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El gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, promulgó la Ley 10.608 que en el primer artículo declara al litio y sus derivados como “recursos naturales estratégicos por sus contribuciones a la transición energética y aportes al desarrollo socioeconómico de la provincia”. El texto también declara a este mineral de “interés público provincial” y suspende por 120 días los permisos de exploración y las concesiones. Además, la norma posibilita la detección de “zonas de interés” en donde quedan caducos los permisos mineros y aclara que en el desarrollo del litio “tendrá fundamental preponderancia las empresas del Estado”.

Críticas

El proyecto de ley fue criticado por los gobernadores del norte (donde se concentra casi el 100% de los proyectos de litio del país) y por las cámaras del sector minero. Varios sectores le reclamaron al gobernador riojano que no promulgue el texto aprobado el 15 de diciembre en la Legislatura provincial, entre ellos la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), la Unión Industrial Argentina (UIA) y la Cámara de la Construcción (CAMARCO). Por su parte, los gobernadores Gerardo Morales (Jujuy), Raúl Jalil (Catamarca) y Gustavo Sáenz (Salta) tienen una visión opuesta a la de Quintela y también cuestionan la norma. De todos modos, el gobernador riojano avanzó con la reglamentación de la ley, que salió publicada este martes en el Boletín Oficial de La Rioja.

Las medidas de Quintela llaman la atención porque La Rioja casi no tiene proyectos de exploración de litio, a diferencia de Jujuy, Catamarca y Salta donde están casi el 100% de los desarrollos de exploración y producción. En 2021, y siendo una novedad, La Rioja otorgó un permiso para explorar litio en su territorio a la compañía canadiense Origen Resources en una extensión de 21.000 hectáreas. Además, en octubre pasado Quintela e YPF firmaron un convenio para estudiar la posibilidad de comenzar un proyecto.  

Qué dice la Ley 10.608

La Ley 10.608 aprobada por la Cámara de Diputados fue impulsada por la gobernación de Quintela. En el segundo artículo resalta: “declárase de interés público provincial al estudio, investigación, prospección, exploración, explotación e industrialización del litio y a sus derivados y el agregado de valor a los productos obtenidos”.

El tercer apartado suspende “por el término de 120 días los permisos de cateo, prospección, exploración y concesiones mineros en todo el territorio de la provincia relacionados al litio. La función ejecutiva podrá prorrogar el plazo por única vez por idéntico tiempo”.

Luego, el cuarto artículo subraya: “la función ejecutiva determinará zonas de interés de investigación en el territorio de la provincia a los efectos de lo establecido en el Artículo 2. En tales zonas quedarán caducos los permisos que se hubiesen otorgado por la autoridad minera, estableciéndose que cualquiera de las actividades antes mencionadas deberá realizarse con participación de Energía y Minerales Sociedad del Estado (EMSE), ya sea por sí o por acuerdo con terceros”.

Además, el quinto artículo sostiene que “la función ejecutiva tomará las medidas administrativas necesarias para fomentar el aprovechamiento del litio de la manera que mejor importe al desarrollo del modelo de sostenibilidad del estado provincial, en el cual tendrán fundamental preponderancia las empresas del Estado, las que gozarán de un derecho de preferencia y/o prioridad de descubrimiento y/o de cualquier otro derecho minero en las zonas de interés”. Luego aclara: “derógase toda otra norma que se oponga a la presente”.

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, Roberto Bellato

Wintershall Dea, que en la Argentina es uno de los mayores productores de gas, anunció este martes su salida definitiva de Rusia debido a las limitaciones que hacen imposible seguir operando en ese país. La mayor productora independiente de petróleo y gas de Europa anotará a pérdida sus Joint Ventures con socios locales en Rusia.

El Consejo de Supervisión de Wintershall Dea aprobó la decisión del Consejo de Administración de salir de Rusia de manera ordenada y cumpliendo con todas las leyes y regulaciones aplicables.

«Wintershall Dea pondrá fin a sus actividades rusas. Continuar operando en Rusia no es sostenible. La guerra de agresión de Rusia en Ucrania es incompatible con nuestros valores y ha destruido la cooperación entre Rusia y Europa«, afirmó Mario Mehren, el CEO de la compañía alemana.

El gasoducto Nord Stream 2 era uno de los principales proyectos de Wintershall Dea en articulación con Rusia.

La situación empeoró en los últimos meses y forzó a la compañía a terminar sus operaciones. “En los últimos meses, las limitaciones impuestas por el gobierno ruso a las operaciones de las empresas occidentales en el país y las interferencias externas en las operaciones de nuestra empresa conjunta hicieron imposible que Wintershall Dea operara en Rusia como antes y dieron como resultado una expropiación económica de las Joint Ventures en Rusia», añadió.

Final de camino

Con esta decisión, Wintershall Dea pondrá un punto final a casi tres décadas de actividad en Rusia. La compañía viene produciendo petróleo y condensados en Rusia desde 1996.

La invasión y guerra en Ucrania llevó a todas las petroleras de Europa y Estados Unidos a abandonar o reducir sus actividades en Rusia. Durante las primeras semanas de guerra, Wintershall Dea tomó la decisión de no financiar ningún proyecto nuevo de petróleo y gas en territorio ruso y cancelar el financiamiento del gasoducto Nord Stream 2. Al mismo tiempo comenzó a evaluar qué hacer con sus operaciones de producción existentes.

Una de las opciones analizadas fue desvincular legalmente las operaciones en Rusia del resto de las operaciones de la compañía. “Estamos analizando si es posible o no separar legalmente el negocio internacional del negocio ruso”, había señalado Mehren tiempo atrás.

Flexibilidad financiera

La compañía explicó que anotará a pérdida las operaciones en Rusia.

La empresa desconsolidó su negocio ruso de sus informes financieros en el cuarto trimestre de 2022, por lo que espera registrar una pérdida «no monetaria» de 5300 millones de euros por única vez. El negocio consistía de las empresas conjuntas de Wintershall Dea en Rusia y las deficiencias de Nord Stream AG y el negocio de midstream de WIGA.

No obstante, la productora alemana señaló que construyó la flexibilidad financiera necesaria para hacer frente a esta pérdida. «Habiendo construido una flexibilidad significativa durante el año 2022, la compañía tomará medidas en línea con su política financiera para mantener un balance sólido consistente con su compromiso de calificación de grado de inversión y, en paralelo, crecerá y diversificará su negocio de manera rentable fuera de Rusia», explicó la compañía.

Rusia representó casi el 50% de la producción mundial de Wintershall Dea, aunque solo el 25% del EBITDAX y del flujo de caja libre de la compañía, de acuerdo con los resultados del tercer trimestre de 2022.

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, Nicolás Deza

El declino de los yacimientos convencionales y los altos niveles de productividad que viene registrando Vaca Muerta provocaron que Neuquén desplace del primer lugar del podio de mayores provincias exportadoras de crudo a Chubut, que desde hace por lo menos 15 años liderada esa grilla. En los primeros 11 meses del año pasado, las exportaciones de crudo de Neuquén totalizaron 2,27 millones de metros cúbicos (m3), que se facturaron a US$ 1.363 millones. Mientras que en la Cuenca del Golfo San Jorge, en Chubut -que produce crudo Escalante- vendió al exterior 1,5 millones m3 de crudo, que representaron US$ 954 millones, según se desprende de las estadísticas oficiales de la Secretaría de Energía.

Desde principios de siglo y hasta 2021 la tendencia era contraria. En ese año, las exportaciones de la Cuenca del Golfo San Jorge fueron de US$ 779 millones, mientras que las de Neuquén apenas llegaron a US$ 191 millones. Asimismo, en 2020 Chubut exportó un total de US$567 millones, y Neuquén sólo llegó a los US$ 70 millones. Pero todo cambió con la puesta en valor de Vaca Muerta, que en los últimos dos años aceleró sus niveles de producción.

En el ranking de 2022, Río Negro quedó en tercer lugar. Las exportaciones de la provincia sumaron un total de 180.607 m3 y se facturaron a US$ 107 millones.

La tendencia

Durante casi dos décadas, el petróleo de Chubut concentró el mayor porcentaje en cuanto a las exportaciones de crudo. Desde 2021 el crudo Medanito fue ganando protagonismo de la mano del desarrollo no convencional. Como contrapartida, la producción de campos convencionales de la cuenca del Golfo San Jorge fue a la baja por la declinación natural de sus principales yacimientos.

Se estima que esta tendencia tendrá continuidad ya que la producción proveniente de los yacimientos en Vaca Muerta presentó un gran crecimiento que se visualizó en los récords de exportación durante 2022. El año pasado las exportaciones llegaron a los 20 millones de barriles de petróleo y se perforaron cerca de 400 pozos.

Además, durante noviembre pasado se exportaron 2,23 millones de barriles de petróleo desde la provincia, lo cual representó el 24% de la producción total.

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, Loana Tejero

La generación hidroeléctrica registró una fuerte recuperación durante el año pasado, compensando las caídas en la oferta de energía térmica y nuclear. Los datos surgen del adelanto del Informe Anual 2022 de CAMMESA, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista, que a su vez es controlada por el gobierno. El reporte indica que la demanda local de energía eléctrica creció un 3,6% en comparación con 2021, mientras que la generación (local más importaciones) trepó un 1,7%. En su conjunto, el país consumió 138.755 gigawatt (GWh) en 2022.

La demanda residencial, que representó un 46% de la demanda total país, se incrementó un 4% frente al año 2021. Asimismo, el consumo de las grandes industrias registró valores similares, o algo mayor, a la demanda del año anterior.

Repunte hidroeléctrico

La oferta de energía registró un comportamiento muy diferente al de 2021. La generación hidroeléctrica registró una fuerte recuperación desde mitad de 2022, con caudales mayores especialmente en Salto Grande y Yacyreta . En cambio, la generación térmica mostró una contracción significativa debido a una menor disponibilidad de gas natural en casi todos los meses, lo que derivó en un aumento en el consumo de combustibles alternativos.

La generación hidráulica finalizó en 30.186 GWh, un aumento del 25,2%. Si bien los años 2022 y
2021 se destacan por presentar características de “año seco”, en los últimos meses se observó un aumento en la generación al comparar con el año anterior. En los próximos meses, habrá que ver cómo afectará a la generación de las grandes represas hidroeléctricas la prolongada sequía que está afectando a la mayor parte del país.

El año pasado, las fuentes de generación renovables también crecieron, tanto en energía generada como en capacidad instalada. Las renovables finalizaron en 19.340 GWh, un aumento del 10,9%. La generación eólica creció 9,5% y la solar en un 33,4%. El país sumó 200 MW de capacidad de generación renovable en 2022.

A la baja finalizaron la generación térmica y nuclear. La térmica finalizó en 81.746 GWh, un retroceso del 9,2%. Esta registró una caída particularmente fuerte en los meses de invierno debido a una menor disponibilidad de gas natural.

La generación hidroléctrica de Yacyretá se recuperó con fuerza a partir de julio del año pasado.

El consumo total de combustibles para generación térmica (medido en total gas equivalente) cayó un 6,8%. Desagradado por fuentes, el consumo de gas (MMm3) retrocedió en un 13,2%, mientras que el consumo de fuel oil (miles de toneladas) y gas oil (en miles de m3) crecieron un 48,7% y 20,2%, respectivamente.

Por el lado de la energía nuclear, la salida de servicio de Atucha II repercutió fuerte y persisten las dudas acerca de cuánto tiempo demandará su reparación. En total, la generación atómica finalizó en 7469 GWh, una caída del 26,6 por ciento.

El 2022 también registró un fuerte salto en las importaciones de electricidad. El país importó 6310 GWh, un salto del 670% en comparación con 2021.

Costos de generación y precios

Los costos de generación registraron fuertes variaciones con respecto al 2021. El costo promedio de generación finalizó en 90 US$/MWh, un incremento del 24,6%. La diferencia se explica por los precios de los combustibles importados (aun con menores consumos en general) y la importación de energía.

En cuanto a los precios abonados, el precio monómico medio en pesos se ubicó en alrededor de 4653 pesos por MWh, un incremento del 83%. Medido en dólares son 34,3 por MWh, un incremento de 30%.

Para los grandes usuarios del MEM que compran su energía al mercado spot, la misma se estaría comprando al precio monómico spot, o sea 11.732 $/MWh o 88,7 US$/MWh. Para los grandes usuarios que se encuentran bajo un acuerdo o contrato entre partes (valorización del contrato de Aluar, el mercado BASE, MATER y PLUS), el precio monómico medio a pagar por su energía se encontraría en el orden de 7435 $/MWh.

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, Nicolás Deza

La minera canadiense Alpha Lithium comenzará a perforar este mes el primero de 12 pozos exploratorios en el Salar del Hombre Muerto en la provincia de Salta. La compañía informó que obtuvo la licencia de la provincia para comenzar la perforación exploratoria y ya está movilizando la primera plataforma para iniciar las perforaciones entes que termine enero. Pero, además, sumará una segunda plataforma de perforación durante 2023 para completar su plan de perforación de 12 pozos. Los trabajos de exploración en el Salar del Hombre Muerto habían comenzado con actividades de sondeo eléctrico vertical.

La compañía cuenta con una licencia para explorar 5.000 hectáreas en Hombre Muerto (que comparten Salta y Catamarca), uno de los salares más demandados por las compañías 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. Se trata del mismo salar donde tienen licencias grandes compañía como la coreana Posco, que anunció inversiones por US$ 4.000 millones: la australiana Allkem (fusión de Orocobre y Galaxy Lithium); y la estadounidense Livent Corporation, que es una de las dos compañías que produce y exporta litio de la Argentina con 25.000 toneladas anuales.

Tolillar y Hombre Muerto

El año pasado, Alpha Lithium inició la construcción de una planta piloto en el otro proyecto de litio que tiene en el país denominado Salar Tolillar (Salta), distanciados por 15 kilómetros. La minera canadiense ya perforó 13 pozos exploratorios y tiene previsto perforar cinco más. Planea una planta comercial con capacidad de producir 40.000 toneladas de litio anuales.

Brad Nichol, presidente y director ejecutivo de Alpha Lithium, señaló: “comenzar finalmente las operaciones en Hombre Muerto es un momento increíblemente emocionante y revolucionario para la compañía y sus accionistas. Habiendo desarrollado Tolillar hasta un punto en el que continúa atrayendo un interés significativo de la industria, nuestro equipo puede concentrarse en expandirse y repetir sus últimos dos años de rápido éxito en Tolillar, pero ahora en Hombre Muerto”.

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, Roberto Bellato

En la segunda parte de la competencia más exigente del mundo y a pocos días de finalizar, los tres integrantes del Puma Energy Rally Team, el argentino Juan Manuel Silva, la paraguaya Andrea Lafarja y el guatemalteco Francisco Arredondo, superaron nuevamente los desafíos que pusieron a prueba todas sus capacidades físicas, técnicas y estratégicas.  

La 7ª etapa del Dakar 2023 se modificó por los inconvenientes que generó el mal clima y únicamente participaron las categorías autos y camiones. Se desarrolló la “media maratón”, una prueba especial que se efectuó sobre un recorrido de 333 kilómetros, con partida desde Riad y llegada a Al Duwadimi. El Puma Energy Rally Team se lanzó a la aventura y, con una asistencia, continuó en la competición gracias a su gran trabajo.  

Como consecuencia de las intensas lluvias y tormentas, la octava jornada tuvo cambios respecto del programa original. Los pilotos tuvieron una “media maratón” de 345 kilómetros, con noche sin asistencia en el vivac de Al Duwadimi y, desde allí, con prueba especial rumbo a Riad. El trayecto fue extenso pero los tres integrantes del Puma Energy Rally Team, Silva, Lafarja y Arredondo, se mantuvieron firmes y cumplieron el objetivo.  

Tras el día de descanso y revisión de los vehículos, las tormentas de viento y arena fueron una constante en la novena etapa. La caravana de la carrera más difícil del mundo se dirigió al sudeste de Arabia Saudita y, con la mira colocada en la ceremonia de llegada en Dammam el 15 de enero, los corredores del experimentado equipo que representa a Puma Energy arribaron sin mayores inconvenientes al campamento de Haradh, al este de Riad, luego de atravesar un total de 710 kilómetros.  

El décimo día del Dakar 2023 transcurrió con normalidad para el Puma Energy Rally Team. En esta oportunidad, Silva, Lafarja y Arredondo permanecieron con la mente puesta en progresar dentro de la competencia y viajaron 623 kilómetros hacia Shaybah, donde se dio el ingreso al “Empty Quarter”, el desierto más inhóspito de la península arábiga.  

Ya en la 11ª jornada, el Puma Energy Rally Team comenzó a transitar la esperada “Etapa Maratón”. En esta parte de la competición, los tres pilotos del equipo llegaron al corazón del “Empty Quarter” y se trasladaron con suma precaución durante 425 kilómetros hacia un campamento en el que no hubo asistencia y donde tuvieron que compartir un vivac más pequeño, exclusivo para ellos.  

Luego de una 12ª etapa que contó con un complejo trayecto de 375 kilómetros, el Puma Energy Rally Team superó con tenacidad el complicado desafío del desierto en el “Empty Quarter” y la tan temida Etapa Maratón. Los tres representantes vencieron las dificultades de este camino para regresar sin sobresaltos al campamento de Shaybah, donde ya piensan en la penúltima jornada rumbo a Al-Hofuf, escala final previo a la ceremonia del podio de Damman. 

Los pilotos

Al mando de su UTV modelo Can-Am Maverick X3 de FN Speed, “Pato” Silva se mantiene expectante en su categoría con el Side by Side, ya que ocupa el 17° en la tabla general de la clase T4 entre los vehículos livianos, y comentó sus sensaciones al final del día: “Pasamos la Etapa Maratón. Era una arena muy complicada y, al no tener asistencia, había que cuidar cada detalle del vehículo. Ya en esta última jornada, llegamos temprano al campamento para que el equipo pueda acondicionar la máquina de cara a estas dos etapas que quedan”. 

En tanto, al volante de su Toyota Hilux V8 T1 de Overdrive Racing, Lafarja llegó 29ª en Todo Terreno y se ubica 30ª en la clasificación general. “Superamos dos jornadas muy complicadas, con la amenaza de no tener asistencia si nos pasaba algo. Por suerte fuimos competitivos mientras que a la vez cuidamos la camioneta. Y acá estamos, para entregar todo en los dos días finales”, sostuvo la competidora. 

Por su lado, arriba de su KTM 450 Rally de Vas Team, el motociclista guatemalteco Arredondo terminó 63° en la última etapa y, gracias a ello, se encuentra en el puesto 60° de la tabla general. Al respecto, manifestó sus emociones cerca del cierre de este Dakar 2023: “Ya quedan dos días nada más. Pasamos la Etapa Maratón. Y acá estoy, muy entero, con la moto intacta, cuidando todo y pensando en encarar las últimas dos jornadas para llegar al podio de la ceremonia del domingo”.  

Este sábado, la caravana Dakar continuará su marcha en la 13ª y penúltima etapa. Cerca de finalizar la competencia, el Puma Energy Rally Team continúa superando cada uno de los obstáculos que impone esta edición de la carrera más difícil del mundo, con la potencia y el compromiso que caracteriza al equipo.

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, Redaccion EconoJournal

Si bien el precio del Brent —el barril de referencia en Europa que también rige las operaciones de exportación de crudo en la Argentina— se recuperó parcialmente la semana pasada y volvió a cotizar a unos 85 dólares tras caer a principios de enero por debajo de los US$ 80 por primera vez en más de un año, las petroleras que exportan crudo desde la Argentina están sufriendo un importante recorte sobre sus precios de venta como resultado de una combinación de factores internacionales. El más determinante es el encarecimiento de los costos logísticos y de transporte marítimo, que por ejemplo obligó a las empresas que producen crudo en Vaca Muerta a aceptar un descuento récord de hasta 10 dólares por barril para concretar las operaciones de exportación. Así lo confirmaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí.

La invasión rusa sobre Ucrania generó una reorganización del mercado global de fletes porque muchos buques cisterna que operaban en Occidente con crudo producido en Rusia se relocalizaron en Asia para atender el comercio hacia China. Eso provocó una faltante de barcos en el mercado occidental, que se tradujo en un encarecimiento de los costos de flete.

En la Argentina, la situación no sólo afectó a productores de la cuenca Neuquina como Shell, Vista, Chevron, Petronas, Pluspetrol y ExxonMobil. También perjudicó a empresas que exportan desde la cuenca del Golfo San Jorge como Pan American Energy (PAE). El crudo Escalante, de tipo pesado que se extrae en Chubut, que desde hace últimos años se comercializaba con un premio de uno (+1) o dos dólares (+2) sobre el valor del Brent, se empezó a vender con descuentos de hasta 5 dólares.

La faltan de buques cisterna para transportar petróleo disparó descuentos récord en el precio del crudo de exportación.

Habrá que ver cómo evoluciona el mercado, pero de mantenerse estos descuentos sobre el crudo exportado desde la Argentina, el precio de paridad de exportación podría estabilizarse en la frontera de los 70 dólares o incluso por debajo, dado que al recorte en el precio debe sumarse la actualización por retenciones a la exportación (-8%).

Mercado largo

Los altos descuentos que se aplican sobre el crudo argentina desde diciembre no se explican, sin embargo, únicamente por el encarecimiento de los costos de flete. La recesión económica global (en especial en Europa) y el rebrote epidemiológico en China incidieron a la baja sobre la cotización a futuro de los crudos, en especial sobre los livianos como el Medanito de Neuquén.

“Un descuento de 10 dólares no se explica sólo por el aumento de los fletes. El mercado global está largo, sobre todo de crudos livianos como el que se produce en Vaca Muerta. Aún así, pareciera que estos descuentos tan altos son transitorios y obedecen a una combinación de factores de este contexto puntual. La pregunta es a qué nivel se estabilizarán los descuentos permanentes”, analizó un consultor del sector.

A partir de eso, habrá que ver qué sucede sobre el precio interno del petróleo. Lo más probable es que si el escenario internacional no cambia, en las próximas semanas se empiece a negociar una baja en el precio doméstico del barril. Se interrumpiría así el sendero de recuperación del petróleo local, que en diciembre cotizó en la banda de los 67/68 dólares en el caso del Medanito.

Precios locales

“No será inmediato porque lo cierto es que los productores vienen acompañando desde hace tiempo vendiendo petróleo a las destilerías muy por debajo de la paridad de exportación. Pero si la tendencia global no cambia, en febrero habrá que empezar a discutir una baja de los precios locales”, indicaron desde una refinadora. “Hay que tener en cuenta también que el gobierno está pisando el precio de los combustibles para intentar bajar la inflación”, agregaron.

Este fin de semana finalmente se concretó una suba del 4% del precio en los surtidores. Como el Ejecutivo postergó hasta marzo la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL), el incremento en las pizarras representa, en realidad, una mejora en los ingresos netos de las petroleras cercana al 6 por ciento.

EconoJournal había adelantado que el aumento, que muchos avizoraban para principios de enero, se diferiría hasta mediados de mes porque el ministro de Economía, Sergio Massa, quería que la suba no se traslade íntegramente en las mediciones del IPC de enero. Como el Indec mide los precios una vez por semana, la suba de las naftas y gasoil sólo impactará, en la estadística de inflación, en los datos de la última quincena de enero.

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, Nicolas Gandini

El ministro de Economía, Sergio Massa, dejó sin efecto el reintegro que las empresas mineras recibían de la Aduana por las exportaciones de litio. Se trata de la eliminación de los reintegros que realizaba el Estado por las ventas al exterior y que surgían de los derechos de exportación, que podían ir del 2% al 5%, según fuentes consultadas por EconoJournal. El titular del Palacio de Hacienda justificó la medida por el crecimiento “exponencial” que tuvo el precio de la tonelada de litio en último año y por el “crecimiento de la rentabilidad de los proyectos”, que son claves para la industria de los vehículos eléctricos.

La medida se publicó este lunes en el Boletín Oficial mediante la Resolución 15/2023 y está firmada solamente por Sergio Massa. “Dejar sin efecto el reintegro a la exportación de las mercaderías descriptas como litio, óxido e hidróxido de litio, cloruro de litio y carbonato de litio”, señala la resolución, que entró en vigencia este mismo lunes.

Reintegro

Se trata del reintegro que las mineras recibían en la Aduana por las ventas al exterior de litio. La tonelada de este mineral a nivel internacional hace dos años tenía un precio de alrededor de US$ 8.000, pero en los últimos meses tuvo una suba vertiginosa y superó los US$ 70.000. Este incremento exponencial es el argumento central de la resolución de Massa para quitarle el beneficio a las ventas de litio. A mediados del año pasado, la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) estableció un precio de referencia mínimo de US$ 53.000 la tonelada (US$ 53 por kilo) para las exportaciones de carbonato de litio.

El reintegro a las exportaciones para los proyectos mineros de la Puna fue una medida que se implementó en la década del 90, cuando el litio no era parte de la agenda. Fue una política de atractivo de la región para que se instalen empresas ya que, en comparación con otras provincias argentinas, la Puna en ese entonces no contaba con infraestructura y las compañías que comenzaron a desarrollar los proyectos debieron volcaron divisas para importar insumos. Como contrapartida, el Estado les reintegraba un porcentaje de la alícuota de sus exportaciones, que en el litio es de 4,5% desde 2021. El reintegro por las exportaciones se calcula según el insumo importado y la región donde está el proyecto.

De hecho, los considerandos de la resolución resaltan que “el sector litífero ha registrado un crecimiento exponencial, tanto en materia de los precios del mineral -impulsados por una gran demanda global- como en avances de los numerosos proyectos radicados en la Argentina” y que hubo “mejoras significativas tanto en materia de competitividad como tecnológica y de infraestructura”. Y agrega que “un estímulo como el reintegro ha cumplido los objetivos para el cual fue oportunamente establecido”.

Exportaciones de litio

En la Argentina solo dos proyectos mineros exportan litio. Uno es Proyecto Fénix, que desde el Salar del Hombre Muerto (Catamarca) produce desde 1998. Pertenece a las compañías Livent Corporation en un 100% (subsidiaria del grupo estadounidense FMC). El otro es Sales de Jujuy, que comenzó a producir en 2015 y está ubicado en el Salar de Olaroz. Pertenece a la minera australiana Orocobre (67,5%), Toyota Tsuho (25%) y la provincial JEMSE (8,5%). Ambas compañías tienen planes para ampliar sus plantas para escalar la producción.

La Argentina exportó litio entre enero y noviembre (últimos datos informados por la Secretaría de Minería) por US$ 620 millones, que representa el 18% del total de las exportaciones mineras. Las ventas al exterior de litio entre 2021 y 2022 marcaron una suba de 235%. Pero estos números pueden ser significativamente superiores en cuatro o cinco años, ya que podrían sumarse al menos ocho proyectos a la etapa de producción, lo que provocaría un salto de 340%.

El cálculo que hace Massa es que las exportaciones de litio pueden llegar a los US$ 6.000 millones en pocos años, cuando el total de las ventas al exterior de 2022 del conjunto de la minería (metalífera y no metalífera) a penas supera los US$ 3.500 millones.

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, Roberto Bellato

Tal como anticipó EconoJournal el viernes pasado, la Subsecretaría de Recursos Hídricos del gobierno de Neuquén resolvió exigir la utilización de cañerías rígidas para el transporte de agua en zonas urbanas y productivas agrícola-ganaderas. La excepción serán los sistemas que se instalen por un período menor a los dos meses. De este modo, el gobernador Omar Gutiérrez prohíbe el uso de las mangueras flexibles que utilizan las petroleras en las explotaciones no convencionales de Vaca Muerta, aunque sólo en zonas urbanas o de explotación agrícola intensiva.

En los considerados de la norma —a la que accedió este medio a partir de un relevamiento entre fuentes privadas y se publicará la semana que viene—, se remarca que el fluido transportado por las instalaciones lineales de agua no constituye un peligro en sí mismo para los recursos hídricos de Neuquén, pero cualquier contingencia podría generar un riesgo hídrico para las instalaciones ubicadas aguas abajo y provocar daños en instalaciones que potencialmente sí podrían generar afectación de los recursos hídricos subterráneos y/o superficiales. El texto está integrado por 11 artículos y será firmada por el subsecretario Horacio Carvalho.

Nuevas condiciones

La normativa explicita la prohibición en el artículo 1 al afirmar que toda instalación lineal de transporte de agua cruda “tendrá como condición mínima el montaje de cañería rígida”. A su vez, en el artículo 2 se aclara que las cañerías rígidas deberán cumplir las condiciones mínimas para la ejecución de medidas u obras de mitigación aluvional definidas en función a la “Clasificación de Riesgo Hídrico” y la “Evaluación de Riesgo Hídrico” que establecerán en Anexos de la disposición.

El sistema de captación de agua

En el artículo 3 se establece que “la profundidad de tapada de instalaciones lineales –cañería rígida- deberá ser como mínimo 1,5 veces la profundidad de erosión general calculada según Anexos I y II”. Por otra parte, se aclara que “en el supuesto de presencia de estrato rocoso –demostrado mediante estudios de suelo en el punto de cruce con cauce aluvional donde se asegure continuidad del estrato rocoso – el ducto deberá colocarse dentro del estrato debiendo restituir el mismo mediante capa de hormigón de resistencia característica a la compresión de 15 mpa de espesor mínimo igual a 0,3 metros, igualando cota de estrato rocoso”.

En otro de los artículos se afirma que el operador de la instalación deberá “prestar especial atención a los pronósticos con probabilidad de ocurrencia de lluvias intensas y alertas meteorológicos por tormentas que se emiten para la zona, durante la ejecución de la obra; asumiendo que existen probabilidades que pueda ser necesario proceder a realizar el abandono de la zona intervenida a fin de evitar efectos no deseados aguas abajo”

Se obligará también, según expresa el artículo 7, a que los actuales operadores de la instalación lineal de agua cruda a notificar el retiro de los ductos temporales una vez cumplido el período de permanencia previsto en el proyecto, “debiendo demostrar que no se alteraron ni modificaron las condiciones naturales de su área de influencia directa”.

Tal como adelantó EconoJournal, se establece ahora que toda instalación lineal de transporte de agua cruda asociada a un permiso de policía otorgado por la autoridad de aplicación para la captación de agua, que se ubique dentro de ejido municipal de primera o segunda categoría o sobre terreno no fiscal deberá contar con los pertinentes permisos, previo a su ejecución.

Finalmente, el artículo 10, prohíbe el cruce por alcantarillas de “toda instalación lineal de transporte de agua cruda asociada a un permiso de policía otorgado, debiendo incorporar al pedido el proyecto de cruce correspondiente”.

Un tema que queda pendiente, y no es abordado en esta Disposición, es la toma de agua para la industria hidrocarburífera de los canales de riego, una práctica que actualmente se lleva a cabo y se cobra por parte de los Consorcios de Riego, sin ninguna regulación municipal ni provincial.

Entramado político

La regulación llega tras la polémica y la tensión que se generó con el intento del municipio de San Patricio del Chañar de regular el transporte de agua que se utiliza para las fracturas de Vaca Muerta y al mismo tiempo, cobrar una tasa municipal por el uso del recurso. Los privados entienden que la intendencia avanza sobre una potestad provincial y termina generando una doble imposición en desmedro de los privados. Por eso, algunas empresas plantearon la inconstitucionalidad de la norma en el Tribunal Superior de Justicia de Neuquén, que aún no se expidió sobre el particular.

Ahora, la disposición de Neuquén toma en cuenta uno de los reclamos que viene realizando el intendente Leandro Bertoya para limitar el uso de mangueras flexibles que se utiliza en el ejido que es históricamente frutícola y vitivinícola. En esa zona operan petroleras como Shell y Phoenix Global Resources, entre otras, que tienen importantes desarrollo de hidrocarburos en Vaca Muerta.

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, Nicolas Gandini

La empresa argentina Petrolera Aconcagua Energía adquirió un equipo de perforación nuevo para las operaciones en gas y petróleo en las áreas convencionales que tiene en las provincias de Río Negro y al sur de Mendoza, ambas en la cuenca Neuquina. La decisión fue para cubrirse ante la falta de disponibilidad de equipos de perforación que hay en el mercado local por la alta demanda que genera el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta. Estará operativo a mitad de año y se suma a la reciente renovación que concretó Aconcagua hasta 2033 de la concesión de Confluencia Sur, un yacimiento que opera en Mendoza donde invertirá US$ 8.170.000 en los próximos años.

Equipo nuevo

Diego Trabucco, presidente de Petrolera Aconcagua energía, dialogó con EconoJournal sobre la nueva adquisición: “es una decisión estratégica de la compañía para combatir la falta de equipos que hoy hay en la Argentina porque los no convencionales se están llevando todas las unidades de perforación y fracturas disponibles en el país. Por eso creemos que, para Aconcagua, pero sobre todo para la provincia de Río Negro, esto es un hito muy importante porque hoy se está perforando muy poco en la provincia porque no hay equipos disponibles”. Y continuó: “tal es así que nosotros debimos coordinar y compartir con (la compañía) Petróleos Sudamericanos un equipo de perforación para la campaña 2022, la cual se nos atrasó producto de esta problemática”.

Comprar un equipo propio es parte de la “decisión estratégica de integración vertical de servicios de torre” (perforación, workover, pulling y flush by) y “llega en un momento oportuno porque comienza a existir falta de disponibilidad en el mercado local”. «Nuestro modelo pretende suplir esta falta para restarle riesgos de ejecución a nuestros planes”, describió Trabucco. Y añadió: “la compra nos garantiza los planes de alcanzar un crecimiento en producción de hasta 30% entre 2022 y 2023 y ojalá pueda acelerar los planes para 2024 y los próximos años”.

La nueva unidad comenzará a operar en Río Negro en las áreas Catriel Oeste y Catriel Viajo, que tienen una profundidad de 1.300 metros para crudo convencional, y Loma Guadalosa, con 2.000 metros en convencional de crudo y 3.600 metros en el tight gas. Luego, en Mendoza la compañía planea llevarlo a las áreas Atuel Norte y Confluencia Sur, que tienen entre 2.000 y 2.500 metros de profundidad. En los campos mendocinos Chañares Herrados y Puesto Pozo Cercado la compañía por ahora seguirá perforando con otros equipos y recién lo sumará en 2024.

Petrolera Aconcagua tenía la intención de perforar alrededor de 40 pozos en un escenario de mínima en los próximos cincos años con servicios tercerizados. Pero Trabucco adelantó que “la compra de nuestro propio equipo hará que analicemos si podemos mejorar la eficiencia de perforación anual”.

Características

Se trata de un equipo importado nuevo de 1000 HP con una capacidad de perforación de hasta 4.200 metros de profundidad que sirve para la ventana de gas y de petróleo. Tiene la versatilidad para funcionar como equipo de perforación y como workover y demandará la incorporación de 60 personas para operarlo. La petrolera remarcó que lo está trasladando a la ciudad de Catriel (Río Negro).

Renovación de concesión en Mendoza

A finde de diciembre, Petrolera Aconcagua Energía, que pertenece al Grupo Aconcagua, informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que renovó por 10 años la concesión del área Confluencia Sur, en el departamento de Malargüe (Mendoza). En ese yacimiento la compañía de capitales locales es el operador con el 85,58% de la participación junto con YPF, que tiene el 14,42% restante.

“Confluencia Sur es una operación de 1.000 boe/día (barriles equivalentes de petróleo diarios) y cuenta con un plan de inversiones previsto por un monto total de US$ 8.170.000 en los próximos años. Este nuevo hito cumplido posiciona a Petrolera Aconcagua como el tercer productor de petróleo de Mendoza y se encuentra alineado con los objetivos estratégicos de crecimiento y consolidación en el país”.

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, Roberto Bellato

El gobierno autorizó los últimos días de diciembre un aumento de 150% en las tarifas de transporte de electricidad para que las empresas del sector —lideradas a nivel nacional por Transener— inviertan en el mantenimiento de la red y de ese modo reducir la posibilidad de que se produzca una falla del sistema. El impacto en la factura final que abona el usuario será del 2,9 por ciento, que representarán menos de 40 pesos por mes en la factura final que pagan los hogares.

La falta de inversión para ampliar las líneas de transmisión de alta tensión es el principal cuello de botella que enfrenta el sector eléctrico de cara a promover el crecimiento tanto de fuentes de generación renovable como de nuevas centrales térmicas a gas natural. La mayoría de los nodos está saturado y no cuenta con capacidad para transportar más generación.

El aumento autorizado por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) está un 50% por encima de la inflación promedio de 2022, pero no alcanza a compensar el atraso tarifario acumulado en los últimos años. Las empresas remarcan que, desde agosto de 2019 hasta diciembre de 2022, las tarifas subieron 67% en promedio contra una inflación que acumuló 379 por ciento.

El centro operativo de la terminal de Transener en Rosario, uno de los más importantes del país.

De hecho, las tarifas de transportes de electricidad aparecen rezagadas frente a otros bienes y servicios clave de la economía que tuvieron subas muy superiores. Por ejemplo, en el mismo período los precios promedio de la indumentaria subieron 666%, los de la salud 374%, los lácteos 355% y los combustibles 295%. Incluso se ubicaron muy por debajo de la evolución de los salarios que acumularon una mejora nominal de 362%.

Caída de las inversiones

A raíz del casi congelamiento de sus ingresos regulados por tarifas, las empresas transportistas redujeron su inversión en las redes de 500 y 132 kV. Fuentes del mercado explicaron que hasta antes del aumento más de un 80% de los ingresos de las compañías era destinado al pago de salarios. Es importante aclarar que las inversiones que se financian con la tarifa son renovaciones y mejoras, ya que las obras de ampliación se financian aparte, ya sea con fondos privados, de organismos multilaterales o partidas adicionales del Estado.

Impacto del congelamiento de tarifas en el flujo de fondos de Transener

Fuente: Transener

El caso más emblemático es el de Transener, la empresa que opera las línea de alta tensión, que es controlada por Pampa Energía y la empresa estatal Enarsa. Por el atraso de sus ingresos durante el gobierno de Alberto Fernández, la firma se quedó sin fondos para invertir en el mantenimiento de las líneas que opera. Se estima entre enero de 2020 y diciembre de 2022 se dejaron de invertir unos US$ 75 millones. El año pasado, sin ir más lejos, Transener desembolsó unos US$ 15 millones en la red cuando el presupuesto medio anual ronda los 45 millones de dólares.

Riesgo operativo

«El sistema de transporte es noble: puede aguantar uno o dos años con menos inversiones de las necesarias, pero si eso no cambia a los cuatro o cinco años empiezan a aparecer todos juntos los problemas», explicaron allegados a la empresa.

Transener presentó un informe a fines del año pasado, antes de la audiencia pública en que se debatió la recomposición de tarifas, donde advierte que con respecto a 2019 las inversiones en mantenimiento se redujeron un 66%. Un 57% de los fondos que percibe la empresa son destinados al reemplazo de equipos obsoletos. «Con el anterior nivel de tarifa y los requerimientos de pagos para la operación, íbamos camino a un quiebre de caja en enero de 2023”, remarcaron fuentes cercanas a la empresa.

Las inversiones en el sector de transporte eléctrico ayudan a mitigar los riesgos de cortes de luz, sabotajes, ciberataques, accidentes y contaminación. Además de Transener, las empresas que verán recomponer sus ingresos son Transba, Transnoa, Transnea, Transpa, Distrocuyo, L.I.T.S.A., Yacylec, Transcomahue y Enercor.

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, Nicolas Gandini

El abastecimiento de combustible en las provincias de Noreste argentino se está viendo afectado por la bajante histórica del río Paraná. El bajo nivel del agua impide que las barcazas de YPF lleguen a la terminal de Barranqueras en la provincia de Chaco, el principal nodo de distribución de combustibles en todo el norte del país. En las provincias de Corrientes, Misiones, Chaco, Formosa y también en el norte de Santa Fe se ve afectada toda la logística de distribución de combustibles hacia las estaciones de servicio por vía terrestre por la creciente demanda de camiones. Hay problemas con la logística para naftas, gasoil y biocombustibles.

Según pudo constatar EconoJournal de distintas fuentes, las seis barcazas que tiene YPF para el transporte de combustibles por el Paraná hacia Barranqueras (luego se distribuye a las estaciones de servicio) no pueden operar por la bajada del río. El calado de hasta 12 pies (3,6 metros) impide que las barcazas puedan navegar hasta las terminales fluviales. La altura del agua de los riachos en esta terminal sólo permite embarcaciones pequeñas o de poco calado. Además de Barranqueras, también están afectadas otras plantas que la compañía con mayoría estatal tiene aguas abajo en la provincia de Santa Fe.

Otro factor que genera mayor demanda de camiones para distribuir combustibles es que Raízen, que comercializa la marca Shell y es una de las tres refinadoras más grandes del país junto con YPF y Axion Energy, dejó de operar la terminal de Puerto Vilelas en Chaco por las malas condiciones de navegabilidad del Paraná. La compañía desarmó su logística fluvial para distribuir el combustible sólo por vía terrestre mediante camiones.

Estaciones de servicio

Fuentes consultadas por EconoJournal de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA) indicaron que “estamos sintiendo un impacto principalmente los fines de semana, que es el momento de mayor demanda en esta época del año. El problema lo tenemos principalmente los domingos y lunes cuando no se dificulta concretar el nuevo aprovisionamiento semanal de los camiones”. “Es un problema coordinar la logística para abastecer a las estaciones de servicio, que están trabajando con más previsibilidad. Los pedidos se están haciendo con mucha mayor anticipación”, agregaron.

Niveles históricos

La bajante del río Paraná comenzó en 2020 por la sequía histórica que registra la región, con marcas que no se superaban desde hace medio siglo. Este miércoles, el presidente del Instituto Nacional del Agua (INA), Juan Carlos Bertoni, señaló a Télam que la situación actual del Paraná “es preocupante” y que “continúa la bajante que comenzó en 2020”.

El informe semanal del INA señala que “las medias semanales permanecen 2,70 metros por debajo del promedio de enero de los últimos 25 años en Barranqueras (Chaco) y Corrientes”. Según la Gerencia de Sistemas de Información y Alerta Hidrológico del INA, el Paraná lleva 300 días “con niveles inferiores al límite de aguas bajas”.

A mediados del año pasado la bajante generó que la generación hidráulica de la represa de Yacyretá opere al 50% y que las usinas térmicas de Vuelta de Obligado y San Martín (Santa Fe) y la central de San Nicolás (Buenos Aires), que también toman el agua del Paraná, se vean afectadas.

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, Roberto Bellato

La Cámara Eólica Argentina (CEA) se reunió con el Consejo Federal de Energía Eléctrica, la Subsecretaría de Energía Eléctrica y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), para presentar su estudio sobre “Ampliación en el Sistema de Transporte. Compromisos de descarbonización, metas y resultados económicos: motivos urgentes para acelerar una tarea pendiente”

La CEA, encabezada por su presidente, Bernardo Andrews, su secretario, Gastón Guarino, miembros de su Comisión Directiva, Gabriel Vendrell, Andrés Gismondi, Gustavo Castagnino, y su gerente general, Héctor Ruiz Moreno, participaron de las presentaciones del trabajo realizado por la Cámara donde se analiza con gran detalle la situación actual de la industria eléctrica y el principal límite al que se enfrentan hoy, que es la capacidad de transporte remanente en el sistema.

La primera presentación del estudio se llevó a cabo ante el Consejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE), la cual fue presidida por Ricardo Martínez Leone ycontó con la participación de los representantes operativos de las distintas provincias. El CFEE es un ámbito fundamental para la contribución de la CEA, pues constituye el organismo federal que aconseja a la Secretaría de Energía respecto de las necesidades de inversión en el sector.

La Cámara, también fue recibida por el Subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, donde además de la presentación del documento referido, en la reunión se plantearon algunos otros temas muy relevantes para el sector. Sobre esto, el gerente general de la CEA, Héctor Ruiz Moreno, señaló “el Subsecretario tomó nota y acompañó en nombre de la Secretaría la importancia que el tema tiene para el desarrollo del sector renovable, y eléctrico en general”.

Por último, se realizó la presentación ante la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico (CAMMESA), donde Sebastián Bonetto, gerente general; Juan Luchilo, gerente de Análisis y Control Global; Víctor Sinagra, gerente de Estudios Eléctricos; y un destacado equipo de técnicos y especialistas en redes eléctricas de la compañía participaron de la exposición la cual generó un interesante y productivo debate e intercambio de ideas, que culminó con el compromiso de continuar abordando el tema a la brevedad, para revisar los aspectos en los que es posible avanzar en lo inmediato.

El impacto de las renovables

El impacto que produjo la incorporación de generación renovable, liderada por la industria eólica con un 75% de participación, fue particularmente positivo en Argentina. La introducción de energías limpias permitió́ reducir el consumo de combustibles líquidos y GNL importados, generando una reducción en los costos del sistema año a año, menores importaciones de energía y menor peso en la cuenta de subsidios energéticos, mejorando el resultado fiscal. En los últimos dos años, caracterizados por la baja generación hidroeléctrica y los elevados precios de los combustibles importados, el impacto fue particularmente positivo con 15 U$S/MWh de reducción del costo de generación, U$S 4.500 millones de ahorro de divisas y U$S 2.000 millones de ahorro fiscal.

Al saldo favorable en materia económica, se sumó́ también el impacto positivo en términos operativos: sin generación renovable, el diferencial de combustibles líquidos que hubiera tenido que administrar CAMMESA habría llevado al límite las capacidades logísticas del sistema eléctrico, incrementando los niveles de falla sensiblemente.

De cara a los próximos años la generación renovable seguirá́ aportando a la reducción de costos y el ahorro de divisas, por cada 1000 MW adicionales de capacidad eólica instalada, el ahorro externo permitiría recuperar las divisas necesarias para la importación de equipos en menos de 18 meses, generando ahorros netos de allí́ en adelante. Adicionalmente, en el contexto de transición energética, en el que Argentina apuesta a ser proveedor de GNL en el mercado mundial en el transcurso de la próxima década, una mayor penetración renovable generaría mayores saldos exportables de gas y liberaría capacidad de transporte de gas para la exportación.

Entonces, Argentina enfrenta un escenario donde las presiones internacionales por acelerar la transición energética serán crecientes, comenzarán a ser más frecuentes las barreras comerciales verdes y en el que la eficiencia y penetración renovable serán vectores de competitividad para la economía y de atracción de inversiones. En paralelo, desde una perspectiva con foco puesto en el desempeño macroeconómico y del sector eléctrico local, la mayor penetración renovable viene produciendo efectos positivos muy significativos, que se extenderán durante las próximas décadas. En consecuencia, los elementos de análisis externos e internos convergen en el sentido de la necesidad de consolidar las políticas de desarrollo del sector.

Obstáculos

El principal límite que enfrenta hoy un mayor despliegue de la generación renovable es la capacidad de transporte remanente en el sistema eléctrico. Ni la Ley ni los compromisos asumidos en la COP 26 han ido de la mano del desarrollo de herramientas concretas para la ampliación del sistema de transporte en alta tensión que sean consistentes con dichas metas. No se ha logrado articular un esquema que permita trazar metas claras de ampliación del sistema, y mecanismos para pasar de los estudios a planes, de allí́ a licitaciones y a materializar los proyectos.

El sector privado, que ha demostrado en los últimos años que con un marco normativo claro tiene una clara decisión de invertir en el desarrollo y construcción de proyectos, podría acompañar o complementar un plan de expansión del sistema de transporte orientado a la incorporación de energía renovable liderado por el Estado Nacional. Pero los elevados costos de este tipo de obras, que además redundarían en beneficios para el sistema en su conjunto, implican que no sería posible internalizar plenamente en contratos en el MATER inversiones tan importantes en transporte a cargo del sector privado.

Dentro de los mecanismos existentes para el desarrollo del sistema de transporte en cabeza del sector privado las ampliaciones por interés público podrían ser una alternativa. El sector privado, y en particular la Cámara Eólica, tiene la vocación de colaborar activamente a fin de que la convergencia de intereses se transforme en proyectos concretos que dinamicen la actividad y permitan cumplir las metas trazadas por el Estado Nacional.

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, Redaccion EconoJournal

La producción de petróleo proveniente de yacimientos en Vaca Muerta presentó un gran crecimiento que se visualizó en los récords de exportación que se dieron durante 2022. Según informó el Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, durante noviembre pasado se exportaron 2,23 millones de barriles de petróleo desde la provincia, lo que representa el 24% de la producción total. De esta manera, ese mes se generaron 175,4 millones de dólares a un precio promedio por barril de 79 dólares.

Fueron doce las empresas que realizaron envíos, en donde se destacan: Vista Energy  con 851.000 barriles; Compañía de Hidrocarburos No Convencional SRL con 472.000 barriles y Shell Argentina con un total de 430.000 barriles. Además, en noviembre se registró el primer envío de crudo por parte de la empresa petrolera provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GYP), con 12.550 barriles, destinados a una refinería de Brasil.

De estos resultados se desprende que, en los primeros once meses del año, se acumularon envíos al exterior por más de 19,7 millones de barriles, es decir, el 21 % de la producción provincial, superando los 1.755 millones de dólares.

Exportaciones de gas

Respecto al gas, las exportaciones alcanzaron durante noviembre de 2022 los 147,6 millones de metros cúbicos (MMm3), aproximadamente 4,92 MMm3 por día, representando el 7 % de las ventas de gas provincial de ese mes. El precio promedio de estos envíos ha sido de 8,14 dólares por millón de BTU, alcanzando un valor cercano a los 44,33 millones de dólares.

Fueron siete firmas las que exportaron gas en noviembre: Total Energies (24%), Tecpetrol (22%), Pan American Energy (17%), Wintershall (16%), YPF (14%), Pampa Energía (5%) y Pluspetrol (1%)

En los primeros 11 meses de 2022 se exportaron 1.400 MMm3, lo que significó 355 millones de dólares. Esto representa un crecimiento de 357% y 817% para los volúmenes y valores exportados con respecto a igual periodo de 2021. En ese lapso de 2022 la provincia generó un total de 2.109 millones de dólares por exportaciones de hidrocarburos.

El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, destacó que esto “lo hemos hecho los neuquinos y neuquinas, pero siempre resguardando nuestra independencia y autonomía, cuidando la consolidación del poder local, diciéndole no a la grieta y las confrontaciones que lo único que logran es retrasar la concreción de los objetivos”.  

En esa misma línea, el mandatario concluyó que “esto es fruto de estas inversiones; imaginen dónde estaríamos si no hubiésemos desarrollado Vaca Muerta, si no se hubiesen invertido este año 5.000 millones de dólares. Este año Vaca Muerta generará 2.500 millones de dólares en exportaciones de petróleo y gas”.

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, Redaccion EconoJournal

El próximo 23 de enero desde las 8:30 horas se realizará la audiencia pública para aumentar la tarifa de electricidad en el segmento de distribución del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La convoca el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) para analizar el servicio de Edesur y Edenor. EconoJournal entrevistó a Walter Martello, interventor del ente regulador, que asumió respaldado por el ministro de Economía, Sergio Massa. El titular del organismo reconoció el atraso tarifario, pero remarcó que “las facturas deben tener en cuenta la situación económica de los usuarios” y destacó que “el criterio de razonabilidad está incorporado en el acuerdo con el FMI”.

El próximo aumento en la electricidad tendrá un fuerte impacto en los usuarios del AMBA del Nivel 1 (altos ingresos) porque se sumará a la quita del 100% de los subsidios por la política de segmentación. Según describió Martello, la información del ENRE en base a los últimos datos del Registro de Acceso a los Subsidios de la Energía (RASE) indica que el Nivel 1 representa al 34% de los usuarios de la Ciudad de Buenos Aires, al 28% del primer y segundo cordón del conurbano, excepto en San Isidro y Vicente López que sube al 37% del total. Para los niveles 2 y 3 hay un tope de aumento del 40% y 80% sobre el Coeficiente de Variación Salarial (CVS) de 2022, respectivamente.  

Además, el interventor destacó que el apagón de Edesur del 1° de enero en realidad afectó en total a 500.000 usuarios, 100.000 más de lo que se informó en un primer momento. El interventor del ENRE fue muy crítico con la distribuidora del grupo italiano Enel: “A Edesur se lo lleva por delante la realidad. Más allá del contenido técnico que estamos haciendo, la desinversión viene siendo su mal crónico”, afirmó. Y añadió que “si un globo de pirotecnia provoca un apagón así, el grado de vulnerabilidad es altísimo”.

—¿Qué esperan para la audiencia pública del próximo 23 de enero?

–Venimos de una audiencia pública de transporte de electricidad que hicimos a fin del año pasado para empezar a aplicar desde el 1° de enero. Ahora viene la audiencia de distribución, que tiene otra trascendencia por el impacto que puede generar en la factura. En el proceso previo estamos con la inscripción y tomando nota de las solicitudes de las empresas Edenor y Edesur y efectuando cuadros de análisis propios para corroborar si lo que afirman las distribuidoras son para el ENRE los datos a validar según los niveles de inversión y de remuneraciones anuales de las empresas. Sin dejar de tener en cuenta que se viene de una situación de retraso tarifario que reconocemos y es importante, obviamente las tarifas deben tener un grado de razonabilidad respecto a la situación de los usuarios que no podemos dejar de atender, incluso dicho por la Corte Suprema de Justicia de la Nación. El criterio de razonabilidad también está incorporado en el acuerdo con el FMI.

—¿Cuál debería ser el aumento según el criterio de Edenor y Edesur?

–Las distribuidoras formalmente presentaron notas para esta audiencia donde hablan de 290% de retraso tarifario, pero descontando un 20% y un 8% que corresponde a aumentos ya otorgados desde el inicio de la pandemia hasta hoy.

—¿Es decir, Edenor y Edesur plantearon un aumento de 262%?

–Exactamente. La nota que presentaron aclara que ya recibieron dos aumentos, por eso da ese porcentaje. Ese es atraso tarifario que las distribuidoras manifestaron para las facturas finales. Presentaron un 290% por el impacto inflacionario de los tres años (del gobierno del Frente de Todos), más la proyección para 2023, que es de 60%. También mencionan el déficit (con Cammesa), que es de $ 90.000 millones para Edenor y en Edesur $ 87.000 millones solamente para el 2023.

—¿Entonces el Valor Agregado de Distribución (VAD) cuánto podría aumentar?

–Veremos lo que surge de la audiencia, no puedo adelantarlo.

—¿Cómo se aplicará el próximo aumento en los niveles 2 y 3 de usuarios que surgieron de la segmentación?

–Tenemos una limitación que es el máximo de aumento del 40% en el Nivel 2 y del 80% en el Nivel 3, que tiene que ver con el tope otorgado en relación con Coeficiente de Variación Salarial (CVS). No estamos habilitados a otorgar un aumento superior porque esto está incluido en el anexo que aprobó el Congreso sobre al acuerdo con el FMI y está previsto también en el decreto que permite realizar la audiencia.

—¿Cómo prevén el impacto del aumento tarifario en el Nivel 1, que es al que además se le está quitando el 100% de los subsidios por la segmentación?

–La última información que tenemos es de hace una semana y es que en el Nivel 1 (altos ingresos y que no se registraron en el RASE) hay un 34% del total de los usuarios en la Ciudad de Buenos Aires. Este porcentaje baja en los distritos del segundo y tercer cordón del conurbano, donde nos da un 28%, excepto en San Isidro y Vicente López donde asciende al 37%. Este corte está muy lejos de la proyección que hizo el ex ministro (de Economía) Guzmán que era del 10%.

—¿Políticamente cómo puede impactar el aumento de tarifas y la quita de subsidios para este Nivel 1, sobre todo en un contexto inflacionario como el que atraviesa el país?

–Pretendemos que el aumento para el Nivel 1 tenga criterio de razonabilidad, que está incorporado por el acuerdo con FMI, creo que es un tema saldado. Ahora, el criterio de razonabilidad puede ser el que aplique el ENRE, otro el de la Secretaría de Energía y otro distinto el de las distribuidoras. En sí, es una situación difícil de saldar y vamos a tratar de ajustarnos para que los nuevos cuadros sean soportables para la población. Sabemos que estamos en un contexto muy complejo, pero con una inflación proyectada que tiende a la baja y esperamos que se consolide.  

—¿Cómo analizan el desempeño de las compañías Edesur y Edenor en el contexto de tarifas planchadas y segmentación?

–En los niveles de inversión vemos desempeños distintos. En el caso de Edesur se lo lleva puesto por delante la realidad. Más allá del contenido técnico que estamos haciendo, la desinversión viene siendo su mal crónico. Y esto lo vemos en los cuadros comparativos de lo que ellos dicen con lo que nosotros cotejamos.

—¿Qué se sabe hasta el momento del peritaje del apagón ocurrido la noche del 1° de enero?

–Sigue adelante el procedimiento sancionatorio donde se quedaron sin servicio eléctrico 500.000 usuarios, según informó finalmente Edesur, y tuvieron problemas la Subestación Perito Moreno y que en total afectó a once subestaciones. En Edenor, el apagón afectó a 8.300 usuarios y con las maniobras que realizó lo levantó en tres minutos.

—Edesur informó que el apagón se produjo por la caída de un globo de pirotecnia en una subestación. ¿Qué piensa al respecto?

–Si es cierto que el apagón lo generó un globo de pirotecnia que cayó en la subestación demuestra un grado de vulnerabilidad altísimo. Tendríamos que examinar esa situación, más allá de que esté contemplada o no una sanción, por lo menos dejar registro de la vulnerabilidad. Hay episodios que están comprendidos como de fuerza mayor, pero en esta época y con esta tecnología no se pueden admitir.

—A partir de este apagón de Edesur dijo públicamente que estatizar la distribuidora debería ser una posibilidad. ¿Es una manifestación de deseo o ve una alternativa concreta que el Estado pueda adquirir acciones de Edesur en esta situación del país?

–Primero quiero resaltar que debería haber un acuerdo político importante para llevar a cabo la adquisición del 51%, como plantean algunos sectores, o una compra parcial como el modelo Eletrobras (Brasil), que luego de un proceso de privatización pasó de 75% a 45%. Yo entiendo que debe haber intervención estatal en Edesur, es mi opinión. Lo que no se puede es que el Estado solamente tenga que poner los recursos y punto porque después viene la recomposición de un problema crónico que es la falta de inversión. El Estado tendrá que poner recursos para hacer a la compañía viable en calidad de servicio.

–¿De Edenor hace el mismo análisis?

–Cuando comparamos cualquier indicador (inversiones, cantidad de cuadrillas, cantidad de cortes por altas temperaturas) de Edenor contra Edesur te da 5 a 1, salvo algún evento importante. De hecho, nos acordamos del apagón de fin de año, pero el fin de semana largo de diciembre (8, 9, 10 y 11 de diciembre) también tuvimos serios problemas con Edesur. Y en la época en que se estableció el marco regulatorio con Roberto Dromi (ex ministro de Obras Públicas de Carlos Menem), se fijó una sanción excepcional para los casos donde se registren cinco días consecutivos de cortes de electricidad con más de 70.000 usuarios afectados y el fin de semana largo de diciembre tuvimos esa situación. Habilitamos un expediente por sanciones por esto. No es comparable la situación de Edenor a la Edesur. De todos modos, desde septiembre hasta el 31 de diciembre aplicamos $1.300 millones de multas a Edesur y $600 millones a Edenor, porque tampoco es que esta distribuidora tiene todas las situaciones saldadas.

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, Roberto Bellato

La central nuclear Atucha II continuará fuera de servicio hasta que se defina cómo proceder con las tareas de reparación en el reactor. Una de las alternativas de intervención implicaría que la central quede fuera de operación hasta 2024.

Atucha II dejó de operar en octubre debido a un problema detectado inicialmente en la turbina Siemens de la central. Este medio había dado cuenta de que la detención sería aprovechada para resolver “otros problemas”, de acuerdo con una de las fuentes consultadas en su momento.

Efectivamente, Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) comunicó luego que encontrado un “desperfecto mecánico” durante la realización de inspecciones en el reactor. “Personal de Nucleoeléctrica Argentina detectó que un componente interno del reactor se había desprendido y desplazado de su lugar de diseño, situación que requerirá una intervención directa para su reparación”, explicó la compañía operadora de las centrales nucleares. Luego añadió que la falla “no implica riesgos para la seguridad de las personas o el ambiente”.

El cuadro de situación es complejo. NA-SA tiene en sus planes el proyecto de extensión de vida de la central Atucha I, con fecha de inicio de las obras en 2024. Pero con la salida de servicio de Atucha II podría ocurrir que dos de las tres centrales nucleares queden detenidas hasta entrado el 2024, con la consecuente pérdida de ingresos para la compañía.

Problema de soportes

EconoJournal pudo reconstruir de distintas fuentes que la pieza en cuestión es uno de los cuatro soportes internos del reactor.

“Se detectó una pieza, un soporte, que se salió de su posición original y quedó suelta. Está en el fondo del reactor. Son cuatro piezas similares, las otras tres están en posición”, explicó una de las fuentes.

Pero por el tamaño y la ubicación de la pieza las tareas de reparación son difíciles. “La pieza es un disco de 130 mm de diámetro y 90 mm de altura. Pero el problema es que el orificio más grande para extraer esa pieza es de 90 mm. Las soluciones planteadas son realizar un corte para poder extraer la pieza o soldarla. Es muy difícil porque tenés una columna de agua de varios metros, presión hidrostática, etc.”, ahondó la fuente sobre el problema.

Otra de las fuentes consultadas profundizó en el dilema. “Hay dos opciones: utilizar un brazo mecánico para retirar la pieza y seguir operando con tres soportes, o abrir el reactor para reparar el cuarto soporte”, explicó la fuente. La segunda opción implicaría que la central quedará fuera de servicio por al menos un año, debido a que se deberían retirar los elementos combustibles y volver a colocarlos, dos tareas que consumen mucho tiempo.

En cualquier caso, la última palabra la tendrá la Autoridad Regulatoria Nuclear, que deberá evaluar la documentación técnica que Nucleoeléctrica provea para respaldar la primera opción.

Nucleoeléctrica había completado en julio una parada programada de cuatro meses en la central nuclear. Sin embargo, todas las fuentes consultadas coincidieron en que el problema actual tiene origen en la etapa de montaje del reactor.

La explicación de NA-SA

Desde la empresa explicaron a EconoJournal que ya están trabajando en probar la factibilidad de retirar el soporte suelto y seguir operando con los tres restantes. Esto último sería posible debido a que las piezas en cuestión no cumplirían ninguna función.

«Lo que más estamos considerando es cortar y sacarlo. El soporte es más grande que el orificio de un canal del reactor, por lo que sí o sí hay que cortarlo en tres pedazos. Respecto de los otros soportes, estamos garantizando que no se cortaron, ni movieron, ni rayaron. Pero vamos a realizar puntos de soldadura«, explicaron desde la compañía.

La opción de volver a colocar y soldar el soporte suelto esta prácticamente descartada debido a que el resultado final no sería dejarlo en la posición exacta que en el diseño original. Por otro lado, todas las tareas requerirán del diseño de equipos específicos para poder realizar las operaciones de corte y soldadura en las condiciones particulares (de profundidad y presión) del reactor.

Para cortar la pieza en tres pedazos están evaluando distintos métodos de corte. «Uno es la electroerosión bajo agua, que esta funcionando bastante bien en las pruebas. También estamos construyendo el mock up para ver que a esa distancia y con tanta agua puede seguir cortando. El método tiene la ventaja de que casi no tiene viruta», graficaron.

Sobre los soportes, en NA-SA consideran que son piezas que no cumplen ninguna función específica. «Tenemos que demostrar que en realidad esas piezas son superflúas, no cumplen ninguna función, están ahí como copia del diseño de Atucha I. Hay toda una metodología de piezas para que el hecho de sacar esta pieza no significa un cambio de diseño significativo y que la seguridad se sigue manteniendo. Estamos haciendo toda la documentación para que la ARN lo evalúe y acepte lo que queremos hacer, que es sacar la pieza y soldar las otras«, señalaron.

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, Nicolás Deza

La Secretaría de Energía aprobó la prórroga por diez años para la concesión de transporte de la estación de bombeo y la terminal marítima de Puerto Rosales de Oiltanking Ebytem y su respectiva ampliación, a través de la resolución 875 / 2022. En gran medida a raíz de eso, Moody’s, una de las principales calificadoras de riesgo a nivel global, le otorgó a la compañía una calificación de emisor en moneda local de largo plazo de AA.ar con perspectiva estable.

Según informaron desde Moody’s, “la calificación de la compañía refleja su sólida y estable generación de fondos y el posicionamiento estratégico de sus operaciones en el Puerto Rosales, por donde circula más del 60% del petróleo crudo producido en el país”.

La calificación incorpora adicionalmente los riesgos financieros y operativos incrementales del plan de expansión de las operaciones en Puerto Rosales, que incluye la construcción de un muelle y de seis tanques de almacenamiento con un CAPEX estimado en aproximadamente U$S 498 millones.

Para el periodo 2022-23 se espera que el EBITDA de la compañía se mantenga en niveles de U$S 30-35 millones, similares a los obtenidos en el periodo 2019-2021. Moody’s Local Argentina consideró que el plan de inversiones le permitirá a Oiltanking incrementar considerablemente su capacidad de recepción y despacho de la producción incremental de crudo de Vaca Muerta y mejorar sus ingresos y márgenes de rentabilidad. Hacia adelante, esperan una generación de EBITDA en torno a los U$S 100-120 millones para el periodo 2025-26, con mejora en los márgenes de rentabilidad.

Además, la calificadora consideró que la compañía presentará un pico de endeudamiento en torno a 3,0x EBITDA en 2023, producto de la toma de deuda financiera adicional por aproximadamente U$S 170 millones para financiar parte de la ampliación de las instalaciones en Puerto Rosales.

Sin embargo, proyectó que ese nivel de endeudamiento disminuirá rápidamente a valores de 1,0x-2,0x EBITDA para 2025-2026, con una sólida cobertura de intereses superior a 5,0x, explicado principalmente por la mayor generación de EBITDA esperado por el aumento en la capacidad de almacenamiento y despacho de la terminal y el muelle del Puerto Rosales.

A su vez, la calificación incorporó a la trayectoria y soporte técnico, operativo y financiero de sus principales accionistas: YPF S.A. (AA+.ar/Estable, 30% de participación accionaria) y Oiltanking GmbH (70% de participación accionaria), domiciliada en Hamburgo, Alemania, una subsidiaria del grupo alemán Marquard & Bahls.

Fortalezas crediticias

De acuerdo a la calificación realizada las fortalezas de la compañía son:

Sólida posición competitiva como actor clave en el sector midstream local y elevado potencial de crecimiento derivado de la expansión planeada en las operaciones del Puerto Rosales.

Estables márgenes de rentabilidad y sólida generación de flujo de fondos.

Fuertes vínculos estratégicos y sinergias positivas con sus accionistas, Oiltanking GmbH (grupo Marquard & Bahls) e YPF.

Sólido perfil de liquidez y elevada flexibilidad financiera.

Debilidades crediticias

Según el análisis realizado por la calificadora sobre las debilidades crediticias de la empresa se destaca:

Exposición a riesgo regulatorio elevado al brindar servicios públicos en condiciones monopólicas y alta incertidumbre en la fijación de tarifas reguladas por la Secretaría de Energía.

Elevadas necesidades de financiamiento en el corto plazo para implementar el plan de inversiones, que estimamos implicarán flujos de fondos negativos en 2023 y 2024.

Exposición a riesgos operacionales y ambientales que pueden afectar el normal curso de operaciones de la compañía, altamente mitigado por un historial de 30 años de operatoria sin incidentes.

Plan de inversión

Asimismo, en la calificación se contempló que el plan de inversiones de Oiltanking Ebytem por alrededor de U$S 498 millones para aumentar la capacidad de sus instalaciones y recibir el mayor volumen esperado de producción de petróleo le permitirá incrementar considerablemente sus ingresos, mejorar los márgenes de rentabilidad y aumentar su posición competitiva como actor estratégico en el sector de midstream local.

También, que el incremento en los volúmenes operados por la compañía se encuentra altamente condicionado, en una primera instancia, por el éxito en el desarrollo de inversiones de infraestructura en los oleoductos que conectan la localidad de Allen con Puerto Rosales y, en una segunda instancia, por un aumento considerable en la producción de petróleo de Vaca Muerta.

Con el fin incrementar la capacidad de almacenaje y de exportación de la producción proveniente de la Cuenca Neuquina, la primera etapa del plan de inversiones de la empresa consiste en destinar aproximadamente U$S 232 millones para la construcción de un muelle, de dos nuevos tanques de almacenamiento y de una estación de bombeo. Para esto, desde la compañía planean finalizar la primera etapa a principios de 2024. La segunda etapa del proyecto consistirá en la construcción de cuatro tanques más y la instalación de una solución marítima para atender la demanda adicional, estimado para 2026 y con una inversión aproximada de U$S 266 millones.

Ante esto, Moody’s Local Argentina concluyó que la exposición a la volatilidad en el volumen y nivel de ventas de la capacidad incremental de despacho de crudo se encuentra altamente mitigado por la naturaleza de los contratos “take or pay” que Oiltanking firmará con sus clientes. En este sentido, las empresas productoras se comprometerían a despachar un cierto volumen de crudo hacia las instalaciones en Puerto Rosales, y en caso de que no tengan la posibilidad de realizarlo, deberán compensar a Oiltanking por la menor cantidad de crudo enviado.

En el año 2021 la compañía recibió aproximadamente 30.000 m3 /d de petróleo crudo desde el oleoducto de Oldelval y otros 26.000 metros cúbicos por día (m3 /d) a través de las dos monoboyas que la compañía posee en Puerto Rosales. Por lo cual, la calificadora espera que, en función de las proyecciones de la compañía y de las inversiones planeadas para el sector, el nivel de crudo recibido desde la Cuenca Neuquina se incremente a niveles de 55.000 m3 /d para el año 2024 y un total de 86.000 m3 /d hacia 2025-2026.

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, Redaccion EconoJournal

Si bien tiene una muy incipiente exploración, la provincia de La Rioja es la primera en dar pasos concretos para declarar como “recurso estratégico” al litio y sus derivados, clave como materia prima para las baterías en la industria tecnológica y los vehículos eléctricos. En la última sesión de la Legislatura provincial del 15 de diciembre de 2022 se aprobó la Ley 10.608 impulsada por el gobierno de Ricardo Quintela que, además, habilitaría a suspender los permisos exploratorios y concesiones ya otorgados. Con esta norma el estado provincial también tendría más espaldas para administrar el litio. Ahora la ley deberá publicarse en el Boletín Oficial provincial. Según pudo averiguar EconoJournal, está todo listo para que el gobernador lo firme y en breve se publique formalmente.  

Provincias

La ley impulsada por La Rioja llamó la atención en el sector ya que, por ejemplo, Quintela fue parte de la comitiva de gobernadores del norte del país que a mitad del año pasado acompañó al ministro de Economía, Sergio Massa, a Estados Unidos para buscar inversiones privadas. Uno de los sectores más destacados por el titular del Palacio de Hacienda en ese país fueron los proyectos de litio de la Argentina.

Los gobernadores del norte como Gerardo Morales de Jujuy, Raúl Jalil de Catamarca y Gustavo Sáenz de Salta (donde se concentra casi el 100% de los proyectos de exploración y producción de litio del país) se vienen oponiendo a declarar al litio como recurso estratégico en una ley. Las tres provincias conforman la Mesa del Litio, un espacio desde donde los gobernadores quieren establecer un enclave económico común para el desarrollo de los proyectos.

Formalizar en una ley al litio como «estratégico» no es tema no es nuevo. En los años que lleva en el gobierno el Frente de Todos hubo varios intentos para declarar este mineral como estratégico o de crear una empresa estatal a nivel nacional para producir litio. Esta visión siempre chocó con la de las provincias del Norte. En el bloque oficialista del Congreso hay distintas posiciones, aunque en el gobierno predomina la idea de Massa y de la Secretaría de Minería, a cargo de Fernanda Ávila, que tiene como eje central que los recurso son de las provincias y que principalmente el litio tiene que estar desarrollado por capitales privados. Fue la propia titular de la cartera minera, con respaldo desde el ministerio de Economía, la que rechazó también el año pasado la creación de una OPEP del litio, una idea que el Canciller argentino, Santiago Cafiero, intentó impulsar con los gobiernos de Chile y Bolivia, aunque por el momento sin demasiada suerte.

CAEM

La aprobación de esta ley generó rechazo por parte de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) porque “impacta gravemente en el sector minero del país en su conjunto”, según manifestó en un comunicado recientemente difundido. La entidad expresó que le ley aprobada en La Rioja “afecta la estabilidad jurídica”. “Suspender las concesiones y permisos daña las posibilidades de desarrollo socio económico a futuro, impactando no sólo a las empresas que ya confiaron en la provincia, sino, además, generando señales negativas que atentan contra potenciales inversores, frenando la posibilidad de producción y generación de divisas”, añadió CAEM.

La Rioja y el litio

Hasta el momento es muy poca la exploración de litio en La Rioja. En 2021, la provincia otorgó un permiso para explorar litio en su territorio a la compañía canadiense Origen Resources en una extensión de 21.000 hectáreas. Además, en octubre pasado Quintela e YPF firmaron un convenio para que la compañía con mayoría accionaria estatal estudie la posibilidad de avanzar en un proyecto. Cada vez que el gobernador riojano habla sobre el litio resalta que Laguna Brava es donde se concentra la mayor cantidad en la provincia. Se trata de una zona que está ubicada al norte, cerca del límite con Chile. El 15 de noviembre pasado La Rioja creó Kallpa SAPEM (Sociedad Anónima con Participación del Estado Mayoritaria), una empresa que se dedicará al desarrollo de litio y energías renovables.

Actualmente la Argentina sólo tiene dos proyectos en etapa de producción y están en Catamarca y Jujuy, que también cuentan con varios en exploración. La provincia de Salta suma otros tantos desarrollos en exploración avanzada que están por sumarse a la etapa productiva. En 2022 la Argentina exportó litio por US$ 700 millones, pero se cree que en los próximos años aumenten fuertemente las ventas al exterior ya que hay varios proyectos que comenzarán a producir.

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, Roberto Bellato

Los tres pilotos que representan al Puma Energy Rally Team completaron la 8ª etapa del Dakar 2023 en Arabia Saudita. El argentino Juan Manuel Silva, la paraguaya Andrea Lafarja y el guatemalteco Francisco Arredondo, se mantienen firmes en la carrera más extrema del planeta.

Juan «Pato” Silva conduce un UTV modelo Can-Am Maverick X3 de FN Speed. Por su parte, Lafarja está al volante de una Toyota Hilux V8 T1 de Overdrive Racing, y Arredondo en una KTM 450 Rally de Vas Team.

El experimentado equipo continental continúa desafiando cada uno de los obstáculos que impone Dakar con la potencia y el compromiso que caracterizan a la marca.

La entrada <strong>Gran desempeño del Puma Energy Rally Team en la primera mitad del Dakar</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

En la primera semana de la competencia más exigente del mundo, los tres integrantes del Puma Energy Rally Team, el argentino Juan Manuel Silva, la paraguaya Andrea Lafarja y el guatemalteco Francisco Arredondo, completaron cada uno de los desafíos que los pusieron a prueba.

En resumen, la etapa N° 1 se desarrolló sobre un recorrido total de 603 kilómetros, de los cuales 368 pertenecieron a la prueba especial. La carrera tuvo el denominado “rulo”, ya que la partida y la llegada fueron en el campamento de Yanbu, a orillas del Mar Rojo. 

La segunda jornada unió el campamento de Yanbu con el de Alula, donde recorrieron 590 kilómetros de los cuales 431 correspondieron a prueba especial. Esta etapa fue extensa en tiempo y compleja por la escenografía, ya que los ríos secos, las grandes piedras y zonas peligrosas provocaron complicaciones a un buen porcentaje de los competidores. Sin embargo, los representantes del Puma Energy Rally Team lograron el objetivo de llegar si inconvenientes al objetivo.

La tercera etapa del Dakar 2023 sorprendió con una inesperada tormenta. En pleno desierto, el clima asombró con una feroz tormenta eléctrica que azotó la zona central de Arabia Saudita. Esta jornada, que unió a AlUla y Hail, se acortó en la prueba especial por la gran cantidad de agua que originó la crecida de ríos. El Puma Energy Rally Team ratificó su capacidad y superó otro escollo.

La 4ª etapa se efectuó bajo un sol que cambió el escenario y devolvió la sonrisa a los participantes. Los tres integrantes del equipo continental, largaron desde el campamento de Ha’il y recorrieron573 kilómetros en total, de los cuales 425 fueron cronometrados en la prueba especial.

El quinto día del Dakar 2023 se desarrolló con un “bucle”, dado que tuvo como largada y punto de llegada el campamento de Ha’il, con 646 kilómetros de recorrido total, de los cuales 375 correspondieron a especial. 

Las condiciones climáticas obligaron a los organizadores de la prueba a modificar el recorrido de la 6ª etapa pero todo esto no amedrentó al Puma Energy Rally Team, que salió airoso de esta situación.  

Resultados

Al mando de su UTV modelo Can-Am Maverick X3 de FN Speed, el piloto chaqueño se mantiene expectante con el Side by Side alternando el Top 20 de la clase T4 entre los vehículos livianos y comentó sus sensaciones: “Es un Dakar difícil. Pero estoy en un buen equipo y, si no se complica nada, todos los días llego al campamento a las 19, me ducho con agua caliente. No la paso mal. Son etapas largas, pero me encuentro impecable y, por suerte, no hemos tenido grandes problemas que nos retrasaran como para trastocar nuestra rutina”.

En tanto, al volante de su Toyota Hilux V8 T1 de Overdrive Racing, la conductora paraguaya concluyó este viernes en el 36° puesto del ranking general dentro de la categoría autos y, luego de vencer algunos contratiempos, se mostró sumamente optimista de cara al futuro: “Ha sido difícil, pero nada nos va a detener. Estoy cansada y feliz a la vez, porque se ven los resultados de nuestro esfuerzo diario. Con mucha garra seguiremos hacia adelante. ¡Gracias Paraguay por el apoyo! ¡Vamos el Puma Energy Rally Team!”. 

Por su lado, arriba de su KTM 450 Rally de Vas Team, el motociclista guatemalteco terminó 38° en la última etapa del Rally 2, se afianzó en el top 50 de la tabla general y manifestó su opinión acerca de los avances obtenidos en medio de las complicaciones climáticas y los desafíos que impone el recorrido de los vehículos: “El Dakar está siendo muy duro, el más complicado de los últimos tiempos. Eso genera que se acumule cansancio y que las máquinas sientan el ritmo intenso. Pero lo importante es que estoy entero, contento por lo que hemos logrado con el equipo”. 

En otro orden, la organización determinó una serie de cambios para los próximos días teniendo en cuenta que las lluvias obligaron a saltear el campamento de Al Dawadimi, por lo que la caravana Dakar en la 7ª etapa regresará a esa zona. Mientras tanto, el experimentado Puma Energy Rally Team continúa desafiando cada uno de los obstáculos que impone la competencia más difícil del mundo, con la potencia y el compromiso que caracterizan a la marca. 

Plan de Incentivo “Experiencia Dakar para Operadores”

Paralelamente, Puma Energy llevó adelante por segundo año la “Experiencia Dakar para Operadores”, un premio para que cerca de 60 operadores de la red tuvieran la posibilidad de viajar y vivir de cerca la experiencia. La compañía líder en el mercado global de energía realizó este plan de incentivo con participantes de Argentina, Paraguay y los países de Centroamérica donde la marca tiene operaciones.

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, Redaccion EconoJournal

La secretaría de Energía, Flavia Royón, adelantó el jueves de la semana pasada a través de su cuenta personal en Twitter que el precio del gas que se empezará a cobrar a los hogares de ingresos altos y medios aumentará, a partir del 1º de marzo próximo, un 28,3%. Si bien la resolución que explicita esa decisión aún no fue publicada en el Boletín Oficial, la medida anunciada por la funcionaria salteña permite trazar cuánto aumentarán la factura final que deberán afrontar los hogares a partir del tercer mes de año.

Como el precio del gas —que comúnmente se conoce como valor del PIST (punto de ingreso al sistema de transporte)— representa casi un 50% de la boleta que pagan los usuarios, la suba que adelantó Royón tendrá un impacto en la factura final cercano al 15%. A ese porcentaje habrá que sumarle el incremento del Valor Agregado de Distribución (VAD), que cubre el ingreso de las empresas distribuidoras (Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas, entre otras) y el margen de las empresas transportistas (TGS y TGN). Ambos ítems representan alrededor de un 35% de la factura final (el 15% restante se explica por los impuestos que gravan las tarifas).

Fuentes del área energética del gobierno adelantaron a EconoJournal que la recomposición del VAD y del margen de transporte rondará el 80%, aproximadamente la mitad de lo que reclamaron los privados en la audiencia pública realizada la semana pasada. En realidad, el Enargas trasladó a la Secretaría de Energía dos propuestas: una de máxima, que prevé un aumento del VAD del 90%, y otra más conservadora, que contempla un salto del 70%. La decisión final se tomará en el Ministerio de Economía, que dirige Sergio Massa, en función de los límites que establezca la conducción política del Frente de Todos.

En cualquier caso, se estima que el aumento de los márgenes de distribución y transporte terminará rondando un 80% y arrastrará un impacto de hasta un 35% en la factura final que pagarán los usuarios a partir de marzo. Si a eso se le suma el aumento del costo del gas (PIST), la suba total que deberán afrontar los hogares de ingresos altos (Nivel 1) y medios (Nivel 3) se moverá en la banda del 50 por ciento.

Invierno contra invierno

Si se analiza la suba de las tarifas de gas natural contra el invierno del año pasado, el salto será, sin embargo, mucho mayor. Es que los cuadros tarifarios de las distribuidoras se empezaron a corregir en septiembre del año pasado, una vez que se puso en marcha el esquema de segmentación que había diseñado el equipo del ex ministro de Economía Martín Guzmán.

Así, por ejemplo, un hogar del conurbano que recibe el servicio de Metrogas y está integrado por una familia tipo con dos estufas en su vivienda —que en el invierno está categorizado por su nivel de demanda como R31— pagó en junio del año pasado un cargo variable por el gas de $ 19,52 por metro cúbico (m3) consumido. En enero de 2023 —es decir, con las tarifas vigentes en la actualidad— pasó a abonar 36,94 pesos. Y a partir del 1º de marzo —una vez que se instrumente la suba del precio del gas y del VAD que está definiendo el gobierno— pagará 48,50 pesos.

Factura media de gas de un hogar abastecido por Metrogas

Fuente: Elaboración propia en base a datos del Enargas

El impacto de esos números en una factura tipo de Metrogas será el siguiente: el consumo medio de un usuario residencial en junio de 2022 fue de 127 m3 en el mes, en tanto que el anual ascendió a 711 m3. Durante junio, con las tarifas vigentes en ese momento, ese hogar —siempre y cuando esté categorizado como Nivel 1— pagó una factura final de 3244 pesos.

Con los cuadros vigentes en enero, esa cifra se elevaría a $ 6208. Y si se proyecta ese mismo consumo de gas para este invierno, la boleta final ascenderá a $ 8750 pesos, un 170% más que el año pasado, según una estimación realizada por este medio en base a los datos relevados en esta nota.  

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, Nicolas Gandini

Alemania evalúa duplicar su capacidad instalada de generación eléctrica a gas natural para garantizar el suministro eléctrico, confiando en que tendrá suficiente infraestructura de LNG para garantizar la provisión del combustible. En ese sentido, el país europeo acaba de importar su primer cargamento de gas natural licuado.

El Ministerio de Economía y Acción Climática de Alemania analiza la construcción de hasta 21.000 MW de nueva capacidad de generación a gas, de acuerdo con documentos internos vistos por el medio Euractiv.

“Las inversiones en centrales eléctricas a gas (…) siguen teniendo sentido siempre que se creen las capacidades correspondientes de LNG y los precios se normalicen”, dice uno de los documentos del ministerio.

Necesidad de generación a gas

La capacidad instalada a gas actual es de 27,5 GW y representó el 16% de la electricidad generada en 2022 de acuerdo con el instituto Fraunhofer.

La nación europea estableció un objetivo de 80% de energías renovables en la matriz de generación eléctrica para el 2030. Con el cierre de las últimas centrales nucleares y el compromiso del gobierno de adelantar el cierre de las usinas a carbón para el 2030, se espera que el 20% faltante sea cubierto principalmente con generación a gas.

La necesidad de nuevas usinas para reemplazar la generación firme de las nucleares y el carbón había sido advertida tiempo atrás por el CEO de RWE, una las principales compañías de energía. “Todavía subestimamos las nuevas centrales eléctricas de gas que necesitamos»”, dijo Markus Krebber.

La generación a gas natural fue reconocida en la taxonomía europea para las actividades sostenibles como energía de transición. Significa que cualquier nueva usina a gas podrá recibir financiamiento público si cumple con una serie de requisitos. El gobierno alemán dice que las nuevas usinas a gas deben ser capaces de utilizar hidrógeno.

Primera importación de LNG

La invasión de Rusia a Ucrania incrementó la volatilidad en los precios del gas, llevando a varios países a reducir el consumo de energía y buscar combustibles más baratos. En Alemania el consumo total de energía retrocedió 4,7% respecto a 2021 y la generación a carbón registró un repunte de 13% interanual en el tercer trimestre de 2022.

No obstante, el gobierno confía en que la infraestructura de LNG logrará reemplazar el suministro de gas ruso. Alemania proyecta una reducción global en el consumo de gas en el largo plazo debido a la electrificación de los consumos energéticos residenciales.

En ese sentido, fue inaugurada en diciembre la primera terminal de regasificación del país. El primer cargamento de LNG (proveniente de Estados Unidos) arribó en la terminal flotante en Wilhelmshaven en los primeros días de enero.

Alemania tiene en carpeta otras cuatro terminales regasificadoras. Esta capacidad le permitiría reemplazar hasta dos tercios de los volúmenes que importaba de Rusia. Las importaciones totales de gas en Alemania cayeron un 12,3% en 2022 según el regulador alemán BNetZa. Noruega superó a Rusia como principal abastecedor de gas.

En la Unión Europea las importaciones de Rusia por gasoductos finalizarían el 2022 con una caída del 50%, de acuerdo con el último reporte de mercados de gas de la Agencia Internacional de Energía. Los países de la Unión Europea importan alrededor de 400 mil millones de metros cúbicos anuales. Entre 170 y 200 mil millones solían provenir de Rusia, mayormente a través de gasoductos. Entre enero y agosto del año pasado las importaciones europeas de LNG crecieron un 65% (unos 43.000 MMm3).

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, Nicolás Deza

La provincia de Neuquén volverá a estar entre las primeras del país que abran el calendario electoral este año: confirmó que votará el 16 de abril, en igual fecha que su vecina Río Negro. Serán elecciones con un escenario inédito, en donde el Movimiento Popular Neuquino buscará retener el gobierno que deja Omar Gutiérrez enfrentándose a un rival de sus propias entrañas por primera vez en décadas.

Según los tiempos del cronograma oficial, las candidaturas se formalizarán recién el 10 de febrero, pero la provincia está en campaña, prácticamente, desde fines de 2021. Las legislativas de ese año le dieron un triunfo en las PASO a Rolando Figueroa, un emepenista enfrentado a la lista Azul de Gutiérrez y Jorge Sapag, y lo envalentonaron para comenzar un armado provincial rumbo a los comicios de este año.

Marcos Koopmann y Rolando Figueroa se disputan la Provincia.

Con igual anticipación se empezó a mover el actual vicegobernador Marcos Koopmann, el elegido del oficialismo, en una carrera que empezó muy desde atrás por su falta de conocimiento en el territorio y sus limitados antecedentes de gestión.

Ambos dirigentes no llegaron a enfrentarse en internas por la decisión de Figueroa de romper con el partido y jugar directamente en la general que se hará el tercer domingo de abril. Una apuesta arriesgada con la que busca captar el descontento de las propias filas partidarias hacia la hegemonía sapagista y, a la vez, recolectar los votos de la oposición por derecha e izquierda.

Koopmann irá en fórmula con Ana Pechen, la única vicegobernadora mujer que tuvo la historia de Neuquén: ya lo fue dos veces durante las gestiones de Sapag, entre 2007 y 2015.

La fórmula de Figueroa se completará con la intendenta de Plottier, Gloria Ruiz, una dirigenta que llegó al cargo con un partido aliado al MPN, pero que terminó en rol de opositora. Primero, se enfrentó por las medidas de restricción dictadas durante la pandemia y, luego, por un reclamo de mayor coparticipación al gobierno de Gutiérrez.

A diferencia de Koopmann, a Figueroa todavía le falta completar (o revelar) su lista de 35 diputados y formalizar sus candidaturas para el interior. En simultáneo con los cargos provinciales, el 16 de abril se votarán intendentes en 52 municipios y comisiones de fomento. Solo Rincón de los Sauces, Plottier, Villa La Angostura, Plaza Huincul y Cutral Co lo harán en fecha separada.

Desorden opositor

Figueroa logró sumar a su cruzada a varios partidos de la oposición y dejar a otros confundidos sobre el lugar en donde deberían estar. Juntos por el Cambio ya no tendrá lugar como alianza en las elecciones de abril porque una mitad (el PRO y Nuevo Compromiso Neuquino) se fue detrás de este candidato y porque la otra (la Unión Cívica Radical y la Coalición Cívica ARI) se quedó sosteniendo la postulación del diputado nacional Pablo Cervi.

El también empresario frutícola era número puesto para disputar la gobernación de Neuquén tras el buen desempeño que tuvo en las legislativas del 2021, pero los referentes de Mauricio Macri y Horacio Rodríguez Larreta en la provincia insisten con que la jugada de Figueroa “cambió el escenario”. A Cervi le han pedido en numerosas oportunidades que deponga su candidatura, pero el radical se mantiene.

En paralelo, otro desprendimiento de Juntos por el Cambio llegó, como en 2021, del conductor y empresario de medios Carlos Eguía, quien pasó de apoyar a Macri a seguidor de Javier Milei. El 16 de abril se presentará como su candidato a gobernador, en principio, con un sello provincial llamado Cumplir mientras tramita en el juzgado federal uno más afin, Fuerza Libertaria.

El verdadero desorden está en el Frente de Todos. El PJ que conduce Darío Martínez, quien hasta el año pasado era el postulante natural del peronismo y hoy se mantiene en un desconcertante silencio, aún no definió qué estrategia se dará para las elecciones de la provincia.

Hay dirigentes (los menos) que piden llevar candidato propio, otros que se apoye nuevamente a Ramón Rioseco y algunos que se decida acompañar a Rolando Figueroa. Para cualquiera de las tres cosas, el partido debe convocar a su Congreso, un mandato que recae sobre el exsecretario de Energía de Nación, e imponer su definición por mayoría de dos tercios que hoy no tiene ninguna de las posiciones.

Mientras todo eso aún no sucede, Rioseco está lanzado a la campaña con apoyo del senador Oscar Parrilli.

El rol de Petroleros

La línea Azul y Blanca del MPN que lideran Guillermo Pereyra y el actual secretario del sindicato de Petroleros Privados, Marcelo Rucci, acompaña en esta elección a la fórmula oficialista que encabeza Marcos Koopmann. Hubo un coqueteo previo con el sector de Rolando Figueroa, pero aseguran que se cortó cuando el diputado anunció que su candidatura sería por afuera del partido.

“No podemos seguir hablando: yo soy MPN”, reconstruyó Pereyra su última charla con el ahora rival, a quien no ha dudado en calificar de “traidor”.

El acuerdo de la Azul y Blanca con la Azul de Sapag implicó, a cambio de trabajar y movilizar a su militancia a favor de Koopmann, varios lugares en la lista de diputados provinciales, empezando por el primero, que quedó para la concejal de Rincón de los Sauces e hija del titular de Petroleros, Daniela Rucci.

Este sector también pudo elegir las candidaturas de las principales ciudades petroleras como Añelo y Rincón de los Sauces. La primera votará el 16 de abril, en coincidencia con la provincial, mientras que la segunda irá a las urnas recién el 3 de septiembre. Su Carta Orgánica fija que los comicios deben hacerse el primer domingo de ese mes.

La participación de los azules y blancos en la elección también incluirá el armado de un partido nuevo, Energía Ciudadana, que servirá como lista colectora, con candidatos a diputados propios. Quien la está promoviendo, y probablemente la encabece, es Martín Pereyra, hijo del exsenador.

El padrón y los tiempos

En la elección del 16 de abril se estima que estarán habilitadas para votar unas 530.000 personas en toda la provincia. Poco menos de la mitad se concentra en Neuquén capital, donde el MPN cuenta con la tracción que le dará el intendente Mariano Gaido, en busca de su reelección.

“Cuando se dice que en política no hay códigos, hoy demostraste nuevamente lealtad, solidaridad y nobleza. Gracias por este gesto”, le dedicó un tuit el gobernador Omar Gutiérrez por haber hecho coincidir la elección municipal con el 16 de abril. Va a ser la primera vez que la capital y la provincia voten el mismo día.

El sistema que usarán en las 57 localidades será la Boleta Única Electrónica, una herramienta que impuso la Legislatura al votar una reforma electoral en 2016. La provincia ya lanzó la licitación del servicio, que costará unos 400 millones de pesos.

Cuando las máquinas arrojen los resultados el tercer domingo de abril, se abrirá una ventana de casi ocho meses de convivencia entre las autoridades electas y el actual gobierno. Es algo que no debería implicar mayores problemas si el ganador resulta el oficialismo, pero podría abrir un escenario de incertidumbre si se impone un adversario.

El gobierno lo sabe y les recuerda a los actores involucrados en Vaca Muerta que las bondades de su desarrollo solo han sido posibles por la “estabilidad política y jurídica” que ofrece Neuquén o, más concreto, la continuidad del Movimiento Popular Neuquino.

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, Andrea Durán

Vista se convirtió en la primera operadora de Argentina en utilizar arena húmeda en la completación de pozos. El proyecto piloto se llevó a cabo en el pad BPO-15 del bloque Bajada del Palo Oeste.

El proyecto se enmarca en la estrategia operativa de Vista, que consiste en la reducción de costos y de la huella de carbono en la logística de arena, mientras acelera su actividad en Vaca Muerta. La compañía proyecta obtener una producción de 80.000 barriles de petróleo equivalente diarios y ser una firma neutra en carbono para 2026.

El sistema wet sand, como se lo conoce también en la industria, llevó un año de desarrollo y se tomaron como referencia las pruebas que se hicieron en pozos shale de los Estados Unidos. A partir de la realización exitosa de este piloto en Bajada del Palo Oeste, la compañía planea aplicarlo en el resto de sus pozos.

Para el equipo de Vista esto fue un desafío a nivel operativo, ya que se tuvieron que traer equipos del exterior, modificar otros existentes y superar de una manera ágil la curva de aprendizaje que representó. Fue clave el programa One Team de Completación que Vista desarrolla junto a Brent y SLB. El programa One Team cambió la manera en que las operadoras se vinculan con las empresas de servicios, alineando objetivos operativos con foco en la eficiencia y la seguridad.

Para Vista, este procedimiento significaría un cambio radical de los paradigmas operativos que involucran al proceso de estimulación hidráulica.

El proceso

Al trabajar con arena húmeda, el desafío es movilizarla dentro del sistema evitando acumulamientos y atoramientos en los equipos. Al mismo tiempo, la arena es dosificada en las cantidades requeridas para cada etapa de la fractura.

La arena llega a la operación en cajas o sand cubes, que luego se posicionan en los sanders (cintas desde donde se controla la descarga de las cajas). Desde allí, pasa a una cinta dosificadora donde una serie de densitómetros actúan para lograr el caudal de arena que marca el cronograma de bombeo. Posteriormente, la arena se traslada al blender, equipo que tuvo que ser modificado para lograr un flujo de arena húmeda constante.

La entrada Vista es la primera operadora de la Argentina en utilizar arena húmeda para la completación de sus pozos en Vaca Muerta se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

El “dólar soja 2”, vigente hasta el 30 de diciembre, está generando una fuerte preocupación en las productoras de biodiesel que abastecen el mercado local. El tipo de cambio especial para el sector sojero implementado por el ministro de Economía, Sergio Massa, provocó un aumento en el precio local del aceite de soja, la materia prima principal para las plantas de biodiesel, que se convirtió en una amenaza para las 28 pymes de esta industria. El precio del aceite oleaginoso saltó de alrededor de US$ 850 a casi US$ 1.100 por tonelada. En la primera versión del “dólar soja” de septiembre pasado también había aumentado el precio y había provocado paradas en distintas plantas de biodiesel.

Otro efecto que generó el “dólar soja 2” en los biocombustibles es una caída en la disponibilidad del aceite para producir biodiesel que se sentirá en el primer trimestre del año. En los hechos, en el sector prevén que, además del aumento del precio, el principal impacto del tipo de cambio sojero será la necesidad de importar a un precio mayor cerca de 50.000 m3 mensuales más de gasoil.

Más gasoil importado

Fuentes de la industria de biodiesel indicaron a EconoJournal que “en estos tres primeros meses del año vemos que el gobierno va a tener un problema porque va a faltar biodiesel en el mercado local y se va a necesitar más gasoil para reemplazarlo. Es decir, el gobierno tendrá que importar más gasoil para cubrir el faltante de biodiesel”. Durante el invierno de 2022 la Argentina sufrió escasez de gasoil y tuvo que importar más barcos de urgencia.

Las mismas fuentes advirtieron que “el panorama es muy preocupante, hay varias plantas que en enero están alcanzando sólo un 50% de abastecimiento de aceite de soja de lo que realmente necesitan para cubrir todo el mes. Esto significa que en el primer trimestre posiblemente haya un 50% menos de producción de biodiesel”. También aclaró que otras plantas pudieron anticiparse y adquirieron el aceite que necesitan para enero, pero comenzaran a tener un faltante de aceite a partir de febrero.

El sector

Por la Ley 27.640, en la Argentina el biodiesel se mezcla en un 7,5% con el gasoil que se vende en el mercado local. Quienes abastecen este mercado son 28 pymes que le venden el biocombustible a las refinadoras como YPF, Raízen (Shell), Axion Energy y Puma (Trafigura), pero que le compran la materia prima a las grandes aceiteras como Dreyfus, Bunge, Aceitera General Deheza (AGD), LDC Argentina, Patagonia Bioenergía, Cargill y Molinos Río de La Plata, entre otras.

Las pymes de biodiesel vienen conversando con la Secretaría de Energía sobre el efecto negativo de la implementación del dólar sojero en este sector ya que más del 85% de su estructura de costos lo tiene el aceite derivado de este poroto. El sector le reclama a la cartera conducida por Flavia Royón que implemente una medida para bajar el costo del aceite en el mercado local. Dar respuesta a esto no es tarea sencilla porque buena parte de la gestión de Sergio Massa al frente del Palacio de Hacienda depende de las divisas que las reservas del BCRA obtienen justamente por el “dólar soja”.

Aumento del precio y menor disponibilidad

Las grandes agroexportadoras le venden el aceite de soja a las pymes de biodiesel al dólar oficial. En el esquema del dólar sojero, las cerealeras liquidaron los porotos y sus derivados con un tipo de cambio de $ 230, pero el costo implícito en dólares lo trasladaron al precio del aceite, según explicaron productores de biodiesel a EconoJournal. Con este efecto, las pymes de biocombustibles se ven perjudicadas en esta cadena al aumentarse considerablemente su principal materia prima.

El otro problema es de disponibilidad del producto. En esta época hay menos porotos para moler y esto genera que haya menos volúmenes para elaborar aceite porque el “dólar soja” elevó el precio de la oleaginosa y las grandes cerealeras comenzaron a tener márgenes negativos en la molienda. Otro factor es la sequía que está atravesando el sector agroexportador. También, la cadena sojera tiene sectores que especulan para acopiar los porotos para venderlo al mayor precio posible. Al “dólar soja 2”, la sequía y el aumento de los costos se suma una razón estacional, ya que habitualmente entre diciembre y marzo cae un poco la actividad de la molienda porque se está entrando en la próxima cosecha.

La entrada <strong>Prevén un aumento de la importación de gasoil por el impacto del ‘dólar soja’ en el negocio del biodiesel</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

La petrolera Shell obtuvo el 29 de diciembre una medida cautelar que le permite seguir operando la planta de captación de agua que posee en la costa del Rio Neuquén en la provincia homónima, tal como informó Diario Río Negro. La jueza del fuero administrativo, María Cecilia Gómez, le puso así un freno momentáneo al intendente de San Patricio del Chañar, Leandro Bertoya, quien desde mediados del año pasado viene presionando a las petroleras para que le paguen al municipio una tasa por el uso del agua, pese a que la provincia ya cobra un canon por ese uso. El tema ahora escaló al Tribunal Superior de Justicia de la provincia, que deberá resolver la cuestión de fondo. Es decir, si un municipio tiene facultades para cobrar este tipo de gravamen. Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes judiciales y privadas.

San Patricio del Chañar es una localidad tradicionalmente frutícola y vitivinícola que en los últimos años registró un fuerte crecimiento de la actividad hidrocarburífera de la mano de los desarrollos de Vaca Muerta. La explotación no convencional requiere de ingentes volúmenes de agua para fracturar hidráulicamente los pozos. En base a eso, Bertoya, enrolado en el Movimiento Popular Neuquino (MPN), vio una oportunidad para incrementar los ingresos de un municipio que es parte del departamento Añelo, a solo 45 km de la capital provincial Neuquén.

Disputa y cautelar

Desde principios del 2022, Bertoya buscó establecer jurisdicción municipal sobre los derechos de captación, transporte y uso de agua y de sus respectivas instalaciones a través de la sanción de ordenanzas, decretos reglamentarios y actos administrativos. Una vez sancionadas esas normas, comenzó a intimar, tal como publicó este medio en septiembre pasado, a las petroleras para que cumplan con esas normas y le abonen al municipio una tasa por el uso del agua.

Una de esas compañías fue Shell quien desconoció la jurisdicción y competencia municipal al argumentar que tanto la Constitución provincial, en su artículo 228, como el Código de Aguas en su artículo 2 establecen que el agua es un bien público de la Provincia. En respuesta, en octubre el municipio imputó a la empresa “por ejercer actividad industrial sin autorización municipal” y dispuso la clausura de las instalaciones de captación de agua sobre el Río Neuquén. Fue, en la práctica, una acción política y propagandística, porque la planta siguió operando normalmente porque el intendente nunca buscó realmente frenar la actividad de Shell en Vaca Muerta.

Shell solicitó entonces una medida cautelar a la Justicia para seguir operando hasta que se agote la vía administrativa. Finalmente, el 29 de diciembre la jueza Gómez hizo lugar a la cautelar, impuso las cosas al municipio y le exigió a la empresa presentar un seguro de caución por el monto de la multa impuesta (930 mil pesos) “por los daños y perjuicios que pudiere ocasionar en caso de haber peticionado el remedio cautelar sin derecho”.

La pelea de fondo

Si bien la empresa celebró la medida cautelar, el foco está puesto ahora en lo que deberá resolver el Tribunal Superior de Justicia Provincial sobre la cuestión de fondo. De hecho, tanto Shell realizó paralelamente al pedido de la cautelar un planteo de inconstitucionalidad ante el máximo organismo judicial de Neuquén. Phoenix Global Resources y otras petroleras habrían seguido o estarían dispuestos a seguir el mismo camino.  

Lo que está en juego es una cifra millonaria porque la estimulación hidráulica de cada pozo consume entre 50.000 y 60.000 metros cúbicos de agua y la tasa que estableció el municipio equivale a 45 centavos de dólar por cada metro cúbico. Eso arroja un valor de unos 30.000 dólares por pozo. Shell completa entre 30 y 40 pozos por año. Por lo tanto, la cifra en disputa trepa al millón de dólares anual solo con esta empresa.  

La conducción del MPN, que responde a Omar Gutiérrez y por ósmosis natural alcanza también a Jorge Sapag, no logró aún regularizar la avanzada fiscal de Bertoya. La negociación política no es tan sencilla. En 2018 Bertoya se presentó en la interna del MPN como parte de la lista Violeta de Rolando Figueroa que rivalizaba con Gutiérrez. Bertoya ganó en San Patricio de Chañar, pero Gutiérrez triunfó a nivel provincial. De cara a esta elección, Bertoya volvió a alinearse con la Lista Azul del MPN y una hipótesis es que el oficialismo no quiere tensar la relación con el jefe comunal de San Patricio a pocos meses de los comicios que definirán el próximo gobernador.

Mientras tanto, el Ministerio de Energía y Recursos Hídricos, que conduce Alejandro Monteiro, estudia alternativas para que el conflicto no escale y se reproduzca en otras localidades.

La entrada Escala al Tribunal Superior de Justicia de Neuquén la disputa por el agua en San Patricio del Chañar se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

Las compañías transportistas y distribuidoras de gas del país solicitaron aumentos en las tarifas de transporte y distribución a fin de lograr una adecuación transitoria durante 2023, antes de que se realice una nueva Revisión Tarifaria Integral (RTI) que, de cumplirse con la normativa vigente, debería realizarse a fin de año. En base a esto, presentaron cuál sería el impacto real del incremento en la factura que perciben los diferentes usuarios.

La presentación de las compañías tuvo lugar en la audiencia pública N°103 que se celebró este martes convocada por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), y que presidió su interventor, Osvaldo Pitrau. El objetivo de la instancia fue poner en consideración de la ciudadanía las propuestas de las distribuidoras y transportistas sobre la adecuación de las tarifas, el traslado a tarifa del precio de gas comprado, consideración de las diferencias diarias y tratamiento sobre subzonas tarifarias únicas por provincia en la novena región (Formosa, Chaco, Corrientes, Entre Ríos y Misiones).

El reclamo de las compañías se sostiene en que la prestación del servicio público de transporte y distribución de gas se ha brindado en los últimos cuatro años con tarifas retrasadas, teniendo en cuenta el contexto inflacionario y el incremento de los costos que debieron afrontar las compañías. Esto significó la acumulación de pérdidas operativas y la reducción de los ingresos reales de las empresas. 

Transportistas

Guillermo Cánovas, director comercial y de Asuntos Regulatorios de Transportadora Gas del Norte (TGN) sostuvo que “el atraso tarifario ha llevado a la compañía a acumular en los primeros nueve meses de 2022 una pérdida operativa de $ 2.981 millones, a pesar del incremento del 60% otorgado en marzo del año pasado”. Es por esto que comunicó que “TGN solicita un aumento equivalente a menos de la mitad de ese atraso, un ajuste propuesto de 148% (asociado a la inflación) más un 15% para la reversión del Gasoducto Norte a fin de reducir el riesgo de desabastecimiento”.

En base a estos números, el representante de TGN explicó que “el impacto del aumento transitorio en la factura final difiere según la localización geográfica y el tipo de usuario”. Aun así, brindó algunos ejemplos en donde exhibió cómo repercutirá la suba -en caso de efectivizarse- para un usuario del Nivel 1 en Tucumán y en la Ciudad de Buenos Aires.

Frente a esto, Cánovas presentó que un consumidor residencial que, de acuerdo a la segmentación tarifaria, se nuclea dentro de los usuarios de altos ingresos- Nivel 1-, que antes abonaba $ 2.100 por mes, comenzará a pagar $ 2.259. Lo mismo ocurrirá con un usuario que resida en CABA: si antes abonaba $2.587 por mes, con el incremento tendrá una factura de $3.013.

En esa misma línea, también remarcó que “desde 2001 los costos operativos de la empresa se incrementaron un 29.369%, la inflación mayorista fue del 37.920% y que las tarifas sólo subieron en un 7.368 por ciento”.

A su vez, el director comercial de la transportadora hizo hincapié en la necesidad de la reversión del Gasoducto Norte ya que detalló que “permitirá ampliar la capacidad del ducto en 3 millones de metros cúbicos (m3) por día” y que “será una obra que demandará $ 3.236 millones que TGN aportará por su cuenta, sujeto a la implementación del incremento transitorio especial que permita afrontar el costo de la misma”. 

Por su parte, Rubén de Muria, gerente de Asuntos Regulatorios de Transportadora Gas del Sur (TGS), manifestó que “considerando la situación económica del país y con el propósito de alcanzar un acuerdo definitivo de renegociación, TGS solicita una adecuación del 135% con vigencia desde el 1º de febrero”. 

Siguiendo con esto, tomó como ejemplo a los usuarios de Metrogas -por ser la distribuidora que se encuentra a mayor distancia de los yacimientos- para graficar el impacto que tendría este incremento. En este sentido, marcó que “el costo de transporte es el de menor relevancia en la factura porque sólo representa el 9.8% de la misma”. 

A su vez, mostró que “para un usuario R1 que se encuentra dentro del segmento del Nivel 1 con un consumo de 170 m3 por año, sólo tendrá un impacto de $ 78 por mes”. “Un consumidor nucleado dentro del Nivel 3 con un consumo de 194 m3 por año, tendrá un aumento de $90 por mes, y uno del Nivel 2 cuyo consumo sea de 204 m3 por año, tendrá una suba de $94 por mes”, precisó. 

La situación de las distribuidoras

El director Comercial de Metrogas, Sebastián Mazzucchelli, sostuvo que “el congelamiento de tarifas ha generado que la compañía no haya podido distribuir dividendos en los últimos 22 años”. Frente a esto, advirtió que “si en 2023 no hay incrementos en las tarifas, los ingresos de la compañía no serán suficientes para cumplir con todas las erogaciones existentes. Sin incrementos se podrían cubrir los impuestos, pero no los costos operativos, ni las inversiones necesarias que requiere el sistema”. 

Por esto, Mazzucchelli informó que desde Metrogas solicitaron “incrementos pendientes en la tarifa de distribución, para CF residenciales y comerciales del 296%, para CV residenciales y comerciales del 331% y para las grandes industrias del 105 por ciento”. De igual modo, comunicó “sometemos a consideración un incremento en las tarifas de distribución del 190% para su aplicación transitoria desde el 1° de febrero hasta el 30 de abril y su posterior ajuste cada tres meses, en base al índice de precios al por mayor, si no se arriba a un acuerdo definitivo”. 

Sobre esta propuesta, planteó dos alternativas: que para los usuarios residenciales se aplique un incremento del 212% para todos los conceptos, lo cual representaría en su factura $1.587 por mes, es decir, un 49% de incremento en su factura de distribución, lo cual se corresponde con ese 190% que propuso la distribuidora. Mientras que, para un usuario comercial la suba sería de $4.245 por mes -un 47% de aumento en la tarifa-, para los usuarios industriales un 3,3% y para las estaciones de GNC un 10,5 por ciento. 

A su vez, Mazzucchelli planteó que la segunda alternativa propuesta por Metrogas consiste en que “para los grandes usuarios y GNC se mantenga todo igual y para los usuarios residenciales y comerciales se aplique un único cargo fijo adicional: $1.210 mensuales para residenciales y $2.170 para los comerciales”.

Más propuestas

Por parte de Naturgy, expuso José Luis Fernández Fontana, director de Regulación y Tarifas de la compañía, quien presentó la solicitud e indicó que “el incremento solicitado es de 265%”. No obstante, también presentó una alternativa subsidiaria. Sobre esto, afirmó que “la distribuidora efectuó el cálculo del mínimo que requiere para garantizar la prestación del servicio en condiciones de seguridad, el cual es del 189% a partir de febrero, con ajustes trimestrales”. 

Respecto al impacto que esto tendrá sobre los usuarios residenciales -de los tres niveles que surgen de la segmentación tarifaria- precisó que “el incremento será de $ 1.648, para las PyMES $ 8.565 (cada 1.000 m3 consumidos), para la industria $ 6.058 (también cada 1.000 m3 consumidos) y para GNC serán $ 19 por cada carga de combustible”. 

Además, Fernández Fontana destacó que aún restan temas pendientes a resolución y aseveró “le solicitamos al Enargas la actualización de las tasas municipales que Naturgy debe afrontar en su área de licencia ya que paga las tasas con valores de 2022 y los usuarios con cifras del 2018. La compañía debería recuperar $575.000.000”. 

Sobre este punto también se refirió al Fondo Compensador del Régimen por Zona Fría y exhibió que “la deuda con Naturgy es de $ 649.000.000 a noviembre de 2022. Se requiere corregir la metodología de recargo a trasladar en facturas a fin de asegurar la indemnidad de la empresa”. Por último, hizo alusión a la tarifa social e informó que “el Estado adeuda un total de $ 1139.000.000 desde febrero de 2022”. 

En representación de Gasnor estuvo presente la subgerente de planeamiento, Marcela Córdoba, quien dio a conocer que la adecuación tarifaria de coyuntura promedio solicitada por parte de la compañía es de 189% aplicable a partir de febrero. 

Asimismo, explicó que “lo que solicita la compañía es un incremento diferencial para usuarios residenciales del 69% del Índice de precios internos al por mayor (IPIM) adeudado, e incluye mayores costos asociados a los incrementos del precio del gas natural del 2022”.

En base a la propuesta presentada por la distribuidora detalló el impacto que esto tendrá en la factura final. Para esto, utilizó como ejemplo un usuario R2.1 que consume 62 m3 por mes en la subzona Salta y el mismo usuario, pero que presenta un consumo de 37 m3 por mes en la subzona Tucumán, ambos nucleados bajo el Nivel 3. En base a esto indicó que el consumidor de Salta tendrá un aumento de $880 con impuestos y comenzaría a abonar un total de $2.483 en su factura. Mientras que el consumidor de Tucumán tendría un aumento de $829 con impuestos y su abonaría $1.993. Por su parte, las PyMES deberían pagar $9.645. 

Otra de las distribuidoras que realizó su propuesta fue Camuzzi Gas Pampeana y Gas del Sur. La presentación estuvo a cargo de Alejandro Pérez, gerente comercial de la compañía, quien solicitó un incremento del 273% para Camuzzi Gas del Sur y del 187% para Gas Pampeana. 

Sobre el incremento sostuvo que “supone cubrir los costos mínimos de operación y mantenimiento, realizar las inversiones impostergables para la prestación del servicio, que se lleven a cabo ajustes que sigan el incremento de los costos (IPIM) y la no cancelación de deuda con productores al 31 de diciembre de 2022, ni aumento de stock”. 

Pérez también graficó cuál sería el impacto del incremento. En cuanto al costo de distribución, presentó que los usuarios residenciales del Nivel 1 de Gas del Sur pasarán de abonar $273 a $ 1.045, mientras que los de Gas Pampeana que antes abonaban $450 ahora tendrán que pagar $1.335. También mostró el incremento en la factura total, que pasaría de $ 4.892 a $6.105 para los consumidores de Gas Pampeana y un cambio de $3.102 a $3.999 para los de Gas del Sur.

La entrada <strong>Tarifas de gas: distribuidoras y transportistas plantearon sus requerimientos tarifarios para 2023</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Loana Tejero

Vestas, la compañía global líder en diseño, fabricación, venta, instalación y mantenimiento de aerogeneradores, que cuenta con 13 GW de capacidad instalada de energía eólica en Latinoamérica y tiene 1.6 GW de capacidad instalada en Argentina, cierra el año con un balance positivo en su división de servicio y mantenimiento.

Vestas presta soluciones de servicios de mantenimiento y reparación de aerogeneradores propios y de otros fabricantes, para impulsar la optimización y rendimiento de las turbinas eólicas en pos de mantener los parques eólicos en las mejores condiciones de funcionamiento para que cumplan con sus objetivos de capacidad instalada de energía.

Para atender las principales necesidades de los parques eólicos, la compañía danesa instaló su centro de capacitación y warehouse en el parque industrial de Bahía Blanca, el cual está en activo desde el 2019. La estructura cuenta con 4750 mts2 de predio, 1275 mts2 destinados al depósito y más de 1605 mts2 en los que se encuentran las oficinas.

Desde ese entonces, se han entrenado a más de 300 técnicos de toda Sudamérica y albergado 3000 SKU (entre herramientas y spare parts), con el objetivo de brindar servicios de antenimiento a los proyectos eólicos erigidos en la ciudad y la zona, así como en la región patagónica y países como Uruguay, Chile, Bolivia, Paraguay y Perú.

Luciano Moyano, Team Leader del warehouse Argentina y Uruguay de Vestas, explicó “dada la cantidad de proyectos que se empezaron a planificar en la zona de Bahía Blanca y alrededores, con la consideración de un puerto de aguas profundas, que a nivel de proyecto de construcción podría llegar a concentrar grandes tipos de descarga, inicialmente se plantearon como puntos estratégicos tanto Bahía Blanca como Buenos Aires, pero se terminó optando por la primera opción teniendo en cuenta que es una gran puerta de acceso a la Ruta 3 del Sur”.

Servicios a medida

Las áreas que operan en el warehouse y training center están enfocadas en logística, service, seguridad, ingeniería y master data. Además del safety stock, el almacenamiento incluye piezas sobredimensionadas que van desde los main components hasta materiales de pegamento para palas, motores, convertidores, materiales inflamables o eléctricos, uniformes, equipos de seguridad, entre otros.

Los servicios que se prestan para mantenimiento y servicio de las turbinas son integrales y es clave conocer los 5 principales o main components de un aerogenerador, a saber:

Palas

Gearbox o caja multiplicadora

Generador

Transformador

Main shaft

Al ser la seguridad parte fundamental de cada operación, los servicios se hacen de manera organizada y están dentro del plan de mantenimiento y reparación de los equipos de los parques eólicos. Se destinan recursos técnicos, materiales, equipos (desde grúas en adelante), todo ello enmarcado en una calendarización para optimizar tiempos y mantener la productividad de las turbinas al máximo.

En lo que respecta a capacitaciones, algunas de ellas con certificaciones internacionales como la GWO1, los trabajos de pala son uno de los más específicos y desafiantes tanto por la altura en la que se llevan a cabo como por los materiales especiales que deben emplearse en procesos de mantenimiento y reparación. Por ello, es fundamental reducir la posibilidad de error al mínimo.

Sin embargo, cada pieza de una turbina es fundamental, por lo que se cuenta con técnicos especializados que pueden atender de manera general o aquellos que se han especializado en componentes.

Parque eólico Mataco-San Jorge

El parque eólico Mataco-San Jorge de la empresa PCR está ubicado en la localidad de Tornquist, provincia de Buenos Aires, y se despliega a lo largo de 7.000 hectáreas que cuentan con un excelente recurso eólico y factores de carga que superan el 56%. Posee una capacidad instalada de 203,4 MW, generados a través de 51 aerogeneradores VESTAS V136, con 136 metros de diámetro de rotor. Por su lado, San Jorge cuenta con 24 aerogeneradores con una potencia de 4,2 MW, mientras que El Mataco está conformado por 27 aerogeneradores, con una potencia de 3,8 MW.

El parque obtuvo la habilitación comercial el 9 de julio de 2020, fecha a partir de la cual se iniciaron las ventas de energía bajo el Contrato de Abastecimiento de Energía Eléctrica de fuente renovable firmado con CAMMESA. En ese contexto, se firmaron contratos de operación y mantenimiento con Vestas, por un plazo de 20 años. Se trata de un desarrollo que contribuye en la generación de energía limpia y renovable para más de 200.000 hogares.

Alessio Pedicone, Senior Sales Argentina & Uruguay de Vestas, destacó “en Vestas, estamos convencidos de que la energía eólica puede transformar los sistemas energéticos de todo el mundo”. A su vez, sumó “para ello, resulta fundamental aunar esfuerzos, y la alianza estratégica que tenemos con PCR es clave para dinamizar el cambio de la matriz energética argentina hacia fuentes renovables y potenciar la región de Bahía Blanca como un clúster de energía eólica”.

Por su parte, Estanislao Cavallo, Chief of Staff y responsable de control de gestión de los proyectos renovables de PCR, agregó “PCR tiene como objetivo ser un facilitador de soluciones sustentables para las empresas a través de su provisión de energía renovable en Bahía Blanca y todo el país. Para eso, nuestros parques de energía eólica tienen que contar con la mayor confiabilidad en el suministro. En ese sentido, nuestro partnership con Vestas es determinante dado que nos aporta la tecnología y un servicio de excelencia para cumplir con ese propósito”.

La región que representa Bahía Blanca es una zona estratégica debido a que cuenta con u excelente recurso eólico con altos niveles de factores de capacidad, y dispone de un gran potencial de desarrollo.

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, Redaccion EconoJournal

Una flamante camada de 15 chicos y chicas, estudiantes secundarios de colegios de la zona de Grand Bourg, acaba de egresar de una nueva edición del programa de capacitación laboral y personal que, desde 2016, llevan adelante Volvo Trucks y Buses Argentina y Fundación Pescar con el objetivo fomentar la inserción laboral de los jóvenes.

«El programa Volvo Pescar es para nosotros la representación de la perseverancia, el crecimiento y el apostar al futuro sabiendo que este es un camino con valores sólidos», explica Guadalupe Navedo, Head of People & Culture de Volvo Trucks.

El programa, que completó de esta manera su octava edición, tuvo una duración de 8 meses, equivalentes a 540 horas, y los alumnos se graduaron con un título certificado por la Universidad del Salvador.

Los alumnos cursan tres horas todos los días que dura la capacitación, mientras en paralelo deben cumplir con las exigencias de asistencia y estudio del propio colegio, una condición fundamental para mantenerse en  el programa.

Dentro de las oficinas y talleres de Volvo en Grand Bourg, los jóvenes pasan por distintos sectores como Mantenimiento, Diagnóstico Electrónico, Repuestos, entre otras áreas. Este es, quizá, uno de los principales diferenciales del curso, ya que esa experiencia les permite tener la vivencia real de cómo es trabajar en una empresa. En su paso por la sede, deben manejarse usando distintos recursos como oficinas, salas, computadoras, el comedor que comparten con el resto del personal y las autoridades, así aprenden a relacionarse con compañeros y jefes, cumpliendo horarios y distintos compromisos, entre otras cosas.

«En este programa, no solo nos esforzamos por enseñar, también aprendemos año a año, siendo ya 8 promociones consecutivas durante las cuales los diferentes graduados nos enseñan a ser mejores a la hora de compartir conocimientos. Para Volvo, este programa llevado a cabo junto con la Fundación Pescar, es mucho más que formación en mecatrónica, hoy es un espacio de cocreación de sueños, ambiciones y futuro», suma.

Además, durante los 2 años siguientes a la finalización, la Fundación continúa con el seguimiento y acompañamiento de los jóvenes, con informes periódicos a Volvo sobre el proceso de inserción laboral de los egresados. 

El programa ha experimentado distintas innovaciones, en algunos casos obligadas por las circunstancias. En 2020, por ejemplo, el programa adoptó una modalidad 100% virtual debido al contexto de pandemia. En 2021 y 2022, en tanto, el programa adopto una modalidad híbrida, ya que los organizadores de la capacitación observaron cómo la necesidad de usar herramientas remotas fomenta el desarrollo de competencias digitales, claves para el contexto actual.

En 2021 se implementó por primera vez el programa de mentoring, donde se convocó a empleados de Volvo y a los concesionarios para que se sumen como mentores para acompañar a los chicos y chicas del Centro Pescar Volvo. El objetivo de esta iniciativa, que continuó este año, es que una persona con más experiencia acompañe y guie a cada joven en su camino académico y laboral.

En 2022 una de las mentoras fue Luz Elena Jurado, presidenta de Volvo Trucks and Buses Argentina.

Con esta promoción,  ya son 105 los egresados en total. Todos lograron un 100% de cumplimiento del ciclo escolar, un dato que reluce cuando se sabe que en Argentina, según datos oficiales, solo 53 de cada 100 estudiantes llegan al último año de la secundaria en el tiempo esperado.

A su vez, de los 90 egresados hasta la séptima edición, un 93% logró insertarse formalmente en el mercado de trabajo, un aporte a la empleabilidad juvenil que adquiere una dimensión especial en un contexto donde el 86% de los jóvenes argentinos manifestó tener problemas para encontrar trabajo, según una encuesta de ManpowerGroup en colaboración con Junior Achievement Americas.

«Los jóvenes argentinos necesitan oportunidades. Desde el 2016 aproximadamente 200 jóvenes de solo cuatro escuelas se anotan para participar del programa. Solo podemos seleccionar 15 jóvenes por año. Esto es una pequeña muestra de la cantidad de jóvenes que quiere formarse para tener un futuro mejor», destaca María José Cesti, desde la Fundación Pescar.

Majo, como la conocen en Volvo, en la Fundación y en las escuelas, explica que cada año que pasa se convence más del enorme potencial de la juventud de nuestro país. «Hay muchos jóvenes comprometidos, que apuestan a la educación. Pero faltan oportunidades. Por esto quiero destacar el compromiso que viene asumiendo Volvo desde el 2016 con la formación de los jóvenes de su comunidad cercana para favorecer su futura inserción laboral», subraya.

Navedo, por su parte, advierte que el programa debe su éxito también a la colaboración de la comunidad entera, es decir a «colegios, fundación, empleados, empresas y familias» que se comprometen con todo lo necesario para  que la capacitación llegue a buen puerto. 

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, Agostina Visconi

La Secretaría de Energía anunció la semana pasada un acuerdo con 11 distribuidoras eléctricas para que puedan comenzar a regularizar las deudas que tienen con Cammesa. Estos convenios se vienen negociando desde hace varios meses y a comienzos de diciembre ya eran 44 las compañías que habían puesto la firma. La novedad en este caso es que dentro del nuevo lote figuran Edesur y Edenor, las dos empresas que operan en el AMBA y que a fines de diciembre debían $295.000 millones, el 48% de los $620.000 millones que las distribuidoras acumularon de deuda en total. El acuerdo contempla la condonación de intereses punitorios y de una parte del capital como compensación por el atraso tarifario de los últimos años.   

La Secretaría de Energía Flavia Royón informó el 30 de diciembre sobre la firma de los acuerdos.

¿Cómo se originó la deuda?

En diciembre de 2019 el Congreso aprobó la ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva. En el artículo 5 de ese texto se autorizó al Poder Ejecutivo a congelar las tarifas de luz y gas por un período de hasta 180 días, que luego se fue prorrogando en el contexto de la pandemia de Covid-19, e iniciar un proceso de Revisión Tarifaria Integral, que nunca se concretó.  

Recién a partir de 2021 se autorizaron aumentos de tarifas, aunque muy por debajo de la inflación acumulada ese año. Para poder solventar la suba de costos, las distribuidoras eléctricas comenzaron a pagar solo una parte de la energía que le compran a Cammesa en el mercado mayorista. De hecho, el índice de cobrabilidad que había alcanzado un pico de 91% en 2019, se derrumbó al 69% en 2020 con la pandemia, pero luego siguió cayendo y en noviembre de 2022 tocó un piso del 44%. Los fondos que Cammesa no recauda por esa vía se terminan cubriendo con aportes del Tesoro que deterioran aún más las cuentas públicas.

El plan de regularización

En diciembre de 2020 se aprobó la ley 27.591 de Presupuesto para el año próximo que en su artículo 87 estableció un Régimen Especial de Regularización de Obligaciones de las distribuidoras, luego prorrogado con algunos cambios hasta el 31 de diciembre de 2022 a través del decreto 88/22. El plan contemplaba un plan de pagos de hasta 96 cuotas para las deudas remanentes, con un plazo de 6 meses de gracia y una tasa de interés equivalente de hasta el 50% de la vigente en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

La resolución 642/22 que reglamentó el decreto 88/22 se publicó en septiembre de este año y se agregó que en los acuerdos podrían reconocerse créditos equivalentes de hasta 2 veces la factura media mensual del año 2020 de Cammesa, no pudiendo superar los cinco créditos totales de la factura media mensual. Si bien se habla de créditos no es un giro de dinero a las distribuidoras sino un monto de la deuda que se les condona equivalente a una determinada cantidad de facturas de Cammesa. A su vez, en ese decreto reglamentador se precisó que las deudas remanentes se negociarían al 31 de agosto de 2022.

¿Cómo fue la negociación?

Si bien la semana pasada se informó que 11 distribuidoras habían firmado su acuerdo a fin de año, fuentes oficiales afirman que la cifra llegaría a 16. En ese listado, además de Edesur y Edenor, figuran Edemsa (Mendoza), Emsa (Misiones), Epec (Córdoba) y un grupo de cooperativas. Además, están terminando de cerrar el trato Edelar (La Rioja) y las cuatro distribuidoras del Grupo Desa (Edelap, Eden, Edes y Edea).

Lo negociado contempló la condonación de intereses y de una parte del capital a aquellas distribuidoras que hubieran congelado las tarifas durante la pandemia, que le hayan brindado planes de pago a aquellos usuarios que no pudieron afrontar su factura y que hayan realizado inversiones para mejorar la eficiencia energética.

Edenor, por ejemplo, le debía a Cammesa $105.777 millones. Al descontarle los intereses la deuda se redujo a $57.159 millones y la condonación de parte del capital adeudo redujo la deuda a $32.985 millones, que la empresa pagará en 96 cuotas y con un plazo de gracia de seis meses.

En el caso de Edesur, la deuda al 31 de agosto era de 113.838 millones que bajaron a $66.366 sin los intereses. Una vez condonado parte del capital quedó en $47.225 millones que también abonará en cuotas y con plazo de gracia incluido.

Fuentes empresarias aseguraron a EconoJournal que la condonación de los intereses y parte del capital es una compensación por no haberles autorizado aumentos de tarifa durante la pandemia y luego autorizar ajustes que se ubicaron por muy debajo de la inflación.

El acuerdo contempla también que a partir de marzo empiecen a pagar la factura completa de Cammesa, mientras que en enero y febrero tendrán la obligación de pagar al menos un 60% de la transacción.

La deuda acumulada desde el 31 de agosto hasta la actualidad, no incluida en el acuerdo, se negociará bajo el paraguas del artículo 89 del presupuesto 2022 que prevé condiciones menos favorables para las compañías. Se estima que son unos $120.000 millones porque en agosto se ubicaba en torno a los $500.000 millones y en el informe de cobranzas al 20 de diciembre esa deuda ya había trepado hasta los $620.000 millones.  

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, Fernando Krakowiak

La empresa cordobesa Bertotto Boglione fue parte de los principales eventos nacionales, como Expoagro, Agroactiva y Expominería, entre otros. En estos espacios recibió clientes y diferentes actores relacionados al sector para gestar nuevos acuerdos comerciales, aprender, intercambiar ideas y mejorar de cara a lo que se viene.

Además, hizo historia al participar de NACS Show (National Association of Convenience Stores, por sus siglas en inglés), en Las Vegas, Estados Unidos. Allí se debatieron temas diversos con los más prestigiosos profesionales, quienes en esta oportunidad brindaron un panorama integral de la gestión empresarial del futuro, los escenarios de la movilidad en la transición energética, la expansión del parque de vehículos eléctricos y la dirección de compañías en tiempos de incertidumbre, entre otros.

En relación a la presencia de Bertotto Boglione en eventos de tamaña envergadura, Pablo Capuano, gerente Comercial de la firma, remarcó: “Estos espacios demuestran no sólo el liderazgo que la empresa mantiene en estos casi 75 años en el mercado, sino que además demuestra la variedad de sus productos a la hora de resolver las necesidades de almacenamiento de nuestros clientes”.

Aprendizaje

En pos de que los resultados se multipliquen, se llevó a cabo otro ciclo de la escuela de soldadura y oficios que resalta el valor del aprendizaje compartido. Entre marzo de 2021 y noviembre de 2022 se desarrollaron 19 grupos que formaron parte de la #EscuelitaDeSoldadura y escuela de oficios.

A través de la experiencia y el conocimiento de los referentes, más de 94 personas recibieron una invalorable oportunidad de aprendizaje, con el valor agregado de lo aprendido tanto para desarrollarlo en la organización como en la que se lo requiera. Es en estos espacios en donde el verdadero trabajo en equipo y co-creación los resultados benefician a la cadena de producción.

Crecimiento

Bertotto Boglione adquirió una planta para ampliar los metros cuadrados de producción. El nuevo espacio de la firma cordobesa es de 8.000 metros cuadrados cubiertos. Allí se llevará a cabo el armado final de conexión eléctrica e hidráulica de los equipos que lo requieran, con especial foco en bombas, surtidores y cañerías.

Es que la empresa pisa fuerte en la industria nacional y, esta vez, no es la excepción. Cuenta con más de 200 empleados entre la planta y los administrativos, en una nueva muestra de que apostar a la mano de obra argentina es fundamental para proyectar un crecimiento productivo.

El motivo principal de la adquisición de esta nueva planta es aumentar la producción en vista a los objetivos 2023 y, claro, afianzarse en el mercado internacional, donde ya tiene un protagonismo más que importante con exportaciones a Chile, Uruguay, Perú, Bermudas, Panamá, Emiratos Árabes, Nigeria y Jamaica. Y claro que esto cobra un valor aún mayor por el contexto a nivel país y las restricciones para importar y realizar envíos al extranjero.

Balance y expectativas

Pablo Capuano se mostró optimista de cara a lo que se viene: “El 2023 va a ser un año cargado de expectativas de crecimiento y seguir marcando lugares de liderazgo e innovación. También es el año de los 75 años de la empresa que apostó al crecimiento regional y hoy en día exporta al mundo». A su vez, sumó «es un cierre de año positivo para todo el equipo de trabajo, que hacen posible esto y sin dudas nos estamos preparando para un 2023 con nuevos desafíos y nuevos proyectos”.

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, Redaccion EconoJournal

La judicialización volvió a empantanar los estudios sísmicos offshore para buscar hidrocarburos en el Mar Argentino. Una nueva presentación en la justicia frenó por el momento el proyecto de exploración sísmica de YPF y la estatal noruega Equinor en la Cuenca Argentina Norte (CAN) 100, 108 y 114, ubicados entre 300 y 450 kilómetros de la costa bonaerense. Fuentes cercanas al proyecto offshore y que siguen de cerca el proceso judicial señalaron a EconoJournal que “no está descartado, pero es improbable que venga” el buque BGP Prospector, que habían contratado las compañías para que realice los estudios sísmicos. Las mismas fuentes indicaron que si no hay certezas en el corto plazo, YPF y Equinor analizan iniciar la exploración en septiembre.

El buque fue contratado por las compañías el 1° de noviembre y estaba viniendo al país, pero el 24 de ese mes interrumpió el viaje a la Argentina y se fue a otro destino porque no había una autorización judicial que otorgue el visto bueno a que opere en el Mar Argentino. La Cámara Federal de Apelaciones de Mar del Plata recién habilitó la exploración offshore el 5 de diciembre al levantar la medida cautelar presentada hace un año por organizaciones ambientalistas y que frenó la actividad durante todo 2022.

Judicialización  

Pero el 22 de diciembre una decena de organizaciones ambientalistas hicieron una nueva presentación en la justicia marplatense mediante un recurso extraordinario para frenar la exploración. Esto generó una nueva demora en el offshore.

“Finalizado el trámite legal y si queda habilitada la operación se intentará que (el buque) venga. No se puede negociar si no hay certezas. El tiempo corre. De fracasar esta operación, se trabaja con la opción de volver en septiembre junto con otros relevamientos”, explicaron las mismas fuentes.

Salvo en CAN 100 que fue otorgada a YPF en 2006, los proyectos offshore corresponden al Concurso Público Internacional Costas Afuera N° 1 lanzado en 2018. Se trata de 18 áreas offshore en las distintas cuencas del Mar Argentino donde participan grandes compañías a nivel mundial como Qatar Petroleum, Equinor (ex Statoil), ExxonMobil, Total, Shell, Wintershall, British Petroleum, Mitsui, ENI, YPF, Pluspetrol, Tecpetrol y Tullow. En total, las compañías tienen un compromiso de inversión en exploración de US$ 724 millones.

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, Roberto Bellato

Sensacional comienzo del Dakar 2023 en Arabia Saudita por parte del Puma Energy Rally Team. En la primera etapa de la competencia más exigente del mundo, los tres integrantes del equipo continental, el argentino Juan Manuel Silva, la paraguaya Andrea Lafarja, y el guatemalteco Francisco Arredondo, completaron el primer gran compromiso de la prueba.

Los tres pilotos habían completado el Prólogo del sábado, en un circuito aledaño al Sea Camp, el vivac situado en la zona de Yanbu, al oeste de Arabia Saudita, sobre orillas del Mar Rojo.

La etapa N° 1 se desarrolló sobre un recorrido total de 603 kilómetros, de los cuales 368 pertenecieron a la prueba especial. La jornada se desarrolló bajo el sistema denominado rulo”, ya que la partida y la llegada fue en el campamento de Yanbu.

El argentino Juan Manuel “Pato” Silva arribó en el puesto número 14 en la categoría T4 entre los vehículos livianos. Oriundo de la provincia del Chaco, apeló a toda su experiencia, en su 13er Dakar, para llevar adelante las complejidades que presentó una escenografía dura para la mecánica de su máquina.

Tras finalizar en el puesto 14° en su categoría, Silva expresó: “This is Dakar, men. Siempre es duro correr cualquier etapa, acá no hay días fáciles. Nos encontramos con lugares muy secos, pedregosos, pero también con pista abierta. Finalmente legamos tarde al campamento, tras recorrer el enlace”. También agregó “cada detalle hay que administrarlo para comenzar el día siguiente sin rastros del anterior. Estoy muy entusiasmado”.

En tanto, Andrea Lafarja se ubicó en el puesto 64°con la Toyota Hilux entre los autos. “Estamos súper felices. El piso estuvo un poco duro, al igual que la carrera, pero llegamos detrás de los grandes monstruos. Tenemos una posición que no nos esperábamos realmente. Nos habían dicho que esta etapa iba a ser como un rally, pero fue un verdadero Dakar. Aguardo con que la segunda etapa sea un poco más suave. Realmente venimos muy bien”, indicó la piloto paraguaya.

Asimismo, Paco Arredondo, comentó no bien arribó al campamento de Yanbu: “Fue una etapa muy dura. Llegamos tarde al vivac porque nos tocó salir tarde, pero al margen fue una jornada extensa y compleja. En lo personal no esperaba algo tan intenso para comenzar el Dakar, pero esto es así. La idea es ir de menos a más. Tengo la moto bien entera, con la navegación no hubo inconvenientes mayores, por lo que estoy con suma expectativa por lo que viene”.

Este lunes se desarrollará la segunda etapa del Dakar 2023, que unirá el campamento de Yanbu con el de Alula, un sitio bien conocido por los dakarianos, ya que esa zona fue visitada desde 2020 cuando la gran aventura desembarcó en Arabia Saudita. Se recorrerán 590 kilómetros, de los cuales 431 corresponderán a prueba especial.

Puma Energy Rally Team, desafiando los límites que impone el Dakar, la carrera más dura del planeta, con la mejor energía.

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, Redaccion EconoJournal

El área energética del gobierno está negociando con autoridades de Bolivia la firma de una nueva adenda al contrato de importación de gas desde el país del Altiplano. Si bien se sabe que la producción de YPFB está declinando, la información que llegó en las últimas semanas desde Santa Cruz de la Sierra, base de la petrolera estatal, preocupó aún más a las autoridades argentinas. Según indicaron a EconoJournal fuentes públicas y privadas sin contacto entre sí, Bolivia comunicó que está en condiciones de enviar sólo 6 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas hacia la Argentina durante el invierno; casi 2 millones menos que el invierno pasado.

Frente a esa situación, el gobierno decidió apurar dos obras en el sistema transporte de gas para intentar suplir con producción de Vaca Muerta parte del gas boliviano que este año no estará disponible. Está prácticamente decidido que el Ejecutivo incluirá dentro de la actualización de las tarifas de Transportadora Gas del Norte (TGN), que se debatirá en la audiencia pública del próximo 4 de enero, los fondos necesarios para revertir dos plantas compresoras en el sistema centro-oeste a fin de enviar hasta 4 MMm3/día de gas adicionales desde Neuquén hacia Salta por el Gasoducto Norte a partir de junio de este año. Eso significa que los trabajos se rollearán entre todos los usuarios del sistema. Es decir, se financiarán mediante la suba de las facturas de gas que entrará en vigencia el 1º de febrero, si se cumple con el cronograma previsto por el Ministerio de Economía.

TGN presentó ante el Enargas un documento para ser analizado en la audiencia pública donde solicita al gobierno un aumento transitorio de la tarifa de transporte del 148% para no agravar su situación económico financiera, más un incremento tarifario especial del 15% asociado al proyecto de aumento de 7 a 10 millones de metros cúbicos (m3) por día en la capacidad de reversión del Gasoducto Norte. Esto totaliza una suba de la tarifa de transporte de TGN del 163%. Fuentes oficiales dejaron en claro que no concederán el porcentaje de aumento que pidió la empresa, pero sí le dará luz verde al pedido para financiar las obras en las dos plantas compresoras.

Tío Pujio y Leones

Las dos plantas comprensoras que hay que adecuar son Tío Pujio y Leones, ambas a cargo de TGN, la transportista que opera la red troncal de gasoductos desde el centro hacia el norte del país. Hacia mediados de año, ambas plantas podrían inyectar gas en sentido inverso al que lo hacen ahora.

Fuentes del área energética indicaron que la inversión necesaria rondaría los US$ 16 millones, unos 2.800 millones de pesos al tipo de cambio oficial. No obstante, allegados a TGN señalaron que el presupuesto asciende de 3.236,2 millones de pesos. “Si TGN licita las obras en enero podría finalizarlos hacia junio, porque el plazo de los trabajos está estipulado en unos 5 meses”, explicaron las fuentes consultadas.

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, Redaccion EconoJournal

Durante el mes de diciembre se llevó a cabo el encuentro de las asociaciones químicas latinoamericanas en el ámbito del Foro de Cooperación Regulatorio de América Latina (LARCF) en la ciudad de Bogotá, Colombia, del cual participaron representantes de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

Organizado conjuntamente por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (UNEP), el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de Colombia, el Concejo Internacional de Asociaciones Químicas (ICCA) y LARCF se realizó este evento que tuvo dos jornadas de fructífero intercambio entre el sector público de los diversos países latinoamericanos y el sector privado representado por las empresas y las asociaciones de la región.

La jornada se inició con las palabras del representante gubernamental de Colombia, ICCA y UNEP. Se presentaron los resultados de LARCF en el último año y desafíos futuros, la importancia de la cooperación regulatoria, en palabras de ICCA, el contexto global sobre marco estratégico en regulación de sustancias químicas de uso industrial, por un representante de OCDE y la experiencia de Colombia en el desarrollo del marco estratégico para la gestión del riesgo de sustancias químicas de uso industrial, por parte del representante del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.

La CIQyP®, miembro fundador de LARCF, tuvo una activa participación en el evento por medio de la moderación del primer panel del Foro “Avances en Implementación Sistema Globalmente Armonizado (SGA) en la Región”, dónde los países de Chile, Costa Rica, El Salvador y Ecuador expresaron sus visiones.

El segundo panel de intercambio sobre “Avances en la Implementación de Inventarios Nacionales de Sustancias Químicas y Gestión del Riesgo”, Argentina, Chile, Colombia, Costa Rica y El Salvador mostraron sus avances en la temática.

El encuentro

El evento continuó con un Taller de Análisis de Riesgos dictado por la compañía Exxon Mobil. La jornada cerró con la Asamblea General del Foro dónde se aprobó un nuevo esquema de gobernanza, los objetivos de trabajo para el año 2023 y la elección de los nuevos Co-chairs del Foro para el periodo 2023-2024, dónde un representante de Argentina cubrió una las plazas y el representante de Chile la otra.

El gobierno argentino estuvo representado por el Lic. Santiago Borgna, director de Industria Sostenible de la Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo.

Fueron logrados los principales objetivos de la reunión que buscaban promover la cooperación regulatoria mediante el establecimiento de un diálogo entre industrias y gobiernos para coordinar las actividades regionales relacionadas con la gestión integral de productos químicos industriales en América Latina, generar confianza entre estos actores, buscar una forma eficiente de implementar marcos regulatorios homogeneizados, desarrollar capacidades en las mejores prácticas y compartir las mejores experiencias en la región.

La CIQyP® apoya el desarrollo de marcos regulatorios nivelados que favorezcan el intercambio de información asegurando las mejores prácticas internacionales en la formulación de políticas regulatorias químicas en América Latina, teniendo en cuenta las necesidades específicas de cada país y sus contextos.

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, Redaccion EconoJournal

Gas y Petróleo del Neuquén (GYP) concretó en noviembre su primera exportación de crudo. Los primeros días del mes pasado concretó la venta a Brasil de un volumen equivalente a los 12.550 barriles. “Lo logramos después de cumplir con todos los pasos burocráticos y ahora es una empresa estatal con permisos tanto para importar como para exportar”, aseguró a EconoJournal Alberto Saggese, presidente de la petrolera estatal neuquina. Para 2023 la empresa proyecta un crecimiento de 21% en la producción de crudo, de 9% en la producción de gas y de 31% en sus ventas.

Los servicios comerciales para esta operatoria son de Trafigura, el trader que coloca la producción en los mercados y se conecta con los clientes. “Es la primera vez que exportamos por nuestra cuenta, fueron poco más de 2 mil metros cúbicos y ahora ya vamos a entrar en un procedimiento regular, en enero baja el volumen de producción y ya en febrero o marzo pensamos que vamos a estar nuevamente en ese volumen, que representa el 35% de la producción a la cual GyP tiene derechos por contratos”.

La metodología que utiliza la empresa es la de administrar áreas que luego pone a disposición de operadoras, que serán las inversoras de los proyectos y se reserva un 10%. Gas y Petróleo del Neuquén fue creada mediante decreto del Poder Ejecutivo Provincial el 16 de mayo de 2008. Posteriormente se reservaron para la empresa áreas de hidrocarburos para que, por sí, o asociada a terceros, procediera a la exploración, desarrollo y explotación de las mismas.

“Exportar está dentro de lo que nosotros, como empresa provincial 100% estatal, tratamos de desarrollaren un mercado que es de empresas privadas. Esto le permite al Estado también tener un termómetro de cómo se está moviendo el mercado. GyP es una empresa testigo de lo que pasa”, aclaró.

En cuanto a las áreas productoras que posibilitaron la exportación, Saggese dijo que “básicamente la mayor cantidad de la producción que recibimos viene de las áreas que tenemos con Shell: Sierras Blancas y Cruz de Lorena”.

La empresa contabiliza una producción de alrededor de 4.800 barriles diarios de petróleo, “de ese número se descuenta el repago de deudas y las inversiones que han realizado las compañías en nombre de GyP y diariamente le quedan 1500 / 1600 barriles de petróleo, que es lo que se puede comercializar”.

Hito exportador

Si bien desde principios del año 2021 GyP viene colocando parte de su producción en el mercado externo, hasta ahora lo hacía de la mano de algunos de sus principales socios en Uniones Transitorias de Empresas -UTEs) de las que forma parte. Este hecho “le abre nuevos mercados para su producción proveniente de distintas áreas de Vaca Muerta, en momentos en los que su curva es marcadamente ascendente y se generan excedentes respecto del consumo en el mercado interno”, aseguraron desde el gobierno provincial.

En cuanto a la operatoria de exportación, el buque Chemtrans Polaris, contratado por la empresa Trafigura Pte Limited arribó al Puerto de Bahía Blanca el día 4 de noviembre, realizando la carga total entre el 9 y el 10 de noviembre. En esta operación participaron con su producción cinco empresas petroleras para completar la carga por un total de 63.000 m3. El cliente final es una refinería de Brasil, gestión que corre por cuenta de Trafigura, compañía líder en comercialización de materias primas a nivel global.

En cuanto al precio que se obtendrá con esta exportación se estimaron valores entre 80 y 90 usd/bbl de acuerdo a los registros de las últimas operaciones realizadas.

Siendo la primera carga por su cuenta que realiza la petrolera estatal neuquina, se debió completar una serie de pasos que incluyó la presentación de oferta de exportación al mercado interno, la obtención del permiso de exportación por parte de la Secretaría de Energía de la Nación, inscripción en registros aduaneros de la AFIP para gestionar el permiso de embarque, inscripción en la Cámara Argentina de Exportadores para obtener los certificados de origen, así como las respectivas programaciones, entre otros.

Proyección de crecimiento

Gas y Petróleo del Neuquén proyecta para el 2023 aumentar la producción de petróleo en un 21% y de un 9% en gas. Por consiguiente, se planifica un incremento en las ventas del 31%. “Si mantenemos esta proporcionalidad del 35% de exportación- explicó Saggese- vamos a tener un volumen mayor para exportar”.

Por otro lado, la empresa neuquina fue adjudicada con 250 m3 de capacidad de transporte para poder evacuar la producción y llegaría a 350 m3/d cuando el proyecto Duplicar esté concretado en su totalidad. “Esto nos va a servir para seguir creciendo en producción”, sostuvo Saggese. Y es que GyP se encuentra participando de los concursos de ofertas para adquirir mayor capacidad de transporte, almacenaje y evacuación, que llevan adelante las empresas Oldelval S.A. y Oiltanking Ebytem S.A. respectivamente.

“Las proyecciones de GyP son excelentes, nuestros socios están trabajando de una manera seria y cumpliendo con los planes de negocios propuestos. Y la empresa ha duplicado sus ganancias año a año desde el 2016”, agregó Saggese.

Proyectos

Durante el 2023 la empresa tiene propuesto avanzar en dos proyectos, uno relacionado con aumentar la capacidad de evacuación por medio de la obra que está concretando de Oldelval. Por otro lado, los ojos están puestos en el área Aguada de Cánepa, allí GyP, por medio de una Unión Transitoria de Empresas (UTE) con Pan American Energy (PAE), allí se inicia un proyecto de desarrollo que Saggese consideró como “muy importante”.

“Estamos enfocados en la aplicación de nuestros beneficios a estas dos operaciones”, explicó. Y agregó que están realizando ofertas a la Secretaría de Energía de la Nación por otras áreas convencionales.

Estado de situación

Gas y Petróleo de Neuquén tiene 28 contratos activos en asociación con 19 compañías, de las cuales 16 son Operadoras. Durante el mes de octubre de 2022, se registró una producción diaria promedio de 5.071,61 barriles equivalentes de petróleo

Luego de las cinco Rondas Licitatorias y con el Plan Exploratorio Neuquén (PEN) en curso, GyP posee 28 contratos de asociación en yacimientos convencionales y no convencionales, resultando 29 áreas con actividad.

Cuenta también con 71 áreas sin actividad, de las cuales 62 están disponibles para eventuales asociaciones con inversores, 8 están en proceso de resolución de contratos (7 disponibles para GyP y 1 para la Provincia), y en el marco del PEN, 1 área está adjudicada con contrato celebrado (en gestión su aprobación por parte del Poder Ejecutivo Provincial)

La provincia de Neuquén exportó durante el mes de octubre (último registro oficial), más de 3,87 millones de barriles de petróleo, el mayor volúmen enviado en un mes desde la reanudación de las exportaciones de crudo. Representando 41% de la producción provincial, por cerca de 303,8 millones de dólares a un precio promedio que rondó 78 UDS/bbl.

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, Jorgelina Reyente

En el marco de la renovación constante de Puma Energy en su red de más de 380 estaciones de servicio en todo el país, las tiendas de conveniencia SUPER 7 comenzaron a ofrecer productos premium de las reconocidas cadenas internacionales.

Tanto la apertura de Dean & Dennys en Chascomús y La Horqueta, como el espacio de la prestigiosa Valenti en Nordelta, permiten que cada cliente pueda aprovechar el tiempo de descanso con una amplia oferta de productos y promociones especiales, además de la más alta calidad internacional que caracteriza a los combustibles de la empresa líder en el mercado global de energía.

Lucas Smart, gerente de marketing de Puma Energy sostuvo “como parte de nuestra estrategia, buscamos constantemente opciones que ofrezcan a nuestros clientes variantes que mejoren la experiencia en nuestras estaciones. Además de cargar un combustible de calidad internacional, también encontrarán promociones atractivas, una app como Puma Pris que ofrece grandes beneficios, la mejor atención y opciones como las de Dean & Dennys y Valenti, que son lideres en lo que hacen”.

Dean & Dennys se caracteriza por la calidad en sus productos que es garantizada gracias a su planta propia de producción, donde generan medallones 100% carne de novillo, pollo y vegetarianos; también tienen salsas y adicionales con los mejores insumos del mercado.

Con este espíritu satisface los deseos los amantes de las hamburguesas, con un concepto urbano, de alta calidad, brindando opciones saludables, precios accesibles y acompañado de valores sustentables. Se trata de una empresa pionera del concepto fast good, porque la oferta está diseñada con alta calidad y está integrada al concepto de fast food. De esta manera, combina los aspectos positivos de la comida rápida con productos diseñados para superar las expectativas de los consumidores.

Por su parte, Valenti inició su trayectoria en 1951 como un emprendimiento familiar dedicado a la afinación y venta de quesos franceses. Posteriormente se incorporaron a su oferta fiambres y quesos nacionales y de otras latitudes. Con su incursión en los principales centros comerciales se desarrollaron propuestas de almuerzo como sándwiches, ensaladas y picadas.

La marca se destaca por el especial proceso de elaboración de los quesos y fiambres.

Una vez que se terminan de producir, sus productos ingresan en una planta donde son almacenados en cavas especialmente diseñadas para su maduración, cuidado y tratamiento, garantizando así su incomparable calidad, frescura y sabor.Con estas iniciativas, Puma Energy demuestra su compromiso con sus operadores y clientes de manera continua para generar un servicio diferencial que responde a las necesidades de todo su público.

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, Redaccion EconoJournal

El gobierno de la provincia del Neuquén otorgó una nueva concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (Cench), a Tecpetrol como operadora y titular del área. Se trata de Puesto Parada, que cuenta con una superficie de 159 kilómetros cuadrados. Desde la compañía informaron que el objetivo será perforar 164 pozos e invertir durante toda la concesión alrededor de 2.500 millones de dólares.

El acto fue presidido por el gobernador de la provincia, Omar Gutiérrez y contó con la participación del vicegobernador, Marcos Koopmann; el intendente de Neuquén, Mariano Gaido; el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro, el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous y el vicepresidente de la Cuenca Neuquina y Vaca Muerta, Martín Bengochea.

El mandatario provincial agradeció la confianza “de Tecpetrol para invertir en Neuquén” y recalcó que “el trabajo articulado entre municipios, provincia, empresas y trabajadores nos ha permitido disminuir a la mitad la tasa de desempleo en la provincia, llegando prácticamente a los niveles que teníamos antes de la pandemia”.

En esa misma línea, remarcó que «el área concesionada se expande hacia Plottier y Senillosa, lo que permite impactar territorialmente en distintas economías, localidades y pueblos”.

Asimismo, Gutiérrez aseveró “esta compañía está diversificando el objeto de su desarrollo hidrocarburífero en la cuenca neuquina. Está apostando al desarrollo del petróleo no convencional, a partir de toda la curva de aprendizaje que ha desarrollado en materia de gas». «Sin lugar a dudas, es un jugador decisivo, fundamental, y estratégico, socio y aliado en la provincia, que ha permitido que este año en el país haya gas”, aseguró.

También expresó «llevamos adelante las distintas gestiones tendientes a lograrlo. Sin lugar a dudas creímos en un trabajo articulado, en equipo y esto es lo que posibilita que ahora Tecpetrol diga presente en el desarrollo del petróleo no convencional».

Además, el gobernador indicó que la empresa “no solo está desarrollando los caños que habrán de permitir la construcción y la apertura el 20 de junio de 2023 del gasoducto Néstor Kirchner, sino que también está proveyendo los caños para la construcción del nuevo oleoducto de Oldelval a Bahía Blanca«. «De la misma manera somos auspiciosos y positivos con las últimas pruebas que se están desarrollando del oleoducto de Otasa a Chile, que permitirá que nuevamente podamos transportar aproximadamente 115 mil barriles de petróleo a Chile”, puntualizó.

Por último, Gutiérrez destacó que “YPF habrá de alcanzar en julio del año que viene el autoabastecimiento y no tendrá que importar más petróleo, y en principios de 2024 podemos alcanzar al autoabastecimiento en materia de gas”.

Inversión

Por su parte, el vicegobernador Marcos Koopmann, destacó la seguridad jurídica que ofrece la provincia de Neuquén y afirmó que eso es lo que “nos está permitiendo las distintas concesiones con contratos de 30 o 35 años, que el resto de la República Argentina no se lo da, porque el país está pasando por momentos de inestabilidad, de inseguridad jurídica, de inseguridad política y económica que trae consecuencias en lo social”. “La provincia de Neuquén va marcando el rumbo y el destino de nuestra República, ya no somos una oportunidad, somos una realidad”, afirmó.

En tanto, el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, afirmó “tenemos previsto, al menos, perforar 164 pozos, invertir durante toda la concesión alrededor de 2.500 millones de dólares. En una primera etapa estamos previendo una inversión cercana a los 500 millones de dólares para poner en marcha esta producción de Puerto Parada para poder llegar a una producción de, al menos, 15 mil barriles”. A su vez, agregó que “si los resultados son buenos podemos, inclusive, duplicar esta producción y llegar a los 30 mil barriles de petróleo”.

El ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro, recordó que “hubo récord en exportaciones con 20 millones de barriles de petróleo y también se exportó el seis por ciento de nuestra producción de gas, sumando 2.500 millones de dólares de exportaciones al país cuando hace dos años no exportábamos hidrocarburos”. También sumó que “también alcanzamos un récord de actividad en Vaca Muerta, con cerca de 400 pozos perforados”.

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, Redaccion EconoJournal

La Cámara Argentina de Proveedores de la Industria Petro Energética (CAPIPE) realizará en Comodoro Rivadavia el Foro CAPIPE Energías Argentinas 2023. “La idea que persigue el foro es asociar compañías y procesos. Hoy en día los desarrollos se hacen en cooperativismo y no de forma individual”, señala Leandro Capasso, presidente de la cámara.

El evento se desarrollará del 29 al 31 de marzo de 2023 y contará con siete pilares:

Hackathon Challenge: espacio para el intercambio y la búsqueda de soluciones de forma colaborativa.
Talk Tanks: espacios de debate
Mujeres en la industria: la importancia de construir ámbitos abiertos a la diversidad y la inclusión
Foros de estrategias con visión sectorial
Foros técnicos para mejores prácticas
Foro Líderes del Futuro vinculado a los nuevos talentos.
Sesiones business-to-business.

–¿Cuál es la visión de este Foro? ¿Por qué eligen realizarlo en Comodoro Rivadavia? -le preguntó EconoJournal a Capasso.

-CAPIPE hizo tres exposiciones consecutivas. Ahora, con este foro quisimos hacer un cambio, algo más disruptivo para entender a la energía como un todo. Está el Oil & Gas, la minería, renovables, el proceso de transformación energética que todos tenemos que atravesar, entonces la idea fue entender eso y ver cómo podíamos ayudar. Queremos hacer un evento que no sea una exposición. Para esto, realizamos varias plataformas en donde armamos un hackathon, un foro técnico, uno estratégico, un lugar para las empresas de la industria, otro para líderes del futuro, y sesiones B2B y desarrollo de inteligencia.

Serán reuniones abiertas. YPF, Tecpetrol, Pan American Energy y Total Energies ya están trabajando con nosotros hace varios meses. Cada tres semanas nos juntamos para desarrollar estos puntos de los cuales ellos van a ser parte. La idea del evento es tratar de que las PyMES tengan cercanía con las operadoras, entender los puntos de dolor que tienen ambas y trabajar soluciones en conjunto.

¿Se trabajará en una jornada continua que tendrá un cierre?

-Van a ser cuatro días. El hackathon todos los días va a tener agenda. En él va a haber equipos de trabajo con problemáticas que las operadoras van a poner en consideración. Allí esos equipos van a tener un representante, y el objetivo será abordar las diferentes cuestiones. Los equipos van a estar conformados entre siete y 12 personas, para dar una propuesta. Y a partir de esto se va a evaluar cuáles son las mejores soluciones para la problemática, lo cual lo determinará un jurado. Lo que queremos es la empatía, que trabajen la operadoras con las PyMES, para que el visitante vea que no es un competidor, sino que lo necesita.

Durante cuatro días, el equipo se va a juntar a tratar un tema. ¿Cómo lo van a hacer público para que más personas que van a estar en la feria también estén al tanto, lo conozcan?

-Se presentará el auditorio. Los trabajos se van a trabajar en los stands, y luego se mostrarán las soluciones. A su vez, queremos que el evento sea itinerante, ahora será en Comodoro Rivadavia, el año que viene quizás sea Mendoza, en donde se hará un seguimiento de los trabajos que hicimos. Una de las ideas que nosotros presentamos fue que las auditorias de todas las compañías de las operadoras, sean la misma para todas, para que una PyME no reciba siete auditorias en un mismo año. Esto lo tenemos que encontrar como solución. Para 2024, el lugar en donde se lleve a cabo el foro puede ser Mendoza, Bahía Blanca o Mar del Plata. Será en donde las operadoras traccionen y donde lo institucional de la provincia o región, se apropie del proyecto. Y allí el objetivo será comprobar si hubo avances.

Este 2023 será en Comodoro Rivadavia. ¿Ya se encuentran hablando con la provincia, con la intendencia?

-Estamos trabajando con el ministro de Hidrocarburos de la provincia de Chubut, Martín Cerdá, con intendencia y gobernación de Comodoro Rivadavia. Los proyectos están. En la mesa venimos trabajando hace meses con las operadoras. Esta semana firmaremos con YPF el lanzamiento oficial de CAPIPE Energías y después firmaremos con la provincia y con la intendencia.

Existe una tendencia a hacer algo más grande, con una mirada transversal de la energía, sobre todo en Comodoro Rivadavia, pensarse a futuro. ¿Por qué decidieron ponerle Energías?

-La idea era hacerlo amplio. En el pasado teníamos el sesgo de Oil & Gas. Entendemos que vamos hacia la transición, que tenemos que sumar a los diferentes actores y que creemos que las PyMEs se tienen que interiorizar de lo que viene, y que los otros sectores deben tener una oferta al alcance que estas empresas le puedan dar. Por eso quisimos hacerlo global. Para dar un ejemplo, hay que tomar a la minería. Más allá de ciertas cuestiones, no es muy diferente su proceso de extracción de Oil & Gas, en tipos de equipamiento, tecnologías, etc. Entonces, si tenemos una industria PyME trabajando hace 80 o 100 años y empresas que también cuentan con más de 100 años en el mercado, trabajando para el Oil & Gas, la idea es adecuar los procesos e incluir.

¿El foro estratégico va a cumplir ese objetivo?

-En el foro estratégico las PyMES van a estar de escucha. Vamos a traer a especialistas que se encuentran trabajando en transición, quienes van a exponer lo que viene en las compañías. Minería también va a estar presente, junto con hidrógeno verde. En la otra mesa, la de las sesiones B2B, la idea es mostrar lo que se puede ofrecer.

¿Cómo funciona ese esquema?

-El B2B va a tener una aplicación que va a ser entre cliente y proveedor en una reunión cerrada, en una mesa de trabajo, agendada por una plataforma. Allí no queremos que la reunión sea en una sala en un stand, va a haber un lugar para que se lleve a cabo.

Este concepto de que sea todo abierto, es algo que está fluyendo y la mayoría de las empresas se encuentra trabajando de esta manera. ¿Qué es lo que pensaron en ese plano?

-Creo que el esquema ha caducado, y si se hacen números no tiene lógica invertir en un stand. No se recupera. En lo que es la industria de las reuniones ya dicen que caducó. La única forma de buscar un éxito para el que está como sponsor, o el que participa abonando el metro cuadrado, es darle valor agregado. Por eso decidimos hacerlo abierto, darle contenido, con espacios sinérgicos. Queremos hacer algo institucional generando un lugar, un living, en donde se pueda tener una charla y que allí puedan acceder las personas.

También hay otros ejes, como incentivar el rol de la mujer en la industria.

-Tenemos speakers sobre ese eje que hablarán sobre el sector, el desarrollo, las ideas y las ventajas. Respecto a lo que refiere a liderazgos en el futuro, estamos trabajando con Idea Joven que nos va a acompañar.

¿Habrá algún otro eje?

-Sí, también estará toda la parte de desarrollo de inteligencia, en donde se abordará todo lo que viene en materia de transformación tecnológica y lo que hay para desarrollar. Allí también habrá speakers que hablarán sobre lo que se proyecta sobre esto y cómo podríamos implementar todo ello en las PyMES, para entender que hay fases de aplicación, con resultados positivos.

Cuando piensan en realizar este tipo de eventos, ¿por qué una empresa de servicios regional debería estar presente?

-Hay que entender que todavía hay mucho desarrollo. En Comodoro hay muchos proyectos de pozos maduros, para seguir trabajando. Hay tecnologías nuevas que se pueden empezar a implementar para exprimir la producción de ese petróleo, soluciones que puedan darle valor a eso. Creo que la pata local tiene que estar porque a todo eso se le tiene que dar materiales, servicios, logística. Pienso que, en este caso, Comodoro tiene posibilidad de volver a tener un rol fundamental en la cadena de energía. Se trata de entender que este lugar necesita una oferta externa para asociarse en trabajar en conjunto y desarrollar.

Creo que hay oportunidades y va a haber valor ahí. El que está fuera de Comodoro necesita al local y la pata local necesita financiamiento, desarrollo de tecnología, de negocios. Hoy en día los desarrollos futuros, se hacen en cooperativismo y no de forma individual. La forma a futuro de negocio es esa. Hoy al entender que la cadena de valor está complicada, se presenta que lo mejor es minimizar riesgos con estructuras livianas, asociar de forma cooperativa y desarrollar eso. Así se maximiza el rendimiento. Si hay unión se puede lograr de manera fácil el objetivo.

En esto de asociar compañías y procesos, desde Total Energies nos propusieron que el próximo CAPIPE Energía sea en Tierra del Fuego. La compañía allí está con el Proyecto Fénix y va a invertir en lo que es Río Cullen. La compañía necesita equipos y si Comodoro Rivadavia o Río gallegos lo tiene desarrollado estaría mucho más cerca del que se encuentra, por ejemplo, en Santa Fe.

En Tierra del Fuego hay un canal que comunica con dos océanos, comercialmente, si haríamos planta de gas natural licuado (GNL), estaríamos abiertos al mundo, sería estratégico. Debemos comenzar a pensar en forma estratégica y entender que uno no puede hacer todo, si lo hace el riesgo es altísimo.

¿Algún mensaje que quiera compartir sobre lo que es el foro CAPIPE Energías?

-Será un foro abierto, de trabajo. La idea es entender cuál es la transición energética, ver lo que se viene, analizar cómo las PyMES pueden acoplarse a ese trabajo, cómo buscar asociatividad y entender que es un foro en donde las operadoras están abiertas para hallar los puntos de dolor que tienen y dejarnos participar en ello.

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, Redaccion EconoJournal

¿Cómo saber cuál es el aire acondicionado que mejores prestaciones ofrece? ¿Cuál enfría más? ¿Cuál consume menos? Son algunos de los interrogantes que pueden surgir a la hora de adquirirlos. Frente a este escenario, las etiquetas de eficiencia energética cumplen una gran función y son obligatorias.

El etiquetado le permite al público comparar y decidir entre diferentes opciones, aquella que, a igual prestación, le asegure menor costo en energía durante toda su vida útil. Si se tiene en cuenta el valor de la energía y que el uso, este ahorro se torna significativo.

En términos generales, todas las etiquetas se componen de dos partes: la superior, más visual, constituida por barras horizontales de colores en escalera descendente donde cada «escalón» representa un nivel de eficiencia energética. Y luego, la parte inferior, que apunta a su funcionalidad o desempeño.

En el caso de los aires acondicionados, existen dos etiquetas distintas que varían según el equipo sea de tipo dividido (on-off o inverter) o compacto. En el primer caso, se califica la eficiencia energética (EE) mediante un sistema comparativo que se compone de 7 clases identificadas por las letras A+++, A++ y A+, A, B, C y D, donde la letra A+++ se le adjudica a los aparatos más eficientes y la D a los menos eficientes. En el segundo, las clases también son 7, pero su escala va de la «A» a la «G», donde la letra «A» corresponde a los productos más eficientes y la «G» a los menos eficientes.

A su vez, como se puede observar en la siguiente infografía, la etiqueta indica también su capacidad de acondicionamiento, las prestaciones del equipo (si es solo refrigeración o refrigeración y calefacción) y el consumo de energía anual en cada modo, entre otros.

Eficiencia

En nuestro país, desde el año 1999 la ex Secretaría de Industria, Comercio y Minería estableció por medio de la resolución Nº 319/99 la obligatoriedad de la etiqueta de eficiencia energética en artefactos eléctricos de uso doméstico: lámparas compactas, refrigeradores, acondicionadores de aire, motores, lavarropas, TV, termotanques, hornos microondas y balastos. A su vez, determinó que estos productos deben ir acompañados por una ficha informativa que amplíe los puntos presentes en la misma. Asimismo, se ha resuelto que los productos deben ofrecer un valor mínimo de eficiencia energética. Por debajo de esos niveles, está prohibida su comercialización. Para aires acondicionados la clase mínima para refrigeración es de tipo A y para calefacción de tipo C.

Para favorecer la concientización acerca del uso responsable de la energía desde IRAM (Instituto Argentino de Normalización y Certificación) han desarrollado un portal exclusivamente dedicado al tema. El sitio www.eficienciaenergetica.org.ar fue pensado para aportar información de valor a la sociedad, ya que detalla cómo leer las etiquetas de EE en los artefactos eléctricos que representan un mayor consumo: aires acondicionados, heladeras, lavarropas eléctricos, y artefactos de iluminación, entre otros.

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, Redaccion EconoJournal

A partir del 1 de enero de 2023, Gerardo Molinaro, actual CFO (Chief Financial Officer) de DLS Archer, la compañía líder de servicios petroleros de perforación en Argentina, asumirá como vicepresidente de Land Drilling – en reemplazo de Greg Helmen – y tomará el desafío de liderar las operaciones en Argentina y Bolivia para Archer y sus empresas subsidiarias: DLS Argentina, DLS Archer y Archer DLS Bolivia.

Molinaro cuenta con treinta y seis años de carrera, es Contador Público y Licenciado en Administración de la UBA. Completó su formación ejecutiva con diferentes programas internacionales, posee una amplia experiencia en la gestión de empresas multinacionales de servicios de petróleo y gas, y un vasto conocimiento de la industria de hidrocarburos en la región.

Durante los últimos cinco años, en su rol de CFO, ha contribuido con la estrategia y el posicionamiento de DLS en el mercado. Además, en su extensa trayectoria laboral, formó parte del equipo directivo de San Antonio Internacional y trabajó en grandes corporaciones tales como Arcor, Cencosud, Bemberg, Deloitte, Atanor, entre otras.

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, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía está terminando de definir la letra chica de la reglamentación que establecerá que las industrias categorizadas como “P3 Grupos I y II” no podrían seguir comprando el gas natural que consumen en el mercado mayorista y pasarán a recibirlo directamente de mano de las distribuidoras (Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas, entre otras). El cambio quedó definido en el artículo 9 de la nueva versión del Plan Gas, cuyos resultados se conocieron la semana pasada en un acto encabezado por el ministro de Economía, Sergio Massa. Energía publicará en los próximos días una resolución para ajustar el texto de esa norma para viabilizar su entrada en vigencia.

La migración de unas 2000 industrias y comercios medianos categorizadas como P3 nuevamente bajo la órbita de las distribuidoras —que implicará desandar un camino que se inició en 2005 a través del Decreto 725— se empezó a gestionar a mediados de este año después que el precio spot que pagan esos usuarios trepara en abril hasta los 10 dólares por millón de BTU.

Frente a esa situación, gobernadores de provincias del centro y norte del país —como Córdoba, Santa Fe y Tucumán— y entidades empresariales —como la UIA— realizaron gestiones ante la Casa Rosada para pedir un subsidio diferencial para las industrias. El Ejecutivo hizo lugar al planteo y, por eso, reincluyó a los usuarios P3 bajo el paraguas de las distribuidoras de gas con la expectativa de que, al igual que la mayoría de los hogares residenciales, empiecen a pagar un precio más bajo que el de mercado.

EconoJournal publicó una nota el 7 de noviembre que da cuenta de esa contradicción oficial desde el punto de vista fiscal, dado que justo en un momento en el que el Ministerio de Economía está tratando de reducir el déficit se volverían a subsidiar a industrias que desde hace años están pagando un precio realista por el gas que demandan.

Guiño al FMI

Precisamente para evitar que eso suceda, y para cumplir también con pedidos del Fondo Monetario Internacional (FMI), la cartera que dirige Flavia Royón determinará a través de una resolución que los usuarios P3 paguen, una vez que expiren los contratos vigentes con comercializadoras, el mismo precio del gas que abonan los hogares del Nivel 1, es decir, aquellos de altos ingresos que perderán todos los subsidios a fines de enero.

Ese valor está fijado según una normativa de Energía en US$ 5,76 por millón de BTU. En los hechos, es un precio similar al que abonan las industrias que compran el gas en el mercado mayorista a través de alguna comercializadora. «La semana pasada cotizamos a un precio punta-punta promedio (de enero a diciembre) de 5,31 dólares», explicó un trader que vende gas en la zona centro del país.

El cobro del gas a un precio equivalente al que abonan los hogares del Nivel 1 no hace más que homologar lo hecho por el propio gobierno con el valor de la electricidad que pagan las industrias. Sucede que si bien pisó las tarifas residenciales, el cristinismo —que tenía controla sobre la Subsecretaría de Energía Eléctrica y del ENRE— incrementó fuertemente el valor de la energía para los GUDI’s, tal como se conoce a las industrias que reciben la energía de una distribuidora.

En 2022, las industrias P3 que reciben el gas de una distribuidora pagaron hasta un 117% menos que aquellos que compraron el fluido a una comercializadora en el mercado mayorista. En octubre de este año, por caso, pagaron $ 15,96 por metro cúbico (m3) consumido contra 27,33 pesos. En enero la diferencia era mucho mayor.

«Se está trabajando en sacar las resoluciones correspondientes desde el área de hidrocarburos. Los P3 no recibirían el subsidio correspondiente a residenciales», explicó una fuente oficial.

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, Loana Tejero

El escenario electoral del 2023 en la provincia de Neuquén tiene reservado para Añelo, la capital de Vaca Muerta, un espacio protagónico. Dos facciones del Movimiento Popular Neuquino (MPN), cada una sostenida alguno de los sindicatos de mayor relevancia en la actividad hidrocarburífera, se disputarán en las urnas la sucesión de la intendencia el año que viene, pero los primeros efectos de esa competencia ya empiezan a inquietar a otros actores de la industria.

Como ya es sabido, el candidato oficialista para la gobernación es Marcos Koopmann, actual vice de Omar Gutiérrez. Cuenta con el apoyo de la estructura partidaria (y estatal) y, lo principal, del líder del sector Azul  y presidente de la Convención, Jorge Sapag.

Su confirmación como postulante fue posible por la alianza que el espacio concretó con la agrupación Azul y Blanca que lideran los petroleros Guillermo Pereyra y Marcelo Rucci y por la decisión del actual diputado nacional, Rolando Figueroa, de evitar las internas para competirle directamente en la elección general. La convocatoria todavía no está hecha, pero una de las fechas probables es el 16 de abril.

Esta suerte de división en el partido de gobierno, que por primera vez ofrecerá al electorado una interna “a cielo abierto”, abrió también un parteaguas en sectores más subterráneos, pero igual de relevantes para los armados en el territorio.

Capital de Vaca Muerta

En Añelo, la ciudad que concentra (y también padece) el desarrollo de Vaca Muerta, el MPN decidió excluir de una posible reelección al intendente Milton Morales y optó por llevar de candidata a una referenta 100% del sector petrolero. Es Adriana Pezuk, hoy presidenta del Concejo Deliberante y médica de la mutual sindical. “Es muy querida por la gente porque no distingue quién tiene obra social o quién no. Atiende a medio mundo”, fue la descripción de Pereyra tras la confirmación de su candidatura.

Pezuk es oriunda de Misiones, pero hace 14 que vive en Añelo. Trabajó en el centro de salud de la ciudad hasta que, en el 2013, ingresó al sindicato El secretario general de Petroleros dijo que ha tenido “muy buena recepción” en la campaña porque el proyecto político del actual intendente “está cerrado, no se visualizan soluciones”.

“Es una persona que hace un mes atrás alababa al gobernador y resulta que hoy dice que es el peor de todos. Se cambió de bando”, acusó Rucci a Milton Morales, a quien considera, como a su antecesor, Darío Díaz, alguien que no supo gestionar.

Uocra, la neuquinizada

Morales, hasta donde ha hecho saber, no competirá por un segundo mandato. Se unió al proyecto opositor que lidera Rolando Figueroa, pero a la búsqueda de un lugar como diputado provincial.

El puesto de candidato para la ciudad quedaría en manos de Fernando Banderet, un concejal que ganó su banca en el 2019 bajo el sello de Unión Popular, un partido que se identifica con el massismo pero que no integra el Frente de Todos sino que funciona como colectora del MPN. Cosas que pasan en Neuquén.

El intendente actual, Milton Morales, apoya la candidatura de Rolando Figueroa.

Morales, de todas formas, está jugando un rol clave en la movilización territorial de Figueroa. Su alianza con la facción de la Uocra que dirige Juan Carlos Levi es la que le está dando músculo a su armado en la ciudad y otras áreas de influencia.

El viernes 16 Figueroa fue uno de los únicos dos varones invitados al evento de mujeres de la Uocra que se realizó en un salón de eventos de Centenario. El segundo fue el propio Levi.

Dos días después, el dirigente de la construcción acompañó al candidato a gobernador a un acto de campaña en Vista Alegre. Morales hizo lo propio en la presentación del postulante a intendente de Plaza Huincul, Claudio Larraza, actual presidente del club Petrolero y representante técnico de Petrogas.

La Uocra lleva años de conflicto institucional en Neuquén. Además de las disputas por la conducción y normalización del sindicato, tuvo preso y liberado a Levi por la balacera en el yacimiento Sierras Blancas que opera Shell, y prófugo, después detenido y finalmente absuelto al propio secretario general, Víctor Carcar, por una causa de estafa.

Las violentas internas escalaron al tope de gravedad con la muerte a los tiros de José “Necho” Monsalve en una emboscada que ocurrió en pleno centro de la capital, en 2014. Levi fue sobreseído en esa causa pese a que, en un principio, había sido señalado por la fiscalía como quien había orquestado el ataque, cuyo trasfondo fue el manejo de una bolsa de trabajo en Vaca Muerta.

Conflictos que pueden escalar

Uno de los primeros síntomas del enfrentamiento que se viene entre petroleros y el gremio de la construcción se vivió en la celebración del aniversario de Añelo, en octubre pasado. Militantes de ambos sectores se enfrentaron por obtener un lugar en el gimnasio donde se realizó el acto: unos para apoyar al intendente, otros para bancar al gobenador Omar Gutiérrez y a su primera candidata a diputada, Daniela Rucci.

Tras ese episodio, el concejal Fernando Banderet y eventual candidato a intendente por el sector opositor de Figueroa denunció una balacera en su auto. Lo evaluó como un “mensaje intimidatorio” que recibió por parte de delegados del gremio de Petroleros que quedaron afuera del evento que celebró los 107 años de la localidad.

Banderet fue quien impulsó, a fines de noviembre, un corte de ruta de vecinos de la meseta para reclamar por el servicio de agua. No fue una protesta contra el intendente, por el contrario, fue más bien un espaldarazo para que salga a exigirle soluciones a la provincia. La narrativa de Morales es que el gobernador no lo acompañó con las inversiones que demanda el crecimiento de Añelo. Rucci, en cambio, contesta: “para recibir plata hay que gestionarla”.

Todavía hay que poner atención en un tercer gremio, el de ATE, que inició medidas de fuerza contra el municipio por el pago de horas extra, la renovación de contratos y hasta pedidos de desinfección en oficinas. Acompañaron el reclamo con la foto de un ratón muerto en la secretaría de Obras Particulares.

Al sindicato estatal lo conduce a nivel provincial Carlos Quintriqueo, un aliado no confeso del gobierno provincial. Gutiérrez y Koopmann tuvieron su foto con él hace pocos días cuando se homologó el convenio colectivo de trabajo para la administración pública y se promulgó la ley, impulsada por el MPN, que aliviará del pago del Impuesto a las Ganancias a todos los empleados estatales de Neuquén.

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, Andrea Durán

La audiencia pública N° 2/22 convocada por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación, el marco del proyecto para realizar la prospección sísmica 3D en el bloque CAN 102 del Mar Argentino, finalizó este jueves. La consulta es la cuarta sobre tema offshore y buscó poner a consideración de la ciudadanía la posibilidad de realizar la actividad. 

Según datos oficiales, en la instancia pública se registraron 1.536 personas, de las cuales 631 expusieron efectivamente sus presentaciones, y de éstas el 62%, unas 394, se manifestaron rotundamente a favor de la actividad hidrocarburífera; contra 235 votos negativos. 

El proyecto implica un Registro Sísmico 3D costa afuera en la Cuenca Argentina Norte, en aguas abiertas, a profundidades de entre 1.300 y 3.700 metros. El bloque CAN 102 posee una superficie aproximada de 8.965km2 y se localiza dentro de las 200 millas marinas pertenecientes a la Zona Económica Exclusiva Argentina, a más de 270 kilómetros de la localidad costera más cercana -Punta Médanos, Provincia de Buenos Aires- y a 310 kilómetros del puerto de Mar del Plata.

La audiencia

El cierre de la instancia estuvo a cargo de la Secretaria de Cambio Climático, Cecilia Nicolini, quien resumió que “se trató de un récord de participación”, y destacó que toda la ciudadanía tuvo la posibilidad de participar y exponer.

Además, Nicolini agradeció a quienes se hicieron presentes en los tres días que duró la audiencia con sus testimonios: las autoridades del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, de la Secretaría de Energía, del Gobierno de la Provincia de Buenos Aires, autoridades de las empresas proponentes, organismos del Estado, Conicet, la comunidad científica, las organizaciones civiles, sindicatos y referentes del sector y de movimientos ambientales que hablaron a título personal.

En base a esto, expresó “quisiera resaltar los distintos temas que se abordaron en estas jornadas: desde la importancia de cuidar nuestra biodiversidad marina hasta las medidas del estudio de impacto ambiental para mitigar los impactos en la navegación pesquera; desde los eventuales beneficios del proyecto en la macroeconomía del país, hasta el trabajo interministerial que viene liderando Pampa Azul en el diseño de una planificación espacial marina para seguir contribuyendo al manejo sostenible de los ecosistemas marinos”. 

A su vez, la responsable de la Secretaría de Cambio Climático se refirió a la transición energética -uno de los temas que fue abordado en la instancia pública- y planteó “es un desafío enorme para la Argentina, no sólo porque debe darse a la par de nuestros esfuerzos frente a problemáticas estructurales como la pobreza o la restricción externa, sino también por el contexto global que atravesamos”.  “La guerra en Ucrania altera la oferta y el precio de la energía en el mundo indudablemente nos exige delinear políticas que además de impulsar un reemplazo progresivo de los combustibles fósiles a las energías limpias, garantice la seguridad energética de nuestro pueblo”, explicó.

Por último, Nicolini manifestó “creemos que la forma de encarar ese desafío debe ser de forma equilibrada, consciente de las capacidades y urgencias que tenemos, con la voluntad política de todas las áreas de Gobierno y por supuesto con inclusión social y en armonía con el ambiente”. “Así lo plasmamos en nuestro plan nacional de adaptación y mitigación al cambio climático para el año 2030 donde la transición energética es una línea estratégica y fundamental», agregó.

Participación gubernamental y pública

La audiencia, que comenzó el 19 de diciembre, contó con una importante representación de las autoridades. Su inicio estuvo a cargo de la secretaria de Energía, Flavia Royón, y el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal. En tanto, por la provincia de Buenos Aires expusieron el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni y Tamara Basteiro, subsecretaria de Política de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires.

Por parte de las empresas ponentes, YPF estuvo representada por su CEO, Pablo luliano; el vicepresidente de Upstream Convencional de YPF, Gustavo Astié; la gerenta de Exploración de YPF, Fernanda Raggio; y la gerenta de Sustentabilidad y Transiciones Energéticas, Silvina Oberti.

En nombre de Equinor, operadora del bloque, asistió su country manager en Argentina, Nidia Álvarez Crogh; Tullow estuvo representada por su country manager de Argentina y Perú, Jorge Arraya; y Shell Argentina por la gerenta de Relaciones Corporativas, Verónica Staniscia. Además, hubo acompañamiento sindical y del personal naviero y pesquero.

También, la instancia contó con la  participación de numerosas personas del sector, que decidieron participar a título personal, dar su parecer y contar sus experiencias sobre el tema. Ingenieros, geólogos, personal de Comunicación o incluso simples vecinos esperanzados con una reactivación de la actividad que colabore en la seguridad energética, y de su derrame virtuoso de empleo e ingreso de divisas para toda la nación.

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, Redaccion EconoJournal

Los residuos radioactivos provenientes de la actividad nuclear todavía no tienen un destino definitivo en la Argentina. Atucha I y II y Embalse, las tres centrales nucleares del país, guardan sus residuos y los combustibles gastados en almacenamientos en seco, como ser silos hormigonados. Pero no es decisión definitiva sobre qué hacer con esos restos nucleares.

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) comenzó a dar los primeros pasos de un proyecto a largo plazo para el almacenamiento geológico de los residuos radioactivos y los combustibles gastados. La idea central es construir un sistema de repositorios geológicos subterráneos a más de 500 metros de profundidad para ubicar los residuos radioactivos.

El proyecto está en su fase inicial y el objetivo es que pueda estar operativo en algunas décadas. Si bien los plazos son extensos, va en línea con lo que están demorando otros países con proyectos similares como Canadá, Francia o Finlandia, que el próximo año comienza a operar un repositorio geológico subterráneo en su territorio.

Diálogos

Durante las primeras semanas de diciembre, la CNEA llevó adelante los “Primeros diálogos sobre disposición de residuos radiactivos y combustibles gastados en Argentina”, dos jornadas en las que se buscó empezar a informar y concientizar acerca de los detalles del proyecto. Participaron distintas áreas de la CNEA, la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN, ente regulador) y representantes de la empresa Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), que es la operadora de las tres centrales nucleares y la principal generadora de residuos de alto nivel del país.

Detalles

Hay dos grandes grupos de residuos, los de “nivel medio y bajo”, que requieren menos profundidad (son sub-superficiales) porque son menos radioactivas que los de “nivel alto”, que necesitan una disposición geológica en profundidad (más de 500 metros). Los distintos niveles tienen que ver no sólo con el tipo de radiación que emiten (alfa, beta y gama, entre otras), sino con los períodos de semi-desintegración (el tiempo que tarda la radiación en reducirse a la mitad, que varía en función de los elementos).

El evento contó con la presencia de expertos de Canadá, Francia y Suecia, que relataron sus experiencias en proyectos similares en sus países, y el patrocinio del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA). Como sostén de estos diálogos funciona el proyecto ConfinAR, que lleva adelante el programa de gestión de residuos radioactivos de la CNEA. El objetivo principal de los encuentros fue abrir un espacio de debate en los distintos organismos nucleares de la Argentina sobre el proyecto de almacenamiento geológico de los residuos radioactivos.

EconoJournal participó de las jornadas de diálogos y entrevistó a Lucrecia Gringauz, que está a cargo de la comunicación del Programa Nacional de Gestión de Residuos Radioactivos de la CNEA. “Estamos en la fase inicial, que sirve para pensar las cosas y ponerle nombre a lo que queremos hacer y darlo a conocer. Este es el momento de pensar, que sirve para plasmar en documentos los lineamientos del proyecto. Los primeros pasos agrupan dimensiones técnicas, sociales, administrativas, políticas y legales”, afirmó.

En la Argentina, tal como está la normativa vigente, los combustibles gastados no son residuos radioactivos hasta tanto no se decida que se los puede reutilizar como nuevos combustibles. El país aún no tomó la decisión si va a intentar reprocesar los residuos o si va a enviarlos a disposición geológica.

En el mundo existen distintas visiones sobre el tema. Francia, por ejemplo, reprocesa los elementos gastados por la actividad nuclear y genera nuevos combustibles para reactores a partir del plutonio y el uranio. Pero también hay países que nunca llevaron adelante el reprocesamiento.

Gringauz remarcó que “en cualquier caso, se necesita una instalación para el resultante del reprocesamiento, que son residuos de nivel alto que hay que gestionar y disponer. El objetivo es aislarlos hasta que dejen de ser potencialmente peligrosos. Los residuos radioactivos son los más controlados, porque sabemos cuánto tenemos, de qué tipo son, quién los produjo y dónde están”. También describió la diferencia entre ambas decisiones: “el almacenamiento supone un costo, un lugar físico, infraestructura y un desarrollo tecnológico. En cambio, la disposición geológica supone resolver el tema definitivamente”.

Coordinación

La directora de comunicación del programa de la CNEA resaltó que la comunidad científica internacional trabaja de manera coordinada. Además, contó que los residuos radioactivos conceptualmente son todos similares en los distintos países. Por tal motivo, los proyectos son bastante parecidos y contemplan ubicarlos dentro de repositorios geológicos subterráneos a una profundidad que va de 500 a 800 metros y lleva un sistema de barreras múltiples, entre otras características. Una de las diferencias centrales es que los países tienen distintos subsuelos, compuestos de distintas arcillas y rocas graníticas.

Fundamentos

Gringauz contó que “el proyecto tiene como objetivo central disponer los residuos radioactivos de forma segura, que no impliquen un riesgo para las personas ni para el ambiente. Para esto hay dos fundamentos: el jurídico, donde la CNEA tiene la obligación de hacerse cargo de la adecuada y segura gestión de estos combustibles y de todos los residuos que surgen de las actividades nucleares del país. Luego funciona el fundamento ético, que tiene que ver con que todos los habitantes de alguna forma usufructuamos los beneficios de la actividad nuclear, sea por la energía eléctrica, la medicina, la irradiación de alimentos, la mamografía, la erradicación de las moscas en la fruta o por lo que sea”. Y agregó que “el fundamento ético tiene que ver con no delegar a las generaciones futuras los beneficios que hemos tenido nosotros con el desarrollo nuclear”.

Licencia social

Un foco central del debate tuvo que ver con la licencia social que se necesita para que este tipo de proyectos avancen. “La idea imponer a la sociedad un proyecto determinado no va a funcionar. Ese es uno de los aprendizajes de la comunidad científica internacional. Los países que más avanzaron tardaron tres, cuatro y hasta cinco décadas en ordenar el debate”, indicó Gringauz.

“En la comunidad científica internacional hay un consenso sobre cómo abordar la dimensión social sobre la postulación voluntaria de las comunicades”, sostuvo. En los diálogos de la CNEA participaron referentes del proyecto de tratamiento de los residuos nucleares de Canadá, donde tuvieron que rever las distintas decisiones tomadas porque la comunidad y los pueblos originarios propusieron modificar algunas cuestiones de la iniciativa.

Además, comentó que la Argentina no está urgida de tiempo: “Tenemos dónde ubicar los residuos. De hecho, se está construyendo más lugar para más almacenamiento en seco. Pero el tiempo pasa y este proyecto debería empezar a avanzar, justamente para que en ningún momento haya urgencias”.

Argentina nuclear

La actividad nuclear en la Argentina comenzó en la década de 1950 y en 1974 el país comenzó a generar energía desde Atucha I. Gringauz subrayó sobre la experiencia del país en el sector nuclear que “la Argentina está en el grupo de los pocos países del mundo que están en condiciones de manejar todas las etapas del ciclo del combustible nuclear”. “No quiere decir que las estamos haciendo todas, por ejemplo, hoy no tenemos minería de uranio y lo tenemos que importar de Kazajistán, pero en algún momento lo hemos hecho. Lo que no tenemos es un repositorio de residuos radioactivos, un sistema de disposición final geológico”, concluyó.

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, Roberto Bellato

El ministro de Economía, Sergio Massa, destacó que “el nuevo Plan Gas permitirá ahorros en subsidios de U$S 19.500 en los próximos cinco años”, en el marco de la presentación de las rondas 4 y 5, que se desarrolló este jueves en el CCK.

En el acto que encabezó junto con la secretaria de Energía, Flavia Royon, Massa aseveró que para 2026 las exportaciones del sector de hidrocarburos pesarán en la balanza comercial lo mismo que hoy pesa el complejo sojero. Asimismo, explicó que el plan se trata de “un cambio de paradigma en la balanza económica y comercial de la Argentina y que pone al país frente a la oportunidad más grande de construir orden fiscal sobre la base de haber alineado un recurso estratégico, inversión privada e incentivos del sector público”.

En base a esto, el titular del Palacio de Hacienda, planteó la necesidad de “construir fortaleza en nuestra moneda con acumulación de reservas, que sea un pilar la contribución que las provincias, no solo Neuquén con Vaca Muerta, también Chubut, Santa Cruz y las provincias del Norte. Solo el año que viene generará U$S 600 millones más de impuestos”. A su vez, consideró “estamos frente a un recurso que es de las provincias, con inversión privada, trabajadores calificados y bien pagos y un Estado que debe alinear incentivos”. Y agregó “quizás no tomemos conciencia de qué significa en términos de desarrollo económico lo que estamos haciendo hoy. Cuando trabajadores, empresarios y el Estado construyen en una misma dirección y con un mismo objetivo podemos hacer cosas que son increíbles”.

Los números

En su presentación, Massa exhibió que las rondas 4 y 5 del plan se traducirán en 10.000 empleos, “si miramos la cadena de valor, por el tamaño de las inversiones y el impacto en el desarrollo económico del Oil & Gas, podríamos animarnos a más”, precisó.

Por su parte, la secretaria de Energía remarcó el compromiso de las empresas productoras y destacó que “han contribuido a la concreción del Plan Gas en volumen y en precio”, puesto que el Estado consiguió el gas para llenar el gasoducto Néstor Kirchner a un precio más barato que el actual. Además, obtuvo ofertas para cubrir el pico de invierno a un precio cercano a los 5 US$/MMBTU cuando preveía pagar hasta 9 dólares.

Sobre esto, Royón afirmó “lo que hicimos es profundizar una política como el Plan Gas, llevarlo hasta 2028, y tener una mirada federal a todas las cuencas. Fue diseñado con el objetivo de asegurar el autoabastecimiento interno a precio competitivo para argentinos y para la industria”.

Por último, expresó que es “fundamental incrementar el agregado de valor nacional, sustituir importaciones y aumentar exportaciones para que el sector energético se consolide en los próximos años como un área con balanza positiva”.

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, Loana Tejero

Durante el fin de semana, Chile concretó las primeras exportaciones de energía renovable hacia Argentina, a través de la línea de interconexión eléctrica Interandes que es propiedad de AES Andes.

El primer envío de energía renovable en la historia de nuestro país desde Chile a Argentina se produjo el sábado, y alcanzó los 75 megawatts (MW), mientras el domingo la exportación llegó a 70 MW.

El hecho se enmarca en el anuncio realizado en noviembre pasado por los titulares de Energía de Chile y Argentina, Diego Pardow, y Flavia Royón, respectivamente, junto a altos ejecutivos de AES.

En los días previos se realizaron exitosas pruebas de energización en vacío y de inyección de energía desde la subestación Andes en Chile hasta la subestación Puna en Argentina, las que fueron aprobadas por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN).

Javier Dib, CEO de AES Andes, explicó que “comienza una nueva historia en nuestra relación energética con Argentina. El hito que hemos logrado nos llena de orgullo y da cuenta que las interconexiones internacionales son posibles y efectivas”.

Dib agregó que gracias a esta exportación se evitó que aproximadamente 75 MW por día se vertieran desde el sistema eléctrico.

Sobre el acuerdo

El acuerdo establece que los sistemas eléctricos no operarán sincronizados, sino que se destinarán componentes de generación en forma aislada eléctricamente. Serán intercambios de oportunidad económica, los que serán interrumpibles en caso de que los operadores de red de los respectivos países lo consideren necesario.

Chile podrá enviar durante el día energía a Argentina, este país de acuerdos a sus condiciones, podría hacerlo durante la noche.

Los envíos de energía se realizan través de la línea de transmisión de 345 kV de AES Andes, que se extiende por 409 kilómetros entre la subestación Andes en Chile (Región de Antofagasta) y la subestación Cobos en Argentina (Salta).

Este enlace servirá también de respaldo en caso de presentarse contingencias eléctricas, mejorando la resiliencia en ambos sistemas.

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, Redaccion EconoJournal

La empresa Highly Innovative Fuels Global (HIF) inauguró en Chile, cerca de Punta Arenas, la primera planta totalmente integrada del mundo para la producción de combustibles CO2 neutrales a base de hidrógeno verde. La planta de demostración Haru Oni produjo este martes sus primeros litros de combustibles sintéticos, también llamados e-combustibles. “Los primeros combustibles sintéticos en Haru Oni ​​son un hito en la lucha contra el cambio climático, no solo para Chile sino para el mundo entero”, dijo César Norton, presidente y CEO de HIF Global.

Combustibles sintéticos

El ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, encabezó el acto de carga de un Porsche 911 con combustible sintético. “Es clave que la nueva industria del hidrógeno verde favorezca la creación de empleo y mejore la calidad de vida de las personas. De esta manera, estaremos brindando certeza para un futuro mucho más sustentable. Y la planta Haru Oni ​​de HIF tiene ese valor simbólico”, dijo Pardow.

Haru Oni.

Los e-combustibles son combustibles neutros en emisiones de carbono. Si bien emiten CO2 al ser utilizados en motores de combustión también utilizan dióxido de carbono como insumo en su producción, por lo que resultan climáticamente neutros.

Al reemplazar a los combustibles tradicionales pueden contribuir a reducir significativamente las emisiones en sectores aún difíciles de descarbonizar, como lo es el transporte pesado por tierra y mar.

La planta tiene capacidad en esta primera etapa piloto para producir unas 350 toneladas de e-metanol y 130.000 litros de e-fuel por año. HIF podría escalar la producción en etapas sucesivas hasta alcanzar unos 55 millones de litros hacia mediados de esta década y unos 550 millones de litros unos años más tarde.

La automotriz Porsche será el principal cliente de los combustibles producidos en Haru Oni.

La planta

Haru Oni producirá combustibles sintéticos a partir de hidrógeno verde combinado con CO2 capturado de la atmósfera. Siemens Energy fue el tecnólogo del proyecto, participando de la ingeniería y construcción y aportando la tecnología de electrólisis.

Carga de un Porsche en Haru Oni.

“El proyecto Haru Oni tiene como objetivo demostrar que los e-Fuels pueden comercializarse en grandes cantidades y a precios competitivos”, señaló Anne-Laure de Chammard, miembro de la Junta Directiva Global de Siemens Energy.

“Haru Oni representa un hito en el camino hacia la descarbonización global, y hoy nos demuestra que el concepto Power-to-X es posible. Al mismo tiempo, abre las puertas a otras aplicaciones en el sector transporte, tales como la utilización de e-metanol para el sector naviero, o e-querosene para la aviación”, señaló Javier Pastorino, managing director de Siemens Energy para Argentina, Chile y Uruguay, consultado por EconoJournal.

“Este proyecto de nuestro cliente HIF era absolutamente necesario para dar los siguientes pasos: necesitábamos demostrar que es posible producir exitosamente eFuels a partir del viento y el agua, antes de poder replicarlo a gran escala”, añadió.

Haru Oni ​​producirá hidrógeno verde a través de un electrolizador Silyzer 200, utilizando electricidad proveniente de fuentes eólicas. También capturará CO2 de la atmósfera y utilizará un proceso de síntesis para combinar el CO2 y el hidrógeno para producir e-combustibles, incluido el metanol neutro en carbono (e-metanol), gasolina neutra en carbono (e-gasoline) y gas licuado neutro en carbono (eLG).

Haru Oni comenzará a operar comercialmente en marzo de 2023.

Perspectiva

Para Siemens Energy los e-combustibles pueden jugar un rol central en la descarbonización del transporte.

Andre Clark, vicepresidente para Latinoamérica de Siemens Energy.

“Solo pensemos que hoy circulan en el planeta más de 1.000 millones de automóviles propulsados con motores de combustión interna, y que ellos tienen una larga vida útil por delante. Si queremos alcanzar los objetivos de protección climática, necesitamos una solución para este parque altamente contaminante”, explicó Pastorino.

Lo mismo sucede con otros sectores del transporte, tales como el aéreo y marítimo, que necesitarán combustibles sintéticos para la descarbonización, ya que son difíciles de electrificar.

Sudamérica se esta convirtiendo en un hub para proyectos de hidrógeno verde gracias a sus recursos renovables eólicos y solares. “Las condiciones macro y microeconómicas necesarias para hacerlos viables son tan importantes como la claridad y estabilidad en las reglas de juego”, puntualizó Pastorino.

“Chile está liderando regionalmente esta revolución, justamente porque reúne varias de esas condiciones, pero el potencial de toda Latinoamérica es en general muy atractivo, y puede permitirle a la región posicionarse a largo plazo como un hub de energías limpias para el mundo”, agregó.

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, Nicolás Deza

Sin dudas, el 2022 puso a Vaca Muerta a prueba y demostró ser un yacimiento de clase mundial. Ya no quedan dudas de los recursos hidrocarburíferos de esta formación no convencional. Mientras avanzan las obras necesarias para el transporte de la producción tanto para consumo interno como para aumentar la exportación, los números muestran cómo las compañías fueron eficientes generando grandes cantidades a precios competitivos. En noviembre se superaron los 303.000 barriles por día. Este logro se explica principalmente por la aceleración en el desarrollo de Vaca Muerta, que aportó el 90% de la producción total. El fondo anticíclico de la provincia alcanzó un nuevo récord de ingresos, llegando casi a los $ 2.400 millones.  

Petróleo

Según los datos públicos de la Secretaría de Energía de la Nación, la producción de petróleo en el mes de noviembre en Neuquén fue la mayor de los últimos 23 años. Las cifras brindadas por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia indican que el mes pasado se produjeron 303.270 barriles por día, apenas por debajo de los 306.100 barriles de mayo de 1999.

La producción de noviembre tuvo un incremento del 0,07% con respecto a octubre y del 28,04% en comparación con noviembre de 2021. En tanto, la variación acumulada de 2022 registra una suba del 38,01%. Esto se debe principalmente al incremento en la producción de las áreas Sierras Blancas, Bajo del Choique-La Invernada, Aguada Federal, Mata Mora Norte y Lindero Atravesado.

Gas

La producción de gas en noviembre fue de 78,04 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), lo que representó una caída del 6,92% con respecto a octubre. En comparación con noviembre de 2021 hubo un incremento del 0,87% y de 17,91% en el acumulado del año (el récord histórico de producción de gas de Neuquén fue en agosto pasado con 91,59 MMm3/d).    

La baja con respecto a octubre se explica básicamente por la disminución de producción en el área Fortín de Piedra, que tuvo una parada de planta programada por mantenimiento durante siete días. También hubo leves caídas de producción en las áreas Loma La Lata-Sierra Barrosa, El Mangrullo y La Ribera Bloque I.

La producción de petróleo de noviembre en la provincia fue un 90% no convencional, mientras que la producción de gas no convencional llegó al 81% del total.

Según las estimaciones del gobernador Omar Gutiérrez, en diciembre se alcanzará la producción de petróleo máxima en la historia de la provincia, que fue de 308.000 barriles por día. Atribuyó estos números a las inversiones que durante el 2022 llegaron a los US$ 5.000 millones. Y señaló que este año Vaca Muerta generará US$ 2.500 millones en exportaciones de petróleo y gas.

For export

Durante el año también se registraron alzas en los niveles de exportaciones. Según la provincia, ingresaron un total de US$ 1.850 millones durante los primeros diez meses del año. Hasta ahora, el último registro oficial mensual de Neuquén es de octubre y se observa un récord ya que la provincia exportó más de 3,87 millones de barriles de crudo, la mayor cantidad enviada en un mes desde la reanudación de las exportaciones de petróleo. Esto representó el 41% de la producción y sumaron US$ 303,8 millones con un precio promedio de US$ 78 por barril.

En tanto, las exportaciones de gas en octubre alcanzaron los 143.770 MMm3 (4,6 MMm3/d), representando el 6% de las ventas de gas provincial en ese mes. El precio promedio de estos envíos se ubicó en los US$ 7,97 por millón de BTU (MMBTU), alcanzando un valor cercano a los US$ 42,29 millones.

En los primeros 10 meses del año se acumularon envíos por más de 17,3 millones de barriles (un 21% de la producción provincial), superando los US$ 1.550 millones. Además, se acumularon 1.220 MMm3 exportados por US$ 298,8 millones. Esto implicó un crecimiento de 475% y 1.000% para los volúmenes y valores exportados respecto al mismo periodo de 2021.

Etapas de fractura

Dentro de las mediciones que también batieron récord durante este año en Vaca Muerta, se registraron 11.495 etapas de fractura que completaron las empresas entre enero y noviembre. Según los datos proporcionados por la consultora NSC Multistage, al 30 de noviembre se contabilizaron 1.159 etapas de fractura.

Aumenta el fondo anticíclico

El Fondo de Estabilización y Desarrollo de Neuquén (FEDeN) creado en 2020 mediante la Ley N° 3.269 alcanzó un nuevo récord de ingresos, llegando casi a los $ 2.400 millones durante octubre. En total, este fondo ya acumuló reservas por más de $ 9.000 millones durante los primeros diez meses del año, superando ampliamente los $ 2.500 millones que se había proyectado para el 2022. El FEDeN se nutre con el 50% de los ingresos por las exportaciones de hidrocarburos. Para 2023 se proyectaron ingresos por otros $ 19.000 millones.

Según el detalle informado por el vicegobernador Marcos Koopmann, impulsor de la iniciativa y actual candidato a gobernador por el Movimiento Popular Neuquino (MPN) para suceder a Omar Gutiérrez, en octubre se exportaron 130 mil barriles (42%). Mientras que en gas se exportaron 4.637,79 MMm3.

Este volumen de exportaciones, le permitió al FEDeN sumar recursos en octubre por $ 2.393.377.604, contra los $ 1.584.980.125 que habían ingresado en septiembre.

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, Jorgelina Reyente

El Ministerio de Medio Ambiente dio inicio este lunes por la mañana a otra audiencia pública para analizar el pedido de YPF y Equinor para realizar el registro sísmico 3D para la actividad offshore en el bloque Cuenca Atlántico Norte (CAN) 102, frente a las costas de Mar del Plata. “Los lineamientos para la transición energética trazados por el gobierno nacional sitúan al gas natural como vector de desarrollo y eje de la transición energética”, aseguró la Secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, durante el encuentro.

Medio Ambiente ya realizó las audiencias públicas y emitió las declaraciones de impacto ambiental para avanzar con la sísmica en los bloques CAN 100, CAN 108 y CAN 114 a pedido de Equinor y la actividad comenzaría a mediados de 2023.

El objetivo de esta nueva audiencia por el offshore es poner en consideración de la ciudadanía la documentación de la Evaluación de Impacto Ambiental del Proyecto “Registro Sísmico Offshore 3D” del área CAN 102 de casi 9.000 km2, ubicada a unos 316 kilómetros de Mar del Plata, en la Cuenca Argentina Norte (CAN).

La prospección sísmica es un estudio en el cual un barco emite ondas acústicas a través del agua hacia el fondo marino y el subsuelo; esas ondas se reflejan en las capas de roca y son capturadas por sensores cercanos a la superficie del mar, alineados en cables que arrastrados por el buque.

La consulta pública se extenderá por varios días en la que expondrán 1535 oradores, y si bien el resultado de este tipo de audiencias no es legalmente vinculante, es seguida por atención en el sector energético. Entre los expositores hay autoridades y funcionarios, representantes del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, cámaras y representantes de la comunidad científica, organismos de trabajadores, sindicales, académicos, ONGs y miembros de la sociedad civil.

Expositores

La Secretaria de Cambio Climático, Cecilia Nicolini, inauguró el evento al llamar a una transición energética equilibrada, “consciente de las capacidades y urgencias que tenemos y con la voluntad política de todas las áreas de Gobierno”. Asimismo, prometió que “todo proyecto que se encare en nuestro territorio, deberá generar un desarrollo armónico entre las partes económicas, sociales y ambientales.”

En tanto, la secretaria Flavia Royón afirmó que “ara nuestro país, la energía es un eje central para el desarrollo económico y social integrado”, y a sus declaraciones iniciales sobre el gas natural como vector de desarrollo y eje de la transición energética, sumó: “Es indispensable incrementar nuestros desarrollos exploratorios y productivos para aprovechar al máximo la ventana de oportunidad que se plantea.”

Por su parte, Federico Bernal, Subsecretario de Hidrocarburos, calificó de “política de Estado” a la exploración offshore en el marco de la actividad sísmica en el bloque CAN 102. Agregó que “el 30% del petróleo que se consume en el mundo proviene del offshore; son más de 50 los países que producen hidrocarburos offshore” y avizoró que “esta iniciativa nos posicionará, sin lugar a dudas, entre las grandes potencias productoras de hidrocarburos”.

Al cerrar su exposición, Bernal recordó que “la Argentina cuenta con una experiencia realmente extraordinaria en esta materia, estamos cumpliendo con los estándares internacionales y nacionales que requiere este tipo de actividad, requiere realizarlos de manera segura y sustentable”.

A continuación, la Subsecretaria de Política Ambiental del Ministerio de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires, Lic. Tamara Basteiro, fue concreta: “Valoramos que las contribuciones de los diversos organismos hayan sido volcados por la empresa en el estudio de impacto ambiental – dijo. Ha habido una incorporación y una mejora sustancial en los procesos de evaluación de impacto ambiental; se elevó el estándar ambiental”, agregó. Basteiro consideró que “tenemos que garantizar desde el Estado que se lleven adelante proyectos de esta envergadura y que se cumpla con los estándares más elevados” ya que “Nos paramos desde una perspectiva de ambientalismo popular, de justicia socio ambiental”, lo cual lleva al desafío de “explorar nuevos mecanismos para que la riqueza de estos proyectos llegue a todos los y las bonaerenses y habitantes de todo el país”, y se espera que esto “nos permitirá avanzar hacia un modelo de transición ecológica que cierre con la gente adentro.” 

También hizo uso de la palabra el Subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, Lic. Gastón Ghioni, quien recordó que la Provincia de Buenos Aires cuenta con “una enorme cantidad de empresas y pymes que son proveedoras de servicios a la industria petrolera”. ”La Provincia de Buenos Aires tiene una matriz energética muy rica, es una provincia petrolera porque tiene el desarrollo de una infinita cantidad de productos relacionados con la cadena de producción”, en relación a las enormes perspectivas de desarrollo que se abren a nivel provincial con esta actividad.

A continuación, la Presidenta del Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET), Anba Franchi, no dejó lugar a dudas: “Con el offshore, Argentina puede generar más de 32.000 millones de dólares y unos 22.000 empleos directos e indirectos. Si es exitoso, puede generar ingresos por 98.000 millones de dólares y 65.000 empleos para seguir adelante con un país más soberano e inclusivo.”

Haciendo un poco de historia, aseguró que “en la Argentina, la exploración offshore data de hace 90 años. Desde los años ‘70 se han realizado en la provincia de Buenos Aires con técnicas similares sin incidentes ambientales ni afección a la fauna marina”.

Los expositores hicieron hincapié en el hecho de que la actividad offshore se realiza en el país desde hace más de 50 años sin que se hayan registrado nunca incidentes; y que ahora en que se han perfeccionado cada vez más los procesos de producción y de seguridad, algo que ya se viene llevando a cabo en otros países del mundo, como por ejemplo Brasil, sin que esto haya afectado al turismo ni a la seguridad de la naturaleza circundante.

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, Redaccion EconoJournal

Además de ofrecer la gama eléctrica más completa de la industria mundial de camiones, Volvo Group introduce en Europa versiones de chasis rígidos de sus camiones eléctricos pesados: el Volvo FH, el Volvo FM y el Volvo FMX. Esto facilita aún más la adopción de vehículos eléctricos en zonas urbanas y regionales en el continente europeo.

Gracias a las múltiples opciones de batería, cabina y chasis, los nuevos camiones rígidos pesados pueden diseñarse para llevar superestructuras eléctricas para una amplia gama de tareas de transporte especializadas, como la distribución de mercancías, la recolección de basura y los trabajos de construcción. La producción de las nuevas variantes comenzará en el primer trimestre de 2023.

«Con estos nuevos camiones eléctricos estamos facilitando que más clientes y más ciudades cambien a vehículos de cero emisiones para prácticamente todos los flujos de transporte. Nuestros clientes pueden tener estos camiones hechos a medida para su operación específica, para reducir las emisiones al tiempo que obtienen la misma funcionalidad que el camión diesel que están utilizando hoy en día», explica Roger Alm, Presidente de Volvo Trucks.

Los camiones pueden realizar todo tipo de transportes, desde cargas ligeras a pesadas, y se puede elegir la capacidad exacta de baterías que necesitan para cada aplicación. “Al no llevar más baterías a bordo de las necesarias, la carga útil puede aumentar. En resumen, tenemos la solución de transporte eléctrico óptima y más rentable, sea cual sea la tarea», afirma.

Volvo Trucks, en la actualidad, es el único fabricante mundial de camiones con una gama completa de camiones eléctricos en producción en serie. El objetivo de la empresa es que la mitad de sus ventas totales de camiones en todo el mundo sean eléctricos a más tardar en 2030.

Los rígidos eléctricos Volvo FH, FM y FMX pueden equiparse de la siguiente manera:

Inicio de la producción en serie en marzo de 2023:

·       Potencia: 490 kW

·       Unidad motriz: 3 motores eléctricos

·       Batería: 450-540 kWh, 5-6 baterías

·       Cabina: Cabina dormitorio, alta, XL

·       Distancia entre ejes: 4300-6700

·       Configuraciones de ejes: 4x2R, 6x2R, 6x4R, 8x2R y 8x4R

·       Toma de Fuerza: TDF eléctrica, TDF de caja y TDF electromecánica

Inicio de la producción en serie en mayo de 2023:

·       Potencia: 330 kW

·       Unidad motriz: 2 motores eléctricos

·       Batería: 360 kWh, 4 baterías

·       Cabina: Cabina diurna

·       Distancia entre ejes 3900-6700

Inicio de la producción en serie en septiembre de 2023:

·       Batería: 180-270 kWh, 2-3 baterías

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, Agostina Visconi

El presidente de la Unión Industrial Argentina (UIA), Daniel Funes de Rioja, señaló que la invasión de Rusia y Ucrania, que alteró la economía mundial y provocó un alza en los precios a nivel internacional, “hizo que nos enfoquemos más en la agenda minera y energética”. Y agregó que “desde la UIA no podemos estar desconectados de esta agenda”. Lo dijo en la inauguración del evento “Argentina 2022, oro, plata & cobre” organizado por Panorama Minero, que se realiza este jueves y viernes en la ciudad de Buenos Aires y que reúne a los principales referentes del sector.

En el panel que dio inicio al evento también estuvieron el secretario de Industria y Desarrollo Productivo de la Nación, José Ignacio De Mendiguren, la secretaria de Minería, Fernanda Ávila, el presidente de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), Franco Mignacco, y el titular del Consejo Federal Minero (CoFeMin), Miguel Soler.

El titular de la entidad industrial también destacó que “la UIA tiene un gran compromiso con la minería, que es importante porque la industria puede ser su proveedora. La entidad ya había definido conectarse más con la minería y la energía, que es por donde pasa la agenda y marca lo que va a ser el futuro”. “En Vaca Muerta son 37 petroleras y 7.000 pymes, en minería podemos seguir este camino porque vemos la posibilidad de desarrollar toda la cadena de valor”, afirmó Funes de Rioja, y agregó que “por esto fue que lanzamos nuestra Mesa Minera en la UIA, estamos comprometidos con el sector”.

Exportaciones mineras

El presidente de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), Franco Mignacco, remarcó que “el sector minero terminará exportando en todo 2022 alrededor de US$ 3.800 millones, más que los US$ 3.100 millones de 2021”. Es decir, las ventas al exterior de la minería, sobre todo metalífera, serán un 15% más que el año pasado. El salto se explica mayoritariamente por el aumento de los precios internacionales de los productos mineros, ya que en cantidad ambos períodos no muestran grandes diferencias. Además, subrayó que “el potencial de la minería para 2030 es exportar US$ 12.000 millones anuales”.

Al mismo tiempo, indicó que “las restricciones en insumos y bienes de capital se van normalizando gracias al trabajo en conjunto con la Secretaría de Minería”. De todos modos, remarcó la preocupación en el sector del oro y la plata: “hay una ecuación económica que impactan en los costos por la inflación en dólares y los proyectos podrían perder la capacidad productiva en 2023”. Por último, Mignacco sostuvo que “tenemos que aprovechar la ventana del litio”.

Dólares

Por su parte, De Mendiguren dijo que “la minería es un sector estratégico y tiene que ser aliado del proyecto nacional, no puede ser un sector al que se le disputa”. Y añadió que “la Argentina no es un país con litio, es un país con litio y con capacidad para desarrollar toda su cadena de valor”. 

El secretario de Industria, quien también fue titular de la UIA, destacó: “vengo de Washington y me llamó la atención que ahí ven a la Argentina como un activo mundial. El mundo nos puso en el radar de nuevo”.

Sobre la economía del país, afirmó que “hace cuatro meses todo era catastrófico. Sergio Massa ordenó el Ministerio de Economía y puso a sus secretarios a coordinar. La diferencia con otras experiencias es que ahora coincidimos en que la inversión privada es la clave. Por eso, apuntamos a salir por arriba de la crisis, es decir, poner en marcha a todos los sectores”. Por último, comentó que “Massa no piensa en que este bien que haya cuatro o cinco tipos de cambio. Está claro que vamos a uno único”.

Inversiones y minería

La secretaria de Minería, Fernanda Ávila, indicó que su cartera tiene una relación “muy buena” con las compañías del sector porque “entienden las dificultades del país”. Las empresas “confían en la Argentina, por eso las inversiones siguen llegando”, destacó.

En tanto, Miguel Soler de Cofemin subrayó que “la Argentina tiene el desafío de producir minerales críticos para la transición energética. Tenemos que desarrollar a la minería aguas arriba, es la industria minera a la que hay que fortalecer”. 

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, Roberto Bellato

Este nuevo programa, también les brindará a los socios la posibilidad de convertir sus millas Shell LATAM Pass en puntos Shell BOX, desde la App y también desde la web. De esta manera, todos los socios del programa anterior Shell LATAM Pass, podrán disfrutar de la nueva propuesta que brinda Shell BOX.

La propuesta de valor está diseñada tanto para los clientes que abonen con la App Shell BOX como para aquellos que aún no estén dispuestos a utilizar medios de pagos digitales, quienes con solo presentar el DNI en las estaciones de servicio Shell, ya estarán accediendo a todos los beneficios.

La iniciativa se complementa con el desarrollo de un nuevo sitio web, www.shellbox.ar, en el que los usuarios de Shell BOX podrán encontrar una gran cantidad de descuentos con múltiples marcas, solo por ser parte del programa. Y en las próximas semanas, a esta propuesta se le sumarán el MARKETSHELL, un e-commerce que ofrecerá una amplia gama de productos y servicios y el TRAVELSHELL, una plataforma pensada y diseñada para que los usuarios del programa puedan hacer reservas de vuelos, paquetes y hospedajes turísticos, tanto a nivel local como internacional.

“Decidimos desarrollar un programa propio, compuesto por un ecosistema de fidelización que ofrezca una experiencia de valor superadora para nuestros clientes y que trascienda nuestras estaciones de servicio. Se trata de un programa simple, conveniente e innovador, que genera ganas de usarlo y de formar parte. Esas características se complementan con una experiencia 100% digital, a través de la App Shell BOX, que además de ser unos de los principales medios de pago en nuestras estaciones, se convertirá en la principal herramienta de fidelización de nuestra marca.”, comentó Daniel Pasetto, gerente de Loyalty y Growth Marketing de Raízen Argentina.

Carolina Wood, directora de Marketing de Raízen Argentina, en tanto, destacó que “el nuevo programa de beneficios fue pensado, diseñado y desarrollado en respuesta a lo que el consumidor espera de nosotros, con el propósito de ofrecerle a nuestros clientes una propuesta simple, conveniente y atractiva, que nos permita acercar aún más nuestra marca hacia ellos y también impactar a nuevas generaciones, a nuestros clientes del futuro”.

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, Agostina Visconi

El Comité Organizador canadiense del 24º Congreso Mundial del Petróleo (OCAN, por sus siglas en inglés) anunció una serie de hitos previos a la realización del evento en la ciudad de Calgary (Canadá) del 17 al 21 de septiembre de 2023. El evento tendrá como tema central la transición energética. Los hitos clave incluyen el reconocimiento de los patrocinadores y socios iniciales de la industria y el gobierno que sustentarán el éxito del Congreso, la selección de los oradores principales, actualizaciones sobre los plazos de registro y los precios y el nombramiento de dos nuevos miembros de la Junta de la Asociación Canadiense del Consejo Mundial del Petróleo.

A medida que OCAN avanza en la planificación, el entusiasmo que rodea al evento y su tema central, la transición energética: el camino y la participación hacia el cero neto continúa creciendo”, destacó el comité en un comunicado.

Patrocinadores

La diversa sección representativa de patrocinadores que respaldan el 24º Congreso incluye líderes energéticos nacionales y mundiales y empresas de apoyo y socios gubernamentales. Esto demuestra el gran interés en el OCAN a medida que la industria y los gobiernos buscan establecer un camino hacia el cero neto.

A diez meses del congreso, el interés en las oportunidades de patrocinio ha sido muy fuerte. Los patrocinadores confirmados hasta el momento son Accenture, QatarEnergy, Repsol, Cenovus Energy, Suncor Energy, Pathways Alliance, BP, Chevron, Petrobras, Bennett Jones, Hatch, MEG Energy, Shell Canada , la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo y Stikeman Elliott.

OCAN reconoce a PrairiesCan, la agencia del gobierno de Canadá, por su importante apoyo financiero, además de una asociación material con la provincia de Alberta. La ciudad de Calgary también se ha comprometido a brindar importantes contribuciones para el Congreso, lo que hará que este evento de clase mundial sea un éxito.

Con más patrocinios en curso y numerosas organizaciones globales y canadienses, se harán más anuncios en las próximas semanas. Además, OCAN espera vender todo el espacio de exhibición disponible en el BMO Center en Stampede Park para fines del primer trimestre del próximo año.

“Como centro energético global, Calgary está asumiendo un papel de liderazgo en la transformación de la energía y brindando soluciones netas cero”, indicó el alcalde de Calgary, Jyoti Gondek. Y añadió: “nos complace ser patrocinadores y la ciudad anfitriona del 24º Congreso y esperamos dar la bienvenida al mundo a Calgary”. “Nuestro gobierno reconoce que para garantizar que la industria de Canadá y sus trabajadores estén al frente de la construcción de una economía más limpia y sostenible, no podemos hacerlo solos”, remarcó el Dan Vandal, ministro responsable de PrairiesCan.

Y agregó que “lograr una economía neta cero para 2050 requiere que todos los órdenes de gobierno trabajen juntos en asociación con los líderes de la industria, creando nuevas oportunidades de inversión para las empresas de tecnología limpia en Alberta y en todo el país. Al organizar el 24º Congreso Mundial del Petróleo en Calgary, le mostraremos al mundo cómo Canadá está liderando el camino en la innovación de energía limpia y es un gran lugar para invertir”.

«Enorgullece ver que el gobierno canadiense invierte para llevar el 24º Congreso Mundial del Petróleo a Calgary», sostuvo George Chahal, miembro del parlamento de Calgary Skyview. Y agregó que “la ciudad está en el centro del cambio hacia una economía de energía limpia de Canadá. La organización de este evento brindará al sector energético la oportunidad de conectarse con una audiencia global y mostrar su liderazgo en el desarrollo de tecnologías limpias. Esto ayudará al país a lograr sus objetivos de emisiones netas de gases de efecto invernadero cero para 2050”.

“Valoramos enormemente el importante apoyo y aliento que hemos recibido de nuestro diverso grupo de patrocinadores corporativos en todo el sector energético, así como de nuestros socios gubernamentales que representan a los tres niveles de gobierno”, señaló Richard Masson, presidente de WPC Canadá. “El próximo Congreso es la plataforma para discutir los problemas apremiantes que enfrentan la industria y la sociedad, y con el apoyo de nuestros patrocinadores y socios gubernamentales, confiamos en que el Congreso generará soluciones innovadoras y perspicaces a medida que buscamos la transición a cero neto”, expresó el titular de WPC Canadá.

Actualización del programa estratégico y técnico

La convocatoria mundial de documentos técnicos recientemente completada recibió casi 1.300 resúmenes para 17 foros de más de 50 países, lo que demuestra el gran interés en el tema del Congreso y garantiza que el evento ofrecerá un programa de alta calidad enfocado en la innovación para enfrentar los desafíos energéticos del mundo.

La mayoría de los oradores han sido invitados por la Secretaría de WPC y un equipo internacional central de asesores de contenido y cuentan con algunos de los expertos en energía más reconocidos a nivel mundial. La lista completa de oradores se anunciará en las próximas semanas.

“Tendremos un grupo destacado de líderes de la industria, gobiernos y la academia participando en el Programa Estratégico”, destacó Pierce Riemer, director General del WPC. “El 24º Congreso trienal del WPC llega en un momento crucial en el que la sociedad busca abordar el cambio climático, la seguridad energética, la asequibilidad y la pobreza energética. Creo que el congreso de Calgary será el más impactante en la historia de nuestra organización”, afirmó Riemer.

Además, destacó que el WPC aprobó recientemente la creación de un nuevo nombre, logotipo e identidad de marca como parte de la implementación de su plan estratégico que se lanzaría a principios de 2023.

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, Redaccion EconoJournal

El presidente del grupo Techint, Paolo Rocca, en compañía del ministro de Economía, Sergio Massa, analizó la coyuntura actual y dio cuenta sobre los desafíos que deberá atravesar el país de cara a los próximos años. En base a esto aseveró «Argentina puede transformarse en un país exportador de petróleo con la infraestructura necesaria para Vaca Muerta«.

En esa línea, el directivo planteó «el país tiene por delante muchas oportunidades a partir de la redefinición de la cadena de valor industrial, algo que crea empleo de calidad y genera espacio para la investigación y el desarrollo. Formar un consenso sobre esto sería extraordinario».

Sobre las oportunidades que se presentan, en cuanto al contexto internacional, Rocca sumó que «también existen grandes posibilidades el sector alimentario y vinculado a la transición energética, con el litio».

Inversiones

El CEO de Techint también exhibió las inversiones llevadas a cabo por el grupo. En base a esto, detalló «estamos respondiendo a los desafíos con un flujo de inversión creciente. El año pasado invertimos US$ 600 millones, este año serán US$ 1100 millones, y el próximo US$ 1400 millones».

De igual manera, destacó el trabajo que se viene realizando en cuanto al gasoducto Néstor. En cuanto a esto expresó «creemos en el proyecto del gasoducto, que va a transformar al país y a su esquema de inserción internacional. Su éxito se afianza en todas las empresas que integran nuestra cadena de valor. No es momento de irse de Argentina».

Pasos a seguir

Por su parte, el ministro de Economía coincidió con esta visión y afirmó «tenemos que recorrer un sendero de orden fiscal, de acumulación de reservas y de desarrollo con inclusión. Las empresas, necesitan del impulso de las políticas públicas, los países que se desarrollan lo hacen porque internacionalizan sus compañías».

Asimismo, el titular del Palacio de Hacienda aseguró que «Argentina podría duplicar el Producto Bruto Interno (PBI) en 2026 si hacemos el primer y segundo tramo del gasoducto». Sobre esto, remarcó «tenemos el segundo reservorio global de shale gas y esto nos transforma en un gran jugador, pero se necesita que ese recurso lo podamos poner a disposición de los ciudadanos y para las exportaciones argentinas».

También, dio cuenta de las oportunidades que se le presentan a Argentina gracias a sus recursos, y adelantó «en el periodo de extraordinarias enviaremos un proyecto de Ley para el Gas Natural Licuado y el hidrógeno».

Además, Massa se refirió al proyecto licitatorio del nuevo Plan Gas y expuso que «hubo un aumento del volumen de oferta aproximadamente por el 93% superior al que preveíamos«.

Por último, concluyó que «la inversión en Vaca Muerta para 2023 va a ser un 40% superior a la inversión que se vivió este año. Se trata de volúmenes serios de exportación».

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, Loana Tejero

Las ofertas que presentaron las petroleras para venderle gas natural al Estado argentino bajo el paraguas del Plan Gas confirmaron que Vaca Muerta es un yacimiento de clase mundial. No sólo por la cantidad de recursos entrampados en la formación no convencional de la cuenca Neuquina, sino porque los productores son capaces de producirlos a precios súper competitivos. Tanto que, por primera vez, se recibieron ofertas para vender gas por debajo de los 2,50 dólares por millón de BTU. Si hace apenas tres o cuatro años algunos especialistas aún se animaban a relativizar la productividad del reservorio, ese escepticismo quedó hoy fuera de eje cuando se lo contrasta con el bajo nivel de precios que pidieron las petroleras para asegurar el abastecimiento interno del país entre 2024 y 2028.

De las propuestas económicas recibidas este miércoles por la Secretaría de Energía se desprende que el costo de producción de gas natural que deberá afrontar el país —y de la energía en su conjunto, dado que buena parte de la electricidad que se consume se genera con el fluido— se retraerá en los próximos dos años en la medida que se amplíe en tiempo y forma la infraestructura de transporte de gas natural.

En términos prácticos, este nuevo concurso bajo la órbita del Plan Gas —que frente a la volatilidad cambiaria y macroeconómica funciona como un esquema de contratación que asegura a los privados un precio del gas en dólares con garantía estatal— contemplaba dos objetivos básicos: por un lado, extender hasta 2028 la provisión de una base de unos 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas natural más allá de diciembre de 2024, cuando expiran los contratos vigentes. Y por el otro, conseguir la oferta del hidrocarburo para llenar el Gasoducto Néstor Kirchner (GPNK), que debería estar operativo a mediados del año próximo y a medida que se vayan instalando plantas compresoras para sumar capacidad permitirá reducir las importaciones energéticas.

La secretaria Flavia Royón saluda a Marcos Bulgheroni en el almuerzo por el Día del Petróleo.

Sorpresa generalizada

En rigor, la compulsa incluía cinco licitaciones, cada una con diferentes objetivos temporales y de volúmenes de gas. Con los resultados sobre la mesa, hay que decir que el gobierno fue exitoso. No sólo logró conseguir ofertas para prorrogar por cuatro años la provisión de la base a un precio igual de competitivo que el que pagará hasta 2024, sino que además obtuvo propuestas para cargar el GPNK con un precio aún más bajo, tanto para los 11 MMm3/día de gas que se inyectarán a partir de julio de 2023 como para otros 3 MMm3/día que se cargarán desde enero de 2024.

La gran sorpresa del proceso licitatorio, sin embargo, quedó evidenciada en el precio promedio que deberá pagar el Estado para cubrir el pico que registra la demanda de gas y energía en invierno. El pliego diseñado por la Secretaría de Energía, que dirige Flavia Royón, incluyó dos rondas licitatorias: una para adquirir 7 MMm3/día de gas desde junio de 2024 hasta diciembre de 2028. Y otra para contractualizar el mismo volumen, pero desde mediados de 2025. En total, se buscaban 14 MMm3/día para inyectar en los meses de frío de cada año, entre mayo y agosto.

A raíz de eso, como los pozos podrían llegar a estar operativos solo unos pocos meses en el año, el Estado estaba dispuesto a pagar un precio tope de 8,97 dólares. Las ofertas que presentaron las petroleras estuvieron muy por debajo de esa cifra. La ronda para cubrir el pico desde 2024 se adjudicará a un precio promedio de US$ 5,52, un 38% más barato que valor máximo definido por el gobierno. Mientras que la ronda para abastecer el pico desde 2025 se asignará a un precio todavía más bajo de 4,68 dólares, un 47% que más económico que el valor tope. El precio promedio de ambas rondas se ubicó en torno a los US$ 5 por millón de BTU, muy por debajo de lo que cuesta importar Gas Natural Licuado (LNG) o gasoil para las centrales térmicas.

“Si hace una semana me decías que se iban a conseguir estos precios te hubiese respondido que no había chances. Son precios bajísimos, que a nosotros nos llevan al quebranto”, se sinceraron desde una petrolera. “Para el gobierno es una excelente noticia, porque en el tiempo podrá reducir el nivel de subsidios. Para el mercado, no tanto porque hay varios productores que deberán redefinir sus estrategias”, agregaron.

Números

Los grandes artífices de la baja del precio del gas de invierno fueron Pluspetrol y Tecpetrol. La primera, que opera La Calera, un yacimiento de shale oil en Vaca Muerta que tiene la particularidad de ser el que más gas asociado produce, ofreció 3 MMm3/día de gas a un precio de entre 3,90 y 4,50 dólares. En tanto que la petrolera del grupo Techint, que redefinió las pautas operativas de la producción no convencional de gas con el desarrollo de Fortín de Piedra, su campo estrella en Vaca Muerta, ofreció más de 6 MMm3/día de gas a un precio de entre 4,63 y 4,92 dólares. Ni el más optimista de los funcionarios de la Secretaría de Energía esperaba precios tan bajos.

En total, se recibieron ofertas por más de 45 MMm3/día para el llenado del GPNK, mientras que en materia de precios. En lo que respecta a la extensión de los compromisos de volumen adjudicados en las rondas previas (equivalente a 70 MMm3/d planos), se recibieron ofertas de extensión por prácticamente la totalidad de ese volumen (alrededor del 98%) al mismo precio, o sea 3,54 USD/MMBTU, menos de 1 centavo de dólar de diferencia.  “De esta manera, en este contexto complejo de crisis internacional y precios al alza, se logró mantener el precio adjudicado a fines de 2020 – principios de 2021 hasta 2028”, remarcó la dependencia que conduce Flavia Royón a través de un comunicado. 

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, Nicolas Gandini

El gobierno actualizó este miércoles los ingresos que perciben las empresas generadoras de energía. Será por un total de 53% en línea con la inflación prevista en el Presupuesto 2023, que es muy inferior a la proyección de los economistas privados. La suba será escalonada: un 25% en enero y otro 28% en agosto de 2023. La medida se publicó en el Boletín Oficial a través de la resolución 826. Además, la resolución fija una reliquidación retroactiva de septiembre y octubre de 2022. La última actualización de la resolución 238 autorizada había sido en abril, cuando la Secretaría de Energía habilitó un aumento del 40% también en dos etapas.

El aumento de la remuneración era el principal pedido de empresas generadoras como Pampa Energía, Enel, Central Puerto, AES, Orazul Energy y Albanesi, entre otras, que vienen advirtiendo desde hace tiempo sobre la necesidad de recomponer sus ingresos porque no pueden cubrir los gastos fijos que implica operar sus plantas. Uno de los síntomas que con mayor claridad deja en evidencia esa situación irregular es la elevada cantidad de máquinas fuera de servicio que existen en el parque termoeléctrico.

Según datos que figuran en la página de Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la semana pasada se registraron unos 8.401 megawatt (MW) de potencia indisponible. Es decir, casi un 40% del total de la generación térmica de todo el país. Ya es un hecho que buena parte de esas máquinas indisponibles seguirá fuera de juego durante todo el verano por lo que no podrán despacharse los días en que se produzcan los picos de demanda, que esta temporada podrían superar los 29.000 MW según consultores privados.

Fuentes del sector eléctrica explican que como los generadores tuvieron en los últimos tras años una recomposición de sus ingresos que corrió muy por detrás de la inflación se fueron quedando sin recursos para mantener y reparar muchos de los equipos que tuvieron problemas técnicos. Como la caja no alcanzaba, en lugar de comprar repuestos y arreglar las fallas, fueron dejando las máquinas fuera de servicio a la espera de que el gobierno recomponga la remuneración que perciben las empresas.

A este contexto hay que sumar otros factores como la salida de operación de las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse y el menor ingreso de gas de Bolivia, que en las últimas semanas complicaron la operación del parque de generación.

Indisponibles

De los 8.400 MW que el sistema no puede utilizar, hay una parte importante que corresponde a máquinas de elevada antigüedad y altamente ineficientes cuya reactivación requiere una inversión que no se repaga por el escaso despacho que tendrían los equipos.

Sin embargo, un número importante de las turbinas de gas y ciclos combinados que hoy está declaradas como indisponibles podría estar activa si la remuneración que perciben las compañías generadoras no estuviese tan atrasada. Son plantas que en la jerga eléctrica se conocen como ‘generación vieja’ cuya remuneración es definida en pesos por el Estado a través de una resolución de la Secretaría de Energía. Esa normativa debería actualizarse en línea con la inflación, pero en los últimos años el Ejecutivo incurrió en demoras que provocaron que las generadoras se queden sin fondos para llevar adelantes mantenimientos preventivos en las usinas. El gobierno actualizó ayer las remuneración incluidas en la resolución 238, pero de cara al verano no hay mucho que pueda hacerse para reducir la alta indisponibilidad.

Según datos de Cammesa, el parque de generación tiene indisponibles máquinas turbovapor (TV) por 3.168 MW; turbogas (TG), por 2.867 MW; ciclos combinados, por 1.610 MW (más por falta de combustibles que por problemas técnicos) y motores diesel, por 756 MW. Aún así, fuentes oficiales explicaron que el sistema cuenta con reservas por unos 3000 MW, aunque no está claro que se cuente con el combustible para operar esas plantas en caso de que se necesite despacharlas y tampoco es segura la confiabilidad técnica de esas máquinas.

Fuente: Cammesa

Sin mantenimiento

El gobierno de Alberto Fernández no llevó adelante una política que promueva los mantenimientos preventivos ni mayores del parque termoeléctrico. Por eso, si bien de cara a cubrir los picos de consumo que se registran en el verano los mayores problemas se encuentran en el segmento de distribución, en especial en el AMBA, la endeble situación del parque de generación no permite confiarse.

De hecho, la semana pasada, cuando en plena ola de calor se registró un consumo de 28.200 MW a nivel nacional, hubo que importar 1.500 MW de Brasil para cubrir esa demanda porque prácticamente no había más combustible para generar energía en las centrales térmicas locales.

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, Roberto Bellato

Agustín Gerez, presidente de Enarsa y Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para el Cono Sur, dieron cuenta del escenario global energético y de la expansión de la infraestructura del transporte local para que Argentina se convierta en un país exportador de energía.

En el marco del 21° Seminario ProPyme, el responsable de Enarsa marcó «estamos frente a un cambio trascendental de nuestro país. La política energética se está convirtiendo en una política de estado. El gasoducto es una obra que va a dotar a Argentina de un recurso estratégico, en un contexto complejo». Frente a esto, también planteó «es importante educar sobre la importancia del recurso y lo que podemos hacer».

En ese sentido, Gerez adelantó que desde el gobierno se encuentran planificando la segunda etapa del gasoducto. Sobre esto, afirmó: «Queremos dejar lanzada la obra ya sea que continúe un gobierno de otro signo político o el mismo. La energía debe pensarse en estos términos, en políticas de estado que den previsibilidad. Tiene que haber consenso para dar previsibilidad y que las pymes puedan hacer inversiones».

En esa misma línea, el titular de Enarsa advirtió «se trata de demanda interna y exportación, y para eso necesitamos infraestructura». Además se refirió al nuevo Plan Gas y dio a conocer que «los productores ofrecieron el doble de la capacidad de infraestructura que se iba a construir. Vamos a tener abastecimiento hasta 2028 y podremos dotar a Argentina con 22.000 millones de metros cúbicos (m3) de gas y esto significará un ahorro 2.400 millones de dólares».

Sobre las políticas del sector energético, consideró que «se está observando un consenso político. La mayoría de los dirigentes se han mostrado a favor de este proyecto».

Escenario global y el rol de Argentina

Por su parte, Martínez Álvarez se refirió al contexto global y consideró que a pesar de la incertidumbre que se presenta hay algunas certezas. En base a esto, expuso que «se está destruyendo lo que Argentina le puede ofrecer al mundo: alimentos, minería y energía. Hoy Vaca Muerta es un recurso probado, competitivo, con una infraestructura que empieza a desarrollarse».

Además, el ejecutivo de Tenaris remarcó «tenemos este recurso en una zona del mundo sin conflictos bélicos. Antes se hablaba de energía limpia, hoy de energía segura. Esta es la posibilidad que tiene Argentina de acompañar en este desafío».

En cuanto a las proyecciones a futuro, Martínez Álvarez manifestó «hay una oportunidad concreta. Podemos dejar de importar gas, exportar y hacerlo también con el petróleo. La energía es un cañón de titanio». También, agregó «lo más ambicioso sería exportar, hacer la segunda etapa del gasoducto, la planta de GNL y exportar el gas. De esta forma, Argentina pasaría a tener una de las matrices energéticas más competitivas del mundo».

Por último, el directivo concluyó «debemos aprovechar el gas para desarrollar la industria del país, que es el socio de la renovables.

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, Loana Tejero

Naturgy BAN S.A.designó  al Ing. José García Sanleandro como presidente, en el marco de la Asamblea General Ordinaria que se llevó a cabo el 13 de diciembre de 2022. Asimismo, recientemente también fue elegido como responsable de los negocios de redes para Latinoamérica, estando hoy a su cargo la operación de Naturgy Energy Group en: México, Panamá, Chile, Brasil y Argentina; una nueva posición desde la que contribuirá a lograr los objetivos globales del grupo en la región.

Es Ingeniero industrial, nacido en España, inició su carrera en la empresa hace más de 30 años y a lo largo de ésta, ha desempeñado numerosos cargos y posiciones en España y en Latinoamérica, donde desarrolló una extensa trayectoria en los distintos mercados en los que Naturgy Energy Group está presente. 

 Anteriormente, ejerció posiciones en las áreas de Expansión, Comercial y Servicio al Cliente. Asimismo, ocupó el cargo de Country Manager en Guatemala, el de Gerente General de Naturgy BAN de Argentina, Presidente de Naturgy en México, y tuvo a su cargo el negocio eléctrico en Colombia y el negocio gas en Perú. 

Su amplia experiencia en diversos sectores de la compañía lo ha llevado a consolidar un profundo conocimiento sobre los diferentes mercados donde está presente el Grupo. 

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, Redaccion EconoJournal

Oldelval está en plena recta final de la firma de los contratos con los empresas productoras de petróleo en Vaca Muerta para terminar de oficializar la puesta en marcha del proyecto Duplicar Plus, que permitirá sumar 50.000 metros cúbicos (m3) a la capacidad de la red de oleoductos que conecta Neuquén y Buenos Aires. El complemento obligado de esa iniciativa es la ampliación de la terminal que Oiltanking Ebytem posee en Puerto Rosales, donde recepciona, almacena y despacha el petróleo que proviene desde la cuenca Neuquina. Fuentes de la compañía aseguraron a EconoJournal que la obra que se empezará a construir en las próximas semanas elevará la capacidad de almacenaje de la terminal de Oiltanking en Puerto Rosales hasta los 250.000 m3, un 50% más de lo disponible actualmente. La inversión prevista es de 312 millones de dólares.

Al mismo tiempo, Oiltanking empezará a trabajar a partir de enero en los estudios de ingeniería básica de otra iniciativa para sumar un sexto tanque y poder trabajar con 300.000 m3 de almacenaje. Eso implicaría, además, trabajar en forma simultánea con un muelle con dos posiciones y una monoboya de exportación. Si este proyecto, que aún está dando sus primeros pasos prospera, la inversión se elevaría hasta los 500 millones de dólares.

Ampliación

Las instalaciones de exportación operativas en la actualidad son dos monoboyas giratorias para el atraque de grandes buques petroleros, denominadas Punta Ancla y Punta Cigüeña, ubicadas entre las boyas 19 y 21 del canal principal de acceso. Estas boyas se encuentran vinculadas a tierra firme por una cañería submarina de 2.000 metros de longitud que las conecta con una planta de 18 tanques (con una capacidad de almacenaje de 480.000 m3) y un oleoducto a través del cual se bombea el crudo hacia las refinerías instaladas en La Plata, donde se lo industrializa. Las monoboyas son administradas por Oiltanking, que se encarga también del almacenaje y bombeo del petróleo.

La empresa, controlada por la alemana Oiltanking GmbH con un 70% de las acciones y la petrolera YPF, que tiene el 30% restante, viene trabajando hace más de un año en un ambicioso plan de ampliación para escalar la terminal hasta los 250.000 m3 de almacenaje. El plan contempla, además, un cambio radical: se construirá un muelle de dos posiciones, que posibilitará la operación con buques de tancaje. 

En la actualidad se pueden operar con barcos de 76.000 a 106.000 toneladas de porte.

Más capacidad

La intención es elevar esa capacidad. En primera instancia que estará lista en 2024, se podrá operar con buques de hasta 120.000 toneladas de porte, mientras un año más tarde, una vez que el proyecto esté concuido, se podrá empezar a cargar crudo un barcos de 160.000 toneladas, que es equivalente a un millón de barriles de crudo. Ese era uno de los principales pedidos de las petroleras que exportan crudo desde Vaca Muerta, que quieren cargar petróleo en embarcaciones de mayor tancaje para reducir costos de flete y logística.

Para ampliar la capacidad de la terminal de Oiltanking Ebytem es necesario dragar el canal que va desde la terminal de exportación hasta mar abierto, tarea que debe llevar adelante el consorcio del puerto de Bahía Blanca. 

Durante noviembre y lo que va de diciembre se trabjó en los detalles del proyecto con unas 15 compañías productoras y los lineamientos generales ya están consensuados. La primera etapa debería estar lista para 2024, lo que implica sumar dos tanques adicionales de 50.000 m3 cada uno y construir el muelle para ya comenzar a trabajar con barcos de 120.000 toneladas de porte. En la etapa final, la cual debería estar lista en 2025, ya deberían poder operar barcos de 160.000 toneladas de porte.

“Es un proyecto pensado centralmente para incrementar la exportación, pero sin descuidar el abastecimiento interno”, señalaron fuentes de la compañía. Desde Puerto Rosales también se abastece el mercado local al llevar crudo a Dock Sud, Ensenada y Campana.

Reparto de la capacidad adicional

Oiltanking Ebytem debe definir cómo asignará la la capacidad de almacenaje adicional entre los distintos productores. La idea es replicar o espejar el acuerdo al que llegaron las petroleras para repartir la capacidad incremental de Oldelval, aunque esa opción aún no está cerrado. En las últimas dos semanas del año, los cargadores deberán cerrar posición y presentar una oferta formal que especifique qué volumen están dispuestos a contratar. Luego, Oiltanking deberá oficializar la asignación a cada empresa. El proceso, según indicaron las fuentes consultadas, debería estar listo a más tardar a fines de la primera quincena de enero.

A su vez, la compañía ya lanzó la licitación para encarar las obras de construcción y ahora está en plena negociación de los detalles finales con los contratistas.

Financiamiento y concesión

La intención de la empresa es financiar el 50% de la inversión que demandará la obra con prepagos anticipados de los productores y la otra mitad con deuda que se colocaría en el primer cuatrimestre de 2023. Oiltanking ya está habilitada por la Comisión Nacional de Valores para emitir obligaciones negociables por 200 millones de dólares.

Para conseguir el financiamiento es clave que el gobierno les otorgue la extensión de la concesión. Oiltanking Ebytem fue constituida el 23 de diciembre de 1992 con el propósito de privatizar la carga, descarga y almacenamiento de hidrocarburos mediante la Estación de Bombeo y Terminal Marítima de Puerto Rosales. Ese mismo año, la firma Isaura S.A. resultó adjudicataria por concurso del 70% y al año siguiente el Ministerio de Economía aprobó a través de la resolución 139/93 el contrato de compraventa de acciones y la cesión de la concesión de transporte de hidrocarburos por un plazo de 35 años, contados desde el 6 de noviembre de 1992 prorrogables por 10 años más. Por ahora el vencimiento es en noviembre de 2027, pero podría pasar para 2037. La secretaría de Energía, Flavia Royón, aseguró el lunes en el Día del Petróleo que están trabajando para otorgar la extensión de la concesión y así facilitar el financiamiento de la obra.

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, Redaccion EconoJournal

Nucleoeléctrica Argentina prorrogó el contrato comercial firmado con China National Nuclear Corporation (CNNC) para la construcción de Atucha III, la cuarta central nuclear financiada por China. La prorroga se produce a la espera de una definición política para avanzar con la negociación financiera del proyecto.

El contrato comercial de Ingeniería, Compras y Construcción (EPC) firmado el 1 de febrero de este año establecía un período de hasta 270 días para la firma del contrato financiero. Vencido ese plazo, en asamblea de accionistas se aprobó iniciar conversaciones con CNNC para prorrogar el contrato.

Nucleoeléctrica ya acordó con CNNC extender el contrato hasta octubre de 2023, según confiaron fuentes de la empresa a EconoJournal.

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Definición política

La prórroga surge a consecuencia de las indefiniciones políticas en torno al proyecto. Nucleoeléctrica requiere que el proyecto sea priorizado por el gobierno nacional antes de avanzar con la negociación y firma del contrato financiero. Esa formalidad dependía de la Secretaría de Asuntos Estratégicos, el área que concentraba las relaciones de Argentina con las entidades multilaterales de crédito.

Desde el kirchnerismo responsabilizaron en su momento al ex secretario del área, Gustavo Béliz, de trabar las negociaciones con China por Atucha III y la renegociación de los contratos por las centrales hidroeléctricas Jorge Cepernic y Néstor Kirchner en Santa Cruz.

Con el arribo de Sergio Massa al ministerio de Economía la gestión de las negociaciones multilaterales pasaron a estar bajo su órbita. Massa confió esa responsabilidad a Marco Lavagna, titular del INDEC. Lavagna destrabó en noviembre el financiamiento chino para las represas en Santa Cruz.

Atucha III

El proyecto Atucha III consiste de un reactor Hualong One. Es un reactor de agua presurizada que utiliza uranio enriquecido como combustible, un tipo de tecnología que sería nueva para el país en generación eléctrica. Las tres centrales nucleares argentinas utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como moderador de la reacción nuclear.

El Hualong One (HPR1000) es un reactor nuclear de tercera generación diseñado por CGN y CNNC en China. Cuenta con una potencia de diseño de 1200 MW brutos. Existen varias unidades en funcionamiento en China y Pakistán.

La inversión prevista para Atucha III es de US$ 8300 millones. Un pool de bancos chinos financiará el 85% de la obra, pero el gobierno busca que China financie el 100%. El proyecto generaría 7000 puestos de trabajo en el pico de obra y una integración aproximada del 40% de proveedores nacionales.

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, Nicolás Deza

La secretaria de Energía, Flavia Royón, anunció que el gobierno consiguió financiamiento de Brasil para el segundo tramo del Gasoducto Néstor Kirchner, que unirá Vaca Muerta con los grandes centros de consumo del país y -a largo plazo- podría permitir exportar gas natural a ese país. “Hemos conseguido el financiamiento por US$ 689 millones del Banco Nacional de Desarrollo de Brasil (BNDES) y de US$ 540 millones de la CAF (Cooperación Andina de Fomento). Esta obra será clave para lograr el autoabastecimiento energético, profundizar las exportaciones regionales y desarrollar proyectos de GNL”, señaló la funcionaria en el Día del Petróleo y del Gas, evento organizado por el Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG).

En el tradicional almuerzo petrolero sobrevoló una idea central: el sector tuvo un año muy bueno en producción (por ejemplo, Neuquén desde Vaca Muerta exportó en los primeros diez meses del año por US$ 1.850 millones, de los cuales US$ 1.550 fueron de crudo y US$ 300 millones de gas), pero, para dar el gran salto se necesita libertad de exportación y disponibilidad de divisas. Según reveló EconoJournal con distintos participantes del evento, este fue un “muy buen año en producción de petróleo y gas”, pero se puso el foco en las condiciones que se necesitan para robustecer las exportaciones.

El almuerzo se realizó en el primer piso del hotel Sheraton de Retiro, en la ciudad de Buenos Aires, y participaron más de 1.200 empresarios y directivos del sector energético. Royón en nombre del gobierno nacional, y Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, fueron los únicos que tomaron la palabra. En un momento circuló la versión de que el ministro de Economía, Sergio Massa, asistiría al evento, pero finalmente no estuvo en el almuerzo. Sí se pudo ver a CEOs y altos ejecutivos de las principales compañías que operan en el país, como Hugo Eurnekian (presidente de CGC), Marcos Bulgheroni (CEO del PAE Group), Pablo González (presidente de YPF), que recibió del IAPG un escudo estilo antiguo por los 100 años de la compañía, y Ricardo Markous (CEO de Tecpetrol),

El sector

En su discurso, López Anadón puso el foco en que la Argentina compite con otros activos hidrocarburíferos a nivel mundial y que “solo los más eficientes, los de menores emisiones y los que mejores condiciones tengan para su desarrollo serán los que subsistan”. Y añadió que para esto se necesita “libertad de exportación, porque tiene que ser nuestro norte, libre disponibilidad de divisas, porque los proyectos son de larga maduración, y condiciones adecuadas para que las empresas y no el estado sean las que generen la infraestructura necesaria para evacuar las producciones de gas y petróleo, plantas de tratamiento, ductos para el mercado local y para exportación a los países limítrofes, puertos y plantas de GNL y, por qué no, dar las condiciones para generar una infraestructura que nos permita producir hidrógeno en gran escala”.

El presidente del IAPG destacó también que a través del instituto “el sector ha ido incluyendo temas como sustentabilidad, compliance, diversidad e inclusión y la participación activa de la industria de los hidrocarburos en el estándar internacional de Transparencia de las Industria Extractivas (EITI)”.

Ductos

La primera parte del Gasoducto Néstor Kirchner unirá la localidad de Tratayén en Neuquén con Salliqueló en la provincia de Buenos Aires y “culminará en junio de 2023”, según sostuvo Royón. Pero la secretaria de Energía también remarcó que el segundo tramo del ducto, que llegará a San Jerónimo, en Santa Fe, además de ya contar con un financiamiento de US$ 1.229 millones, “permitirá un ahorro US$ 20 millones por día, con lo que la inversión se podrá recuperar en un año”.

Royón también subrayó que las obras de Oleoductos del Valle demandarán una inversión de US$ 750 millones y permitirán duplicar la capacidad de transporte de petróleo desde Vaca Muerta e incrementar las exportaciones de crudo que podría representar para la Argentina un ingreso anual de entre US$ 4.000 y 6.500 millones.

“Prevemos la puesta en marcha del Oleoducto Nor Andino en marzo de 2023, lo que nos permitirá la exportación del crudo desde los puertos chilenos. En este momento, estamos implementando métodos de inspección “In-Line Inspection (ILI), para evaluar la integridad de las cañerías que están sin operar desde 2006”, explicó la funcionaria, que vinculada con Sergio Massa.

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, Roberto Bellato

La operación, además de la adquisición del parque eólico de 100 MW, marca el inicio de una asociación estratégica para el desarrollo de nuevos proyectos de generación renovable en La Rioja, inversiones centrales para el crecimiento energético de la provincia y del país. 

El cierre de la transacción está sujeta a condiciones precedentes usuales para este tipo de transacciones.

Esta adquisición forma parte del ambicioso plan de Pampa, de focalizar sus inversiones en el desarrollo de los negocios centrales de la compañía. De esta manera, incorpora 100 MW de energía eólica a su segmento de generación eléctrica, que, sumados a los 81 MW en construcción, alcanzará un total de 387 MW.  

Por su parte, a fines de este año, Pampa incrementará su capacidad de generación con el cierre del ciclo combinado de la Central Térmica Ensenada Barragán, que tiene junto a YPF, y que demandó una inversión de más de 250 millones de dólares.

Al finalizar la operación de compra del parque eólico Arauco II, Pampa tendrá una capacidad instalada proyectada de generación de 5.431 MW, que corresponde al 14% de la capacidad instalada en la Argentina.

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, Agostina Visconi

Capetrol, una petrolera independiente de capitales nacionales creada por el empresario Hugo Cabral, celebra los 100 años de vida del yacimiento José Segundo, un campo ubicado en Chubut. No son muchos los reservorios argentinos que pueden festejar un hito semejante. La mayoría está ubicado en la cuenca del Golfo San Jorge, donde se descubrió hidrocarburos por primera vez en el país en 1907, hace 115 años.

Javier Mercer, CEO de Capetrol, traza una línea de tiempo para dimensionar el camino recorrido los albores del siglo XX. Imagina a aquellos pioneros de la Patagonia indómita que marcaron un camino y mostraron lo difícil que es trabajar en tan duras condiciones climáticas. Destaca que, a lo largo de la vida del yacimiento, sucedieron los hechos más relevantes de la historia contemporánea: terminaba la primera guerra mundial, Rusia y México tenían sus revoluciones y empezaba a gestarse la segunda gran conflagración. Y siguieron los grandes descubrimientos, los adelantos tecnológicos, el hombre piso la luna y un año antes en mayo en Paris los estudiantes protagonizaban una manifestación sin precedentes.

Mas cerca, la Argentina crecía alimentando al mundo como un granero y se creó la empresa nacional de hidrocarburos YPF, que daba comienzo a una actividad imparable en la cuenca del golfo y en todo el país. La política hidrocarburifera argentina fue mutando de una centralización absoluta a una apertura, desregulación y reconocimiento del dominio originario de los hidrocarburos a las provincias en 1994 con la reforma constitucional.

“De toda la historia petrolera argentina José Segundo fue testigo y partícipe. Se fue consolidando, su explotación era y es un testimonio de hacer las cosas bien, a conciencia, con eficiencia y profesionalismo”, destaca el directivo. En estos 100 años todas sus administraciones y titulares no escatimaron esfuerzos para llevarla al máximo de sus posibilidades de producción. Tuvo sus días de gloria cuando se empezó a extraer de la formación Mina del Carmen (MEC) y se siguió perforando hasta principios del 2000.

Proyecto futuro

Capetrol se constituyó en 2017 para adquirir y operar José Segundo, tomando el compromiso de hacerla resurgir, convencida de que aún tenía mucho para dar y no se equivocó. Hasta ese momento, el yacimiento había acumulado 1,5 millón de metros cúbicos (m3), de los cuales 1,3 corresponden a MEC. Desde la toma de la operación por Capetrol se duplicó su producción y se repusieron reservas en una relación mayor de 1 a 1. Se invirtió en reparaciones, pullings e instalaciones de superficie de manera ininterrumpida.

“En 2023 esperamos que un equipo de perforación, después de 20 años, vuelva a trabajar en José Segundo. Por otro lado, la recuperación secundaria se tornará más eficiente y sobre fin de año comenzará el primer piloto de terciaria, con polímeros”, anticipó Mercer.

Hace 5 años apenas 10 personas trabajaban en José Segundo. Hoy, Capetrol cuenta con 50 empleados directos y estima unos 150 indirectos en el pico de actividad.

“Tener un yacimiento de 100 años es un orgullo y un compromiso, considerando que se extrajeron 1,5 millones de metros cúbicos, esperamos que en los próximos 100 años quienes nos sucedan, se alcance una cifra parecida”, concluyó el CEO de Capetrol.

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, Nicolas Gandini

Neuquén, epicentro de los desarrollos hidrocarburíferos no convencionales del país, también apuesta a la generación de energía de fuentes renovables con al menos siete proyectos en carpeta. En el corto plazo, proyecta un parque solar que podría producir el 80% de la energía que consume la provincia.

A través de la Agencia de Inversiones del Neuquén -ADI NQN-, Neuquén tiene una cartera de proyectos de energía renovables con proyectos en las cinco disciplinas: eólica, solar, hidroeléctrica, geotérmica y biomasa. “Trabajar en energías renovables y en transición energética sobre una de las reservas de gas más grande del mundo, como es Vaca Muerta, no es fácil. Es difícil la acometida, hay una buena decisión del gobierno provincial de que el gas tiene que formar parte de la transición energética”, afirmó José Brillo, presidente de la Agencia.

Dentro de las posibilidades que tiene hoy el desarrollo de los no convencionales, las energías “limpias” encuentran en los pozos y las operaciones, un lugar para abastecer directamente el desarrollo. Uno de los proyectos que se espera comercializar pronto posibilitará que la energía que se desarrolla en Neuquén, se quede en la provincia. Por otro lado, también significa una ventaja ambiental y económica para las operadoras: las compañías se abastecen con energías renovables y, a su vez, tienen acceso a créditos verdes o blandos.

Parque eólico en el corazón de Vaca Muerta

El parque eólico Loma Jarillosa, que se proyecta en Bajada de Palo, 35 kilómetros al noreste de la localidad de Añelo, se trata del proyecto más grande que tiene ADI. Con una potencia de 230 megavatios, estará ubicado donde varias empresas petroleras producen hidrocarburos no convencionales. Con Loma Jarillosa se busca mostrar la trazabilidad energética, es decir que el recurso renovable se consuma en el sitio de extracción del hidrocarburo para abastecer el consumo eléctrico de un proyecto fósil.

Si bien aún algunas habilitaciones están en trámite, fuentes de la agencia provincial aseguraron a EconoJournal que hay varios interesados, y que ya se encuentran en la etapa de comercialización del proyecto. Entre las ventajas se destaca que el consumo de energía sería in situ, y no habría problemas de despacho.

“Sería para el consumo y desarrollo de Vaca Muerta, esa es la ventaja que están viendo las empresas como comparativa. Se firmaron varios acuerdos de confidencialidad (NDA, por sus siglas en inglés: Non Disclosure Agreement) y lo están estudiando varias empresas, entre ellas YPF, AES y Genneia. Se realiza una oferta en una pequeña compulsa, quien haga la mejor oferta es quien adquiere el proyecto y termina de definir la tecnología, el desarrollo, a quien se le comercializa la energía y demás”, explicaron. La expectativa es que pueda empezar a construirse a fines del año próximo.

La idea es que con estos 230 MW que son alrededor de 115 MW de potencia firme, se podría abastecer el 80 por ciento del consumo de energía eléctrica de la provincia.

En la zona Bajada de Palo operan YPF, Vista, Shell, Pan American Energy y Pampa Energía. Este es uno de los proyectos prioritarios a nivel técnico porque se abastece todo el consumo eléctrico -en una matriz contaminante como tiene Argentina con el 60% de penetración de hidrocarburos-, con energías renovables. Implicaría un desarrollo de Vaca Muerta de una manera más sustentable.

Vientos neuquinos

El parque eólico denominado Vientos Neuquinos I lleva dos años de operación y los estudios indican que ha dado buenos resultados: rindió más de lo que se había proyectado por la calidad de los vientos. Tiene una capacidad de producción de 100 MW de potencia. Se construyó en un año y medio y se ejecutó mediante la resolución 476/19 – el Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía Destinada a la Producción de Energía Eléctrica.

También con el viento cómo base se está desarrollando un parque que genera muchas expectativas en la localidad de Picún Leufú. Con una inversión de 150 millones de dólares y 100 MW de potencia, está incorporado dentro de un cluster que firmó el gobernador Omar Gutiérrez con el presidente de la Nación, Alberto Fernández, en San Juan y va a ser un proyecto de genética estatal.

Lo elabora la provincia de Neuquén con tecnología que está proveyendo IMPSA, empresa que tiene mayoría del Estado nacional. Este proyecto ya cuenta con el contrato de la Secretaría de Energía de la Nación, tendrá una tarifa definida y se está buscando el financiamiento, posiblemente en algún organismo internacional. Se espera avanzar en marzo del 2023.

Este proyecto sería una prioridad ya que tiene varias ventajas: está justo frente a la represa El Chocón, “eso hace que por cada 100 MW que, de energías renovables producidas frente a los lagos, se eroga un 10% menos de agua, porque se genera con el parque eólico y acumula en la represa, entonces no dejas de alimentar Buenos Aires por el requisito de energía habitual y no se vacían los lagos”, explicó el ingeniero Hipólito Salvatori, Coordinador de Proyectos Especiales de ADI NQN. El especialista agregó que “hay una gran batería con un recurso natural que ya está impactado, al instalar un parque eólico en frente, la represa funciona a modo de batería y permite que no se deje abastecer de energía a Buenos Aires, pero tampoco deja sin agua la región”.

Energía solar para la Justicia neuquina

En el caso de las energías fotovoltaicas, la provincia cuenta con un proyecto muy avanzado denominado El Alamito que generará 1 MW de potencia en la zona norte. Se instalarán allí más de dos mil paneles solares que estarán ubicados en el punto más austral del continente hasta hoy. Se espera inaugurarlo antes de fin de este año. Por estos días se están realizando las instalaciones del Ente Provincial de Energía del Neuquén -EPEN- que va a conectar al sistema para que la energía sea distribuida en todos los edificios del Poder Judicial. Se espera, en el corto plazo, extenderlo a que produzca 3 MW aumentando la cantidad de paneles, ya que se cuenta con la infraestructura necesaria y el terreno a disposición, ya que hoy en día se utilizan 3 de las 6 hectáreas del predio. El Alamito tiene 4.9 MW de potencia final y fecha de final de obra el 20 de diciembre del corriente año.

Represa multipropósito Nahueve

En cuanto a los proyectos de energía hidroeléctrica, se encuentra en un 70% de construcción del proyecto multipropósito Nahueve, una pequeña hidroeléctrica que producirá 4.6 MW de potencia. “Estoy convencido que en junio del año próximo estaremos honrando a don Pedro Salvatori –impulsor del proyecto-, inaugurando la única represa que se está construyendo en el país: el proyecto multipropósito en Villa del Nahueve”, opinó el gobernador Omar Gutiérrez durante una gira de trabajo que realizó al departamento Minas donde se ubica Nahueve, un pueblo de unos 400 habitantes.

El aprovechamiento multipropósito Nahueve consta de un azud de unas seis hectáreas de agua, una pequeña represa de unos seis metros de altura y cien metros de ancho; un ducto subterráneo de 4 km. que atraviesa la villa y una casa de máquinas al final que albergará las dos turbinas de 2,3 MW cada una.

El agua turbinada se derivará por un zanjón colector al río Nahueve. La energía se derivará, por una línea a construir, a la línea eléctrica existente que lleva la energía del EPEN desde Andacollo a Las Ovejas, en el norte de la provincia.

El azud dispondrá de una escala de peces que se convertirá en un evento recreativo, así como el azud que podrá promover actividades turísticas y deportivas en el lago y en sus márgenes. El ducto que cruza la villa dispondrá de 12 tomas de agua para riego por parte de los pobladores y también para consumo humano y otro tipo de actividades productivas, como las pisciculturas.

Las dos turbinas necesarias se importan desde Austria con componentes de República Checa, Croacia, Turquía e India y serán transportadas a Nahueve durante el próximo mes de marzo.

Aguas calientes

Comienzan en estos días los estudios sociales y ambientales del parque geotérmico del volcán Domuyo, en el norte neuquino, muy cerca del límite con Mendoza. La idea allí es diagramar una perforación para instalar una central modular de 5 MW y así evitar la construcción de una línea eléctrica de unos 100 km. Se trataría de un aprovechamiento de curso directo: el calor para invernaderos, cultivos hidropónicos, calefacción para tareas de deshidratación de alimentos. La planta sería importada y la idea es que se estudie el yacimiento para que en el futuro se evalúe la ampliación y que permita la relación de la geotermia con los habitantes, en un área protegida de la provincia, una zona turística en potencia.

Biomasa y tratamiento de residuos

También se lleva adelante un proceso de convocatoria de interesados para producir biomasa, en base al tratamiento de residuos urbanos. En este caso se propone el tratamiento de los residuos de siete municipios de la zona, incluyendo la gran capital neuquina. La agencia cuenta con 51 hectáreas adquiridas en la zona de Centenario -localidad vecina de la capital- con los estudios realizados y cuatro empresas interesadas para concretar este proyecto más un aval a nivel del presupuesto nacional de 60 millones de dólares para poder respaldar cualquier tipo de financiamiento.

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, Jorgelina Reyente

El interventor del Enargas, Osvaldo Pitrau, firmó este miércoles a última hora la resolución que convoca formalmente a una audiencia pública para discutir las variaciones de las tarifas de gas a partir del año próximo.

El encuentro se realizará el 4 de enero, según precisaron fuentes oficiales a EconoJournal. «Si cumplen todos los plazos apuntamos a tener los cuadros tarifarios para el mes de febrero«, aseguraron.

Este miércoles, el gobierno había oficializado la continuidad de la intervención de los entes reguladores de luz y gas, lo cual era una condición sine qua non para convocar a audiencia pública.

Asimismo, prorrogó por una año el plazo para negociar una nueva Revisión Tarifaria Integral (RTI) de electricidad y gas. El régimen que estuvo vigente durante los dos últimos años fue lo que le permitió al gobierno avanzar con los aumentos en las tarifas de transporte y distribución de los servicios, y que a su vez habilitó el esquema de quita de subsidios.

Ante esto, se estima que el próximo gobierno será el encargado de negociar con las empresas transportistas y distribuidoras para dar solución a los distintos reclamos.

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, Redaccion EconoJournal

El gobierno nacional prorrogó por un año más el plazo para consensuar con las empresas de gas y electricidad una nueva Revisión Tarifaria Integral (RTI), según la resolución 815/22 publicada este miércoles en el Boletín Oficial. Además, extendió durante dicho lapso las intervenciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). Luego de tres años sin haber registrado avances, es difícil que el presidente Alberto Fernández vaya a resolver esta cuestión en su último año de mandato. Por lo tanto, lo más probable es que sea el próximo gobierno el encargado de negociar con transportistas y distribuidoras.

En diciembre de 2019 el Congreso aprobó la ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva. En el artículo 5 de ese texto se autorizó al Poder Ejecutivo a congelar las tarifas de luz y gas por un período de hasta 180 días e iniciar un proceso de revisión tarifaria integral. Como parte de ese proceso, en el artículo 6 se facultó al Ejecutivo a intervenir administrativamente los entes reguladores. Los decretos 277/20 y 278/20, publicados en marzo de 2020, consumaron esas intervenciones, que inicialmente estaban previstas hasta fin de ese año y luego se fueron prorrogando periódicamente.

Walter Martello (ENRE) y Osvaldo Pitrau (Enargas).

En diciembre de 2020 se determinó a través del decreto 1020/20 el inicio de la renegociación de la RTI, fijándose un plazo de 2 años para concluir ese proceso. Durante esos dos años, los interventores de los entes reguladores no evidenciaron ningún avance. La principal responsabilidad por esta inacción recae sobre el ex interventor de Enargas, Federico Bernal, y la ex interventora del ENRE, María Soledad Manin, quienes fueron desplazados de sus cargos a mediados de este año. Los interventores que ahora tienen a cargo esa negociación son Osvaldo Pitrau en Enargas y Walter Martello en el ENRE.

Durante los últimos dos años ha estado vigente un régimen de transición tarifaria que habilitó al gobierno a avanzar con aumentos en las tarifas de transporte y distribución de luz y gas, así como en la quita de subsidios que se está llevando adelante como parte de la política de segmentación. Mientras tanto continúa pendiente la negociación que ponga fin a los reclamos cruzados que comenzaron luego de que Mauricio Macri incumplió en 2019 la RTI firmada durante su propio gobierno, incumplimientos que luego se extendieron al gobierno de Alberto Fernández.

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, Fernando Krakowiak

Holcim en Argentina, líder mundial en soluciones innovadoras y sostenibles para la construcción y Pampa Energía firmaron un importante acuerdo destinado a la provisión de energía de fuente renovable para las plantas productivas. El evento se llevó a cabo en la sede de Pampa Energía en Buenos Aires con la presencia de Christian Dedeu, CEO de Holcim en Argentina y Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía.

Con el acuerdo de suministros de energía con Pampa, Holcim sumará un 25% más de energía renovable, alcanzando así a cubrir el 65% del consumo de energía eléctrica en sus operaciones, logrando así un volumen total de energía de 220.000MWh.

Christian Dedeu, CEO de Holcim en Argentina, aseguró “esta iniciativa es el reflejo del compromiso de Holcim con la reducción de la huella de carbono en la construcción para un futuro de cero emisiones netas». «Esto está impulsado por el uso de materiales alternativos y la innovación en nuestros productos, desde los combustibles alternos hasta la eficiencia operativa. Mediante estas acciones, damos pasos firmes en nuestra estrategia 2025, acelerando de forma contundente el crecimiento sostenible”.

A través de este contrato se evitará la emisión de 24.000 t de CO2 por año al reemplazarse energía térmica por energía eólica, el equivalente al consumo energético de más de 1400 casas en un año.

El suministro de energía provendrá de la ampliación del Parque Eólico Pampa Energía III ubicado en el partido de Coronel Rosales, que, una vez finalizadas las obras tendrá una capacidad instalada de 134,2 MW.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, expresó “estamos orgullosos de que Holcim nos haya elegido por los próximos 10 años como su proveedor de energía renovable en Argentina. La firma de este acuerdo es una clara demostración del compromiso que ambas compañías tenemos con el medio ambiente y la apuesta a un futuro cada vez más sostenible”.

Con el 65% de consumo eléctrico proveniente de fuentes renovables, Holcim en Argentina producirá aproximadamente 2.470.000 millones de tn de cemento por año. Con esta cantidad de cemento se podrá construir 206.000 viviendas (la construcción de una vivienda familiar tipo -100 m2- consume un aproximado de 12 t de cemento) y 3300 km de ruta de dos carriles.Esta acción se enmarca en el pilar Clima y Energía del Plan de Desarrollo Sostenible de Holcim, cuyo objetivo es ser Net Zero al 2050. Las metas de dicho pilar fueron validadas por la Iniciativa Science Based Targets (SBTi), mostrando su compromiso hacia la carbono neutralidad.

Con la sostenibilidad al centro de su estrategia, Holcim se está convirtiendo en una empresa carbono neutral, con el lanzamiento de productos sustentables como el hormigón verde ECOPact, que hoy ya está siendo colocado en la gran obra de Aña Cuá en Yacyretá y que implica menos del 30% de emisiones de CO2 a la atmósfera.

Recientemente presentó ECOPlanet, la nueva línea, la gama más amplia de cementos sustentables del mundo con una reducción del al menos el 30% en las emisiones de carbono durante su proceso de producción con un rendimiento igual o superior a un cemento tradicional.

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, Redaccion EconoJournal

El parque de generación de energía está operando en una situación de estrés a raíz de la ola de calor que atraviesa la Argentina, sobre todo en el centro del país, donde se están registrando los mayores niveles de consumo. La demanda de energía se ubicó este martes cerca de los 28.000 megawatt (MW), apenas por debajo del récord históricos, por lo que las centrales térmicas están consumiendo más gasoil que el que se tenía previsto. La situación se complejizó aún más este lunes cuando se cayó —se cree que como consecuencia de un sabotaje— una línea de alta tensión cerca de Puerto Madryn y la Patagonia quedó aislada del sistema eléctrico nacional (SADI).

Según señalóa EconoJournal una fuente con conocimiento del sistema eléctrico, las usinas termoeléctricas consumieron los últimos días los stocks de combustibles para generar energía. Esta semana se quemaron en las plantas unos 22.000 metros cúbicos diarios del derivado y ayer se importaron unos 1500 MW desde Brasil. Por eso, se tendrá que importar más gasoil en enero para destinarlo al parque térmico.

“Se va a tener que reforzar la compra de combustibles para enero para reponer el stock que se está perdiendo ahora, aunque originalmente no estuviera previsto ninguna compra. Arrancamos diciembre con stock alto, pero estos días se va a ir vaciando”, indicaron las mismas fuentes, que calcularon que las compras en enero podrían ser de 10.000 metros cúbicos diarios (m3/d). En noviembre se consumieron 160.000 m3 de gasoil y en lo que va de diciembre 50.000 m3, explicaron las fuentes, aunque, de todos modos, señalaron que “hacia fin de mes debería ir mejorando la situación”.

Ola de calor

El tema central que explica la tensión que atraviesa la generación de energía tiene que ver con las altas temperaturas. Este amrtes se registró un pico de demanda eléctrica que trepó a los 28.258 MW. Esto significa que en estos días de ola de calor la demanda fue superior en alrededor de 5.000 MW más que la semana anterior.

En promedio, en noviembre y principios de diciembre la demanda eléctrica suele ubicarse en torno a los 400 gigawatts-hora (GWh) y en estos días se registran 500 GWh. Los 100 GWh de diferencia significan aproximadamente 20.000 m3/d de gasoil equivalente (20 MMm3/d de gas) que se suman a la generación térmica respecto a la semana pasada.

Presión al sistema y más combustibles

La caída de una línea de alta tensión a 40 kilómetros de la Estación Transformadora de Puerto Madryn generó que todo el sistema de la Patagonia quede asilado. Se perdieron 800 MW que aporta la región al sistema nacional, sobre todo desde los parques eólicos. El parque térmico tuvo que reemplazar esta generación con más gasoil.

El subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, indicó desde sus redes sociales que la caída de la línea en Puerto Madryn “fue un sabotaje gravísimo”. Transener, la mayor distribuidora eléctrica de alta tensión del país, podría tener operativa la línea desde este miércoles o jueves, aunque habrá que esperar que la línea esté reconectada efectivamente.

Además, Bolivia está enviando menos gas hacia la Argentina de lo que estaba previsto y las centrales térmicas no cuentan con fluido suficiente. Según fuentes consultadas, el país vecino está enviando unos 3 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) menos de lo que debería enviar en esta época del año. Se están importando unos 4,5 MMm3/día cuando deberían llegar unos 7 u 8 millones.

Este gas no disponible por las centrales térmicas tuvo que ser reemplazado por aproximadamente 2.500 m3/d de gasoil equivalente. Sumando la caída de la línea y la menor importación de gas boliviano requiere 6.500 m3/d de gasoil equivalente que utilizarán las centrales térmicas.

Otros factores

Otro factor relevante que pone presión al sistema y demanda más consumo de combustibles tiene que ver con el casi nulo aporte de las centrales nucleares, que normalmente significan el 9% de la generación eléctrica del país.

De las tres centrales nucleares del país, solo Atucha I está sumando 180 MW, ya que está operando al 50%. En tanto, Embalse podría volver a generar en los próximos días y Atucha II tiene previsto no operar por más tiempo. Otro factor que complica el escenario es que la Central Hidroeléctrica Yacyretá tenía planificado en estos días que Paraguay tome más energía, que no podrá utilizar la Argentina.

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, Roberto Bellato

La Cámara de Empresas del Golfo de San Jorge le envió a la petrolera YPF una carta en la que asegura que las compañías de servicios de la región están operando a pérdida por el impacto que está provocando la inflación. Puntualmente, denuncian que el índice de actualización de tarifas contemplado en los contratos no refleja en su totalidad la variación de costos que enfrentan y encima la petrolera nacional demora los pagos hasta 3 o 4 meses financiándose a costa de sus proveedores.

La cámara afirmó que viene realizando el mismo reclamo desde principios de año y hasta el momento no ha encontrado respuesta. “No parece haber ningún tipo de solución concreta a todos los problemas planteados y hoy las empresas se encuentran operando sin rentabilidad y totalmente descapitalizadas”, remarcaron. “Por lo tanto, les solicitamos que se dé una solución definitiva a todos los problemas planteados y se asista anticipadamente a las empresas para el pago del próximo aguinaldo y del bono de 50.000 pesos de lo contrario las empresas no podrán hacer frente a las mismas”, agrega el texto.

La carta puntea siete reclamos que se exponen a continuación:

La cámara afirma que los indicadores establecidos en las fórmulas de monitoreo de costos no dan cuenta de la realidad. Esto es porque los contratos suelen tomar como referencia el nivel general del IPIM que releva el Indec, pero los ítems que impactan en el sector petrolero subieron por muy encima del promedio. El texto detalla que entre septiembre de 2018 y septiembre de 2022 el IPIM general trepó 872%. Sin embargo, el ítem “vehículos automotores” subió 14% de ese promedio, “repuestos para automotores” un 22% adicional, “productos textiles” un 28% más y las “cubiertas de caucho” un 100%. “Si utilizáramos los otros indicadores para actualizar la fórmula en lugar del IPIM-NG, que es el que generalmente se utiliza, se puede calcular que las tarifas han perdido entre un 5% y un 7% dependiendo de la EECC de cada uno”, remarca el documento.

Las empresas de servicios sostienen que no solo se ven perjudicadas por el reconocimiento parcial de la suba de sus costos sino porque hay demoras de 2 a 3 meses para la actualización de las tarifas y de 3 a 4 meses para el cobro de los retroactivos. “Lo mencionado en el punto anterior y el retraso en la actualización de tarifas genera obviamente una descapitalización que hace casi imposible que las empresas puedan afrontar aguinaldos, renovación de vehículos, equipos o maquinarias”, denuncian. Es por ello que piden un método de actualización más ágil.

En la carta afirman que los aumentos de mano de obra no permiten provisionar todo el aguinaldo, ya que éste se paga al valor del último aumento. “Esto representa una pérdida económica de un 1% aproximadamente de los ingresos mensuales. Por lo tanto, se solicita que la diferencia entre lo provisionado y lo pagado efectivamente durante el año 2022 sea reconocida”, remarcan.

Otro problema surge con el pago de los bonos.  “Los pagos puntuales y bonos que firman las cámaras con los sindicatos no son reconocidos para todo el personal comprendido, ya que YPF solo reconoce el personal que ingresa a yacimiento, y nuestras empresas se tienen que hacer cargo de los pagos del personal no incluido, generalmente denominado Overhead”, advierten los proveedores. Debido a ello, piden que se incluya el Overhead en el reconocimiento de las contribuciones sindicales pagadas y en los bonos al personal a pagar.

Otro efecto nocivo que se incrementa con la alta inflación es el corte de certificación al 20 de cada mes. “Esto genera un impacto financiero negativo de alrededor del 2% de la certificación mensual”, sostienen.  

La cámara remarca que desde fines del año pasado y durante este año, tuvieron varios días caídos por razones ajenas, como días de paros, asuetos gremiales o condiciones climáticas. “Solamente se solicitó que se nos reconociera el costo de la mano de obra (8 horas más vianda), como se les reconoce a las empresas de torre, pero hasta el momento esto no se concretó”, afirmaron. “Son varios días entre Oct21 y Mar22 que, si se llegaran a cobrar ahora, solo representarían el 60% de su valor real”, agregan dejando en claro el impacto que provoca la demora en los pagos en un contexto de alta inflación.

Por último, las empresas de servicio sostienen que han tenido que recurrir a financiamiento bancario con tasas por encima 70% o al pago en cuotas de las contribuciones sociales para tratar de hacer frente a la situación. “Esto no se puede extender mucho tiempo sin que las empresas empiecen a tener problemas con la cadena de pagos”, concluyeron.

La respuesta de YPF

EconoJournal consultó a fuentes de YPF sobre los reclamos de los proveedores. “Estamos en constante intercambio con las cámaras para resolver estos problemas. Algunas medidas que ya están implementándose mientras se buscan soluciones para todos los problemas: 1) Se están dando anticipos para cubrir el mayor nivel de desembolsos que tienen la cadena de valor este mes, 2) En diciembre se va a alcanzar la automatización de la readecuacion de precios de 1000 contratos. A noviembre son 250. Esto reduce a pocos días la demora entre que “saltan” los gatillos en los contratos y la fecha de pago, 3) Día a día y contrato a contrato se reconocen ítems cuyo costo por momentos no se ven reflejados en índices, ejemplo cubiertas, hormigón, etc. Sin dudas tienen demoras pero se va realizando”, respondieron desde la empresa.

El presidente de YPF, Pablo González, asistió este martes a Comodoro Rivadavia para la presentación del libro por los 100 años de YPF que escribió Felipe Pigna, pero no hizo referencia a este conflicto.

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, Redaccion EconoJournal

Livent Corporation, que en la Argentina lleva adelante el proyecto Fénix en la provincia de Catamarca, inauguró la mayor planta de producción de hidróxido de litio de Estados Unidos. Está ubicada en Bessemer City, en el estado de Carolina del Norte y permitirá aumentar en un 50% la capacidad de producción de la compañía en ese país.

Livent lleva ocho décadas en el negocio del litio y es una de las principales empresas del sector en el mundo. La ampliación de esta planta es la primera de una serie de proyectos de expansión que definió la compañía. Carolina del Norte es la cuna de la tecnología de baterías de iones de litio y centro de suministro cada vez más relevante de la creciente industria de los vehículos eléctricos. Además de Estados Unidos y la Argentina, Livent opera en Inglaterra, India y China.

En la Argentina opera el proyecto Fénix en el Salar del Hombre Muerto (Catamarca), uno de los dos desarrollos donde se produce litio en el país (el otro es Sales de Jujuy). Produce desde 1998 alrededor de 20.000 toneladas equivalentes anuales (LCE, según sus siglas en inglés), pero -como parte del plan de expansión de la compañía- planea escalar la producción a más de 55.000 para 2025 y proyecta llegar a las 100.000 toneladas anuales de LCE para 2030. Livent Corporation es subsidiaria en un 100% de la firma estadounidense FMC.

Nueva planta

Paul Graves, presidente y director ejecutivo de Livent, afirmó que la compañía “es la productora de litio por excelencia de los Estados Unidos, con raíces que se remontan a la década de 1940. Al cortar la cinta inaugural de esta nueva expansión en Bessemer City, abrimos paso a la siguiente fase de nuestro trabajo orientado a impulsar la transición hacia los vehículos eléctricos, las energías limpias y un futuro más sostenible”.

Y añadió que “esta expansión representa la primera apertura de una nueva planta de hidróxido de litio en Norteamérica en más de una década. Con nuestro excepcional equipo aquí en Carolina del Norte y el apoyo del gobierno en todos sus niveles, estamos en buen camino para lograr el gran aumento en la producción de químicos de litio de alta calidad que nuestros clientes necesitan”.

Funcionarios federales, estatales y municipales celebraron la finalización de las obras en la nueva planta de Livent en Bessemer City. El gobernador de Carolina del Norte, Roy Cooper, felicitó a Livent a través de una carta, al igual que el senador Thom Tillis. Entre los invitados más destacados que acudieron a la ceremonia inaugural se encontraban la diputada del estado de Carolina del Norte, Kelly Hastings, el jefe de la división de minerales críticos del Departamento de Comercio de los Estados Unidos, Salim Bhabhrawala, miembros de la Junta de Comisionados del Condado de Gaston, incluido su vicepresidente, Bob Hovis, y la alcaldesa de Bessemer City, Becky Smith. Todos destacaron el profundo arraigo de Livent y su compromiso con la comunidad en Carolina del Norte, así como el importante papel que Bessemer City y Livent pueden seguir desempeñando en el futuro de la industria del litio.

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, Redaccion EconoJournal

Los gobiernos de la Unión Europea acordaron establecer un precio máximo de US$ 60 por barril de petróleo exportado por barco desde Rusia. El acuerdo acompaña el comienzo del embargo europeo sobre el crudo ruso. El gobierno ruso respondió que no le venderá petróleo a las naciones que fijen un precio máximo y agregó que recortará la producción en caso de ser necesario.

Bajo el esquema acordado, las compañías europeas podrán otorgar seguros y servicios navieros a los buques tanqueros que transporten crudo desde Rusia a otros países (con la excepción de la U.E., Estados Unidos y el Reino Unido) siempre que la transacción final no sea superior a 60 dólares por barril.

El tope será revisado cada dos meses con el objetivo de mantener un precio máximo que permanezca al menos cinco dólares por debajo del precio al que Rusia lo vende. Habrá un período de transición de 45 días para los buques que hayan cargado crudo ruso antes del 5 de diciembre y que sean descargados en su destino final antes del 19 de enero de 2023.

Disminuir los ingresos de Rusia

La medida, que cuenta con el impulso de los países del G7 y la Unión Europea, busca disminuir los ingresos que Rusia obtiene por las exportaciones de crudo, pero sin provocar una disrupción en los flujos mundiales de petróleo de una magnitud que pueda disparar nuevamente los precios del barril.

El Reino Unido y los países de la Unión Europea concentran el grueso del negocio internacional de prestación de seguros y servicios navieros para tanqueros. El tope de precios permitirá que el crudo ruso siga fluyendo a otros mercados, siempre que sea respetado.

La presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, celebró el acuerdo sobre el tope. “El acuerdo de la U.E. sobre un tope en el precio del petróleo, coordinado con el G7 y otros, reducirá significativamente los ingresos de Rusia. Nos ayudará a estabilizar los precios mundiales de la energía, lo que beneficiará a las economías emergentes de todo el mundo”, comunicó.

Rusia elevó significativamente sus exportaciones de crudo en los mercados asiáticos, aunque tuvo que aceptar precios de descuento. Los descuentos llevan el precio real de venta a valores similares al tope acordado, por lo que se discute el impacto real sobre los ingresos de Rusia.

Respuesta rusa

El gobierno ruso reiteró este fin de semana que no venderá petróleo a las naciones que fijen un precio máximo e incluso considera recortar la producción si es necesario.

El vice primer ministro Alexander Novak afirmó que comerciarán crudo con los países en situaciones normales de mercado. «Venderemos petróleo y productos derivados del petróleo a esos países, que trabajarán con nosotros en las condiciones del mercado, incluso si tenemos que recortar un poco la producción», dijo el funcionario, citado por la agencia rusa TASS.

«No vamos a utilizar instrumentos vinculados con el precio máximo. Ahora estamos viendo mecanismos para prohibir el uso del instrumento de precio máximo, independientemente del límite que establezca», agregó.

Negociación a contrarreloj del embargo

Los gobiernos de Europa acordaron el tope el viernes, faltando pocas horas para el comienzo del embargo europeo sobre el crudo ruso. Desde este lunes los países de la Unión Europea ya no podrán importar crudo ruso por barco. Solo habrá una excepción temporal para ciertas importaciones por oleoductos.

La negociación se prolongó más de lo debido a las diferencias sobre el impacto real del tope sobre los ingresos de Rusia. Las conversaciones comenzaron sobre un tope de entre 65 y 70 dólares por barril y sin mecanismo de ajuste. Polonia, Lituania y Estonia presionaron por un precio más bajo debido a que el precio de los Urales (el principal crudo ruso de exportación) ya cotizaba a la baja.

«Un tope de precios ayudará a limitar la capacidad de Putin de sacar provecho del mercado del petróleo para que pueda continuar financiando una máquina de guerra que continúa matando a ucranianos inocentes. Así que damos la bienvenida al progreso que nuestros socios de la UE están logrando en esto», dijo el vocero del Consejo de Seguridad Nacional de los Estados Unidos, John Kirby.

OPEP+ mantendrá su objetivo de producción

La Organización de los Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) anunció este fin de semana que mantendrá sin cambios su objetivo de producción. Los miembros mantuvieron un encuentro virtual en el que ratificaron la decisión tomada en la reunión de octubre.

Los países petroleros habían acordado recortar la producción de crudo en hasta dos millones de barriles por día con el objetivo de sostener los precios del barril.

El recorte generó fuertes críticas de Estados Unidos a la organización y a Arabia Saudita en particular.

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El gobierno nacional enviará en el corto plazo el proyecto de Ley de Hidrógeno al Congreso, afirmó la secretaria de Asuntos Estratégicos, Mercedes Marcó del Pont. “El proyecto para promover el desarrollo de la economía del hidrógeno está maduro. Nuestro objetivo es contar con un marco regulatorio y de promoción para que el país participe en todos los eslabones de la cadena productiva, desde la extracción del recurso natural hasta la producción de bienes de capital como generadores y electrolizadores”, afirmó la funcionaria durante un encuentro en la Casa Rosada con la viceministra de Relaciones Exteriores y Enviada Especial por la Política Climática Internacional de Alemania, Jennifer Morgan. 

“Las economías del hidrógeno y el litio son una oportunidad para fortalecer el desarrollo industrial de nuestro país y evitar el riesgo de una reprimarización de nuestra economía”, señaló la funcionaria, que estuvo acompañada por la subsecretaria de Estrategia para el Desarrollo, Verónica Robert, y el subsecretario de Asuntos Estratégicos Internacionales, Martín Schapiro.

Además, añadió que “la Argentina puede y debe producir baterías de litio y electrolizadores. En poco tiempo el trabajo articulado de Y-TEC con distintos actores industriales y científicos permitieron desmitificar los presuntos límites de las capacidades productivas del país”.

“La Argentina cuenta con las capacidades productivas y el conocimiento científico necesarios para avanzar en la industrialización de los recursos naturales que contribuyen a la descarbonización de la economía”, expresó Marcó del Pont. En ese sentido, la funcionaria precisó que “estamos trabajando en forma articulada con las provincias productoras de litio en un plan integral de desarrollo del sector que contemple desde la extracción de la materia prima hasta la producción de baterías”.

Cooperación

Las autoridades del gobierno alemán destacaron las posibilidades de cooperación en el campo de las energías renovables y expresaron el interés en acompañar el proceso de desarrollo de la economía del hidrógeno y el sector del litio en la Argentina y la región, incluyendo la cooperación en distintos aspectos científico-tecnológicos, regulatorios y de financiamiento, y destacaron valores comunes como la defensa de los derechos humanos, el ambiente y la participación de las comunidades.

Junto con la viceministra del país europeo participó también del encuentro el embajador de Alemania en Argentina, Ulrich Sante. Las autoridades alemanas estuvieron acompañadas por funcionarios de los ministerios de Economía, Ambiente y Protección de la Naturaleza y Seguridad Nuclear, y de Relaciones Exteriores. 

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Las petroleras acordaron finalmente cómo repartir la capacidad de transporte adicional que surgirá del proyecto de ampliación de la red de oleoductos de Oldelval. El plan inicial contemplaba agregar 36.000 m3, pero las empresas ofertaron 130.000 m3 en conjunto debido a que sólo Chevron solicitó 36.000 m3 y otros 15.000 a través de CHNC, la subsidiaria que controla con YPF. Lo que se decidió para destrabar el conflicto es que a cada petrolera se le adjudicará el 27% de lo que solicitó, pero además la ampliación llegará a 50.000 m3 y Chevron se quedará afuera del reparto de los 14.000 m3 adicionales.

Oldelval hizo lo que establecía el reglamento interno de la licitación, que estaba a disposición de todas petroleras. Ese ordenamiento establecía que si se recibían pedidos de transporte por más capacidad que la que se estaba concursando, se dividiría el total de las ofertas (130.000 m3) por el volumen que adicionará el proyecto Duplicar (36.000) y se reconocería el porcentaje que resulte de esa cuenta a todos los oferentes. Por eso, a cada petrolera sólo se le adjudicará, a priori, un 27% de lo que solicitó, apenas una cuarta parte. 

Para algunas empresas que están lanzadas con proyectos de ampliación en Vaca Muerta ese reparto se convirtió en un problema. Por eso amenazaron con realizar una presentación ante la Secretaría de Energía para pedir que el Estado intervenga.

Para evitar tener que llegar a ese extremo, las petroleras propusieron que la ampliación sea de 50.000 m3 y que Chevron y CHNC no participeN de los 14.000 m3 adicionales que se sumarán. Además, la petrolera estadounidense aceptó ceder a otros productores 4.000 m3 de la capacidad que le corresponde, durante tres años. Esos 4.000 m3/d adicionales se asignan a prorrata, en las mismas condiciones que los 14.000 m3/d de Duplicar Plus. «Como resultado del proceso de asignación los Oferentes recibirán un 50% de su volumen Ofertado», destacaron a EconoJournal fuentes de Oldelval.

El Proyecto se va a financiar con las misma modalidad que se habia previsto en el proyecto original, con la venta de capacidad firme en mayor porcentaje (80%) y con la emisión de obligaciones negociables (20%). A fines de diciembre es la fecha estimada para la firma de los contratos. La inversión necesaria del proyecto Duplicar, que estaba calculada en unos US$ 750 millones, trepará hasta los US$ 1100 millones.

Desde YPF, por su parte, remarcaron que desde la compañía en todo momento se preocuparon porque, más allá de las diferencias, consignadas por EconoJournal, finalmente los accionistas con voto en el directorio de Oldelval (YPF, Chevron, Exxon, PAE y Pluspetrol) apoyen este acuerdo final.

Oiltanking Ebytem

Una vez que se amplie la capacidad del oleoducto entre Neuquén y Buenos Aires, se deberá evaluar qué ocurrirá con la compañía, puesto que Oiltanking Ebytem -que es la empresa que maneja los tanques de acopio de curdo y la terminal de exportación- frente al nuevo acuerdo. Ahora no sólo deberá poder manejar otros 36.000 m3 más, sino que deberá encargarse de 50.000 m3 adicionales.

Ante esta situación, la propuesta de algunas compañías accionistas de Oldelval es que se debería asignar la misma capacidad de almacenaje y exportación de Oiltanking Ebytem, en los mismos valores que presente Oldelval, una vez que se lleve a cabo el proyecto de expansión.

Ahí resta saber qué quieren hacer la alemana Oiltanking GmbH que controla el 70% de las acciones de la compañía. YPF posee el 30% restante.

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Hoy, con presencia estratégica en Argentina, Bolivia, Brasil, Paraguay, Uruguay, Perú y Chile, TB Cargo cuenta con dos unidades de negocio. La primera, centrada en la provisión de servicios de transporte terrestre nacional e internacional, agenciamiento de cargas marítimas y aéreas, y almacenamiento. La segunda provee insumos a la industria Oil & Gas y servicios en cuenca, así como también servicios de perforación minera.

Lisandro Garmendia, presidente de la compañía, se refirió a los diferenciales que hacen que TB Cargo tenga una ventaja competitiva. En base a esto, aseveró «nuestro principal diferencial es la gente que conforma nuestro equipo. No sólo están comprometidos en trabajar venerando valores como el respeto, la integridad, el esfuerzo y la felicidad, sino que también se preocupan por brindar servicios de excelencia».

Además, el ejecutivo expresó «otro aspecto a destacar es la experiencia de 47 años en el rubro. El tener conocimiento y un alto entendimiento técnico nos permite encontrar soluciones eficientes de acuerdo con las necesidades específicas propuestas». También destacó a la presencia regional en Latinoamérica como otro factor que los distingue.

Vanguardistas y enfocados en la mejora constante, TB Cargo considera que procesos, políticas y equipos innovadores deben estar presentes en cada área de su compañía, tanto en proyectos de gran magnitud como en las tareas cotidianas. Este posicionamiento les permite ser más eficientes optimizando recursos, responsables con el medio ambiente y obviamente, brindar óptimos servicios.

Proyecciones

Garmendia también se refirió a los proyectos a futuro de su empresa. En este sentido dio a conocer que la agenda de trabajo para el año próximo «contempla un abanico de nuevos servicios y soluciones desafiantes, lo que deja expuestas nuestras ganas de crecer y compromiso frente a nuestros clientes».

Asimismo, el presidente de TB Cargo detalló que «el foco de la empresa será consolidar los equipos de trabajo, potenciar talentos y abordar los nuevos proyectos con el compromiso habitual, para luego construir en Argentina un equipo de alcance regional que promueva proyectos similares o complementarios en los distintos enclaves internacionales en los que operamos de manera directa».

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La minera canadiense Green Shift Commodities firmó un acuerdo con LFP Resources, también de ese país, para comprarle un área de 458.000 hectáreas para explorar litio en la Argentina, según indicó en un comunicado. Si bien será una exploración incipiente, la novedad es que lo hará en roca dura en las provincias de Río Negro, Chubut y Neuquén, cuando los proyectos de litio conocidos en el país están ubicados salares del Noroeste, puntualmente en Catamarca, Jujuy y Salta.

La exploración será “en áreas de ocurrencias conocidas de pegmatita de litio descubiertas y muestreadas en la década de 1960 por el gobierno argentino, además de decenas de kilómetros adicionales de posibles áreas que contienen muestras geológicas y geofísicas similares”, destacó Green Shift Commodities en un comunicado.

Litio en la Patagonia

En la Argentina la exploración y producción de litio se realiza en salares en las provincias del Noroeste. Lo llamativo es que este proyecto es en el sur del país. EconoJournal dialogó con Eduardo Gigante, diplomado en producción de litio y especialista en energía, sobre la exploración en roca dura en el sur del país: “existen dos depósitos de litio que son técnica y económicamente factibles de extracción. Uno se realiza en salares, que es el de las provincias del Noroeste. El otro es en roca dura, en un mineral que se llama espodumena (de la familia de las pegmatitas). Australia, primer productor mundial, produce litio desde depósitos de roca dura”.

En la Argentina hoy no hay explotación de litio de este estilo (hay un antecedente en la provincia de San Luis durante la Segunda Guerra Mundial). “En los depósitos en roca dura se encuentran óxidos de litio que deben ser procesados para transformarlos en hidróxido de litio, material para fabricar los cátodos de baterías”, añadió Eduardo Gigante.

En este caso, Green Shift Commodities va a explorar la extensa área “para ver la posibilidad de que las concentraciones en estas pegmatitas tengan la concentración suficiente de litio para extraerlo a gran escala”, concluyó.

El proyecto

La minera canadiense destaca que “los granitos en las zonas La Pintada y Manuel Choique (que se extienden sobre un área de 12 km por 7 km) contienen 19 diques de pegmatita que arrojaron leyes de litio de hasta 4.76% Li2O1 en el muestreo”. “El mapeo reciente identificó docenas de posibles diques de pegmatita no probados adicionales e identificó el potencial de mineralización de litio diseminado en granito”, agregó la minera, que aclaró que los permisos para la exploración están en proceso.

Trumbull Fisher, CEO de la Green Shift Commodities, señaló: “el paquete de terrenos a escala que estamos adquiriendo ofrece el potencial para explorar áreas de litio y, al mismo tiempo, asegura zonas que aún no se han explorado. En una visita reciente al proyecto, nos alentó mucho la facilidad de acceso, la proximidad a infraestructura y el litio de alta ley expuesto en las pegmatitas en la superficie”.

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El equipo de Alta Dirección de 360 Energy nombró a Federico Sbarbi Osuna como nuevo CEO de la compañía. En su rol, Sbarbi Osuna liderará la empresa en su faz ejecutiva luego de una etapa de transición donde funcionó un Comité Ejecutivo formado por el management y directores corporativos, indicó la empresa de energías renovables con foco en fuentes solares.

Sbarbi Osuna es licenciado en Sistemas y posee un MBA de la Universidad Austral. Es un ejecutivo con amplia experiencia en el sector de las energías renovables, con más de 20 años de trayectoria en Genneia como director de Estrategia Comercial sumando luego las responsabilidades de director de Operaciones (COO).

El nuevo CEO de 360 Energy señaló: “soy afortunado de contar con la oportunidad de poder liderar la gestión ejecutiva en 360 Energy y de trabajar acompañado de un grupo empresario y un equipo humano que comparte con mucha pasión la relevancia que tendrá la transición energética a nivel global en el mediano plazo. Mi objetivo es que 360 Energy pueda desarrollar su negocio en un mundo ágil donde la innovación sin lugar a duda marcará la diferencia”.

“Muchas empresas aspiran a cambiar el mundo, pero muy pocas tienen los elementos necesarios y soy un convencido que 360 Energy tiene mucho para aportar en ese aspiracional. Será un desafío emocionante”, agregó el nuevo CEO.

Al nombramiento de Federico Sbarbi Osuna como CEO se suma la incorporación de Maximiliano Gonella como nuevo director de Obras y O&M de la compañía, completando así el equipo de management que afrontará los nuevos desafíos. Gonella es ingeniero en Electrónica y MBA de la Universidad Torcuato Di Tella y llega desde el sector de oil & gas con más de 15 años de trayectoria en YPF y PAE.

360 Energy es una de las líderes en el sector solar fotovoltaico. Es una empresa integrada desde el desarrollo, tecnología, construcción, operación y mantenimiento de proyectos, hasta la comercialización de energía.

Actualmente, opera cinco parques solares propios ubicados en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca y cuenta con prioridad de despacho por más de 160 MW. adjudicados en recientes llamados en el marco del MATER. Inició las obras de la primera fase del parque solar 360 Energy La Rioja en la localidad de Nonogasta. Adicionalmente, la empresa recientemente finalizó la instalación del primer proyecto de almacenamiento a gran escala conectado al SADI.

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La Cámara Argentina de Empresas Regionales Elaboradoras de Biocombustible (CEPREB) y la Cámara Santafesina de Energías Renovables (CASFER) emitieron un comunicado donde advierten que las plantas de biodiesel en el país están en “riesgo inminente de paralización de la actividad” porque la Secretaría de Energía, a cargo de Flavia Royón, decidió publicar los precios regulados para los meses de noviembre a marzo “sin sustento técnico ni legal alguno”.

Por la Ley 27.640, el biodiesel se mezcla con el gasoil en un 12,5% en el mercado interno. Las entidades representan a la totalidad de las plantas productoras señalaron también que esta decisión de la cartera energética traerá “efectos negativos no solo a nuestras empresas sino a todo el entramado productivo de la cadena de agregado de valor de la agroindustria, sobre todo en las economías regionales donde nos encontramos”. Esta situación, remarcan desde las cámaras, afectará “el normal abastecimiento de gasoil generando la necesidad de mayor salida de divisas para importaciones”.

Ambas cámaras empresariales criticaron que “las pymes de biodiesel no pueden producir y vender a un precio que se encuentra por debajo de sus costos de producción, situación que resulta económicamente inviable y financieramente imposible de soportar para empresas de capital intensivo como las nuestras”.

“La falta de determinación y publicación de precios acorde a los costos del sector y al marco legal vigente, y además de manera arbitraria y discriminatoria, atentan contra el desarrollo de las economías regionales, la diversificación de la matriz energética, la sustitución de importaciones, el agregado de valor en origen y la preservación de la salud y el ambiente”, concluyeron CEPREB y CASFER.

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Excelerate Energy y Transportadora Gas del Sur (TGS) siguen adelante con su proyecto para construir una planta de licuefacción de gas en Bahía Blanca, la cual sería más grande que la prevista originalmente. “Al principio habíamos pensado en un solo módulo, con una producción de 4 millones de metros cúbicos (m3) diarios. La idea era incorporar módulos de manera gradual, pero ahora Pampa Energía (principal accionista de TGS) está evaluando iniciar con un módulo y medio o dos, lo cual significaría procesar entre 6 y 8 millones de m3/día”, aseguró a EconoJournal Gabriela Aguilar, gerenta general de Excelerate Energy, durante una visita al barco regasificador Expedient, que está anclado en Escobar.

Aguilar aseguró que “el proyecto está en una etapa técnica de revaluación». «Se hizo una nueva rueda de requerimiento de precios y plazos de los módulos para saber cuánto costaría y en qué momento estaría listo. Desde la toma de decisión, demoraría 30 meses. Podría estar listo para 2025”, agregó.

«Creemos que están las condiciones dadas para que Argentina pueda exportar, pero desde el punto de vista del proyecto todavía faltan algunas cuestiones”, remarcó la ejecutiva, quien recordó que este proceso ya se había llevado adelante hace tres años, pero por diversas cuestiones se atrasó. “El país tiene un gran potencial. Pensamos en este proyecto no sólo como una iniciativa de licuefacción pura, sino también como un beneficio para los productores, para que puedan tener una venta de gas estable durante todo el año”, aseguró.

Normas y exportación

Aguilar reparó en la necesidad de contar con reglas claras que permitan llevar adelante este tipo de proyectos. Con respecto a este punto, remarcó: “La seguridad jurídica es muy importante, no sólo para quienes invierten, sino también para quienes reciben el producto”. “Si no están dadas las condiciones para el inversor, esos contratos pueden correr riesgos. Es importante pensar en la integralidad, en todos, quienes invierten y quienes compran”, sostuvo.

En esa misma línea agregó que “la construcción del gasoducto es importante, sin eso no podía realizarse ningún proyecto. Además, el Plan Gas se extendió a 2028, lo cual es muy bueno porque le da al productor previsibilidad”. “Lo que daría valor sería una ley que fomente condiciones que sean razonables para la exportación y que a su vez haya permisos de exportación en firme”, precisó.

Sobre el mercado de exportación planteó que “los países europeos están buscando previsibilidad en el suministro, lo que quieren es algo seguro. Una oferta segura, porque además son contratos a largo plazo”.

No obstante, advirtió “hoy no están dadas las condiciones para exportar 365 días del año porque el gasoducto va a estar para cubrir la demanda, y en la demanda de pico aún se va a tener que seguir importando. Hoy no hay un gasoducto dedicado a la exportación. Se piensa eventualmente un proyecto de exportación fuera del invierno”.

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El buque BGP Prospector que estaba contratado por YPF y la estatal noruega Equinor para realizar los estudios sísmicos offshore en búsqueda de petróleo y gas en el Mar Argentino dio la vuelta y se retiró a otras aguas. La razón tiene que ver con la judicialización que todavía inhabilita la realización de la actividad offshore. Estaba previsto que en noviembre comience la prospección sísmica. Hasta el momento, la Cámara Federal de Apelaciones Mar del Plata no falló sobre una medida cautelar pedida por organizaciones ambientalistas y que el juez federal Santiago Martín mantiene desde octubre. La cautelar inhabilita a explorar los bloques de la Cuenca Argentina Norte (CAN) 100, 108 y 114, ubicados entre 300 y 450 kilómetros de la costa bonaerense. En total, las compañías tienen un compromiso de inversión en exploración de US$ 724 millones.

Según el contrato, el buque estaba disponible desde el 1° de noviembre, pero, al no tener el visto bueno judicial, YPF y Equinor definieron darlo de baja el 24 de noviembre. Para cancelarlo, las compañías tuvieron que pagar US$ 6 millones por la disponibilidad del buque y una multa. En los hechos, no se trata solamente de la cancelación de un contrato millonario, sino de la demora a nivel general de la exploración offshore en la Argentina. En las distintas cuencas del Mar Argentino podría haber importantes recursos hidrocarburos, sobre todo en petróleo.

Dos alternativas  

Luego de la cancelación del contrato con la empresa que opera el barco, YPF y Equinor tienen al menos dos alternativas para seguir intentando explorar los bloques CAN 100, 108 y 114, según indicaron a EconoJournal fuentes con conocimiento técnico en el offshore y que siguen el proceso judicial de las áreas.

La primera posibilidad es que la Cámara Federal de Mar del Plata tome una decisión en breve y autorice la exploración en las áreas. En este caso, con una medida judicial favorable -y si no hay otra cautelar- las compañías deberían rápidamente intentar recontratar el buque BGP Prospector para que regrese a hacer los estudios sísmicos en el período planificado originalmente (noviembre 2022 a marzo 2023). En este escenario, YPF y Equinor deberían acelerar los trabajos para tener activo el barco durante el verano y hasta marzo, ya que luego el buque tiene comprometido otros destinos. El BGP Prospector opera en todo el océano Atlántico y tiene mucha demanda. Si esta alternativa se confirma, los costos del barco serían mucho más elevados que los que estaban previstos en el contrato original. Es prácticamente imposible que las compañías consigan otro buque similar en tan poco tiempo y, además, el proceso de licitación demoraría demasiado. “En el offshore no se puede improvisar”, repiten en el sector.

La segunda alternativa que tendrían Equinor e YPF es que la Cámara Federal de Mar del Plata directamente demore varias semanas en dar a conocer el fallo sobre la medida cautelar. En caso de ser negativo, continuará la vía judicial. Si el fallo es favorable para las compañías, de todos modos el escenario continúa complejo porque la demora en la Justicia retrasa aún más los tiempos para iniciar la exploración.

Es decir, si la justicia marplatense se expide favorablemente, pero tarda varias semanas en tomar la decisión, el análisis sísmico de los bloques de la Cuenca Argentina Norte directamente deberá pasar para el próximo período, que va de noviembre de 2023 a marzo 2024, según analizan las mismas fuentes consultada por EconoJournal.

Tres proyectos

Hay tres proyectos offshore de aguas profundas con distintos niveles de avances y por los cuales depende en gran medida lo que suceda con la exploración y futura producción de hidrocarburos costas afuera:

Los estudios sísmicos en CAN 100 (YPF, Equinor y Shell), CAN 114 (YPF y Equinor) y CAN 108 (Equinor): están judicializados desde el verano de este año y dependen de lo que falle la justicia marplatense.  

La sísmica en CAN 102, que comparten YPF (operador) y Equinor: el 19 y 20 de diciembre está convocada una nueva audiencia pública. Según lo planificado, los estudios sísmicos deberían realizarse entre marzo y junio de 2023, aunque el comienzo podría ser más adelante por la judicialización de los otros bloques.

Pozo exploratorio Argerich en CAN 100, que comparten Equinor, YPF y Shell: el próximo miércoles 7 de diciembre podría estar el resultado del estudio de impacto ambiental. Fuentes vinculadas a las compañías se mostraron optimistas en el resultado del estudio. Ya se realizaron las audiencias públicas correspondientes. De todos modos, en este proyecto también hay riesgo de judicialización por los antecedentes en CAN 108 y 114.

Salvo en CAN 100 que fue otorgada a YPF en 2006, los proyectos offshore corresponden al Concurso Público Internacional Costas Afuera N° 1 lanzado en 2018. Se trata de 18 áreas offshore en las distintas cuencas del Mar Argentino donde participan grandes compañías a nivel mundial como Qatar Petroleum, Equinor (ex Statoil), ExxonMobil, Total, Shell, Wintershall, British Petroleum, Mitsui, ENI, YPF, Pluspetrol, Tecpetrol y Tullow.

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La empresa estatal Enarsa recibió la semana pasada propuestas no vinculantes de al menos cinco de sus proveedores habituales de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) para comprar hasta 30 cargamentos durante el invierno del año próximo, según confirmaron a EconoJournal fuentes privadas. Se estima que la importación de esa cantidad de barcos podría costarle a la Argentina cerca de US$ 2000 millones si se tiene en cuenta la cotización futura del gas. El valor del LNG para el período mayo-agosto de 2023 ronda hoy los 125 euros por MWh en el mercado TTF, equivalentes a unos 35 dólares por millón de BTU.  

La decisión, que cuenta con el visto bueno de la Secretaría de Energía, es novedosa por un motivo en concreto que llamó la atención de las compañías internacionales: Enarsa ofreció pagar por adelantado buena parte de esos buques metaneros. Eso implica que el gobierno está dispuesto a desembolsar entre fines de diciembre y principios de febrero más de US$ 500 millones para asegurar la provisión de gas para la terminal regasificadora de Escobar.

La estrategia generó incredulidad entre los proveedores, que descreen que el Banco Central (BCRA) cuente con los dólares necesarios para hacer frente a una erogación de esta magnitud en pleno verano, unos meses antes de que el campo empiece a liquidar las divisas por la exportación del maíz y la soja.

Una vista área de la planta regasificadora de Escobar operada por YPF y Enarsa.

En estudio

Fuentes cercanas a la Secretaría de Energía, que dirige la salteña Flavia Royón, que responde al ministro Sergio Massa y en las últimas semanas se posicionó consistentemente como una interlocutora legítima de diversos actores de la industria petrolera, confirmaron la intención del Ejecutivo. “Estamos trabajando, pero aún no se ha definido nada. Depende de los precios (del LNG) que recibamos”, aseguraron ante la consulta de este medio.

La iniciativa incluyó también otra particularidad: el gobierno ofreció comprar en un bloque —es decir, todos juntos en una sola operación— 30 cargamentos de LNG a diferencia de lo que sucedía en el pasado, cuando repartía la compra de gas en varias licitaciones (tender) de entre 7 y 12 buques.

En una petrolera interpretaron la decisión de la siguiente manera: “Buscaron generar escala (con 30 barcos) y condiciones de contratación (pagar por adelantado) para que los proveedores tengan incentivos para ofrecer descuentos y mejores precios del gas”. “Pero no es fácil disipar el riesgo argentino, que enfrenta una faltante estructural de dólares”, advirtieron. Las fuentes consultadas indicaron que las empresas Vitol, Trafigura, BP, Shell, TotalEnergies y Cheniere, entre otras, participaron de la convocatoria de Enarsa.

¿Contratación directa?

Las empresas presentaron propuestas que están siendo analizadas por el gobierno. Precisaron qué cantidad de barcos estaban dispuestos a destinar a la Argentina (con un tope de 30), a qué precio están dispuestas a venderlos (la mayoría optó por cotizar con un descuento sobre el precio del TTF, el principal marcador para el gas importado de Europa) y en qué condiciones. Algunas optaron por pedir un pago adelantado de entre el 20% y el 35% y luego cancelar el saldo restante bajo el esquema tradicional, que prevé que cada cargamento se abone tres días antes de que amarre en el puerto de Escobar.

Otra curiosidad es que Enarsa comunicó a los proveedores invitados que prevé realizar la compra bajo la modalidad de contratación directa. Sin pasar por licitación. La mayoría de las fuentes consultadas descree de esa alternativa. “Ningún abogado del Estado aceptarían algo así. Es demasiado riesgoso. Si después el precio termina bajando, cómo explicás la decisión de haber comprado 30 barcos juntos. Ningún funcionario de Energía ni directivo de Enarsa le pondría el gancho a algo así”, analizó un consultor.

Lo más probable es que se haya puesto sobre la mesa esa idea para que los proveedores estén dispuestos a abrir un poco más sus números y poner a disposición precios medianamente competitivos. “Habrá que ver si las ofertas que se presentaron son convenientes. En cualquier caso, es una buena idea intentar ordenar con la mayor cantidad de tiempo posible la compra de gas para que no se repita la experiencia de este año, que fue bastante caótica”, concluyeron en otra petrolera.

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La carrera más importante en la categoría de autos deportivos clásicos de América Latina llevó adelante su 33ª edición en San Carlos de Bariloche, Rio Negro, junto a Puma Energy como combustible oficial.

El evento organizado por el Club de Automóviles Sport (CAS) comenzó el miércoles 23 de noviembre con una largada simbólica en el Centro Cívico de Bariloche, donde se realizó la correspondiente verificación técnica de los vehículos de colección y se dio inicio al esperado desafío que convocó a cientos de personas.

Durante tres días los competidores atravesaron las diferentes etapas que tuvieron como punto de partida la localidad de Llao Llao. Desde allí recorrieron paisajes naturales más emblemáticos de la Patagonia argentina, entre ellos San Martín de los Andes, Junín de Los Andes y el Camino de los 7 Lagos.

El rol de la compañía

La empresa líder en el mercado global de energía, Puma Energy, acompañó la actividad y demostró su fuerte presencia en el Sur argentino, además de la reciente inauguración de una de sus estaciones de servicio en el centro de Bariloche, ubicada en 12 de octubre y Remedios de Escalada.

El director de marketing en Latinoamérica, Alejandro Baron, sostuvo “estamos muy contentos por estar con Puma Energy en las 1000 Millas Sport en Bariloche. Es un lugar importante para nosotros y el automovilismo es parte del ADN de los argentinos”.  

A su vez, manifestó “hemos preparado las estaciones de servicio para el recorrido de los competidores con intervenciones especiales, además de la inversión en las nuevas tiendas de conveniencia SUPER 7 para seguir ofreciendo la mejor experiencia a cada cliente”.

Además, se refirió a la nueva aplicación de fidelización PUMA PRIS, para que los usuarios puedan aprovechar la promoción de lanzamiento. “Se puede obtener un 5% de descuento todos los días sin tope, en naftas e ION diésel”, explicó.

Puma Energy demuestra una vez más su compromiso con la mejora continua de sus servicios, de la mano de experiencias únicas que responden a las necesidades e intereses de su público.

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A lo largo de quince años Transportadora Gas del Norte (TGN) aprendió a elaborar programas de doble impacto que intentan dar respuestas a temas sociales al tiempo que procuran mejorar el entorno en el que se desarrollan las operaciones, proyectos y nuevos negocios. Las escuelas y las instituciones del sistema educativo ocupan un rol muy relevante en el entramado de relaciones que TGN mantiene con las comunidades vecinas. Equipos multidisciplinarios integrados por especialistas de TGN y provenientes de organizaciones de la sociedad civil (OSC) diseñan e implementan los programas.

Estos programas, algunos más grandes, de diversos alcances territoriales y sectoriales, otros más pequeños; abordan temas educativos, de seguridad vial, prevención de daños o desarrollo de emprendedores locales. El impacto es definido como el involucramiento de una red de miembros de una comunidad, y sus instituciones, que promueven el desarrollo al aprender juntos y crear valor social compartido.

Programas 2022: la seguridad de las personas en el centro de la escena 

Prevención de daños

El programa JUNTOS está dirigido a chicos de escuelas cercanas a la traza del gasoducto con el propósito de brindar información sobre el gas natural, su utilización, transporte y reflexionar sobre la adopción de conductas seguras mediante la identificación de las señales de prevención. En este marco lanzó este año la 2° edición de su Concurso de Dibujo Juntos, iniciativa que busca alentar la creatividad en los niños de primaria para abordar de manera lúdica una problemática tan compleja como es la prevención de daños en zonas cercanas a gasoductos. Este año 12 niñas y niños resultaron ganadores representando a 8 de las 10 provincias en las que se lanzó la actividad.

Los prevencionistas y voluntarios de TGN visitaron 80 escuelas del área norte, centro y oeste del país brindando talleres de los que participaron 2.366 estudiantes y 196 docentes y asistentes. Se recibieron más de 1.000 dibujos entre los cuales se seleccionaron las 12 creaciones plásticas que integrarán el Almanaque TGN.

Los ganadores, que ya están recibiendo a través de sus escuelas los premios elegidos, fueron: 

Yanay Isabel H., Escuela VelezZarfield, Córdoba.

Matías Benjamin G., Centro Educativo N°16 «Tucumán», San Luis.

Neyén M., Escuela Sargento Rojas N°324, Jujuy.

Máximo José D., Escuela Juan Larrea N°238, Tucumán.

Isabella W., Escuela Domingo Faustino Sarmiento N°6053, Santa Fe.

Tayhana, Escuela N°12 Ricardo Guiraldes, Buenos Aires.

Ivana Magalí M. H., Escuela Hogar 157, La Pampa.

Agustina C., Escuela Juan José Paso, Córdoba.

Zaira E., Escuela Islas Malvinas N°4689, Salta.

Mariano Y., Escuela Hogar 157, La Pampa.

Morena Luz M. S., Escuela Indígena Juan XXIII N°4738, Salta.

Damián M. G., Escuela Hogar N° 99, La Pampa.

Seguridad vial

La prevención en seguridad vial es un eje de trabajo permanente para una empresa cuyos trabajadores recorren diariamente miles de kilómetros a lo largo de 16 provincias. Por este motivo y siempre con el foco puesto en la educación, TGN se sumó al programa “TC 2000 va a la escuela” que viene creando conciencia sobre seguridad vial.

Los periodistas especializados en automovilismo, Mauro Feito y Roberto Berasategui, brindaron 18 charlas motivadoras y de concientización en 8 de las 16 provincias que integran la traza del sistema de gasoductos de TGN:

Tucumán: 1 en San Miguel;

Salta: 3 en Metán, 1 en Pichanal, 1 en Embarcación, 1 en Tartagal y 1 en Aguaray;

Jujuy: 2 en San Pedro;

Catamarca: 2 en Recreo;

Córdoba: 2 en Deán Funes;

San Luis: 1 en Justo Daract y 1 en Beazley;

Mendoza: 2 en La Paz.

La lectura como espacio de libertad

A través de este programa “Leer te ayuda” son capacitados los docentes, se destinan libros con objetivos pedagógicos y técnicas didácticas para fomentar la lectura en niñas y niños del departamento Orán. El material de lectura llegó a 6 escuelas del Departamento Orán, en el norte de Salta, alcanzando a 885 alumnos y con la participación de 13 docentes.

El programa con estas seis escuelas lleva una continuidad de 5 años. Listado de escuelas participantes: Escuela nº 4094 “Libertador General San Martín”, Aguas Blancas; Escuela nº 4185 “Teniente Gobernador Benjamín Villafañe Ex nº 306”, Peña Colorada, Escuela Nº 4186 “Cabo Juan Adolfo Romero Ex nº 307”, Río Pescado, Escuela nº 4271 “Fray Arístides Nibi”, Orán, Escuela nº 4851 “Del Barrio Taranto”, Orán y Escuela nº 4668 “San Santiago de El Cedral Ex nº 927”, Finca El Cedral.

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