el jet fuel (combustible de avión) y algunos bunkers (combustible de barco) que están dolarizados. Los premios sobre algunos de esos productos se esfumaron con la caída del precio internacional.

Con el Brent por encima de 80 o 90 dólares, las refinadoras podían apalancar el margen de refinación local a partir de la canasta de productos exportables. Es decir, por más que los precios de las naftas en las estaciones de servicios corrieran por detrás de la depreciación del tipo de cambio, las empresas podían reconocer al productor un par de dólares más en el precio interno del crudo porque la rentabilidad que registraban el segmento de productos exportados era buena. Pero el descenso del Brent cambió esa ecuación. La sequía tampoco ayudó. El precio del gasoil mayorista se mantuvo casi sin aumentos porque la demanda del campo no tiró como se esperaba. Recién en abril las refinadoras pudieron aumentar el precio. Para saber qué sucede en los próximos meses será clave monitorear si YPF logra convencer al ministro de Economía de acelerar ahora el aumento de combustibles a cambio de atenuar la suba durante el último cuatrimestre del año, cuando se definirá la contienda electoral. El fin de semana arrojará una primera señal de ese interrogante.

La entrada En la antesala de un aumento de los combustibles, YPF negocia a la baja el precio interno del petróleo para sostener el margen de refinación se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

Este miércoles se inauguró la obra de vinculación de la localidad América al gas natural, un proyecto energético que demandó una inversión de 2.400 millones de pesos por parte de Camuzzi y que permitió conectar a la ciudad al sistema troncal de distribución de gas natural. La iniciativa permitirá poder incorporar nuevos usuarios a la red y potenciar su desarrollo a futuro. 

Del acto de inauguración participaron el gobernador de la Provincia de Buenos Aires, Axel Kiciloff; el ministro de Economía de la Nación, Sergio Massa; la secretaria de Energía, Flavia Royón; el interventor y el gerente general del ENARGAS, Osvaldo Pitrau y Guido Goñi; el senador provincial, Juan Alberto Martínez; el Intendente de Rivadavia, Javier Reynoso y el presidente de Camuzzi, Jaime Barba. 

Esta obra emblemática para América estuvo a cargo de la empresa Bahisa y contempló la ejecución de 72 kilómetros de gasoducto de 6 pulgadas de diámetro, entre Trenque Lauquen y América, y la instalación de 2 Estaciones Reguladoras de Presión (ERPs), que reducirán la presión de transporte del fluido hasta los niveles operativos de rigor para su posterior distribución a través de la red existente. Las estaciones reguladoras están vinculadas por un ramal de 6 pulgadas de diámetro, de casi 5 kilómetros de extensión. 

Es oportuno destacar que América, al igual que las ciudades de Carlos Tejedor, Berutti, Gonzalez Moreno, Tres Algarrobos y Urdampilleta, se abastecía a través de camiones de transporte de GNC, que cargan gas natural en una planta que Camuzzi posee en la ciudad de Pehuajó, para su posterior traslado terrestre y descarga en cada una de las mencionadas ciudades. 

Esta metodología de abastecimiento, denominada “Gasoducto Virtual”, fue oportunamente una solución para el acceso energético de la zona, dada la ubicación de dichas ciudades y los consumos de gas que se registraban por aquel entonces. Sin embargo, tras el crecimiento del consumo evidenciado en los últimos años, el sistema llegó al límite de su capacidad, imposibilitando la incorporación de nuevos usuarios al servicio a partir del año 2012.

Transporte de gas

En cuanto a la iniciativa, Massa destacó que “necesitamos más obras como esta porque el esfuerzo de inversión redunda en mejor servicio para la gente y tiene que ser no sólo inversión del Estado, también la inversión del sector privado cuando le damos reglas para invertir”.

En esa línea, la secretaria de Energía afirmó: “El potencial energético de la Argentina tiene que estar reflejado en una política que llegue a la gente para que todos y todas tengan acceso a una energía asequible y segura”.

La obra

La habilitación de esta obra permitirá no solo que América pueda volver a incorporar nuevos usuarios al servicio de gas natural por redes, sino que también Carlos Tejedor, Gonzalez Moreno; Berutti, Urdampilleta y Tres Algarrobos podrán hacerlo, dado que el cese del uso de camiones de transporte de GNC para América, agregará capacidad logística y operativa al resto de las ciudades mencionadas.

Esta importante y anhelada obra se enmarca dentro de un plan de incremento de la seguridad operativa en la región que Camuzzi ha trazado oportunamente y que se inició con la incorporación de General Villegas también al gas natural, tras la habilitación de otra importante obra algunos meses atrás. 

El gasoducto tiene potencial de ampliación hacia cuatro zonas de la red urbana de América, que permitiría la conexión de alrededor de 1600 nuevos usuarios. Además, a través de la válvula de derivación colocada en el gasoducto, la extensión del mismo también permitiría abastecer a otros 1.000 vecinos de la localidad de Fortín Olavarría, ubicada a siete kilómetros.

La entrada <strong>Massa y Kicillof inauguraron un nuevo gasoducto que permitirá ampliar el servicio al interior de la provincia de Buenos Aires</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La petrolera estatal YPF comunicó a sus inversores sus resultados financieros del primer trimestre de 2023. En este sentido, desde la compañía destacaron que el que el EBITDA ajustado alcanzó los US$ 1.044 millones, es decir, un 12% más respecto a los últimos tres meses del 2022 y remarcaron que este resultado “se debe al crecimiento de la producción de crudo y a los mayores niveles de procesamiento”. Asimismo, informaron que la petrolera obtuvo una ganancia neta de $58.600 millones. 

Respecto a la producción total de hidrocarburos y el aumento registrado en Vaca Muerta, YPF exhibió que promedió los 511 barriles equivalentes por día (Kboe/d). Además, la compañía remarcó que hubo un crecimiento de la producción de crudo del orden del 7% interanual y del 3% en cuanto al trimestre previo, “alcanzando la marca trimestral más alta desde 2016”, según precisaron. 

En cuanto a la actividad no convencional, la petrolera continuó mostrando resultados auspiciosos. La producción total de shale significó más del 44% del total. La producción de crudo shale mantuvo altas tasas de crecimiento, logrando un incremento del 31% interanual. En el caso de la producción de shale gas, el aumento fue del 9% interanual. 

Demanda de combustibles

La demanda local de combustibles registró un aumento del 4% respecto al primer trimestre del 2022. No obstante,  disminuyó un 3% secuencialmente producto de la menor demanda de gasoil.

Los niveles de procesamiento en las refinerías de la petrolera alcanzaron los 307 Kbbl/d, aumentando un 5% secuencialmente y un 9% interanual. “Es la marca más alta de los últimos 13 años, motivada por la renovación de la unidad de topping de la refinería de La Plata”, destacaron. 

Inversiones y costos

En el informe presentado, la petrolera estatal dio a conocer que las inversiones totalizaron los US$ 1.298 millones, incrementándose un 78% interanual, mientras se contrajeron un 9% trimestral. 

Además, los costos operativos crecieron 28% interanual. Sobre esto, desde la compañía afirmaron que el resultado surge “principalmente como resultado de una evolución negativa de las variables macroeconómicas como la inflación, los salarios, y la devaluación de la moneda”. Sin embargo, los costos operativos se contrajeron un 8% trimestral, “principalmente a raíz de efectos estacionales y cargos no monetarios registrados en el cuarto trimestre de 2022”. 
Según indicaron, el flujo de caja libre se mostró estable en el primer trimestre, siendo negativo en US$ 17 millones, llevando la deuda neta a US$ 6.043 millones.

La entrada YPF informó que registró su EBITDA aumentó un 12% en el primer trimestre del año se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

El subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, Federico Bernal, echó a otro director de su equipo. Según constató EconoJournal de distintas fuentes oficiales, en este caso, el funcionario al que despidió fue Aníbal Mellano, quien estaba a cargo de la Dirección Nacional de Refinación y Comercialización, dependiente de su área.

Es el segundo funcionario que sale de la órbita de Bernal en 21 días, luego de la salida de Diego Roger de la dirección de Biocombustibles a mediados de abril. Por el momento no se conoce su reemplazante. Consultado por EconoJournal, Bernal indicó que la salida de Mellano de Refinación y Comercialización “fue por razones laborales”.  

Mellano es un ingeniero vinculado al Instituto del Petróleo de la UBA y formaba parte del equipo técnico que desembarcó con Federico Bernal en la Subsecretaría de Hidrocarburos a mediados del año pasado. El ahora ex director de Refinación había asumido en septiembre como director nacional en reemplazo de Daniel Rigau.

Roger y Mellano estaban vinculados ya que, en el organigrama formal, la dirección de Biocombustibles depende de la Dirección Nacional de Refinación y Comercialización, ambas áreas de la Subsecretaría de Hidrocarburos de Bernal.

Mellano tenía bajo su área la política hacia el sector de combustibles. Se venía mostrando activo en su cargo, incluso dando recientemente entrevistas a medios de comunicación.

La entrada <strong>Bernal echó a otro funcionario de la Subsecretaría de Hidrocarburos</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy; Javier Rielo, director general Total Austral y director para el Cono Sur de Total Energies y Matías Campodónico, presidente de Dow Argentina y Región Sur disertaron acerca de la seguridad energética como clave para lograr el desarrollo en AmCham Summit 2023, evento organizado por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina. A su vez, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, y Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina, exhibieron cuál es el rol que ocupa el sector eléctrico en la transición energética. 

Seguridad energética

La seguridad energética se ha vuelto un aspecto relevante para los países puesto que a nivel global se han presentado cambios en las reglas de juego y en las fuentes de provisión, en un contexto sumamente volátil. La suba en los precios internacionales y el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania llevó a los países europeos, dependientes del gas ruso, a buscar otros mercados.  A su vez, este escenario ha derivado en una ventana de oportunidad para Argentina que posee el recurso de Vaca Muerta, y que se podría posicionar como un país exportador. 

Rielo explicó que “el mundo hoy se mueve con energías fósiles y lo va a seguir haciendo por muchos años más. Nosotros prevemos un crecimiento en producción de gas del 40% a nivel mundial al año 2030, que va a seguir hasta el 2050 tomando una parte importante de la matriz energética”. 

El ejecutivo de Total Energies planteó además que “Argentina tiene un potencial de crecimiento muy importante. Estamos produciendo 19 millones de metros cúbicos (m3) día de gas en el offshore de Tierra del Fuego y esto significa un 14% de la producción del país”. “Tenemos que buscar cómo desarrollar el potencial, teniendo en cuenta que no tenemos mucho tiempo para hacerlo. El riesgo es quedarnos con todos estos recursos bajo tierra y no convertir en valor algo que  tiene mucho valor”, advirtió. 

En esa misma línea, Campodónico se refirió a los compromisos que asumió Dow en cuanto a la descarbonización y sostuvo: “Tenemos una ventana de oportunidad con fecha de vencimiento que es el año es 2050. Es el compromiso que asumimos de descarbonizar nuestras operaciones de alcance 1 y 2. Es una agenda fuerte empujada por nuestros inversores que nos piden descarbonización y sustentabilidad. Dow en Argentina tiene invertidos más de US$ 2000 millones en el polo petroquímico de Bahía Blanca con la posibilidad de expandir, con gas”.

El representante de Dow remarcó que “lo que falta es estabilidad, previsibilidad e infraestructura. Creo que hemos alcanzado el consenso político porque todos entienden que tenemos que ir por ese camino para atacar la restricción externa que cíclicamente nos ha afectado. Necesitamos un plan de exportación sólido”. “Lo que pasa con la macroeconomía es que estamos perdiendo de vista que hoy los países están compitiendo por las inversiones, como también lo hacen las compañías. Hay que aprovechar la ventana. Vaca Muerta es una realidad”, precisó. 

A su turno, Freyre aseveró que “es clave concentrarnos en tener energía que sea sustentable en el tiempo y provea a los habitantes para el desarrollo de las economías”. “En Argentina tenemos la bendición de que tenemos múltiples energías para el camino de la transición energética: gas, litio, petróleo, energía eólica y solar, hidrógeno. Creo que el gas es el puente que se tiene que generar en todo el periodo de transición energética”, aseguró el ejecutivo de PAE. 

Asimismo, destacó que “tenemos más de 300 TCF de recursos en Vaca Muerta y cuando se proyecta el consumo del país para los próximos 20 años, incluyendo la exportación y un proyecto de Gas Natural Licuado, se ve que tenemos más de 120 años para poder cubrir esa demanda con el recurso de ese yacimiento, sumado al offshore”. “La infraestructura sigue siendo un aspecto crucial. Con los 11 millones de metros cúbicos día de la primera etapa del gasoducto Néstor Kirchner se va a generar un ahorro en divisas entre US$ 300 y 400 millones. La infraestructura nos va a posibilitar el desarrollo de Vaca Muerta y la exportación”. Por último agregó que «debemos ser protagonistas y no víctimas en el proceso de la transición energética«.

Transición energética

En otro de los paneles de AmCham, Bernardo Andrews y Martín Genesio destacaron el papel del sector eléctrico en la transición energética. A su vez, los ejecutivos de las empresas eléctricas plantearon la necesidad de diseñar un marco regulatorio para el desarrollo de la industria. 

En ese sentido, Genesio adelantó que “hoy estamos trabajando desde la Cámara Eólica y las empresas para generar un marco regulatorio estable que nos permita a los generadores invertir en transporte eléctrico para solucionar los cuellos de botella”. “Hoy no están dadas las condiciones de recupero de la inversión porque el marco actual no permite que los generadores construyan y recuperen el valor de la inversión en un contrato”. 

El representante de AES sumó que eso “posibilitaría destrabar inversiones enormes, como ya pasó en 2015, con la ley que fue promulgada en 2014 que permitió la creación del plan RenovAr y el MATER, que lo que hizo fue llenar la red de transporte de proyectos nuevos. Esa fue la prueba de que cuando la regulación existe, las inversiones están”. De igual manera, manifestó “Argentina es el país con mayor potencial energético del mundo, por eso nos quedamos en el país, pero esa potencialidad hay que desarrollarla y para eso necesitamos un marco regulatorio”.

En consonancia con lo dicho por Genesio, Andrews informó que “en los últimos 6 años, se invirtieron más de US$ 6000 millones en energía renovable. Genneia invirtió más de 1200 millones de dólares. Lo que falta es infraestructura”. También informó que las compañías se encuentran dialogando con las autoridades “para poder destrabar la iniciativa privada y poder realizar la infraestructura en un escenario en dónde se mantenga la lógica del regulador ordenando, priorizando y el  sistema eléctrico siendo administrado centralmente, pero con iniciativas privadas pudiendo invertir fondos propios o de terceros”.  “Hoy en el mapa eléctrico argentino, los mejores recursos son donde más cuello de botella de transmisión hay. Es imposible hacer un proyecto con escala eficiente si no invertimos en transmisión eléctrica”, remarcó el CEO de Genneia.

Al mismo tiempo, Andrews comunicó: “Estamos discutiendo con la Secretaría de Energía cómo construimos líneas de transmisión hacia los nodos con recursos muy valiosos de energía eólica para poder desarrollar eso antes de que haya un cambio de gobierno. El módulo menor que se podría ver en la provincia de Buenos Aires debería ser de US$ 2.000 millones de dólares”.  

Genesio afirmó: “Somos un sector que dio el ejemplo de que una política de estado, como la Ley de renovables, generó una inversión tal que colapsó las redes de transporte eléctrico. Durante el gobierno de Alberto Fernández se sostuvieron programas del gobierno anterior y del de Cristina Kirchner, se cumplió el pago de los contratos. Eso generó una inversión altísima”. “Queremos que lo que se haga de acá al fin de este gobierno continúe”, agregó. 

La gestión de Alberto Fernández y la realidad del sector

En cuanto al trabajo impulsado por parte del oficialismo, Genesio afirmó que “el gobierno de Alberto Fernández respecto al sector eléctrico fue neutro. Previo a su gobierno, en buena parte del sector había pesimismo en cuanto al cumplimiento de los contratos, pero se cumplieron. Me hubiese gustado ver más. Argentina tiene un potencial grande y creo que lo que se está haciendo es poco”.

Andrews expresó que “hay una señal positiva porque con la secretaría de Energía estamos discutiendo sobre infraestructura, pensándola como una política de estado. Ahora, en un sector eólico o renovable en general, que tiene tanto apoyo global, financiamiento de bancos de desarrollo y demás, me parece que hay una oportunidad perdida”. “Tenemos que ser conscientes de que hay un montón de herramientas que favorecen a este sector. Las barreras arancelarias del futuro van a ser ambientales”. 

En ese sentido, enunció que “el desafío en Argentina es pensar en el largo plazo. La inversión eólica que se hizo en los últimos seis años, durante la dificultad que tuvo la balanza comercial en 2021 y 2022, permitió ahorrar más de US$ 4000 millones de divisas”. “Está inversión aún cuando la energía eólica y solar tienen componentes relevantes que son importados, entre 1 año y 18 meses permitiría equilibrar la balanza, impidiendo que Argentina siga importando gas en invierno y generando saldos exportables a los productores de gas y petróleo de Vaca Muerta”, precisó.  

Hidrógeno verde

En cuanto al desarrollo del hidrógeno verde, el ejecutivo de AES dijo que “Argentina va a ser un productor de hidrógeno. La potencialidad del hidrógeno es directamente proporcional a la potencialidad en recursos de energía renovables no convencional”. “Estamos atrasados en materia de regulación y discusiones. Tenemos que avanzar”.

Por último, Andrews marcó que “hay que pensar al hidrógeno de manera prudente. La tecnología para el hidrógeno hoy no existe. No tenemos que ver esto como algo a lo cual le podemos extraer una renta. Se trata de algo global. Necesitamos una lógica de entender a esta industria como un portafolio global”. “Estamos lejos de los centros de consumo y, si no somos muy competitivos en el recurso y en la forma de transportarlo, lo vamos a mirar desde afuera”, finalizó.  

La entrada Referentes de la industria hidrocarburífera y del sector eléctrico disertaron en AmChan sobre transición y seguridad energética  se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

El área energética del gobierno avanza en el diseño técnico de la licitación con la que pretende sumar hasta 3000 megawatt (MW) de potencia termoeléctrica al parque de generación. Al igual que con la creación de una nueva empresa pública para gestionar las represas hidroeléctricas del Comahue a partir de agosto, como reveló este lunes EconoJournal, el Ejecutivo corre contrarreloj y son pocos los actores privados que creen que el concurso para instalar nuevas centrales abastecidas con gas natural estará concluido antes de las elecciones de octubre. Los que miran el vaso medio lleno advierten, sin embargo, que aunque no se lleguen con los plazos, es mejor dejar un proceso licitatorio lanzado para que el próximo gobierno opte por finalizarlo o darlo de baja. 

¿Por qué la Secretaría de Energía se embarcó en una licitación tan ambiciosa a pocos meses de finalizar el mandato y en un contexto súper ácido por la crisis económica y el ruido político por la campaña electoral? La decisión puede argumentarse en base a tres elementos concretos, aunque podrían sumarse más. Primero, la última crisis de calor puso en evidencia que no sólo hay problemas en las redes de distribución, sino que en el pico de consumo falta también capacidad de generación. El gobierno no construyó ninguna usina nueva en los más de tres años que va de gobierno. Segundo, porque muchas de las máquinas térmicas que se utilizan para abastecer la demanda en los días de altas temperaturas (verano) y frío polar (invierno) son ineficientes, muy antiguas y consumen líquidos (gasoil y en menor medida, fuel oil), por lo que son carísimas. Es necesario reemplazarlas cuanto antes. Tercero, porque la ampliación del sistema de transporte troncal de gas permitirá acceder a recursos gasíferos de Vaca Muerta y otras cuencas como la Austral, habilitando la posibilidad de generar energía con ese combustible.  

Nodos críticos

La licitación que la secretaria de Energía, Flavia Royón, quiere lanzar a más tardar en junio se estructurará bajo el esquema de PPA’s calzado en dólares por entre 10 y 15 años de duración. Es el mismo instrumento que utiliza siempre Cammesa cada vez que quiere ampliar el parque de generación. Lo hizo con las rondas del RenovAr, las licitaciones térmicas de la gestión de Cambiemos (resoluciones 21 y 287 de Energía) y con anterioridad, con las resoluciones 220/2007 firmada por Daniel Cameron, entre otros muchos ejemplos.

En este caso, sin embargo, el mecanismo que se empleará para comparar las ofertas que se presenten será un poco más complejo, porque tendrá que estar preparado y ser consistente para permitir que compitan proyectos de escala, tecnologías y regiones diferentes. Es decir, la variable para adjudicar o no una obra no será únicamente el precio, sino que también se ponderarán positivamente la región donde esté emplazada la central. 

“El Estado está ordenando la criticidad de los nodos de inyección de energía para determinar cuáles son los prioritarios en los que se puede y debe reforzar potencia”, explicó un alto ejecutivo que está a la espera de que la Secretaría comunique la letra chica de la licitación. 

Fuentes privadas al tanto de la iniciativa explicaron que la compulsa tendrá distintos renglones que definirán qué cantidad de potencia se buscará instalar en cada nodo crítico. Se sabe que habrá un capítulo especial para Tierra del Fuego, la única provincia que no participa del sistema interconectado nacional (SADI). “Como hay limitantes en la red de transporte de alta tensión, hay que hacer los cálculos para saber dónde podemos sumar nuevas centrales. La lista (por Tierra del Fuego) precisa de una nueva central de entre 50 y 100 MW para garantizar la seguridad del suministro”, reconocieron en un despacho oficial. 

Vaca Muerta y el NEA

Otro renglón estará dirigido a incrementar la potencia termoeléctrica en Neuquén, el principal pulmón gasífero del país. Cammesa está determinando qué capacidad de transporte disponible existe hoy a lo largo del año. Las cuatro líneas que transportan energía desde el complejo hidroeléctrico del Comahue hasta Buenos Aires tienen un remanente, al menos durante varios meses del año, por lo que el gobierno quiere promover la construcción de un nuevo ciclo combinado de mediana escala (de entre 400 y 600 MW). Incluso no se descarta que se presente alguna oferta para generar electricidad directamente en yacimiento con gas en boca de pozo, aunque no será fácil encontrar algún campo en Vaca Muerta que se encuentre cerca del tendido de 500 kV del SADI. 

En lo conceptual, hay consenso dentro del área energética acerca de promover la construcción de un ciclo combinado en la región del NEA. Es conveniente, interpretan en el gobierno, avanzar primero con la electrificación de la región en lugar de esperar la penetración de las redes de distribución de gas. La central estaría emplazada en Formosa o Chaco y no en las provincias mesopotámicas. La gran duda es cómo asegurará el Estado el abastecimiento de gas para el nuevo complejo térmico dado que la región está alejada del tendido troncal de gas. La reversión del gasoducto Norte para llevar gas desde Vaca Muerta hacia el norte del país es una condición necesaria para viabilizar operativamente el proyecto.  

El pliego licitatorio que prepara Cammesa también prevé reforzar la región de Cuyo y de la Costa Atlántica. En este último caso no se descarta promover la instalación de centrales más pequeñas de más rápido ingreso en el sistema (de entre 100 y 200 MW), similar a las que se licitaron bajo el paraguas de la resolución 21/2016. 

Un apartado especial estará destinado a la región del Gran Buenos Aires (GBA), que depende de tres o cuatro usinas térmicas estratégicas para cubrir los picos de demanda.

Interesados

Central Puerto, que ya controlaba la usina homónima que está ubicada frente al Río de la Plata en el ingreso norte al centro porteño y este año adquirió Central Costanera en el sur de la ciudad, es el principal candidato a participar de ese renglón. 

La empresa liderada por Guillermo Reca —socio en el capital de otros empresarios locales como Eduardo Escasany y la familia Miguens-Bemberg— tiene en su inventario una turbina de gas de más de 500 MW que había comprado para un proyecto en el litoral que nunca terminó de materializarse. Pampa Energía, YPF Luz y MSU Energy son otros de los players que muy probablemente participen de la compulsa. Para conocer el detalle final de interesados habrá que ver qué pesa más: si la cantidad de pesos que tienen en sus cajas las empresas, sobre los cuales es difícil defender valor por la brecha y el cambiario, o el temor por un eventual colapso de la macroeconomía en los próximos meses.

La entrada Un ciclo combinado en Vaca Muerta, otro en el NEA y potenciar las centrales del GBA, las apuestas de la licitación térmica que prepara el gobierno se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

Un proyecto de ley de promoción de la actividad energética puede estar muy bien hecho, pero si no da solución al concepto del “abastecimiento de la demanda interna” no estará completo y perderá eficacia. La cuestión del abastecimiento interno está contemplada en la ley 17.319 de 1967, pero no hay una definición de este concepto. Hay que tener en cuenta que cuando se promulgó en Argentina había un único productor de gas y petróleo: la estatal YPF. A los efectos de este análisis, asumo que el mercado doméstico está desregulado. A fin de intentar abordar ordenadamente este complejo tema, voy a plantear una serie de preguntas que quizás  pueden ayudarnos a hacer una observación detallada.

¿Cómo se define la satisfacción de la demanda de gas natural? Hay diferentes tipos de acuerdos entre compradores y vendedores: contratos en firme, interrumpibles, interrumpibles estacionales. Hay contratos con comercializadores, con productores. Hay contratos en los que la fuente de gas está especificada, en otros se aceptan entregas de diferentes campos. Hay contratos con puntos de entrega sustitutos ante cualquier inconveniente. En mi opinión, los contratos interrumpibles no deben computarse a la hora de determinar si la demanda está, o no, satisfecha.  

En el caso de contratos entre consumidores y comercializadores -que a su vez compran el gas de uno o más productores-, ¿cómo se identifica al responsable del faltante de la entrega de gas? ¿Y cómo se vincula a este con el productor de Gas Natural Licuado?  

En un contrato con puntos de entrega alternativos, si falta gas en el punto A, se puede recurrir al punto de entrega B, pero en este caso lo que falta es transporte y no gas. ¿Cómo se define la calidad del abastecimiento y cómo se la relaciona con el proyecto de exportación? Debido a los diferentes arreglos comerciales puede resultar difícil  determinar la trazabilidad del gas para así poder determinar quién es el causante del faltante. 

De hecho, en los arreglos en los que intervienen los comercializadores, le resulta complejo al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) determinar la trazabilidad de la corriente de gas nominada. Estas cuestiones requieren de definiciones simples para poder escribir una ley eficiente.

¿Quién define si el mercado está o no abastecido? La Secretaría de Energía no tiene suficientes elementos de juicio para decidir la calidad del abastecimiento. Para todo el gas comercializado dentro de los sistemas de transporte creo que Enargas es quien debe tomar tal responsabilidad, habida cuenta que tiene bajo su control todas las moléculas que fluyen, en tiempo real. 

Pero hay gas que se comercializa fuera del sistema de transporte. Hay dos ejemplos que sirven para graficar esta cuestión. Uno es la planta de Metanol en Neuquén. Si le falta gas a su dueño -YPF- para cumplir con sus compromisos comerciales ¿debe obligársela a cortar el suministro para atenderlos? Creo que sí, en la medida que el flujo de gas que va a la planta esté físicamente conectado al sistema de transporte. 

Otro ejemplo es el de las usinas que se alimentan por fuera del sistema de transporte de gas. El consumo de estas en su conjunto es del orden de los 8 millones de metros cúbicos diarios. Nada despreciable. ¿Hay que tenerlas en cuenta? El caso de la demanda de gas para usinas en su conjunto ofrece algunas situaciones paradojales: las usinas no compran gas, sino que las abastece la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) con contratos bajo Plan Gas. Pero no es así para las que están fuera del sistema y, en todo caso, CAMMESA es quien decide que central despacha y cual no. CAMMESA bien podría decidir aumentar la generación hídrica para compensar un faltante de gas. 

Abastecimiento y generación

Ahora tomemos la relación entre el abastecimiento de gas y la generación aleatoriamente interrumpible (eólica y solar). Un día de poco viento la demanda de gas aumentará -si así lo decide CAMMESA-. ¿Esto debe significar que como los generadores eólicos y solares no tienen penalidades por falta de entrega, la responsabilidad del abastecimiento debe recaer en los productores de gas? Es algo para analizar.

La utilización del gas de line pack del sistema de transporte, ¿debería utilizarse para compensar faltantes de gas? En caso de que sí, ¿gratis? En mi opinión, sólo Enargas debe tratar estas cuestiones, y para hacerlo debe acudir a su propia normativa: convocar al comité de emergencia y que este trate el asunto y adopte las medidas que correspondan. Por ahora es suficiente.

A un potencial exportador ¿sería viable exigirle en sus contratos con el mercado interno cláusulas de compensación de energía como alternativa a penalidades por falta de entrega? Por ejemplo, la entrega de electricidad ante la falta de gas. O que el vendedor se comprometa, y tenga acuerdos de abastecimiento de emergencia con comercializadores. 

Si el exportador de LNG no es un productor de gas, ¿cómo puede ser responsable del abastecimiento de gas al mercado interno? Esta es una pregunta relevante porque en un joint venture que emprenda un proyecto de LNG bien puede suceder que cada socio venda su share de LNG, y que esto incluya a un no productor -usualmente el operador de la planta-, así que si no hay un concepto claro sobre “satisfacción de la demanda interna” pueden presentarse situaciones de inequidad entre los socios. Y una buena ley no debe promover este tipo de situaciones. 

El tratamiento de la relación entre el abastecimiento al mercado interno y las exportaciones de gas y/o LNG puede llevar la elaboración de una normativa complejísima, sin por esto garantizar el alcance de los fines perseguidos. 

A la seguridad del abastecimiento al mercado interno se le agregaría el mismo concepto, pero opuesto, para la seguridad de las exportaciones. Una herramienta “adecuada” a este fin es admitir el “transporte dedicado” para todo gas con destino a la exportación. Este objetivo parece más sencillo de alcanzar para las exportaciones de LNG pero, en este caso, discriminamos entre “exportaciones garantizadas” y las “no garantizadas” que serían las producidas vía gasoductos. Esto es así porque toda la infraestructura existente para la exportación vía gasoductos está hecha con el concepto opuesto: totalmente integrada con el mercado interno. 

Dicho esto, el concepto de “transporte de gas vía gasoducto dedicado a la exportación de LNG” nos lleva inmediatamente a pensar que, para cualquier otra configuración y destino, el Estado se reserva el derecho a expropiar el gas natural. Y esto no es precisamente una declaración de confianza, que pone a las exportaciones en una situación de privilegio respecto del abastecimiento al mercado interno. 

El concepto de transporte dedicado también plantea algunas dificultades. Por ejemplo, dicha dedicación debería incluir al tratamiento del gas y a la logística desde la boca del pozo en adelante. Esto puede resultar innecesariamente costoso. Peor aún, esto puede obstaculizar la configuración de un proyecto de exportación ya que es probable que el gas comprometido a tal proyecto pueda venir desde más de un yacimiento y desde más de un productor. Y por supuesto que las fuentes de suministro podrían cambiar a lo largo de la vida del proyecto. 

De este modo la relación entre seguridad de suministro al mercado interno y derecho a exportar se hace cada vez más compleja. Estoy convencido que la búsqueda de la satisfacción de ambas necesidades por la vía regulatoria nos llevaría más peligros que a soluciones. 

La única “verdadera” solución es dar a las exportaciones un tratamiento igual que al mercado interno: la propiedad es sagrada. Sería tarea del gobierno gestionar a la industria del gas natural de un modo tal que haya incentivos a producir y a que compradores y vendedores, tanto del mercado interno como del de exportación, deseen vincularse mediante contratos de largo plazo que satisfagan los requerimientos de cada una de las partes. 

Marco regulatorio

La definición de un marco regulatorio que lleve a compradores y vendedores a ese estadio deseado es todo lo que debe hacer el estado para cuidar la seguridad de suministro: crear las condiciones para que productores y demandantes puedan vincularse en el largo plazo seguros de que los riesgos asociados a tal decisión son aceptables, pero no delegables al Estado. 

La segmentación del transporte entre aquel dedicado al mercado interno y al de exportación produce el aislamiento comercial del gas natural. Si este fuese el caso, la relación entre el mercado interno y el de exportación no sería más estrecha que entre el primero y, por ejemplo, el precio city gate Nueva York. 

Esta segmentación de precios ni es deseable ni es natural, sino forzada por una regulación que intenta “demostrar” que el Estado no podrá apropiarse de la propiedad privada de los tenedores del gas, solo porque acepta reprimir sus impulsos. Sería como combatir la drogadicción encerrando al paciente hasta que deje la adicción. 

En conclusión, la verdadera solución a los dilemas planteados viene por el lado de una gestión del Estado que reconozca a la propiedad privada como inviolable, a toda ella. Para los casos de fuerza mayor, como por ejemplo la rotura de un gasoducto o la salida de servicio de un campo deberá ser Enargas quien, liderando el comité de crisis, encuentre las soluciones adecuadas.

*Ex secretario de Hidrocarburos.

La entrada Cómo lograr el abastecimiento del mercado interno y garantizar la seguridad en las exportaciones de gas se publicó primero en EconoJournal.

, José Luis Sureda

La Compañía Azucarera Los Balcanes, el mayor productor de azúcar y bioetanol del país, puso en marcha sus ingenios y dio inicio formal a la zafra azucarera 2023, un período que lleva alrededor de 160 días al año. Esta campaña tiene una expectativa distinta a las demás ya que Los Balcanes espera que durante este año se avance con la regulación para aprobar la caña de azúcar transgénica para la elaboración de bioetanol, un producto que por ley se mezcla con las naftas en el mercado local. De aprobarse, desde el grupo creen que la caña transgénica resistiría a la sequía y los ingenios podrían duplicar la producción. Este año, Los Balcanes planean producir 120 millones de litros de bioetanol, que principalmente lo destina al mercado argentino.

El evento se realizó en el ingenio La Florida, uno de los tres que opera Los Balcanes y donde tiene la destilería de etanol. Los otros dos son los ingenios Aguilares y Cruz Malta. El año pasado, el grupo tuvo una molienda de más de 3,3 millones de toneladas de caña, que representa cerca del 25% de todos los ingenios del país. Del total, la compañía destina el 65% de su producción al negocio del bioetanol y un 45% a la fabricación de azúcar. Desde hace dos años Los Balcanes es el mayor productor de caña y bioetanol del país, superando a ingenios históricos de Tucumán como Ledesma, entre otros.

Etanol y futuro

Según palabras del presidente de Los Balcanes, Jorge Rocchia Ferro, el bioetanol es el combustible del futuro. Por eso, uno de los proyectos que tiene en carpeta el grupo es desembarcar en el resto del negocio de etanol. Para cumplir con este objetivo, a fin de año Los Balcanes comenzará la construcción de una destilería de etanol de maíz, la otra materia prima que se utiliza para elaborar bioetanol. Además, la compañía puso operativa una usina de generación desde donde se autoabastece de electricidad y desde junio comenzará a inyectar energía excedente a la red, donde suministrará 8 MW.  

La compañía espera a corto plazo que el gobierno apruebe la suba del corte del bioetanol con las naftas y lo lleve del 12% al 15%. De concretarse, ese porcentaje se repartiría en partes iguales entre el etanol de caña y el de maíz. Hace una semana la propia secretaria de Energía, Flavia Royón, señaló públicamente que el gobierno está analizando la posibilidad de aumentar el corte obligatorio del etanol, que se rige por la Ley 27.640.

Pero la apuesta más fuerte de Los Balcanes es que el país vaya a un corte del 27% o 30% del bioetanol con las naftas o parecido al mercado de Brasil con los motores flex. En el evento de inicio de cosecha estuvieron el gobernador Juan Manzur, y el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, que en conversación con periodistas remarcó que aumentar el corte del etanol era una posibilidad.

Además de Jorge Rocchia Ferro, por parte de la compañía participaron la vicepresidenta, Catalina Lonac, y la gerenta General, Catalina Rocchia Ferro, quien también es presidenta de la firma del grupo Bioenergética Florida.

Caña Transgénica

Los Balcanes tiene prácticamente todo listo para sembrar en campo y desarrollar comercialmente la caña transgénica, que principalmente la hace más resistente a la sequía. Los estudios se hacen sobre el tipo más común de los ingenios tucumanos, que lleva el nombre de caña Louisiana Point 384. Países como Indonesia, Brasil y Estados Unidos ya tienen una regulación que habilita a la caña transgénica para el bioetanol.

Si bien no es la única, en la Argentina Los Balcanes viene desarrollando la tecnología desde su Centro Integral de Biotecnología Aplicada (CIBA), un complejo tecnológico ubicado en el viejo ingenio San Pablo (fundado en 1832), que cerró en 1986 y que en 2000 lo adquirió la compañía de Jorge Rocchia Ferro. Allí no se produce azúcar ni bioetanol, sino que funciona la Universidad San Pablo Tucumán, una escuela secundaria y el CIBA, entre otras instalaciones, todas propiedades de la compañía.

En diálogo con EconoJournal, Catalina Ferro explicó que “el aporte del CIBA fue siempre la materia prima, la caña de azúcar, entendiendo que gracias a este centro de investigación tenemos variedades saneadas y vitroplantas hechas en Tucumán. Esto generó un antes y después por el saneamiento de ciertas variedades de caña, pero también la innovación más grande la vamos a ver con la liberación de los transgénicos de la caña de azúcar”.

Además, remarcó que “esperamos aumentar la producción. Tucumán tiene 280.000 hectáreas de caña de azúcar plantadas y esperamos que con esto (caña transgénica) podamos ir cerca de las 500.000 hectáreas. No me quiero quedar corta, pero queremos empezar a plantar en lugares que por ahí no lluevan tanto, que tengan un estrés hídrico importante y que sean variedades resistentes, no solo al estrés hídrico, sino al glifosato y a la diatraea (insecto), que es muy importante para nosotros”.

EconoJournal le preguntó cuándo creen que se aprobará la regulación para habilitar la caña transgénica en la Argentina: “depende de tener todas las habilitaciones de los distintos organismos. Entiendo que lo podemos ver reflejado en el mercado un año después de que salga la caña transgénica porque -una vez habilitada- si se planta este 2023, la vamos a ver recién al año siguiente”, explicó.

La industria azucarera está constituida por 19 ingenios, de los cuales 14 están en la provincia de Tucumán, dos en Salta y dos en Jujuy. Además, el complejo cuenta con 16 destilerías de alcohol, 12 deshidratadoras y más de 8.100 productores cañeros.

La entrada El mayor productor de bioetanol del país espera la aprobación de la caña transgénica se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

La abogada y especialista en regulación energética Verónica Tito presentará su libro “La exploración y explotación de hidrocarburos offshore en la República Argentina.  Su marco legal: oportunidades y desafíos”, en la Feria del Libro. 

La presentación se llevará a cabo en el predio ferial La Rural, el 12 de mayo a las 14.30 horas en la sala Horacio González. Allí la autora dialogará con los presentes sobre la oportunidad de desarrollo que representa esta actividad hidrocarburífera  y los desafíos de planificación que requiere. 

El objetivo del libro es aportar información al público acerca de las características y particularidades que posee el offshore y dar a conocer la oportunidad que su desarrollo le brinda a la Argentina.

La entrada <strong>Presentarán un libro sobre el desarrollo de la exploración y explotación offshore en Argentina</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

El martes 9 de mayo se presentará la edición en papel del libro “Crónica de una reparación (im)posible”, que relata los esfuerzos realizados por la industria nuclear argentina para la solución del desperfecto sufrido por la Central Nuclear Atucha I en el 1988.

El libro fue escrito por tres de las personas que formaron parte del equipo que llevó adelante la reparación: Juan Carlos Almagro, ingeniero metalúrgico, vinculado a áreas de desarrollos tecnológicos; Roberto P. J. Perazzo, físico teórico, realizó investigaciones básicas en el Departamento de Física; y Jorge Isaac Sidelnik, físico, que trabajó en las áreas de CNEA dedicadas a la producción de energía.

Con un manejo del relato de los acontecimientos que solo pueden tener quienes participaron de los eventos, los autores exponen con claridad las tareas realizadas y los desafíos que se fueron superando en el desarrollo del proyecto.

Esta edición especial en papel del libro, realizada por el CEDyAT, se presentará oficialmente el próximo martes 9 de mayo en el Auditorio Jorge Sábato de la Sede Central de Nucleoeléctrica Argentina -Francisco N. Laprida 3163, Villa Martelli, Provincia de Buenos Aires-. El evento contará con transmisión simultánea a través del canal de YouTube de Nucleoeléctrica Argentina S.A.

Participarán de la presentación, los autores del libro: Jorge I. Sidelnik y Roberto Perazzo; junto a Susana Hernández, Presidente de la AAPC; José Luis Antúnez Presidente de Nucleoeléctrica Argentina; y la investigadora Clara Ruocco, que será la moderadora del encuentro.

El incidente

En 1988, la Central Nuclear Atucha I sufrió un desperfecto en los canales de combustible del reactor. Los daños en la estructura configuraron distintos escenarios nada favorables en medio de un contexto socioeconómico adverso, sin embargo, gracias a las capacidades nucleares de nuestro país, se afrontó de manera exitosa la reparación y re-arranque del reactor utilizando los recursos de la ciencia, la tecnología y la industria argentina. El libro refiere a cómo un suceso adverso permitió posicionar a nuestro país como referente en la temática a nivel mundial superando exitosamente los incidentes.

Por aquel entonces, los equipos técnicos de la Comisión Nacional de energía atómica afectados a la tarea contaban con experiencias previas en problemas de tal magnitud y complejidad. Sin embargo, pudieron sortear el desafío tecnológico de manera exitosa basándose en una sólida experiencia en investigación y desarrollo. Como resultado positivo de esta experiencia, se enriquecieron las capacidades y la historia del sector nuclear argentino.

Atucha I

La Central Nuclear Atucha I, Presidente Juan Domingo Perón, inició su construcción en junio de 1968 y se convirtió en la primera central nuclear de potencia de América Latina. Fue conectada al Sistema Eléctrico Nacional el 19 de marzo de 1974 y comenzó su producción comercial el 24 de junio de ese mismo año.

Atucha I está ubicada sobre la margen derecha del Río Paraná de las Palmas, a 100 km de la ciudad de Buenos Aires en la localidad de Lima, Partido de Zárate. En la actualidad, cuenta con una potencia eléctrica bruta de 362 megavatios eléctricos.

Si bien es la primera central argentina, todos sus sistemas de seguridad fueron actualizados y cumplen con las exigencias locales e internacionales. Desde 2008 a la fecha, Nucleoeléctrica se encuentra ejecutando el Proyecto de Extensión de Vida de Atucha I, cuya finalización permitirá extender su operación por veinte años adicionales a plena potencia.

Link para ver transmisión en vivo: https://bit.ly/42C7gWs

La entrada Presentarán un libro sobre el incidente de 1988 en Atucha I se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La secretaria de Energía, Flavia Royón, instruirá formalmente en los próximos días al Directorio de Enarsa a que inicie los trámites de creación de una nueva compañía pública que se hará cargo de la gestión de tres represas hidroeléctricas del Comahue —Alicurá, El Chocón y Planicie Banderita— a partir del 11 de agosto, una vez que expire el contrato de concesión que, respectivamente, está en manos de la norteamericana AES, la italiana Enel y Orazul Energy, que pertenece al fondo I Squared Capital. El 29 de diciembre podría sumarse a esa lista una cuarta central, Piedra del Águila, que está en poder de Central Puerto, pero esa decisión ya será competencia del próximo gobierno.

En el Ministerio de Economía creen que el proceso de confección de la nueva sociedad ante la Inspección General de Justicia podría estar listo dentro de dos meses. En un primer momento, Enarsa controlará el 100% del capital accionario de la nueva firma, pero fuentes cercanas al ministro Sergio Massa indicaron a EconoJournal que a medida que avancen las negociaciones con las gobernaciones de Neuquén y Río Negro y con los actuales concesionarios, tanto las provincias como los privados podrían terminar dentro del nuevo esquema societario.

La represa El Chocón es el único activo de generación que conserva la italiana Enel en la Argentina.

La regulación establece que las represas deben revertirse al Estado nacional, en especial las del Comahue porque, a diferencia de otras centrales hidroeléctricas (como las de Mendoza), fueron financiadas íntegramente por la Nación. Sin embargo, en Economía asumen que cualquier solución hacia adelante deberá contar con el visto bueno de las administraciones provinciales. Massa lidera esa agenda política con los gobernadores. Royón y el subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, discuten en el plano técnico con Alejandro Monteiro, el ministro de Energía de Neuquén, Andrea Confini, titular del área en Río Negro, y también con Elías Sapag, hombre fuerte de la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC) que controla la gestión de las presas en materia de seguridad operativa.

Agenda incipiente

Los representantes provinciales presentaron una propuesta que incluye una postura común sobre varios ejes. A diferencia de la lectura reduccionista que surge desde algunos sectores de la política, la discusión por la propiedad no encabeza la nómina de temas que plantearon las gobernaciones.

Las provincias están mucho más interesadas en discutir la distribución de la futura renta de las represas que la participación accionaria de las mismas. Ese el punto nodal de la discusión aún no articulada entre la Nación y las provincias. El punto de partida de esa agenda no es alentador para las provincias: desde la óptica del Estado nacional, la inversión que demandó la construcción de las centrales hidroeléctricas ya fue amortizada. De hecho, la energía que hoy genera el complejo del Comahue está pesificada y se remunera bajo un esquema de ‘costo plus’ que debería cubrir los costos de operación y mantenimiento (O&M) más una pequeña rentabilidad. ‘Debería’ porque, en rigor, lo que viene pasando desde hace tres años es que el monto en pesos que paga Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), queda desactualizado de manera permanente por la inflación y el gobierno se demora meses en aumentar ese valor.

Visiones encontradas

Más allá de esa cuestión coyuntural, el planteo de las provincias gira sobre el eventual incremento de la renta de la energía producida por las represas. Toda la agenda que impulsan desde Neuquén y Río Negro —como la creación de un canon sobre el uso del agua, el aumento de las regalías hidroeléctricas que perciben las provincias y la creación de un fondo fiduciario para solventar nuevos desarrollos— parte de esa condición necesaria. Si no hay una mejora de la remuneración de la energía que producen las centrales, la agenda que intentan impulsar las provincias se diluye.

El problema es que, por definición, la posición del Estado nacional es la opuesta. “Si la inversión ya está amortizada y el Estado pretende recuperar la concesión, lo lógica sería que la remuneración baje, no que aumente como pretenden las provincias”, explicaron en un despacho oficial.

En la Secretaría de Energía aspiran a que la nueva empresa que creará Enarsa licite la operación y el mantenimiento de las centrales con un contrato a cinco años de plazo. Los tiempos, el delicadísimo escenario económico y la agenda electoral le juegan en contra. Tanto que, en reserva, los concesionarios privados desconfían que el Ejecutivo incluso pueda confeccionar la nueva sociedad con la que quiere empezar a gestionar las represas una vez que expiren los contratos de concesión.

¿Para qué?

La discusión más sustanciosa vuelve a ser la de la renta. Las provincias quieren que la reversión de las concesiones hidroeléctricas venga aparejada con una mejora de los ingresos que generan las centrales eléctricas. Eso conllevaría un encarecimiento del costo de generación de energía que debería replicarse en las tarifas o, en su defecto, en mayores subsidios del Tesoro nacional.

La segunda derivada de ese planteo es: ¿cuál debería ser el objetivo de incrementar la remuneración de las represas del Comahue? Está claro que debería existir un proyecto por detrás. Si no, implicaría transferirles a las represas una renta extraordinaria sin contraprestación alguna. Una posibilidad es que esos fondos sean recaudados por un fideicomiso para financiar la construcción de nuevas represas hidroeléctricas en la región o para encarar la reconversión tecnológica de las centrales existentes. La apuesta de máxima de las provincias es tener cierta autonomía para administrar ese fondo. Será motivo de debate con Nación.

Sí hay consenso en modificar algunos aspectos secundarios, como por ejemplo la forma en que se calculan las regalías hidroeléctricas que cobran las provincias. Es probable es que en el futuro se calculen sobre la potencia de las centrales y no sobre la energía generada (un elemento variable), a fin de establecer un flujo estable para las arcas provinciales. La letra chica de esa negociación debería conocerse en las próximas semanas si es que las urgencias de la macro lo permiten.

La entrada Crearán una nueva empresa para gestionar las represas del Comahue: ¿Cuál es el principal punto de conflicto entre Nación y las provincias? se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolas Gandini

Luego de permanecer apenas 46 días en el cargo, el intendente de Avellaneda, Jorge Ferraresi, renunció como interventor administrativo de Edesur, una de las dos grandes distribuidoras eléctricas que tiene el Área Metropolitana de Buenos Aires. Si bien su nombramiento por 180 días fue anunciado con bombos y platillos por el gobierno, la salida de Ferraresi después de un mes y medio en Edesur se hizo pública formalmente el sábado pasado a las 23:15, con lo que a priori parece una decisión de intentar de que la información pase desapercibida. Allegados al intendente de Avellaneda dejaron entrever que la temprana salida de la distribuidora tendría que ver con las demoras en la ejecución de las obras que relevó con el resto de sus pares del conurbano. En ese sentido, agregaron que la intervención tenía un problema de raíz ya que el rol de Ferraresi estaba reducido sólo a relevar obras sin capacidad ejecutiva del plan.

“Cuando asumimos la intervención administrativa de Edesur se nos encomendó fiscalizar y elaborar un plan de obras en su área de concesión. Trabajando con los intendentes, intendentas y el ENRE, lo hicimos en un mes”, publicó Ferraresi en sus redes sociales el sábado a última hora. Y añadió que “con la ruta trazada, consideramos que la actuación como interventor está cumplida”.

Ferraresi mantuvo la doble función como intendente e interventor administrativo de Edesur desde el martes 21 de marzo, cuando desembarcó formalmente en la distribuidora encomendado por el ministro de Economía, Sergio Massa. Asumió en medio de la ola de calor de marzo que generó repetidos cortes del servicio eléctrico en la zona de concesión de Edesur. Pero, de fondo, Ferraresi asumió también como parte del plan de presión del gobierno a Enel para que el grupo italiano acelere el proceso de venta de Edesur, que anunció en noviembre pasado.

Salida imprevista

Fuentes del gobierno indicaron a EconoJournal que Ferraresi, integrante del ala kirchnerista del Frente de Todos (FdT), asumió el rol de interventor en un compromiso con Cristina Fernández. Tenía 180 días para confeccionar un plan de obras en el conurbano acordado con los intendentes, pero lo presentó en un mes. Si bien las mismas fuentes señalaron que el plan está listo hace tiempo, en el ENRE tienen otra versión ya que sostuvieron a este medio que recién lo presentó el viernes pasado, un día antes de su renuncia, y ahora el ente regulador que dirige Walter Martello tiene que validar ese listado de obras.

Acostumbrado a tener el control de la gestión, Ferraresi prefirió salir de Edesur ya que su rol como interventor no tenía ninguna potestad para avanzar en la práctica. El intendente de Avellaneda le comunicó a Massa el viernes pasado su salida de Edesur, que finalmente concretó el sábado por la noche. Cerca del jefe comunal destacan que pudo alinear rápidamente a los intendentes detrás del cronograma de obras eléctricas, pero advirtió que esas iniciativas no se iban a concretar a la misma velocidad.

El 24 de abril el propio Massa presentó el “Plan para energía eléctrica” con 278 obras en 12 municipios del conurbano: Florencio Varela, San Vicente, Presidente Perón, Ezeiza, Esteban Echeverría, Quilmes, Cañuelas, Avellaneda, Lomas de Zamora, Berazategui, Lanús y Almirante Brown. El plan «contará con una inversión de $ 7.000 millones y beneficiará a 600.000 usuarios, es decir, un total de 2.400.000 personas«, había remarcado Massa ese día, en un evento realizado en el CCK donde también participaron la secretaria de Energía, Flavia Royón, el titular del ENRE, Walter Martello, y el propio Ferraresi.

Invierno y verano

Ferraresi dejó listo el plan de obras prioritarias para el conurbano. El cronograma se extiende por seis meses, porque -en los papeles- el foco está puesto en mejorar el servicio para el próximo verano. Ahora, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) deberá verificar que las obras que relevó el intendente de Avellaneda no sean las mismas que Edesur presentó en su plan de inversiones 2023.

Según el plan, la distribuidora deberá destinar el 37% del aumento de tarifas del 60% que recibió Edesur y Edenor exclusivamente al plan de Ferraresi, independientemente de las obras previstas por la distribuidora en sus inversiones para este año. El ENRE está terminando una auditoría sobre Edesur que tendrá como fin elaborar un informe sobre la situación operativa de la distribuidora desde la última Revisión Tarifaria Integral (RTI) a la actualidad.

La entrada Tras 46 días en el cargo, Ferraresi renunció a la intervención de Edesur por demoras en el plan obras eléctricas se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

En conmemoración de un nuevo día de la minería que se celebra todos los siete de mayo de cada año, la empresa Livent que desarrolla el proyecto Fénix, ubicado en el Salar del Hombre Muerto, en Catamarca comunicó que “el litio es determinante para impulsar a la movilidad eléctrica, la descarbonización y la transición energética, pero esto es sólo la punta del iceberg. Es la clave de la actual revolución tecnológica”.

En ese sentido, desde la compañía destacaron que a partir del mineral “se componen las baterías de dispositivos digitales móviles como celulares y tablets. Al ser el metal más liviano de la tabla periódica, se utiliza también en aleaciones ligeras para la industria aeronáutica y espacial”. “Lo tenemos también en complejos polímeros, en la suela de nuestras zapatillas, en las grasas lubricantes, en el asfalto, los agroquímicos, las cerámicas, en esmaltes, vidrios y medicamentos”, según precisaron.

A su vez, advirtieron que “el litio está presente en nuestro día a día cada vez más y es una oportunidad con gran potencial que la Argentina debe aprovechar hoy”. “Es nuestra responsabilidad dar a conocer la naturaleza de nuestra actividad y el potencial que tiene el litio para Argentina ya que en los últimos tiempos este mineral tomó un protagonismo sin precedentes”.

Generación de empleo y desarrollo sostenible

Desde la compañía minera dieron a conocer que “en el noroeste argentino son más de 2400 familias las que dan el primer impulso a nuestra tecnología del litio, para ayudar al mundo a avanzar de forma más limpia y sostenible, hacia un futuro más saludable. El litio es mucho más que una batería, es un mineral que está evolucionado al sector minero nacional. Si hay actividad minera, hay futuro”.

Asimismo, aseveraron: “En Livent, nuestro compromiso se expresa a través del trabajo con los estándares más altos de calidad, seguridad y sustentabilidad; además de nuestra trayectoria, inversión, investigación e integración. Todo esto se debe a la excelente labor y compromiso de nuestros colaboradores”.

En la actualidad, la compañía produce y comercializa carbonato y cloruro de litio. El proceso consiste en la utilización de la salmuera de litio del salar, mediante un procesamiento de alta tecnología, para obtener productos con más de un 99% de pureza. En base a eso, desde Livent remarcaron que “esa es la primera etapa de un proceso que evoluciona la minería convencional hacia la minería tecnológica, el primer valor agregado en nuestra cadena productiva”.

A su vez, informaron que en la empresa cuentan con “centros de producción que transforman el carbonato en hidróxido de litio y el cloruro en litio metálico y derivados, que luego son comercializados y exportados a distintas partes del mundo”.

La entrada <strong>Litio: mucho más que una batería</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Bayton, principal consultora de Recursos Humanos de capitales nacionales, informó que se encuentra en la búsqueda de 20 puestos laborales para desempeñarse en diferentes empresas del sector minero, con sueldos en bruto desde $300.000 hasta $900.000, en las provincias de Catamarca y Salta.

Algunas de las búsquedas activas son para los puestos de Superintendente de Higiene y Seguridad (entre $800.000 y $ 850.000 brutos) Planificador de Obras (entre $750.000 y $ 800.000) y coordinador de logística (entre $ 250.000 y $ 300.000).

También se requieren analistas de ventas y técnicos electromecánicos. Además, hay una búsqueda específica para ocupar el rol de Gerente de Proyecto y Posiciones de RR.HH. en Salta.

En vísperas de un nuevo Día de la Industria Minera, que se celebra el domingo 7 de mayo, vale resaltar que estas búsquedas se dan en un contexto donde el sector goza de un franco crecimiento en nuestro país y es un constante generador de empleos. 

Según datos del Gobierno nacional, la actividad había generado 37.794 puestos laborales hasta noviembre de 2022, lo que representó un crecimiento del 9,8% interanual. Esta variación implica la creación de 3.370 nuevos empleos formales en dicho periodo. La minería representó así el 0,6% del trabajo privado del país.

De este modo, el sector marcó 23 meses consecutivos con incrementos interanuales en la cantidad de puestos de trabajo, y ya superó ampliamente el piso de los 30.807 que se registraron durante el comienzo de la pandemia en 2020.

A su vez, en una muestra del claro fortalecimiento de la perspectiva de género, las mujeres ocuparon 4.024 empleos en la minería, lo que representó un 10,6% del total. Este número implicó un incremento del 28,5% interanual. Es decir, 893 puestos adicionales. Mientras que el empleo masculino aumentó un 7,9% interanual (2.477 adicionales). 

Un sector con mucho potencial

Federico Alvarado, gerente de Servicios Especializados para Minería en Bayton aseguró:“En el mediano plazo, la actividad minera demandará entre 2000 a 9000 nuevos empleos por proyecto, dependiendo del tamaño de cada iniciativa”. 

En este contexto, describió, las búsquedas se centran en perfiles que tengan experiencia en la industria minera, donde la prioridad la tienen las comunidades cercanas al proyecto, carnet de conducir con experiencia manejando en puna (manejo defensivo), tolerancia al cambio del entorno, trabajo en equipo, liderazgo, compromiso y, sobre todo, responsabilidad social.

En tanto, aclaró que las condiciones laborales cambian según la lejanía, la dificultad de acceso a los sitios mineros y la Puna, y las bajas temperaturas, entre otras cuestiones.

Por último, el ejecutivo comentó que la extracción del litio es lo que más movimiento económico está generando en el NOA, más precisamente en las provincias de Jujuy, Salta y Catamarca.  Mientras que también mencionó al oro, la plata y el cobre entre los otros materiales y minerales que más trabajo están propiciando.

La entrada Abren búsquedas laborales para el sector minero con sueldos que llegan a los $900.000 se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La presentación del libro «El Plan Gas: política pública energética y transición ambiental» tuvo lugar esta semana en la Feria Internacional del Libro 2023 que se celebra en La Rural. Frente a una nutrida audiencia con presencia de funcionarios y ex funcionarios y representantes de empresas energéticas, el ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación y autor del libro, Juan José Carbajales, defendió la importancia de las políticas públicas en el sector energético.

En el pabellón azul de La Rural, el docente de la UBA y de la Universidad Nacional de José C. Paz y titular de la consultora Paspartú presentó su libro en un panel acompañado por la vicerrectora de la UNPAZ Silvia Storino, la directora de la carrera de Ciencia Política de la UBA, Elsa Llenderrozas, y la subsecretaría de Planeamiento Energético Cecilia Garibotti. También contó con mensajes grabados de la secretaría de Energía Flavia Royón, el ex secretario de Energía Darío Martínez y el embajador argentino en Chile y autor del prólogo del libro Rafael Bielsa.

Luego de la presentación, Carbajales dialogó con EconoJournal sobre su flamante libro, editado por EDUNPAZ y de descarga libre.

Como subsecretario fuiste responsable del diseño del Plan Gas.ar. ¿Qué quisiste plasmar en este libro?

-Como subsecretario fui parte de un equipo que diseñó, negoció y articuló con los sectores relevantes del sector público y de la industria un programa que intentaba resolver dos problemas, el declino de la producción y la complicación de gran parte de la demanda para pagar el costo que requería ese esfuerzo de inversión. El plan se aprobó a fines de 2020 y empezó a funcionar en 2021. Se hicieron las rondas licitatorias y el gobierno acaba de extender el plan hasta 2028 con nuevas adjudicaciones, cuando el plazo original era hasta 2024. Con lo cual, la motivación del libro radica en explicar de forma didáctica y accesible cómo fue ese proceso de manera integral y secuencial. Cómo fueron los pasos que se fueron dando desde la concepción inicial hasta la ejecución final y la revisión. Porque si hubo un relanzamiento es que se evalúa el impacto de esa política pública, se hacen los ajustes necesarios y luego se vuelve a avanzar. El propósito del libro es poner a disposición del público interesado, de los estudiantes, de los jóvenes profesionales un estudio de caso que funciona y que tiene vocación de permanencia. Hay contratos firmados y que van a continuar más allá del próximo mandato presidencial.

¿Qué evaluación hacés de los resultados del Plan Gas.ar en función de los objetivos delineados?

-Los resultados han sido más que auspiciosos. Se cumplió el gran objetivo que era revertir el declino y de que haya en el sistema de transporte un bloque anual de 100 MMm3 por día. Este bloque proviene de todas las cuencas productivas, mayormente de Vaca Muerta. Esta destinado a las distribuidoras para satisfacer la demanda domiciliaria, a CAMMESA para la generación eléctrica, y luego hay un tercer bloquecito que va a la industria, que es GNC. Si bien allí no hay contrato porque ese gas se negocia libremente entre las partes sí hay obligación de inyectar ese volumen. El objetivo fue cumplido y eso llevó a una inercia en la producción, producto de la inversión de los operadores, que hizo que ahora haya sobre cumplimientos. Esto benefició a CAMMESA, que pudo adquirir más gas para reemplazar el gasoil importado, y a Enarsa para reemplazar el LNG. No solo se cumplieron las metas delineadas sino que hubo un beneficio adicional. Todo eso llevó a la saturación del sistema de transporte y de ahí la necesidad de construir el gasoducto Nestor Kirchner y otras obras complementarias. También llevó a que el gobierno extendiera el plan por cuatro años más.

En el título del libro hablás de “transición ambiental”. ¿Cómo se vincula con el gas?

-Se vincula de dos maneras. El gas natural tiene una incidencia fundamental en nuestra matriz tanto primaria como eléctrica. En ambos casos representa más de 60%. Cada vez que en nuestras casas ponemos una pava eléctrica o de hornalla estamos consumiendo el gas que proviene mayormente de nuestras cuencas. Pero a la vez es el hidrocarburo menos contaminante. Es el vehículo de la transición energética para reducir la intensidad de las emisiones de CO2. Es central en los planes que delinea la secretaria de Energía y el Gabinete de Cambio Climático para lograr alcanzar las metas de reducción a las cuales Argentina se comprometió. Obviamente el gas natural emite metano, que es contaminante. Las compañías tienen planes en eficiencia y reducción de esas emisiones. En los últimos capítulos del libro abordamos esta temática, no solo de dónde sale el gas y cómo se produce en Argentina sino qué rol juega en función de esa transición.

El año pasado publicaste un libro sobre la historia y el rol de las empresas del Estado. ¿Hay alguna línea de continuidad de ideas con este nuevo libro?

-Hay una línea de continuidad porque una política pública puede ser delineada en los escritorios de un ministerio, por funcionarios, pero luego debe ser articulada con los actores relevantes del sector. Un papel central lo cumplen las empresas públicas. En este caso podemos mencionar a YPF, como el operador principal en Vaca Muerta y otras cuencas, a Enarsa que tiene un rol central en la importación y hoy en día en la construcción de las redes de gasoductos, y a CAMMESA, actor central en la generación eléctrica y la adquisición del gas para las centrales térmicas. Muchas veces el Estado requiere de un brazo ejecutor en el mercado y las empresas públicas ahí juegan un papel determinante.

En la presentación del libro mencionaste el “ultraliberalismo” y dejaste planteada una preocupación por la eventual pérdida de continuidad de esta política pública en materia de producción de gas.

-Estamos muy acostumbrados a hablar en términos de grieta cuando hablamos de la disputa política. Es sana la discusión agonal en la arena pública. Pero hoy estamos frente a un peligro de estos movimientos mal llamados libertarios, del ultraliberalismo, que lo que plantean es simplemente una reducción del papel del Estado en la economía. Nosotros planteamos ese papel en términos de una política pública como es el plan Gas.ar, que no deja de ser una política de fomento a la producción, en la que el Estado abona un diferencial de precio a las productoras, y luego una política de cuidado al consumidor, porque los usuarios pagan el precio al cual pueden acceder. De ahí los programas de segmentación que se están llevando adelante. Pero siempre con un rol activo del Estado guiando al mercado y cuidando a los sectores vulnerables. Todo eso quedará de lado si se cumplen los pronósticos y las propuestas de este sector de ultraderecha simplemente porque dejan liberado a cada uno a su suerte. Las funciones que tiene el Congreso, por el articulo 75 de la Constitución, inciso 18 y 19, de guiar el progreso ,el desarrollo humano, la prosperidad, quedan descartadas literalmente si una propuesta de ese tipo llegara a concretarse.

La entrada Carbajales: «Los resultados del Plan Gas han sido más que auspiciosos» se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolás Deza

La compañía danesa Vestas instalará sus nuevos aerogeneradores EnVentus V-162 en el parque eólico General Lavalle que está construyendo YPF Luz en la provincia de Córdoba. Los nuevos molinos son inéditos en la Argentina y tienen 6,2 MW cada uno. Estarán instalados en 2024. El parque tendrá en total 155 MW de capacidad instalada a partir de 25 aerogeneradores. La novedad de la tecnología que incorpora Vestas al mercado argentino de energías renovables tiene que ver con que el nuevo aerogenerador supera a todos los modelos que están instalados en el país.

La potencia de cada turbina eólica de EnVentus V-162 producirá 6,2 MW, cuando las que hoy están operando y se instalan en el país tienen entre 2 MW y de 4 MW. Además, tiene un rotor más grande que le permite alcanzar una mayor producción de energía y un rendimiento mejorado en condiciones de viento bajo a medio, al igual que en vientos de alta velocidad. La altura total del molino será de 206 metros y tendrá un barrido de 162 metros de diámetros (20.000 m2). El buje (máquina) estará a 125 metros.

Más potencia

Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas en Latam de Vestas, indicó, en un encuentro con periodistas donde participó EconoJournal, que “estamos introduciendo la nueva tecnología EnVentus en el parque eólico de General Lavalle, que es el equivalente a lo que fue para nosotros Manantiales Behr hace ocho años, en el cual introdujimos en la Argentina la plataforma de mayor potencia de ese entonces, que era de 3,4 MW, que fue el primer parque eólico. Hoy nos toca hacerlo en Córdoba y otra vez con YPF y eso es algo que nos da mucha satisfacción”. Vestas tiene instalados 455 aerogeneradores que suman 1.700 MW bajo contratos de operación y mantenimiento en el país.

Además, añadió que “EnVentus tiene también otra variedad de patencias de rotores y nos va a permitir dar un escalón en densidad de potencia por posición. Cada posición va a tener mucha más generación de energía”. Gismondi señaló que “estamos llegando a una curva que es muy competitiva para los vientos de la Argentina, que son vientos altos. Esperamos que con esta plataforma podamos traer más valor a todos nuestros clientes, generar energía competitiva, mantener nuestro modelo con integración parcial local, como lo estamos haciendo”.

Respecto a su visión del sector renovable, Gismondi resaltó que “este último año y medio estuvo dirigido a proyectos del mercado privado, es decir, ya no hay subastas de RenovAr. Es todo Mater (Mercado a Término de Energías Renovables), o sea, que hay un impulso muy fuerte del sector privado”.  

Por su parte, la ingeniera técnica de Vestas, Marina Perricone, subrayó que “EnVentus es una propuesta distinta e innovadora, buscamos algo más grande y de mayor flexibilidad y acompañamos la velocidad de innovación que tenemos en el mercado. Usamos el concepto de modularidad: dividimos la turbina en distintos módulos como torre, palas y nacelle (góndola). Ahí, una vez que fijamos la interfaz de conexión, podemos pensar en la innovación de cada uno de estos componentes de manera independiente. Esto nos da la flexibilidad de jugar con combinaciones y ampliar la instalación de estas turbinas”.

La entrada Una compañía danesa instalará en Córdoba los aerogeneradores más potentes del país se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

El titular de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) , Franco Mignacco, trazó un panorama sobre la actualidad y las oportunidades que presenta el sector minero en la Argentina. El ejecutivo explicó que “los dos grandes drivers que están movilizando la inversión son el litio y el cobre”. Asimismo agregó que “la región del NOA necesita inversiones para desarrollar la minería y estas se verían amenazadas por los proyectos de Ley que buscan declarar de interés público al litio”. 

Esta semana, diputados del Frente de Todos presentaron un proyecto para nacionalizar el litio. La propuesta elevada por Juan Carlos Alderete tiene como objetivo declarar al mineral de interés público nacional. “Esperemos que no le den tratamiento porque impactaría directamente al desarrollo de la industria. Las provincias son las dueñas de los recursos”, afirmó Mignacco en un diálogo con periodistas del que participó EconoJournal.

En el encuentro organizado por la CAEM para presentar una nueva edición de la exposición Arminera que se llevará a cabo entre el 22 y 24 de mayo, el presidente de la Cámara detalló que a fines del año pasado se atravesó un contexto adverso puesto que “los precios del litio sufrieron una caída de entre el 50% y 60% porque hubo una disminución de la demanda en lo que respecta a la electromovilidad ya que China quitó algunos incentivos que había otorgado para la compra de vehículos adversos”. 

No obstante, Mignacco aseguró que “vemos al segmento del litio con un precio volátil, atado a los vaivenes mundiales. Las caídas bruscas afectan los precios, pero esto no pone en riesgo el desarrollo que tiene Argentina con dos minas en producción y ampliación, con seis en construcción y con nueve proyectos en etapa avanzada”. 

El titular de la CAEM aún así remarcó que resulta primordial para el país “aprovechar la ventana de oportunidad que existe en este momento porque pueden surgir nuevos productores y también nuevas tecnologías -como las baterías de sodio- que pueden limitar el crecimiento del litio”. 

Desafíos

En la Arminera que se desarrollará en La Rural se hará el lanzamiento del primer índice de costos de la minería argentina, un dato económico con el que hoy no cuenta el país. En base a esto, Mignacco afirmó que “las empresas productoras de oro y plata están sufriendo grandes incrementos en sus costos y esto impacta en las ecuaciones económicas y en los proyectos. De allí surgió la posibilidad de establecer un índice en la industria metalífera y en el litio”.

Asimismo, detalló que “el índice va a permitir ver cómo estamos en relación con otros países de la región y también a nivel global. Es una iniciativa privada, pero es uno de los desafíos el tener información que también sea de utilización pública para definir políticas”. 

Mignacco explicó a su vez que la situación compleja que atraviesa la industria del oro y la plata “se debe a la inflación mundial y nacional. Esto genera un desincentivo a las empresas en seguir produciendo y retrae la oferta de proyectos”. “Al tipo de cambio por el cual se liquidan las divisas en el Mercado Único de Cambios no está alcanzando para sostener la actividad. Le hemos pedido ayuda al gobierno con un dólar diferencial como tienen otros sectores pero la respuesta no ha sido favorable. Seguiremos insistiendo”. 

Sobre los desafíos que enfrenta el sector, el presidente de la CAEM aseveró que “el gran problema es adquirir insumos. En 2022 sólo importamos un 10% y fuimos uno de los tres sectores, junto con el agro y el transporte que aportaron divisas al país. Un total de 141.000 millones de pesos de aportes tributarios en 2022”. “Con la Secretaría de Minería desarrollamos una mesa de trabajo, pero con la disponibilidad que tiene el Banco Central los pagos de servicios están atrasados. Si no exportamos no podemos generar dólares. No hay proveedor que sostenga la relación comercial si no hay pagos”. 

Proyecciones

En cuanto a las proyecciones que se esperan para la próxima década, Mignacco exhibió que “el objetivo es pasar de los US$ 3.858 millones de dólares de exportaciones anuales que se registraron en 2022 en la industria minera a US$ 12.000 millones en 2032. Pasar de los 100.000 empleos generados por el sector de manera directa e indirecta a los 130.000”. “También incrementar los US$ 1.800 millones de inversiones promedio anual a US$ 3.000 millones. Creemos en eso porque se va a multiplicar la demanda de minerales críticos por la transición y la electromovilidad”, según precisó. 

En 2022, Chile exportó 15 veces más minerales que Argentina. Exportó por US$ 60.200 millones, mientras que Argentina sólo por US$ 3.860 millones. Sobre este punto Mignacco sostuvo que “tenemos un gran desafío, debemos ir en ese sendero de crecimiento y transformar nuestra minería en algo similar a lo que ocurre en Chile donde la industria es un fondo anticíclico. Creemos que Argentina puede hacerlo”. 

La entrada La cámara minera advierte que los proyectos que buscan declarar de interés público al litio son una amenaza para las inversiones en el sector se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

Naturgy lanzó la octava edición de Energía del Sabor, su programa de inclusión social a través de la gastronomía. En estos cursos anuales, trabajará con Fundación Peregrina en el comedor “Unidos por la Sociedad” del barrio La Cava, San Isidro; con Asociación Civil Siloé, en el Centro Comunitario “Acá Sí” del barrio Cascallares, Moreno y con el Sindicato de Trabajadores de Turismo, Gastronómicos y Hoteleros (UTHGRA Seccional Oeste).

El eje del programa es la capacitación en el oficio gastronómico con salida laboral, con énfasis en la formación de microemprendedores en el rubro. A lo largo del año, los participantes del programa realizarán visitas a hoteles, establecimientos gastronómicos y actividades especiales con distintas personalidades del mundo de la gastronomía y la nutrición.

En base a esta iniciativa,  Bettina Llapur, directora de comunicación de Naturgy, expresó: “Nos pone muy contentos estar lanzando por octavo año consecutivo este programa de inclusión social que permite que jóvenes de barrios vulnerables puedan integrarse al mundo laboral”. “También contribuir en la capacitación de colectivos vulnerables como jóvenes con Síndrome de Down, mujeres que sufren violencia de género o con comedores comunitarios y los voluntarios que allí trabajan”. 

A su vez, agregó “es por la experiencia recogida de años anteriores, donde vimos cómo el programa animó a los alumnos a desarrollar sus propias iniciativas, que desde 2022 decidimos agregarle el eje emprendedurismo, a fin de que los jóvenes puedan adquirir conocimientos que les permitan el día de mañana emprender un negocio propio”. “Destaco la gran tarea que llevan a cabo las instituciones, tanto Fundación Peregrina como Asociación Civil Siloé y UTHGRA Seccional Oeste”, afirmó.

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

La entrada <strong>Naturgy lanzó la edición 2023 de Energía del Sabor</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La secretaria de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación, Cecilia Nicolini, inauguró en el Centro Cultural Kirchner la Segunda Reunión de la Conferencia de las Partes del Acuerdo de Escazú (COP 2). Luego de su intervención, en una ronda con periodistas, se metió de lleno en el debate sobre la transición energética y la mitigación de Gases de Efecto Invernadero (GEI) que debe afrontar el país. “El compromiso que tiene la Argentina en cuanto a emisiones es no superar las 349 megatoneladas de dióxido de carbono (MtCO2e) equivalente al año 2030 y alcanzar la neutralidad en el 2050”, comentó.

La Argentina viene de incrementar su emisión un 26 % en el año 2021, sin embargo, es uno de los pocos países que captura más carbono del que emite, según un estudio recientemente publicado por la NASA. En este contexto, el Ministerio de Gobierno de la Nación lanzó en 2022 el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático al 2030, siguiendo la línea de lo acordado en el Acuerdo de París y pensando en un traspaso gradual a otras alternativas que generen energía a largo plazo para cumplir con los compromisos asumidos.

Una nueva mirada energética

El Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático para 2030 tiene seis puntos acordados entre distintos sectores, Energía inclusive. “Fue en consenso con todos los ministerios, que es como creemos que lo que tenemos que hacer en esas negociaciones de actividad de bloque”, aseguró la Secretaria.

En lo que respecta a la transición energética, el plan menciona desde la eficiencia energética como punto central hasta el desarrollo de capacidades nacionales para dicha transición. “Sobre todo porque tenemos una restricción a la hora de tener más parques eólicos y más parques solares”, mencionó la funcionaria, y agregó “la restricción macroeconómica de dólares es uno de los motivos”.

La Secretaria, quien venía de inaugurar junto a YPF Luz el Parque Solar Zonda en San Juan, aseguró que “si fortalecemos nuestra capacidad nacional vamos a ser capaces de poder tener más parques eólicos y solares”. En efecto, la Argentina viene teniendo un aumento importante y notorio en materia de producción a través de fuentes renovables.

El problema en realidad se encuentra en las limitaciones del transporte de energía que actualmente padece el país. En ese sentido, Nicolini se refirió a la necesidad de invertir en transmisión eléctrica, un cuello de botella que hasta el momento no ha encontrado solución y requiere de decisiones políticas para abordarlo. “No entra un kilovatio más en la red”, declaró.

Además, Nicolini se refirió al gas como una energía de transición, haciendo foco en el desarrollo del eje de transporte y considerando las implicancias de un país tan grande y con tantos desafíos como tiene la Argentina. “La gasificación es un vehículo para que esa transición pueda ser más acelerada, si bien no es una solución a largo plazo, sí que lo es en el corto”, concluyó. A su entender, el gas es un recurso que deberá convivir con las fuentes limpias mucho tiempo más, así como los hidrocarburos en general, hasta tanto el ideal renovable sea posible.

Por otro lado, siguiendo con las opciones de generación de energía, la funcionaria aseguró “debemos desarrollar todo lo que es hidrógeno verde, también la cuestión de los pequeños aprovechamientos hidráulicos, como la energía hidroeléctrica”, añadió. “Sobre todo el mantenimiento también de las represas que ya tenemos”, concluyó la funcionaria.

Nicolini en su intervención durante la inauguración de la Segunda Reunión de la Conferencia de las Partes del Acuerdo de Escazú (COP 2) aseguró que “en la transición al desarrollo sostenible, nuestra región se topa con las consecuencias de más de 500 años de desigualdad”. “Una desigualdad que se manifiesta en la riqueza de los países del Norte a costa de la explotación de nuestros bienes comunes”, reiteró. También remarcó que “la política es la herramienta para superar estos dilemas, para corregir aquello que hicimos mal, para alcanzar soluciones superadoras”.

Lo que plantea el Gobierno es un traspaso moderado hacia alternativas sostenibles, un cambio de paradigma que efectivamente llevará tiempo. La solución para el cuello de botella que existe en torno a la evacuación de energía aún es una incógnita y un problema a nivel nacional. Quedan dudas todavía sobre cómo enfrentarán a nivel país las oportunidades que presenta Vaca Muerta ante la crisis energética que atraviesa el mundo debido a la guerra entre Ucrania y Rusia, considerando el foco que exponen frente a las nuevas alternativas.

Sin embargo, en este contexto, la lucha por una transición a otras fuentes de energía más sostenibles, por una mejora de la resiliencia al cambio climático y reducción de las emisiones se vuelve casi una obligación política. Para Argentina, según lo que explica Nicolini, representa también una oportunidad.

Acuerdo global

En 2015, en el marco de la XXI Conferencia sobre Cambio Climático (COP21), 195 países
resolvieron firmar el Acuerdo de París, un acuerdo global para abordar el cambio climático, tanto en
lo que respecta a sus efectos en el planeta como en la sociedad. En ese sentido, diferentes países del
mundo comenzaron a tomar medidas para mitigar el impacto de los Gases de Efecto Invernadero
(GEI) y a pensar estrategias para abordar la producción de energía a través de fuentes sostenibles.

La entrada Cecilia Nicolini: “El compromiso que tiene la Argentina en cuanto a emisiones es no superar las 349 megatoneladas de dióxido de carbono al año 2030 y alcanzar la neutralidad en el 2050” se publicó primero en EconoJournal.

, Sol Mansilla

Por la quita total de subsidios, un tercio de los hogares del AMBA pagará a partir de este mes tarifas de luz más caras que las que estuvieron vigentes durante el gobierno de Mauricio Macri, mientras que los usuarios de ingresos medios y bajos —que están categorizados en los niveles 3 y 2, respectivamente— seguirán recibiendo boletas fuertemente subvencionadas, incluso con diferencias escasas en los valores que abonan. De hecho, en lugar de estar dividida en tres grupos, como se diseñó originalmente, lo que se observa después de la última suba es una división en dos grandes segmentos.

Presionado por el Fondo Monetario Internacional, el gobierno oficializó el martes la quita de subsidios para el Nivel 1, donde se concentran los hogares de mayores ingresos y todos aquellos que no se inscribieron en el registro para conservar el beneficio. El precio estacional de la energía, que hace un año costaba unos $3000 por megawatt por hora (MWh) y que hasta abril estaba en $9300, pasó a valer $21.208 por MWh para este grupo de usuarios.

Esa cifra es un 464% más cara con respecto a los $3756 por MWh que abonan por la energía los sectores de clase media a quien el gobierno denominó como Nivel 3 en lugar de Nivel 2, en una muestra más de la capacidad oficial para complicar incluso las cuestiones más sencillas.  El Nivel 3, por su parte, abona por la energía apenas un 25% más que el Nivel 2, donde agruparon a los sectores de bajos ingresos, quienes pagan $2981 por MWh.

Ese esquema solo se altera si los usuarios de Nivel 3 terminan consumiendo más de 400 kwh mensual, pues en ese caso la energía excedente se facturará a $21.208 por MWh. Es decir, el mismo nivel que la pagan los que perdieron el subsidio, aunque el 80% de los usuarios consume menos de 400 kwh mensuales.

El impacto en la tarifa

Con este último aumento, la tarifa promedio con impuestos de un usuario Nivel 1 pasó a ser a partir de este mes de $10.191, un 75% más cara que en abril. La cifra se ubica por encima de los $8995 que costaba en 2019, medido siempre a pesos constantes de marzo de 2023, según el cálculo realizado por Economía & Energía.

Fuente: Economía & Energía.

Los hogares de Nivel 3, en cambio, pagarán a partir de este mes una factura promedio de $4079, apenas un 2,3% por encima de abril y todavía muy por debajo de los $8995 pesos que desembolsaban en promedio por la luz en 2019. La diferencia entre el Nivel 1 y el Nivel 3 igual es menor que si se compara sólo el precio de la energía porque al comparar la factura final están contemplados también los costos de transporte y distribución que son iguales para todos.  

La entrada Los hogares de ingresos altos ya pagan una tarifa eléctrica mayor que en el macrismo, mientras que sectores medios y bajos siguen fuertemente subsidiados se publicó primero en EconoJournal.

, Fernando Krakowiak

El gobierno oficializó el viernes pasado los nuevos aumentos en las tarifas de gas con vigencia a partir del 1º de mayo. A través de las resoluciones N° 186 a 196 publicadas en el Boletín Oficial el 28 de abril, el Ente Regulador del Gas (Enargas) autorizó incrementos en los segmentos de transporte y distribución de gas natural. El incremento en distribución (VAD) fue mayor para los usuarios del Nivel 1 (de alto poder adquisitivo) que para los de niveles bajos (tarifa social) y medios (Nivel 3), tal como adelantó EconoJournal. Pese al importante salto nominal que se registrará en las boletas, un informe indica que las tarifas medias plenas de gas se mantienen más bajas en comparación con las que estaban vigentes en 2019 y 2020.

De acuerdo con el relevamiento realizado por la consultora Economía y Energía, que dirige Nicolás Arceoque comanda Nicolás Arceo, la tarifa media plena de gas natural para los usuarios residenciales de altos ingresos —que representan un 33% del total de los hogares en todo el país y están categorizados como Nivel 1 según la segmentación que se puso en marcha el año pasado— alcanzará los 6821 pesos mensuales en el mes de mayo. Es un 23% más que en marzo pasado y un 179% más que en junio de 2022, por encima de la inflación registrada en el período.

Para los usuarios de bajos ingresos (Nivel 2), la tarifa promedio a pagar en el mes de mayo será de 2485 pesos, un 47% más que en marzo y un 47% más que en junio de 2022. En cambio, la tarifa media que los usuarios del Nivel 3 (sectores medios) pagarán en mayo sería de 4892 pesos, un 23% más que en marzo y un aumento del 100% con respecto a junio del año pasado.

Fuente: Economía y Energía

Pesos constantes

Pese a estos incrementos, el informe de Economía y Energía señala que las tarifas medias de gas de los usuarios residenciales de los tres Niveles se mantienen por debajo de la tarifas de 2020 y 2019 medidas en pesos constantes. En comparación con la tarifa de 2019, la más alta en los últimos años, pagará un 32% menos.

En el caso de los usuarios de Nivel 2, el informe concluye que «los reducidos incrementos verificados a lo largo de los últimos años determinaron una sustantiva reducción de las facturas en términos reales». Algo similar sucede con los usuarios de ingresos medios, cuya tarifa en pesos reales será en mayo un 53% menor con respecto al 2019.

Para los usuarios residenciales, el Enargas aprobó un incremento de 95% en la tarifa de transporte. En tanto, el valor agregado de distribución (VAD) subió un 115% para los usuarios de Nivel 1, un 56% para los de Nivel 2 y un 71% para los de Nivel 3. Todas estas variaciones son con respecto a marzo de 2023.

La entrada Pese al salto nominal de hasta un 180%, las tarifas de gas se mantienen en términos reales por debajo que las de 2020 se publicó primero en EconoJournal.

, Nicolás Deza

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), mediante el apoyo de la Oficina Comercial de la Embajada de Corea (KOTRA) en Argentina, se realizó la Jornada sobre “Economía circular sobre catalizadores, valorización y disposición final” en el auditorio del Centro Cultural Coreano en Argentina, ubicado en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

El encuentro permitió fortalecer espacios de articulación y sensibilizar sobre un área clave de la economía circular, que es el tratamiento de los catalizadores agotados. Se realizó en el marco del Programa de Cuidado del Medio Ambiente (PCRMA®), y estuvo destinada a todos los responsables de las áreas ambientales (técnica, legal y administrativa) de empresas de la industria química y petroquímica; y de aquellas compañías afines que, en sus procesos productivos, generan residuos peligrosos valorizables. Con el objetivo principal de intercambiar experiencias y obtener conocimientos actualizados, los diferentes referentes en la temática brindaron a los participantes una clara visión sobre el tema de referencia.

Abrió el evento Lee Jeaong Sang, director de KOTRA en Argentina, quien dio la bienvenida, para luego dar inicio al mismo con una detallada reseña, a cargo de Rolando García Valverde, líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la CIQyP®, sobre lo que representa el sector químico y petroquímico en la economía nacional y el alcance del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® en el mismo.

En representación del sector gubernamental, el director Oscar Taborda, Marisol Diaz Rivera, coordinadora de Residuos Peligrosos y María Florencia Lanzillotta, responsable de la Unidad de Movimientos Transfronterizos de la Dirección Nacional de Sustancias y Residuos Peligrosos del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación (DNSRP – MayDS). Se expresaron sobre el rol y responsabilidad primaria de proponer e implementar acciones y herramientas de gestión en materia de residuos de sustancias peligrosas a lo largo de todo su ciclo de vida, a fin de minimizar sus efectos adversos a la salud y al ambiente, especialmente aquellos con movimientos transfronterizos.

El encuentro

Las representantes de la DNSRP- MAyDS explicaron cómo valorizar y la disposición final en la gestión y el manejo de catalizadores, como así también, la toma de decisiones de profesionales y ejecutivos para el cuidado del entorno, pasos a seguir y el cumplimiento normativo, mediante la legislación y reglamentación vigente a nivel nacional y provincial. Además, se identificaron las etapas definidas en la presentación proyectos, planes de adecuación, gestión integral de almacenamiento y manipulación de los catalizadores; y sus principales aplicaciones a la hora de exportar.

A su momento, el prefecto principal Héctor Gustavo Avit, jefe de División, y la Subprefecto Sol Piccirilli, de la División de Mercancías y Residuos Peligrosos de la Dirección de Protección Ambiental de la Prefectura Naval Argentina (PNA), abordaron la temática de actualización de los marcos normativos de transporte marítimo de mercancías peligrosas, cómo se pueden unificar criterios y mantener actualizado al personal sobre los nuevos instrumentos legales en la materia.

 Asimismo, hicieron una amplia descripción del Transporte de Mercancías Peligrosas por Buques; las reglas para prevenir la contaminación por sustancias perjudiciales transportadas en bultos; el Sistema Mundialmente Armonizado de Clasificación y Etiquetado de Productos Químicos (GHS); y, además, las reglamentaciones de acuerdo al modelo de las Naciones Unidas. Y cerraron explicando cómo realizar movimientos transfronterizos de los desechos peligrosos y su eliminación conforme al Convenio de Basilea y de acuerdo a la Ley 23.922.

Durante la jornada expuso Hans Chang, vicepresidente de DAUTEC KOREA Co., LTD, que se expresó sobre las temáticas generales de los modelos de tratamiento de residuos peligrosos en Corea del Sur. Durante la exposición, el representante de DAUTEC KOREA y Dautec Argentina S.A.S. explicó los beneficios del modelo de gestión de forma segura y exitosa los diversos tipos de residuos industriales, peligrosos y no peligrosos, y cómo se pueden proporcionar las mejores soluciones de reciclaje. Corea del Sur es el mejor país en gestión de residuos, con una tasa de reciclaje superior al 60%, de acuerdo al ranking de los países que mejor y peor gestionan sus residuos (Global Waste Index 2022).

La CIQyP® por medio de estas iniciativas lleva para sus empresas socias y la industria en general temas de relevancia para el sector y para los diferentes actores claves relacionados, abordando temáticas de importancia local e internacional.

La entrada La Cámara de la Industria Química y Petroquímica realizó la jornada “Economía circular sobre catalizadores, valorización y disposición final” se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La industria petroquímica y química se encuentra en un momento de cambios constantes en línea con la tendencia global hacia una mayor regionalización de la producción. En este sentido, la integración de América Latina es clave en las estrategias de salida de la crisis en la región. Por esta razón, la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (Apla) realizará la 25° Reunión Latinoamericana de Logística en Buenos Aires. 

El encuentro se llevará a cabo entre el 6 y el 7 de junio en el Sheraton Buenos Aires Hotel & Convention Center. El objetivo consiste en que los profesionales se reúnan y se actualicen sobre las mejoras de procesos, las nuevas tecnologías, la digitalización y las tendencias del sector. Allí se presentará una agenda de dos días en la que se abordarán ejes temáticos relevantes, con información concreta y actualizada a cargo de expertos en la industria y empresas líderes del sector. Entre los demás países participantes se destacan: Brasil, Chile, Colombia, EE.UU, México, Panamá y Venezuela.

Este evento se ha constituido en un ámbito inigualable para actualizarse en materia de tendencias, estrategias y tecnologías de la logística de la industria petroquímica y química. A lo largo de estos 25 años, la reunión de logística se consolidó como la ocasión perfecta para el intercambio de buenas prácticas y la generación de nuevas oportunidades de negocios, así como en un valioso generador de relaciones profesionales entre pares, clientes y proveedores.

La reunión

La sostenibilidad en la cadena de suministro es cada vez más importante en las políticas corporativas. Los desafíos en infraestructura, la disponibilidad de transporte marítimo, carretero y ferroviario, así como los máximos históricos de los fletes marítimos son temas fundamentales para analizar el sector.

Es por esto que entre los participantes de la reunión se encontrarán ejecutivos de supply chain, operaciones y logística, compras y comerciales de la industria petroquímica y química, empresas productoras y distribuidoras de productos petroquímicos y químicos. También empresas importadoras, exportadoras y proveedoras de servicios logísticos y representantes de terminales portuarias y operadores logísticos. Como parte del evento, se realizará una visita técnica a la Terminal de Odfjell en Zárate/Campana.

Quienes deseen inscribirse podrán hacerlo a través de este link.

La entrada <strong>APLA realizará la 25° reunión latinoamericana de logística</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

La empresa estatal Enarsa acercó en las últimas dos semanas una propuesta a YPFB -la petrolera controlada por el gobierno boliviano- que consiste en volver a comprarle gas directamente a los productores de ese país, entre los que figuran Repsol, Pan American Energy (PAE) y Tecpetrol, entre otros. La iniciativa apunta, en un primer paso, a regularizar la cadena de pagos por el gas que el país del Altiplano exporta hacia la Argentina, debido a que como resultado de la falta de dólares que enfrenta Bolivia, el gobierno de Luis Arce no les está pagando a las empresas privadas que explotan hidrocarburos en ese país.

En rigor, en septiembre del año pasado YPFB dejó de abonarles a los productores el gas que direccionan tanto al mercado interno como hacia la Argentina. Se estima que la deuda que tiene YPFB acumula con los productores por el hidrocarburo que se exporta hacia nuestro país ronda los US$ 150 millones, según cuantificaron fuentes privadas a EconoJournal.

El gas boliviano que se exporta hacia Brasil sí se está remunerando en tiempo y forma porque Petrobras les paga directamente a las petroleras sin la intermediación de YPFB. Esto último fue lo que precisamente propusieron las autoridades argentinas a sus pares de Bolivia. En los hechos, no es más que volver al esquema que existía hasta 2018, cuando Enarsa le abonaba de manera directa el gas a las empresas privadas sin intermediación de YPFB.  Ese formato finalizó tras la corrida cambiaria registrada en el segundo semestre de ese año, cuando el gobierno de Mauricio Macri estableció que los pagos en dólares debían concretarse a YPFB por ser la contraparte de Enarsa en el contrato de importación. 

Situación actual

La Argentina pagó a la petrolera estatal boliviana la factura del gas correspondiente a octubre, noviembre y diciembre del año pasado, pero el dinero nunca llegó a los productores por la delicadísima situación cambiaria que enfrenta Bolivia. A raíz de eso, la administración de Arce no autorizó el giro de esos dólares a los productores privados. 

El gobierno argentino está al tanto de esta situación y por eso propuso pagarle directamente a las empresas ya que una de las prioridades de la secretaria de Energía, Flavia Royón, es asegurar al menos la entrega de 8 millones de metros cúbicos (m3) por día de gas para el próximo invierno. Es un piso mínimo para cubrir la demanda prioritaria de gas de la región del norte argentino. 

Fuentes que están al tanto de la negociación le explicaron a EconoJournal que el gobierno boliviano no ha contestado la propuesta argentina. Allegados a YPFB dejaron entrever incluso que si Enarsa no abona el gas que se exportó en marzo podría ejecutarse la carta de crédito del Banco Nación de Argentina (BNA) que figura como garantía en el contrato firmado en 2006. Esa cláusula establece que cuando el rojo de Enarsa supera los US$ 250 millones, YPFB puede utilizar ese salvoconducto para que Bolivia cobre la deuda.  

La entrada Enarsa propuso a YPFB volver a comprar gas en forma directa a petroleras de Bolivia se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

La minera canadiense Alpha Lithium está a punto de finalizar la construcción de la planta piloto en el proyecto de litio Salar Tolillar, ubicado en la provincia de Salta. Tendrá una capacidad de producción de 120 toneladas (tn) anuales y le permitirá diseñar a escala la producción industrial. Se espera que comience con las primeras producciones de prueba a partir de junio. En la actualidad, la compañía tiene cinco plataformas de perforación operando y ya perforó 24 pozos en la parte norte del proyecto.     

La planta piloto podrá utilizar salmueras tanto del proyecto Salar Tolillar de 27.500 hectáreas (Salta), como del desarrollo en el Salar del Hombre Muerto (una de las mayores reservas de litio del país y que está en Catamarca) de 5.000 hectáreas,ambos de Alpha Lithium. Pese a estar en distintas provincias, entre ambos proyectos hay 10 kilómetros de distancia y comparten la misma infraestructura.

Modular

“La construcción de la planta es modular y está completa en más del 50%. El módulo albergará inicialmente la sección de extracción directa de litio y el segundo módulo tendrá equipos de procesamiento estándar de la industria: carbonatación, intercambio iónico, filtros y secadores”, informó la compañía en un comunicado.

El segundo módulo continuará operando en un parque industrial de la ciudad de Salta hasta que el proceso y los sistemas hayan sido completamente calibrados. Luego se lo trasladará al sitio para operar en altura en el salar. Brad Nichol, presidente y director ejecutivo de Alpha Lithium, señaló que «la construcción de una planta piloto para probar nuestros prometedores resultados de laboratorio a escala y en condiciones del salar ahora está completa«.

La planta

El objetivo de la planta piloto es “demostrar que los resultados de la extracción directa de laboratorio de Alpha Lithium se pueden repetir y mantener en condiciones industriales”. También proporcionará datos que ayudarán a la evaluación técnica y económica. Ahora, la consultora australiana Ausenco Limited avaluará los supuestos económicos y la viabilidad de la planta comercial de 50.000 tn por año que Alpha Lithium planea concretar en el proyecto.

La planta piloto se diseñó “con total flexibilidad para evaluar la eficacia de los parámetros y condiciones de funcionamiento como caudales, presiones, temperaturas y aditivos químicos. Esta flexibilidad dentro de la planta permitirá a los operadores informar y ajustar el diseño de la planta de carbonato de litio planificada por la compañía”.

Exploración

Alpha Lithium comenzó los trabajos de exploración en Salar Tolillar en 2020, aunque en el proyectse realizaron trabajos exploratorios desde 2012. La compañía construyó un laboratorio de investigación de química de salmuera interno, desarrolló un proceso de producción de carbonato de litio patentado, está terminando la construcción de una planta piloto y empleó “a decenas de tecnólogos, ingenieros, geólogos, geofísicos y químicos argentinos altamente calificados”.

Hombre Muerto

La compañía canadiense desarrolla el proyecto de exploración de 5.000 hectáreas en el Salar del Hombre Muerto (que comparten Salta y Catamarca), uno de los más demandados por las mineras por la alta calidad de la salmuera de litio y sus bajos niveles de impurezas. Está ubicado en el Triángulo del Litio, la zona que abarca la Argentina, Chile y Bolivia donde se encuentra la mayor reserva del mundo de este mineral.

La entrada <strong>Minera canadiense termina planta piloto y se prepara para pruebas de producción de litio en Salta</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

El gobierno oficializó este martes una fuerte suba de las tarifas eléctricas para el segmento Nivel 1, donde se concentran los hogares de mayores ingresos y todos aquellos que no se inscribieron en el registro para conservar el subsidio. El precio estacional de la energía, que hace un año costaba unos $3000 por MWh y que hasta abril estaba en $9300 para este grupo de usuarios, pasará ahora a valer $21.200 por MWh, un 606% más que hace un año y un 128% más que el mes pasado, según la resolución 323/2023 publicada en el Boletín Oficial. El impacto en la boleta será menor porque el precio de la energía es solo uno de los componentes de la tarifa, pero se estima que para un tercio de la población la suba respecto del mes pasado será del 60% y el incremento acumulado en un año estará en torno al 400 por ciento, en línea con lo publicado por EconoJournal el 23 de abril.

El ministro de Economía, Sergio Massa, se reunió el pasado jueves 20 de abril con la secretaria de Energía, Flavia Royón, y el subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, para definir el precio de la energía que pagan los usuarios residenciales. Los funcionarios de la cartera energética le plantearon al titular del Palacio de Hacienda dos escenarios posibles, uno con una suba más moderada que llevaba el precio estacional de la energía a los $ 15.000 por megawatt por hora (MW/h), y otra -más ambiciosa- que implicaba el retiro de todos los subsidios para los usuarios del Nivel 1. Finalmente, presionado por el Fondo Monetario Internacional y forzado a reducir el déficit, Massa eligió la opción más agresiva, pese a ser un año electoral.

¿Quiénes son los N1?

El Nivel 1 incluye a los hogares con ingresos mayores a 3,5 canastas básicas totales tipo 2 del Indec, que hoy se ubica en $ 669.298 mensuales, pero también a todos aquellos que no se inscribieron en el registro de subsidios.

El gobierno nacional y los provinciales intentaron por diversos medios que todos los que necesitan el subsidio lo soliciten, pero hubo cientos de miles de hogares que no lo hicieron. Por lo tanto, si bien inicialmente se pensó que dentro de los N1 iba a haber un 10% de los usuarios, las últimas estimaciones indican que superan el 30% del total.

Los hogares de ingresos medios Nivel 3 que superen los 400 kW/h mensual también pagarán parcialmente la tarifa plena, ya que a partir de ese umbral les corre el mismo precio de la energía que abonan los N1. Se trata del precio estacional de la energía para la demanda de invierno, que concluye el 31 de octubre.

El aumento es sobre el precio estacional de la energía, uno de los tres componentes de la factura (los otros dos son el Valor Agregado de Distribución (VAD) y el precio del transporte, antes de impuestos).

Si el precio estacional de la energía representa alrededor de un 60% del total de la boleta, el impacto en el precio final de las facturas residenciales del Nivel 1 será de casi 60%. El salto es significativo si se lo compara con mayo de 2022, ya que el precio estacional (sin segmentación) era de $ 3.000 por MW/h. En este caso, el salto anual de las tarifas de electricidad será de más de 400% para el Nivel 1 y el Nivel 3 que tenga excedente de consumo.

La entrada El gobierno oficializó la quita total de subsidios eléctricos para un tercio de los hogares de todo el país se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

El gobierno realizó el jueves por la tarde la apertura de sobres de la licitación que lanzó a fines de enero para sumar proyectos de energías renovables de baja escala y almacenamiento. En total, la convocatoria denominada RedMDI recibió 204 ofertas (de 65 empresas) por un total de más de 2.000 megawatt (MW). Esto implica que, en términos teóricos, la licitación recibió compromisos de inversión por más de US$ 2.000 millones. Sin embargo, como falta capacidad de transporte en la red de alta tensión, sólo se adjudicarán 620 MW de potencial, es decir, una tercera parte de las propuestas presentadas. Del acto de apertura de sobres participaron el ministro de Economía, Sergio Massa, y la Secretaría de Energía, Flavia Royón, entre otros funcionarios del área energética del gobierno.

La licitación RedMDI apunta a adjudicar 620 MW para proyectos renovables de menor escala. Se trata de la única licitación lanzada por el gobierno de Alberto Fernández para incorporar renovables para ampliar el parque de generación de energía de la Argentina. En la última ola de calor registrada en marzo quedó en evidencia que el país necesita más centrales para cubrir los picos de demanda.

¿Por qué en un contexto tan complejo en materia económica se reciben compromisos de inversión por más de US$ 2.000 millones?

Fuentes del gobierno lo explicaron a EconoJournal de esta manera: “más allá de que la generación de energías renovables está creciendo en todo el mundo, en la Argentina pesa, además, que la mayoría de las empresas tienen una cantidad de pesos circulantes que las lleva a interpretar que invertir en nuevos proyectos sea uno de los pocos reservorios de valor que les quedan a mano ya que les permite construir activos que están dolarizados”.

Diseño

La licitación RedMDI está dividida en dos: el renglón 1 es para adjudicar 500 MW que reemplazarán a generación forzada (máquinas térmicas viejas, muy ineficientes y por lo tanto, caras) y admite proyectos de entre 3 y 20 MW. Está enfocado en fuentes renovables desde las tecnologías solar fotovoltaica (con y sin almacenamiento), biomasa y eólica con almacenamiento.

Massa hizo un alto en su agenda cambiaria para encabezar la apertura de sobres de la licitación RedMDi

El renglón 2 busca 120 MW que no reemplazan a generación forzada y apunta a proyectos de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa. Ambos renglones tienen límites de potencia y la licitación está dividida en regiones que, a su vez, competirán entre ellos en la compulsa. Los proyectos adjudicados no tienen prioridad de despacho frente a otros desarrollos renovables.

En el acto de apertura de sobres, Massa señaló: “que haya 2.000 millones de dólares en propuestas de inversión, pero además del desarrollo desde el punto de vista tecnológico y de la generación de empleo de mediano y largo plazo, es algo que la sociedad debe conocer porque representa la voluntad y el desafío de las empresas de apostar en energías renovables en la Argentina en términos de mediano y largo plazo”.

Por su parte, Flavia Royón destacó: “estamos revisando la normativa para contemplar la inversión privada en las líneas de alta tensión, que cubrirán aproximadamente 5.000 kilómetros. Queremos que se puedan realizar más rápidamente con inversión privada”. Y añadió también que “estamos revisando también la normativa de la generación distribuida para darle un nuevo incentivo”.
Renglones

La entrada Por la brecha y el cepo cambiario, se presentaron el triple de ofertas de las que se buscaban para sumar 620 MW de generación renovable se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

La aplicación de las nuevas tarifas de transporte y distribución del gas natural podría demorarse aún más de lo previsto si el gobierno no acelera los tiempos y publica las resoluciones respectivas en el Boletín Oficial antes de fin de mes. Luego de haber tenido que enfrentar una insólita objeción de la Procuración del Tesoro que reveló EconoJournal, en Economía ahora están a la espera de que el presidente Alberto Fernández rubrique el expediente para poder avanzar con la medida que supone una recomposición del 110% en los ingresos de las distribuidoras, como Metrogas y Naturgy.

El acta acuerdo que firmó el gobierno con transportistas y distribuidoras tiene fecha de aplicación hasta el 28 de abril. Fuentes del área de Legales de las empresas y también del área energética del gobierno interpretan que, si las resoluciones no se publican antes de esa fecha, el proceso burocrático de validación del acuerdo podría tener que repetirse, lo que demoraría varias semanas la implementación.  

Luego de varias idas y vueltas que demoraron el proceso, el acta ya fue autorizada por la Sigen, la Procuración del Tesoro, el Ministerio de Economía y Presidencia. Luego volvió al directorio de las empresas para que le den el visto bueno y finalmente regresó al Ministerio de Economía y a Presidencia, quienes deben dar la luz verde final para su publicación en el Boletín Oficial. Economía ya lo hizo y ahora están esperando que lo haga Alberto Fernández.

Las causas de la demora

El objetivo inicial del ministro de Economía, Sergio Massa, era publicar los cuadros tarifarios a fines de febrero para que el aumento entrara en vigencia a partir de marzo, pero, tal como adelantó EconoJournal, el proceso se demoró inicialmente porque el procurador del Tesoro, Carlos Zannini, impugnó la suba que el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) le iba a otorgar a Transportadora Gas del Sur.

El ex secretario Legal y Técnico de la Nación durante las presidencias de Néstor Kirchner y Cristina Fernández de Kirchner, objetó a través de un dictamen interno que la empresa no presentó en la audiencia pública realizada en enero el detalle de las obras de ampliación del sistema que el ente regulador pretendía financiar mediante un aumento de las tarifas de transporte. Para no convocar a una nueva audiencia que hubiese demorado todavía más la aplicación del aumento, se decidió que, una vez que entre en vigencia la nueva tarifa, el ente especificará después cuáles son las obras que se financiarán con parte del aumento tarifario. Es una formalidad porque ya está claro cuáles son esas obras.  

La demora también obedeció a un pedido de YPF, controlante de la distribuidora Metrogas, que pidió una recomposición mayor del Valor Agregado de Distribución (VAD), pedido que se terminó resolviendo incrementando más el VAD para los usuarios del Nivel 1. De esa forma, el aumento promedio será mayor al 39% proyectado inicialmente y terminará llegando al 50%, muy por debajo de la inflación.

La entrada Apuran contrarreloj la suba de las tarifas de gas: Economía está a la espera de la firma de Alberto Fernández se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

LA PAMPA.- La construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), obra vital para garantizar el abastecimiento energético de la Argentina en el pico de consumo invernal y para ampliar la capacidad de evacuación del gas extraído en Vaca Muerta, está ingresando en la recta final. La fecha de finalización está prevista para el 20 de junio y los actores involucrados en el proyecto son optimistas en poder cumplir con ese objetivo.

Invitado por Techint y Sacde, que conforman la UTE que está a cargo de la construcción de la mayor parte del ducto, EconoJournal integró la comitiva periodística que viajó hasta la localidad de Chacharramendi, en el departamento pampeano de Utracán, a 200 kilómetros (km) de Santa Rosa, para visitar y conocer en detalle el estado actual de la obra. En medio de La Pampa está emplazado el campamento PK300 (progressive kilometres 300), donde la UTE montó una planta de doble junta para soldar dos tubos de 12 metros de largo y formar uno mayor de 24 metros. De esa longitud son los decenas de caños que permanecen apostados en un extenso desfiladero que recorre la traza del gasoducto a la espera de que los suelden y entierren en el subsuelo.

Se trabaja con un esquema de 25 días seguidos sin franco por cinco de descanso. Hasta el momento, el proyecto ya demandó más de 4 millones de horas/hombre de trabajo. Por su envergadura y por el quiebre de paradigma que trae aparejado, el GPNK es comparable a la construcción de los gasoductos Neuba I y II, emprendimientos que en los años’70 y ’80 abrieron el camino para la transformación de la industria energética del país al conectar el yacimiento neuquino de Loma de la Lata con Buenos Aires. Algo de esa mística constitutiva se respira en esta desolada meseta de La Pampa. Para reforzar esa idea, tanto Sacde como Techint convocaron para el proyecto a ingenieros y profesionales que participaron de la construcción de esos gasoductos. Algunos incluso estaban retirados pero aceptaron volver al ruedo por los intangibles históricos que están en juego.

Una vista aérea del Campamento PK300, uno de los puntos neurálgicos del proyecto GPNK, en medio de La Pampa.

«No había memoria viva en la Argentina de este tipo de obras. Tuvimos que reconstruirla. El principal desafío de este gasoducto es el tiempo. No hay antecedentes a nivel mundial de instalar un caño de 36 pulgadas y de más de 560 km en 10 meses», destaca Pablo Brottier, director ejecutivo de Sacde, que junto con Damián Mindlin, presidente y CEO de la constructora controlada por los accionistas de Pampa Energía, y Gustavo Gallino, director general de Techint Ingeniería y Construcción, encabezaron la recorrida por las instalaciones. También participó el gerente general de la empresa estatal Enarsa, Agustín Gerez, que en los últimos meses se posicionó como un interlocutor sistémico para agilizar la concreción de la obra.

La visita coincidió con el arribo al campamento del camión cargado con el último lote de caños para el gasoducto. Fueron, en total, más de 9.000 viajes que totalizaron un acumulado de 6 millones de km. No se registró ningún accidente.

En una primera etapa, el gasoducto Néstor Kirchner vinculará la localidad de Tratayén, en Neuquén, con la de Salliqueló, en la provincia de Buenos Aires, y estará en condiciones de transportar 11 millones de metros cúbicos (m3) por día. Esa cifra se elevará a 24 millones una vez que se instalen tres plantas de compresión en el sistema de transporte troncal de gas. La UTE Techint-Sacde lleva adelante los renglones 1 y 2, que prevé la instalación de 440 Km del GPNK, y también del 4, que contempla la instalación del Mercedes-Cardales, que permitirá conectar el sistema TGS con el de TGN y llevar gas desde Vaca Muerta hasta la región del gran Rosario, donde están emplazadas varias centrales termoeléctricas.

La segunda etapa del proyecto, que conectará Salliqueló con San Jerónimo, en Santa Fe, elevará que la capacidad de transporte aumente hasta los 40 MMm3/día. El gobierno quiere licitar la construcción de esa obra en los próximos dos meses, pero aún no está cerrada la ingeniería financiera para solventar la inversión necesaria, que se estima en US$ 2000 millones.

Dentro de los pequeños ‘gazebos’ funcionan las soldadoras automáticas.

Salto tecnológico

El Gasoducto Néstor Kirchner es la punta de lanza que permitirá, a su vez, la ejecución de otros proyectos en el segmento de midstream, como gasoductos secundarios para vincular el caño troncal con yacimientos en Vaca Muerta, así como también nuevas plantas de tratamiento y de captación de líquidos de gas a nivel local. Al mismo tiempo, representa un salto tecnológico y una pieza de imbricación cultural por la multiplicidad de profesionales de distinta nacionalidad que participan de la obra.

Un ejemplo concreto de esa heterogeneidad salta a la luz en el hecho de que unos 45 soldadores turcos están a cargo de la operación de las soldadoras automáticas que puede unir unas 100 juntas de caño por día de caños. Nunca antes empleada en la Argentina, la tecnología funciona mediante robot con cabezales motorizados que, en primer término, suelda por dentro los bordes de los tubos y, en una segunda fase, completa el proceso con una soldadura externa. Amoladora en mano y equipados con cascos fotosensibles, los especialistas turcos se desempeñan con una naturalidad imperturbable. Cada operatoria no demanda más que minutos.

La soldadora automática de última generación fue desarrollada por la empresa norteamericana CRC y permite soldar hasta 5 km por día. De hecho, se llegaron a unir 37 km en una semana, lo que constituyó un récord mundial. Según lo previsto, la última soldadura de la planta de doble junta ubicada en el campamento del PK300 se concretará el 1 o 2 de mayo, mientras que la última soldadura automática se efectuará una semana más tarde, entre los días 8 y 10 de ese mes.

Desafiantes

El desfile de tubos que conformarán el GPNK deja un surco entre Neuquén y el sur de la provincia de Buenos Aires

La potencia de la maquinaria empleada simboliza la envergadura de la obra. Por caso, operadas por profesionales ‘sidebonistas’, las grúas tiendetubos pueden levantar entre 40 y 60 toneladas (Tn). En algunos casos, es necesario involucrar hasta 7 u 8 unidades de manera simultánea para poder maniobrar los tubos en las zanjas de la traza.

Al proyecto se acaba de sumar un tercer frente de obra que Sacde tenía abocado a la ampliación de un Gasoducto Vaca Muerta de TGS que conecta Los Toldos con El Trapial, dos campos en Neuquén. Integrado por unos 100 trabajadores y 50 equipos, ese grupo hoy aporta unas 50 juntas por día del GPNK.

Una vez que finalice la etapa de soldadura, el próximo hito será encarar el cierre metálico del ducto. Para eso, habrá que cerrar unos 30 puntos singulares que por diversas razones aún quedan por soldar, como el cruce de rutas y curvas pronunciadas. Uno de esos cierres diferenciales está dado por el cruce del río Colorado, una tarea que la UTE encaró esta semana con herramental propio, dado que el plan original, que consistía en delegar esa tarea un contratista, fue desestimado porque esa tuneladora se rompió mientras estaba afectada a un proyecto de Oldelval.

Techint y Sacde quieren tener listas las pruebas hidráulicas del gasoducto a fines de mayo. Para eso, habrá que realizar nuevas pruebas en el renglón 1 y siete en el renglón 2. El proceso incluye el llenado de agua (proveniente del río Colorado) por todo el ducto para comprobar la estanqueidad del sistema. También se inyectará una presión y media por sobre la presión máxima de diseño del caño a fin de comprobar la resistencia de los materiales.

El interior de las cabinas de soldadura operadas por especialistas turcos.

Cada una de estas pruebas hidráulicas, que también comprenden el secado de la tubería con aire caliente (en el pasado se utilizaba metanol), demanda una semana de trabajo. Recién después de las mismas (emprendidas tanto desde Neuquén como desde Buenos Aires hacia la Pampa) se incorporan las válvulas de bloqueo de línea, que configuran el último proceso a ejecutar.

En cifras

En su primera etapa, la construcción del GPNK permitirá sustituir importaciones de gas y líquidos por un valor de aproximadamente 4.400 millones de dólares anuales (si bien en 2023 ese monto llegará a los US$ 2.200 millones). De esta forma, el repago de la inversión se lograría en menos de un año.

Por cada tramo hoy se están invirtiendo alrededor de US$ 60 millones en compras, la mayoría a proveedores locales. La UTE conformada por Sacde y Techint utiliza más de 1.400 equipos nacionales en la obra, incluyendo sidebooms, pipe welders, motoniveladoras, topadoras, excavadoras, grúas y tractores, entre otras unidades.

En el pico de labores en los renglones 1, 2 y 4 se contrataron más de 3.000 colaboradores directos y unos 8.000 indirectos. A su vez, las empresas crearon un Centro de Capacitación en la localidad bonaerense de Pacheco que formó a más de 90 operadores de tiendetubos, provenientes de 11 provincias. Una vez finalizado el proyecto, el personal contará con certificaciones para manejar este tipo de maquinaria en cualquier otra obra.

La entrada Gasoducto Néstor Kirchner: recta final para el proyecto que promete recuperar la épica perdida en materia de energía se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno aprobó el modelo de contrato del préstamo de US$ 540 millones que aportará la Corporación Andina de Fomento (CAF), el banco de desarrollo de América Latina, para financiar la obra de reversión del Gasoducto Norte, que permitirá que el ducto sea dirigido desde el sur hacia el norte para transportar la producción de Vaca Muerta hacia el norte del país. Lo hizo mediante el decreto 230/2023, publicado este jueves en el Boletín Oficial.

El contrato aclara que el préstamo es por 15 años e incluye “un periodo de gracia de 54 meses, ambos contados a partir de la fecha de entrada en vigencia”. El órgano ejecutor de la obra será “el Ministerio de Economía, por intermedio de la Secretaría de Energía, a través de la empresa Energía Argentina S.A. (ENARSA)”. Los intereses “serán calculados a la tasa anual variable que resulte de sumar la SOFR (Secured Overnight Financing Rate Data, publicada por la Reserva Federal de Nueva York) a plazo aplicable al respectivo período de intereses y un margen de 2%”.

La obra

La relevancia que tiene la obra es que este gasoducto troncal, construido en 1960, se complementará con la construcción del segundo tramo del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK), que llegará a San Jerónimo, al sur de Santa Fe. Todas estas iniciativas son parte del programa Transport.Ar, el plan -que estuvo al menos dos años demorado- impulsado por el Poder Ejecutivo para ampliar la capacidad de transporte de gas del país para aprovechar la producción de Vaca Muerta.

El Gasoducto Norte, operado por Transportadora Gas del Norte (TGN), permitió importar gas desde Bolivia. La reversión es parte de las obras complementarias del GNK y contempla la adecuación de las plantas compresoras Leones y Tío Pujio, a cargo de TGN. Los trabajos en estas plantas permitirán enviar hasta 19 millones de metros cúbicos por día (MMm3/día) de gas adicionales desde Neuquén hacia Salta, inyectando gas en sentido inverso al de ahora.

El primer artículo del decreto afirma: “Apruébase el modelo de contrato de préstamo CAF a celebrarse entre la República Argentina y la Corporación Andina de Fomento (CAF) por un monto de US$ 540.000.000, destinado a financiar parcialmente el Proyecto de Reversión del Gasoducto Norte – Obras Complementarias al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner”.

La entrada <strong>El gobierno aprobó el contrato del préstamo de US$ 540 millones de la CAF para la reversión del Gasoducto Norte</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato