La consultora Economía & Energía que dirige Nicolás Arceo detalló en su último informe que la balanza comercial va a arrojar un superávit de US$ 7580 millones en un escenario base que podría trepar a US$ 7950 millones en un escenario optimista. A su vez, para 2030 esas cifras podrían trepar a 18.706 millones y US$ 24.934 millones, respectivamente. Esos datos fueron tomados como punto de partida durante el cuarto episodio de Dínamo, el espacio audiovisual de debate energético que organiza EconoJournal para analizar el escenario energético que se viene.
“El 2023 fue un año bisagra. De acá a lo que resta de la década, salvo que pase algo muy excepcional, el sector energético va a ir incrementando y mejorando el superávit comercial año a año. Manteniendo la tasa de expansión del último año a nosotros nos está dando un superávit comercial a 2030 en torno a los US$ 19.000 millones”, remarcó Arceo quien sostuvo que se parte de un base se supéravit de la balanza comercial que este año podría oscilar entre los US$ 5300 millones y los US$ 5400 millones.
“El escenario base supone mantener la misma tasa de crecimiento de la producción del último año para adelante lo que implica un crecimiento bastante significativo en los niveles de inversión, centralmente porque la producción no convencional declina fuertemente después del año y medio de operación. Es un escenario que lo que considera es que se mantiene la tasa de producción de petróleo del último año, se proyecta hacia 2030 y eso te da en 2030 una producción de 1.250.000 barriles diarios, de los cuales un millón son producción no convencional. Y lo que estamos suponiendo en esa proyección es que se mantiene el nivel de exportación de gas natural a los países de la región en los niveles actuales y que ingresa una terminal licuefactora estilo el proyecto de Pan American y Golar en el año 2028”, explicó Arceo.
Nicolás Gandini: –¿Son 2,5 millones de toneladas de GNL?
Nicolás Arceo: –Son 2,45 millones de MTPA de capacidad, pero la planta funciona 8 meses al año. Por lo tanto, lo que se termina exportando es bastante menos.
Nicolás Arceo, titular de la Consultora Economía y Energía
Nicolás Gandini: –Es un escenario base bastante conservador.
Nicolás Arceo: —Es un escenario base donde lo que estás suponiendo es que ingresa Oldelval el año que viene e ingresa Vaca Muerta Sur a comienzos de 2027.
Gustavo Lopetegui: –-Y supone crecimientos de la producción de petróleo muy importantes, cada vez más difíciles de conseguir por el nivel de inversión que hace falta.
Nicolás Arceo: —Ese es el punto. Cuando decís que se mantiene la tasa de producción para adelante parece fácil, pero lo que necesitás es un nivel de inversión incremental bastante significativo.
Nicolás Gandini: –¿Cuánto se invierte en upstream?
Nicolás Arceo: –Ese escenario base implica que vas a tener que ir incrementando el enganche de pozos aproximadamente un 30% respecto del promedio de enganche de pozos de los últimos 12 meses. No es lineal con inversión porque depende cómo evoluciona el costo del pozo tipo, pero da una idea de la magnitud del incremento de la producción para llegar a ese escenario base. Y un comentario que lo hablábamos con Juanjo (Aranguren) antes de ingresar acá: el núcleo de esa balanza comercial es petróleo. El impacto de gas natural lo vamos a tener una vez que tengamos una terminal de exportación de gran escala con más de 10 MTPA de capacidad.
Nicolás Gandini: –Pero esa planta no está en este escenario.
Nicolás Arceo: –No, en este escenario base no lo consideramos.
Gustavo Lopetegui: –A mí me suena optimista la tasa de crecimiento del petróleo. Estás tomando correctamente los últimos 18 meses, que fue el record.
Juan José Aranguren: –YPF está invirtiendo con sus socios US$ 2800 millones dedicados a exportación. Lo mete en el RIGI como un proyecto especial de infraestructura con beneficios adicionales. Es Vaca Muerta Sur. Es en dos etapas, pero debería estar para 2027. Son 700 mil barriles. Unos 100 mil barriles día a US$ 70 son US$2500 millones. Si lo multiplicás por siete, por los 700 mil barriles de exportación, estás hablando de US$17.500 millones. La proyección que hace es conscientemente conservadora. Lo más importante de lo que plantea Nico (Arceo) es que el 85% va a venir por petróleo y 15% va a venir por gas. Lo que venga por gas va a venir en la primera mitad de la próxima década. No es ahora.
Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía durante la Presidencia de Mauricio Macri
El aporte del Estado
Nicolás Gandini: –¿Qué puede hacer el Estado en este escenario para ayudar?
Gustavo Lopetegui: –El Estado tiene que bajar el riesgo país y ordenar la macroeconomía. En todo lo demás ya está el privado.
Juan José Aranguren: –Creo que es válida la pregunta. Con ese nivel de inversión, la regalía que va a recibir una provincia es casi de US$ 2000 millones. Sería bueno que el Estado provincial vaya teniendo en cuenta cómo mejorar el nivel de infraestructura, que es lo que hoy está limitando los niveles de inversión.
Julián Gadano: –Algo están haciendo. No soy abogado defensor de las provincias, pero la comunicación con Vaca Muerta está mejorando significativamente. Están anunciando inversión concreta para el corto plazo. Hoy la provincia tiene una agenda que no tenía antes.
Juan José Aranguren, ex ministro de Energía
Sumar a los fertilizantes a la agenda
Gustavo Lopetegui: –Yo dije que el escenario planteado me suena optimista, pero si no soy tan optimista en lugar de ir a los 19 millones de superávit energético en 2030 te irás a US$ 15.000 millones. El 85% de eso es petróleo. Ahora, a mí me gustaría que de cada cinco veces que alguien dice LNG que esté obligado a decir fertilizantes una vez. Esto va a generar un saldo comercial enorme, pero no mucho empleo local.
Nicolás Gandini: –YPF tiene un anteproyecto de Profertil cerrado hace 8 años.
Gustavo Lopetegui: –Me gustaría que le pongan tantas ganas como le ponen al LNG.
Nicolás Gandini: –Nico (Arceo), ¿y qué proyecciones tenés de la balanza energética para los próximos años?
Nicolás Arceo: –La proyección para el año que viene nos da mucho más baja de lo que estuvo circulando en los últimos días. A nosotros nos da entre US$ 7500 y US$ 8000 millones de superávit en el escenario base. Parece poco, pero es un crecimiento muy grande porque este año vamos a cerrar en US$ 5300 millones. Es un muy buen escenario. Y nos da casi US$ 10.000 millones de superávit de la balanza comercial en 2026. Tenés un crecimiento fuerte de las exportaciones, pero también tenés cierta recuperación en el precio de importación del GNL y de gasoil. Las importaciones no van a bajar tan sustantivamente como bajaron este año. Por eso la cuenta nos da US$ 7500 millones el año que viene y cerca de US$ 10.000 millones en 2026.
Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear
El programa completo se puede ver en el siguiente link.
Pluspetrol informó que ejecutó su opción para ser accionista en el proyecto Vaca Muerta Sur, en sociedad con YPF, PAE, Pampa y Vista. Esta iniciativa implica la construcción de un oleoducto de 437 kilómetros que conectará Allen con Punta Colorada, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas, y una playa de tanques y almacenaje. El diseño contempla una capacidad de transporte de hasta 550 mil barriles diarios, ampliables hasta 700 mil.
Producto de la reciente adquisición de los activos de ExxonMobil en Argentina, y en línea con sus planes de expansión en la cuenca neuquina, Pluspetrol sumará así capacidad firme de transporte, almacenaje y despacho de 80 mil barriles diarios. A su vez, Vaca Muerta Sur complementará otras vías de transporte de crudo que permitirán que la Argentina aumente considerablemente sus exportaciones de petróleo en los próximos años.
Pluspetrol se unió a YPF, PAE, Pampa y Vista. en Vaca Muerta Sur.
Esta participación requerirá una inversión aproximada de US$ 3000 millones. La misma se financiará con aportes de los socios junto con financiamiento externo, a concretar durante el año 2025. Se espera que comience su operación comercial durante el primer semestre de 2027.
“De esta forma, Pluspetrol se consolida como protagonista del sector energético, guiado por su propósito de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las actuales y futuras generaciones”, destacó la empresa en un comunicado difundido este jueves.
La concreción de esta obra de transporte es estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta y, junto a otras iniciativas, permitirá abrir la puerta para la exportación con el objetivo de lograr US$ 15.000 millones de ingresos anuales para el país en los próximos años, que con sus expansiones podría llegar a más de US$ 20.000 millones.
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) colaboró con la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), en la realización de un informe estratégico que plantea diversos escenarios a futuro sobre la demanda de insumos químicos derivados del creciente desarrollo de la industria minera del litio en el país.
Este informe, del cual participó TAGING (empresa argentina que brinda servicios diferenciales de diseño, auditoría y mejora de procesos para la Industria del Litio), que se enmarca en el análisis de las proyecciones de crecimiento de la minería del litio, examina cómo las inversiones en este sector y la expansión de la producción de litio impactarán directamente en la demanda de productos químicos clave. Dichos insumos son esenciales tanto para la extracción como para el procesamiento del litio, y son de particular relevancia para la industria química y petroquímica nacional.
El informe
El informe también analiza los desafíos y las oportunidades que enfrentarán las empresas del sector químico y petroquímico argentino para abastecer este aumento en la demanda, destacando la necesidad de fortalecer la infraestructura industrial y promover la innovación tecnológica en el ámbito de la producción de insumos para la minería.
La directora ejecutiva de CAEM, Alejandra Cardona, señaló que “el crecimiento de la industria minera del litio es una gran oportunidad para la Argentina, y el sector químico tiene un rol fundamental en este proceso. Este informe es clave para identificar los pasos a seguir para optimizar la integración de ambos sectores, generando valor agregado y empleo local«.
Por su parte, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP®, enfatizó que “la industria química y petroquímica del país está en una posición estratégica para proveer los insumos que necesita la minería del litio, y es fundamental que trabajemos de manera conjunta para asegurar que el crecimiento de este sector se traduzca en desarrollo económico sostenible para la Argentina«.
Litio
La producción de litio en la Argentina ha mostrado un notable aumento en los últimos años. En 2023, la producción alcanzó las 45,94 mil toneladas de litio, medido en carbonato de litio equivalente (LCE), lo que representó un crecimiento del 31% respecto al año anterior.
Además, en el primer semestre de 2024 la Argentina se posicionó como el 4to productor de litio a nivel global, ya que la producción superó las 31 mil toneladas LCE, lo que refleja un incremento aún mayor del 63% en comparación con el mismo período de 2023. Este incremento es un claro indicio del fuerte crecimiento de la industria minera del litio en el país, que sigue ampliando sus capacidades operativas y atrayendo nuevos proyectos.
Es importante destacar que la minería de litio en salmueras es una industria intensiva en procesos químicos. Según S&P Capital IQ, los reactivos representan en promedio el 48% de los costos de producción del carbonato de litio en Argentina, lo que convierte a los insumos químicos en el principal costo operativo de la minería del litio. Por lo tanto, la industria química se posiciona como un actor clave en la competitividad del sector minero de litio, ya que su capacidad para abastecer de manera eficiente estos insumos será determinante para el éxito y la sostenibilidad de la actividad.
En un contexto de crecimiento de la producción, el presente trabajo busca dar cuenta de las necesidades de insumos químicos, requerimientos técnicos y la capacidad de abastecimiento local. La calidad de la producción local de insumos químicos será un factor determinante para alcanzar los altos estándares de pureza que demanda la minería de litio, un aspecto crucial para mantener la competitividad del sector.
Además, dado que los insumos químicos representan el principal costo operativo en la minería del litio, la capacidad de la industria química local para ofrecer productos de alta calidad a precios competitivos será clave para el desarrollo de la industria minera en Argentina. En este sentido, la estrecha colaboración entre ambos sectores, el minero y el químico, será fundamental para asegurar el éxito de los proyectos de litio en el país.
El desarrollo de la minería de litio en Argentina aumentará la demanda de insumos químicos, que para su producción en la zona del NOA requerirá acceso a recursos críticos que van desde la energía eléctrica, gas natural y el agua hasta una adecuada disponibilidad de mano de obra altamente calificada. Estas condiciones son esenciales para asegurar la viabilidad y sostenibilidad de los proyectos mineros en el NOA y otras regiones. La competitividad de estos proyectos dependerá en gran medida de la capacidad de Argentina para ofrecer un entorno favorable para el desarrollo de inversiones.
Este análisis en conjunto de CAEM, CIQyP® y TAGING mediante el informe refleja la visión compartida de los sectores involucrados en torno a las potencialidades del litio, y abre la puerta a nuevas oportunidades para el sector industrial y empresarial argentino, según destacaron.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el vicepresidente Ejecutivo de GNL de Shell, Cederic Cremers, firmaron un Project Development Agreement (PDA, por sus siglas en inglés) para el desarrollo de Argentina LNG, el megaproyecto para la licuefacción de gas de Vaca Muerta para su exportación a los mercados mundiales. El acuerdo entre las petroleras se cerró en La Haya, Países Bajos.
A partir de la firma, las compañías se comprometieron a avanzar en el desarrollo de la primera fase de la iniciativa Argentina LNG hasta tomar la decisión para ingresar a la etapa de FEED (Front-End Engineering and Design). Con el ingreso de Shell, finalizó la participación de Petronas como socio de YPF. Aun así, ambos continuarán trabajando en el desarrollo del área La Amarga Chica en Vaca Muerta.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el vicepresidente Ejecutivo de GNL de Shell, Cederic Cremers.
Impacto
Esta primera fase implica una capacidad de licuefacción 10 millones de toneladas al año (MTPA). Frente a este escenario, Marín expresó: “Estamos orgullosos de que Shell, líder mundial en la producción de GNL, se una al proyecto. Como pionero en el mercado de GNL, el conocimiento y la experiencia de Shell serán fundamentales para ayudar a posicionar a la Argentina como un proveedor de energía global confiable y competitivo”.
“YPF reconoce el valioso aporte de Petronas durante los últimos dos años, compartiendo con los equipos de YPF su experiencia técnica y comercial en el mercado de GNL. El trabajo conjunto ha contribuido al desarrollo del Proyecto ARG LNG hasta su etapa actual y permitirá dar nuevos pasos”, destacaron desde la petrolera.
El proyecto
Argentina LNG es un proyecto de licuefacción de gas natural de gran escala que se desarrollará con los recursos de Vaca Muerta. Comenzará con dos unidades de licuefacción flotantes y luego ampliará su capacidad con la construcción de una planta modular terrestre, en dos fases, que estará ubicada en la localidad de Sierra Grande, Río Negro, con una capacidad de 10 Mtpa.
La obra comprende desde la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos de 580 kilómetros de extensión hasta una terminal de procesamiento y licuefacción que será construida en la ciudad rionegrina, en las costas del Océano Atlántico.
Impulso
Uno de los ejes del Plan 4×4 que impulsa Marín es que YPF enfoque su actividad en Vaca Muerta. Es por esto que desde la compañía decidieron fortalecer su portfolio en gas especialmente en el marco del proyecto Argentina LNG.
Respecto a esta decisión, esta semana la compañía confirmó también que cerró la compra de Sierra Chata, el último activo que poseía ExxonMobil en Vaca Muerta. Se trata de un yacimiento con muy buena productividad de shale gas operado por Pampa Energía, compañía a su vez posee el 45,55% del capital social.
La empresa de retail Pardo abrió un nuevo local en Añelo para suministrar sus productos a las empresas que operan en Vaca Muerta. La nueva sucursal forma parte del plan que posee la compañía de abastecer a la industria y ocupar un rol clave como proveedor de servicios.
El nuevo local está ubicado sobre la Ruta Provincial N°7, en el Complejo Nuevo Añelo. Su inauguración oficial se realizará este miércoles 19 de diciembre a las 18:00 y habrá sorteos para todos los que se acerquen a la apertura.
El objetivo de Pardo, que tiene presencia en Buenos Aires, Neuquén, Río Negro, Córdoba, Santa Fe, Entre Ríos y San Luis a través de 75 sucursales, es garantizar la venta de electrodomésticos y artículos para el hogar y también, con sus productos, acompañar el crecimiento del sector energético y corporativo. Es por esto que la firma ha desarrollado un departamento especializado con el fin de atender la demanda de mobiliarios y tecnología en módulos habitacionales y oficinas, sobre todo en áreas vinculadas a la industria petrolera.
Gustavo López, gerente general de Pardo, expresó: “Cuando llegamos a Neuquén, hace ya dos años, nos quedamos sorprendidos por el nivel de actividad que había en la zona. Hoy estamos muy contentos por el desempeño. Analizamos que la zona oeste estaba creciendo y buscamos oportunidades. En la actualidad, Añelo es la ciudad de mayor crecimiento en lo que es la densidad de población. Se están registrando muchas inversiones y hay un crecimiento económico muy importante. Y consideramos que ser pioneros como casa de retail nacional desembarcando allí era una gran posibilidad”.
El gerente general de Pardo consideró que el desarrollo que se está registrando en Añelo es impresionante. “Queremos ser un proveedor estratégico y suministrar diferentes productos como herramientas, colchones, línea blanca, motos, bicicletas, productos de tecnología, para que los trabajadores de la industria puedan encontrar en sus trabajos lo más parecido a un hogar”, aseguró López.
Llegada a Añelo
El referente de Pardo precisó que el desembarco en Añelo surge de un plan diseñado por la compañía en sintonía con diferentes sectores. En ese sentido, López detalló: “Tenemos acuerdos con nuestros proveedores. Nuestro centro de distribución se encuentra en Pergamino, Buenos Aires, pero hemos sellado alianzas con ellos para que nos puedan entregar los productos en Añelo y así acelerar el proceso logístico y poder tener la distribución asegurada”.
“Añelo no tenía una solución tan integral como esta. Para los locales y la industria, tener una casa de retail en la zona es fundamental. Las empresas estaban acostumbradas a solicitar los productos que ofrecemos desde Neuquén o Buenos Aires y debían afrontar los gastos logísticos. Hoy nosotros podemos solucionar eso. Tenemos stock suficiente para poder abastecer a Vaca Muerta. Vamos a desarrollar acuerdos corporativos. Estamos evaluando la posibilidad de que se puedan desarrollar cuentas corrientes para que las compañías puedan retirar productos y encontrar el mejor medio de pago”, indicó López.
Marcos Galián, responsable de Comunicación, Marketing y Nuevos Proyectos de Pardo para la Patagonia, quien expresó: “Es muy importante lo que está logrando Pardo en la región del Alto Valle y ahora también en Vaca Muerta, como marca líder del sector de venta en electrodomésticos, tecnología y muebles para el hogar. Además, ahora sumamos un nuevo departamento de negocios corporativos, algo totalmente nuevo en la zona que nadie había desarrollado. También, un punto de venta estratégico en Añelo, sobre ruta provincial N° 7. Se trata de un complejo armado para que las empresas se puedan stockear de la mercadería que les haga falta”.
Sinergia e impacto
El encargado de Comunicación y Marketing exhibió que en los10 días que lleva abierto el local ya se acercaron cuatro operadoras y más de 30 empresas de servicios del sector de Oil&Gas para poder equipar sus empresas con cocinas, aires acondicionados, termotanques y hasta neumáticos. “En poco tiempo ya nos posicionamos y eso, a su vez, da cuenta de la necesidad que hay en el sector”, aseveró.
Galián también contó: “Tuvimos una reunión con el intendente de Añelo, Fernando Banderet, quien se mostró muy contento con la inversión realizada”. También adelantó: “Sellamos un compromiso de acompañamiento para las acciones que llevará adelante el Municipio. Nuestro objetivo es colaborar. Por eso, en los próximos días vamos a donar algunos artículos a quienes más lo necesiten. Sabemos del impacto que vamos a tener en la zona, y como decimos con el equipo de Pardo nacional: ‘Llegamos para equipar Vaca Muerta con lo último en tecnología y muebles para la industria del Oil&Gas’«.
Innovación: el bot que utiliza Inteligencia Artificial
Como parte de su plan de expansión, Pardo ha incorporado a MANU. Se trata del primer bot con inteligencia artificial en un eCommerce argentino. La herramienta está diseñada para interactuar con los clientes. Cada usuario puede realizar comparaciones entre los diferentes productos disponibles que ofrece la empresa, tener información detallada, saber las opciones de pago y promociones a través del intercambio con MANU.
Asimismo, el bot proporciona asistencia en tiempo real para consultas sobre el estado de las compras y facilita la obtención de créditos personales de manera segura y ágil.
López detalló cómo fue el proceso de incorporación de MANU en la web de Pardo y aseguró: “Fuimos uno de los primeros que pudimos incorporar la Inteligencia Artificial en la web. MANU ha aprendido y puede solucionar cualquier consulta que se le haga. Hace recomendaciones entre los requerimientos del cliente. Es una experiencia de compra totalmente diferente. Se complementa con los asesores de venta que tenemos en cada una de nuestras sucursales. El retail está pasando por un momento de transformación y, si bien, las sucursales siguen teniendo un lugar importante, el avance del ecommerce es innegable”.
Los planes de incremento de la producción de los cuantiosos recursos no convencionales de gas y petróleo almacenados en la formación Vaca Muerta, anunciados por las distintas compañías operadoras, traen aparejados importantes desafíos técnicos a toda su extensa cadena de valor. Dentro de este marco, y con el objetivo de aportar a la eficiencia, productividad y sustentabilidad de las operaciones, el martes 10 de diciembre, Moto Mecánica Argentina, empresa industrial argentina con 95 años de trayectoria en el país, llevó a cabo en la ciudad de Neuquén una Jornada Técnica donde se presentaron y debatieron distintas estrategias y soluciones en el manejo y control de arena en las operaciones de los yacimientos no convencionales.
La Jornada comenzó con la presentación de las distintas tecnologías de uso en los yacimientos shale de Estados Unidos, llevada a cabo por Jake Feil, ingeniero mecánico, presidente y CEO de la empresa SandPro, con base en Dakota del Norte. El Ing.Feil cuenta con una vasta experiencia en el manejo de arena, el control de presión y la protección de la integridad de las instalaciones de superficie.
También participó Jason Pitcher, geólogo y director de desarrollo técnico de Kayros Resources, basado en Houston, Texas. M.C. Pitcher ha liderado diversas operaciones alrededor del mundo y actualmente está enfocado en el desarrollo de soluciones tecnológicas en completación e instalaciones de superficie, sectores donde la digitalización y la automatización cumplen un rol fundamental.
Soluciones
Pablo Pasquinelli, responsable de proyectos de desarrollo de soluciones de automatización de MMi, división de Innovación de Moto Mecánica Argentina, mostró casos concretos de soluciones autónomas desarrolladas especialmente para operaciones en Vaca Muerta, controladas y operadas a distancia.
Participaron de esta jornada profesionales de las empresas operadoras más importantes de la cuenca neuquina, quienes enfrentan en su trabajo diario los desafíos que presentan el desarrollo de los yacimientos no convencionales respecto de la integridad y eficiencia de las instalaciones de producción.
Entre las conclusiones del debate técnico, se destacó la necesidad de una mirada integral del proceso de mitigación de arena a lo largo de las distintas etapas de producción de cada pozo, la importancia del estudio de la arena retenida en cada etapa, el balance entre la eficiencia y los costos de las soluciones a implementar, y las posibilidades que surgen de la incorporación de nuevas tecnologías de automatización digital en los procesos.
La Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos y la Dirección de Estadísticas Provinciales (DPE) del Ministerio de Economía de la provincia de Buenos Aires presentaron los resultados de la primera Encuesta Provincial de Consumo Energético para Uso Residencial (EPCER 2023) con el objetivo de conocer las condiciones de acceso y uso de la energía de los bonaerenses para diseñar políticas que impulsen el uso consciente y eficiente de los recursos estratégicos. De los principales resultados, se desprende que el 94,9% de los hogares de la Provincia tienen una conexión formal a la red eléctrica. También, que las conexiones informales tuvieron una mayor presencia en partidos del Gran Buenos Aires que en el Interior de la Provincia
La encuesta se realizó sobre una muestra de 10.000 viviendas distribuidas a través del territorio bonaerense que permitió obtener resultados no solo de la población provincial en su conjunto, sino de los 16 dominios estadísticos en forma individual.
Resultados
En cuanto a la electricidad, se relevó que el 30,6% de los hogares bonaerenses tiene equipamiento para la conservación de más de 10 años de antigüedad. En los últimos 12 meses, un 23,1% de los hogares registró algún evento de riesgo.
El 43,4% de los hogares usa un equipo de aire acondicionado para la refrigeración de ambientes y el 55,9% utiliza artefactos eléctricos para la calefacción de ambientes. A su vez, el 52,4% de los hogares emplea artefactos eléctricos para la cocción mientras que el 98,4% tiene equipamiento eléctrico destinado a la conservación de alimentos.
El 90,2% de los hogares con acceso a electricidad usa algún artefacto para el lavado y secado de ropa y el 37,2% emplea artefactos eléctricos para el calentamiento de agua.
Respecto al gas, en la Provincia el 66,1% de los hogares accede al gas de red, el 63,5% de los hogares con este tipo de suministro usa artefactos para la calefacción de ambientes y el 95,2% de los hogares con acceso a gas de red utilizan artefactos destinados a la cocción. Además, el 77,1% de los hogares emplea equipamiento que funciona con gas de red para el calentamiento de agua.
Desde la Provincia destacaron que “se buscó conocer las pautas de consumo poniendo foco tanto en el uso habitual de la energía, tanto en los meses de invierno como de verano. Además, se relevó información acerca de la antigüedad de los electrodomésticos, de manera tal de poder estimar el consumo de energía por hogar».
Como se señaló, el objetivo del trabajo es que los resultados sirvan de base para determinar políticas públicas vinculadas a la eficiencia energética y diseñar indicadores de pobreza y vulnerabilidad energética. “Esta encuesta nos permite salir de la idea de que la tarifa es la única variable para mejorar el consumo. A partir de conocer cómo son los consumos, se pueden diseñar políticas que puedan colaborar con un consumo más eficiente. Se trata de la constitución de una línea de base para conocer pautas y hábitos de consumo de la energía focalizando en los distintos momentos del año”, aseguro el Subsecretario de Energía Gastón Ghioni.
Más estadísticas
De la encuesta, se desprende que de la totalidad de hogares que accedían al gas, el 33,9% utiliza gas envasado. El 15,6% de los hogares que utiliza este tipo de gas emplea algún artefacto de calefacción que funciona con esta energía y el 91,9% de los que usan gas envasado emplean artefactos para la cocción de alimentos.
En lo relacionado con las dificultades respecto el acceso a los servicios y confort, se conoció que un 15% de los hogares con conexión formal a la red eléctrica había tenido algún retraso en el pago del servicio. A su vez, entre los hogares que accedían al gas de red, el 9,4% había tenido retraso en el pago del servicio.
Un 7,4% tuvo un cese en el acceso a alguna fuente energética (electricidad o gas) debido a dificultades económicas. Más de la mitad de los hogares, el 50,8%, había realizado la solicitud para mantener los subsidios energéticos, y el 66,3% de las viviendas lograba mantener adecuadamente la calefacción durante el invierno.
La encuesta
Según precisaron desde la Provincia, para la realización de la encuesta se optó por un relevamiento con entrevistas directas administradas por un encuestador (cara a cara) mediante una aplicación de un dispositivo móvil en el entorno del Open Data Kit (ODK), un software de código abierto que permitió recopilar, administrar y usar datos en entornos con recursos limitados, sin conexión con dispositivos móviles en áreas remotas, pudiendo acceder al envío de los datos a un servidor cuando la conectividad a Internet estuviera disponible.
El desarrollo del entorno de gestión y del formulario digital corrieron por cuenta de la Dirección Provincial de Estadística (DPE), en tanto que en el diseño conceptual intervinieron equipos de la DPE, de la Subsecretaría de Energía y del Instituto de Investigaciones y Políticas del Ambiente Construido, de la Universidad Nacional de La Plata.
El cuestionario quedó estructurado en 17 bloques temáticos. Los dos primeros indagaron sobre las características habitacionales y el suministro energético de la vivienda. Los bloques subsiguientes buscaron relevar información sobre el equipamiento doméstico destinado a distintas funciones y a caracterizar su uso cotidiano.
A su vez, un bloque de preguntas apuntó a relevar información sobre la seguridad de la instalación eléctrica de la vivienda y la calidad del suministro eléctrico. Por último, la encuesta relevó información sociodemográfica sobre los componentes del hogar.
El trabajo fue diseñado por la Subsecretaría de Energía y la Dirección Provincial de Estadísticas y contó con la colaboración de la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), el Instituto de Investigaciones y Políticas del Ambiente Construido (IIPAC) de la Universidad Nacional de La Plata y con financiamiento del Banco Mundial en el marco del Programa de Redes de Protección Social BIRF 9007-AR. Su diseño logró representatividad a nivel provincial y de dominios de estimación, permitiendo estimar los principales costos energéticos y reflejar la diversidad en cuanto al acceso, la utilización y la calidad del consumo energético en la provincia de Buenos Aires.
El foco central fue conocer los hábitos de consumo, la eficiencia energética (poniendo el eje en características edilicias, antigüedad del equipamiento en los hogares), así como también conocer los eventos de riesgo eléctrico en la provincia de Buenos Aires.
Para acceder al informe completo y visualizar los datos interactivos ingresar a:
YPF cerró la compra de Sierra Chata, el último activo que poseía ExxonMobil en Vaca Muerta, tal como había adelantado EconoJournal en octubre. Se trata de un yacimiento con muy buena productividad de shale gas operado por Pampa Energía, compañía a su vez posee el 45,55% del capital social.
Según precisaron desde la petrolera bajo control estatal: “Esta adquisición forma parte de la estrategia de la compañía de enfocar su actividad en Vaca Muerta al fortalecer el portfolio de YPF en gas especialmente en el marco del proyecto Argentina LNG”.
Transacción
YPF compró el 100% de la sociedad dueña de la participación de ExxonMobil Argentina y Qatar Energy en la concesión no convencional. Esta transacción se dio luego de que la petrolera norteamericana cambiara su estrategia inicial, que en un principio contemplaba el poder desprenderse de sus siete áreas en Vaca Muerta, hasta que luego decidió vender por separado la participación accionaria en el campo Sierra Chata.
Pampa era el gran candidato a quedarse con el porcentaje del campo que estaba en manos de ExxonMobil, pero desistió por no querer convalidar el precio de compra. Es por esto que YPF comenzó a tomar más fuerza para poder adquirir ese bloque a fin de apuntalar su proyecto de exportación.
El área
Sierra Chatase encuentra ubicada a 150 kilómetros al noroeste de la ciudad de Neuquén y cuenta con una superficie de 864 kilómetros cuadrados. YPF era la única petrolera de las que estaban en carrera que tenía interés en adquirir un campo eminentemente gasífero como este. Esto es así porqueTecpetrol, con Fortín de Piedra; Pluspetrol, con La Calera, y PAE, con Aguada Pichana Oeste-Aguada de Castro, ya cuentan con reservas de gas a largo plazo. En tanto que Vista está concentrado hoy en la producción de shale oil.
Otras áreas
Los otros seis activos petroleros que operaba ExxonMobil en Vaca Muerta fueron adquiridos por Pluspetrol, una de las principales petroleras de la Argentina. La compra fue por una cifra que supera los US$ 1700 millones eincluyó participaciones mayoritarias en bloques estratégicos ubicados en Vaca Muerta, entre los que se destacan: Bajo del Choique-La Invernada, Los Toldos I Sur, Los Toldos II Oeste y Pampa de las Yeguas.
A su vez, gracias a esta compra de activos la compañía – controlada por accionistas locales que no cotiza en bolsa- obtuvo el 21,3% de las acciones en el oleoducto Oldelval, el principal sistema de evacuación del petróleo de la Cuenca Neuquina.
La Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti, está dinamizando una agenda de temas diversos entre los que figura una novedad absoluta en el sector eléctrico: la instalación, por primera vez en la Argentina, de baterías de almacenamiento para reforzar el sistema de generación de energía. El área energética del gobierno, que responde al viceministro Daniel González, está preparando una licitación con el objetivo de montar baterías por unos 500 megawatt (MW) de potencia en la red eléctrica del área metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes privadas y gubernamentales.
La iniciativa incluye una segunda novedad: si bien está previsto que la compulsa la realice Cammesa, la empresa mixta que se encarga del despacho de energía, el offtaker (es decir, el comprador) del almacenamiento estará en cabeza de Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que operan en Capital Federal y el Gran Buenos Aires. Cammesa tendrá un rol como garante en última instancia de los contratos, pero por decisión del gobierno ya no será el offtaker —como sucedió en los últimos 20 años con distintos licitaciones para ampliar el parque de generación eléctrica (resoluciones 220/2007, 21/2016, 287/2017 y RenovAr, entre otras)—, sino que se buscará que el proceso para instalar baterías sea la punta de lanza para propiciar la recontractualización entre privados (distribuidoras y generadores) a fin de reconstituir el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Parque de baterías de almacenamiento en Chile.
El subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, técnicos de Cammesa y funcionarios de otras dependencias del Estado están redactando el pliego licitatorio y el modelo de contrato con la intención de lanzar oficialmente la compulsa en enero de 2025. Se contratarán baterías con capacidad de almacenar energía por cuatro horas de consumo. Restan definir, sin embargo, algunos puntos importantes como cuál será el precio máximo de la energía —que se remunerará por la potencia instalada en términos de dólares por MW-mes— que se incorporará en el pliego y dónde estarán instaladas las unidades de almacenamiento. Está definido que será en el AMBA, porque es la región con mayor debilidad estructural para cubrir los picos de demanda eléctrica en el verano, pero aún no está consensuado con Edenor y Edesur en qué subestaciones de 33 kilovolt (kV) o dónde estarán montadas las baterías. Para repagar la instalación de las unidades de almacenamiento, se buscará cumplir con el principio de pass through, de manera tal que las distribuidoras no ganen ni pierdan dinero por la instalación de baterías en sus redes. Eso implicaría la creación de un cargo diferencial para cubrir los costos de operatoria que se desprendan de la licitación que llevará adelante Cammesa.
Ventajas
El gobierno de Javiern Milei se inclinó por avanzar primero con una licitación para instalar baterías para luego, dentro del primer semestre de 2025, fijar los lineamientos para que a medida que se cumplan algunos hitos para avanzar con la apertura del MEM (como por ejemplo la liberación de la compra de combustibles para los generadores), los privados puedan acordar por su cuenta la instalación de nuevas centrales térmicas y de energías renovables.
Las baterías cuentan, además, con algunas ventajas adicionales como la velocidad en la instalación —las unidades de almacenamiento podrían estar disponibles en 12 o 18 meses, mientras que las centrales térmicas demandan más de 24 meses— y una mayor facilidad para conseguir la aprobación medioambiental de los proyectos, dado que no existe contaminación sonora ni de emisiones. Además, ocupan menos espacio que una usina y pueden estar instaladas en contenedores en múltiples lugares como por ejemplo parques industriales sin interferir la vida urbana.
Oscar Scarpari, CEO de Techint Ingeniería y Construcción, remarcó el enorme potencial que posee la Argentina en cuanto a los depósitos de cobre y las diversas iniciativas que existen en el país con el objetivo de aprovecharlo de cara a la transición energética. Esto es así puesto que el cobre se presenta como uno de los minerales críticos para impulsar la electromovilidad, lo a su vez puede apalancar el desarrollo industrial del país. En ese sentido, el ejecutivo de Techint E&C trazó un paralelismo entre lo que implica para los proveedores el desarrollo de alguno de los proyectos que están en cartera con el trabajo que demandó Fortín de Piedra, el yacimiento insignia de gas no convencional que posee Tecpetrol en Vaca Muerta, en el marco del 23º Seminario ProPymes.
El referente de Techint E&C aseguró que del 2025 al 2035 el mundo va a necesitar agregar 10 millones de toneladas a la oferta de cobre y que los proyectos que existen en la Argentina- entre ellos: Taca-Taca, MARA, El Pachón, Josemaría, Los Azules, entre otros- sumarán un millón y demandarán un nivel de inversión de más de US$ 20.000 millones de capex. “Toda la cadena de valor va a sufrir un estrés. Fortín de Piedra es una instalación que requirió el esfuerzo de todo el sistema para poder ser llevado a cabo. Necesitó 13.000 m3 de hormigón estructural y cualquier mina de cobre precisará 143.000 m3, 10 veces más. Fortín significó 1.700 m2 de edificios y una mina de cobre va a requerir 151.000 m2 en ese concepto. Mucho más que este yacimiento que fue un proyecto que nos estresó a todos”, consideró Scarpari.
Oscar Scarpari, CEO de Techint Ingeniería y Construcción
Comparación y contribución
El CEO de Techint Ingeniería y Construcción también mostró que Fortín de Piedra requirió 500.000 m3 en lo que refiere al movimiento de suelos para su ejecución, mientras que una mina de cobre va a necesitar de un total de 40.000.000 de m3 para su puesta en marcha. En cuanto a estructuras metálicas, el yacimiento de shale gas precisó de 1.500 toneladas, mientras que cualquier proyecto de cobre precisará de 33.000 tn y 1.200.000 metros de cable, en comparación con los 475.000 metros con los que contó Fortín, según detalló Scapari.
El ejecutivo de Techint explicó que, al igual que en el yacimiento de shale gas, los proveedores podrán contribuir para el desarrollo del cobre en la Argentina en lo que refiere al armado de estas estructuras metálicas, la maquinaria y vehículos, los recipientes, tanques, armado de campamentos, tratamiento de agua, catering, transporte y en lo relacionado con las subestaciones y salas eléctricas para dinamizar el desarrollo del sector.
¿Qué necesita Argentina para que los proyectos de extracción de cobre avancen?
Scarpari analizó que, además del esfuerzo por parte de toda la cadena de valor, los proyectos mineros precisan que se garanticen ciertas condiciones. “No basta con el Régimen de Inversiones para la Minería (RIGI). La eliminación del cepo cambiario es absolutamente necesaria para atraer inversiones, además de garantizar un flujo de divisas que permita el pago de deudas y dividendos. Estamos hablando de niveles de inversión muy altos, con proyectos que demoran entre tres y cuatro años en ejecutarse, demoran tiempo en madurarse, pero que podrían transformar la realidad del país”, puntualizó.
En esa línea, el referente de Techint mostró que los proyectos del país comparten un título con minas de alta producción en Chile, como Escondida, que genera el 5% del cobre mundial. No obstante, advirtió que, del otro lado de la cordillera, en la Argentina, la producción sigue siendo nula por lo que resulta necesario impulsar medidas que permitan superar las barreras y que eliminen las restricciones cambiarias.
“El mundo necesita sumar 10 millones de toneladas de cobre en los próximos 10 años. Una gran parte de las minas del lado chileno tiene más de 50 años de antigüedad, y el porcentaje de cobre extraído está disminuyendo. En cambio, los yacimientos del lado argentino tienen un mayor contenido de cobre, lo que representa una gran oportunidad”, advirtió Scarpari.
Potencial
El directivo afirmó queChina podría seguir incrementando su demanda de cobre y que la transición energética requiere cobre tanto para la distribución de la energía como para la estabilización de las redes. Esto es así porque los centros energéticos suelen estar alejados de los centros de consumo.
Además, detalló que otra gran fuente de demanda proviene de la inteligencia artificial, los centros de datos y el blockchain. “Estamos hablando de proyectos que responden a una demanda mundial creciente. La Argentina cuenta con el potencial y con la calidad del mineral para aprovechar esta oportunidad”, aseveró Scarpari.
Por último, indicó que el principal productor de cobre a nivel mundial es Latinoamérica, con Chile y Perú como los mayores centros de extracción. “Si bien en la actualidad la Argentina, que en su momento tuvo una significativa producción de cobre, ahora no produce nada, el aumento proyectado en la producción mundial posiciona a Chile, Perú y la Argentina como grandes productores en el mediano y largo plazo. Los proyectos que existen son transformacionales para las regiones donde se desarrollan y requieren muchos años de maduración, exploración y estudios”, concluyó.
Chevron Argentina confirmó su apoyo al gobierno de la provincia de Neuquén, mediante la colaboración con iniciativas de salud, educación y empleabilidad. En alianza con el Ministerio de Salud provincial, la petrolera concretó la donación de una torre de laparoscopía, una necesidad del sistema de salud por la creciente demanda que genera la expansión demográfica en la provincia, como parte de su compromiso con la comunidad y con el desarrollo de la industria, según informaron.
Además, la empresa apoyará el desarrollo de cursos de empleabilidad en la industria, en el marco del programa Emplea Neuquén, implementado por el Ministerio de Trabajo y Desarrollo Laboral.
El programa ofrece formación para personas en situación de desempleo, en este caso para que puedan capacitarse como amoladores y operadores de máquinas viales. Dichas capacitaciones serán dictadas por la Fundación Pilares de Añelo.
Crecimiento
Como parte de su plan para acompañar el crecimiento de la provincia, Chevron Argentina donó 50 computadoras, que serán destinadas para uso del personal a cargo de la implementación, en el marco del programa de Becas Gregorio Álvarez.
“Como pioneros en Vaca Muerta, estamos orgullosos de apoyar al gobierno de la provincia de Neuquén en estas iniciativas que buscan fortalecer prioridades para el desarrollo social y productivo de la provincia y de su gente como son la empleabilidad, el acceso a la salud y la educación de los habitantes”, expresó Dante Ramos, gerente de Asuntos Corporativos de Chevron para América Latina.
Por último, desde la compañía aseveraron: “El compromiso de Chevron con las comunidades en las que opera es de larga data y se ha enfocado en su apoyo a organizaciones y autoridades, para identificar necesidades, diseñar propuestas y coordinar esfuerzos en proyectos que mejoren la calidad de vida de las personas, con foco en educación, acceso a la salud y desarrollo económico.
Dioxitek negociará con Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) un nuevo contrato de suministro de dióxido de uranio que le permita realizar inversiones para mantener operativa su planta en Córdoba. La inversión necesaria asciende a un valor de US$ 14 millones y se ejecutaría a lo largo de cinco años, según pudo saber EconoJournal. El contrato será fundamental para sostener en el mediano plazo la producción en una planta que es estratégica para el suministro de combustible para Nucleoeléctrica, la empresa estatal operadora de las centrales nucleares.
Las empresas negociaron hace poco más de un mes una adenda al contrato vigente, mejorando la tarifa que Nucleoeléctrica abona a Dioxitek por el servicio de conversión de concentrado de uranio a dióxido de uranio. La estatal Dioxitek importa el concentrado de uranio y entrega el producto convertido a la empresa Conuar, encargada de la fabricación final de los elementos combustibles para las centrales atómicas.
La adenda firmada duplicó la tarifa de conversión por kilo de dióxido de uranio abonada por NA-SA y es retroactiva a enero de 2024, según comentó el presidente de la generadora estatal, Alberto Lamagna, en la reunión anual de la Asociación Argentina de Tecnología Nuclear (AATN).
La empresa arrastraba una deuda de 4000 millones de pesos de la gestión pasada. La mejora en la tarifa permitirá solucionar la urgencia económica en la que se encontraba la empresa, aunque deberá ser rediscutida para poder afrontar obras vitales para la operación en la planta de Córdoba, según indicaron desde Dioxitek ante una consulta de EconoJournal. Las empresas negociarán un contrato nuevo este mes, con miras a una reactivación de la producción en febrero.
La inversión total necesaria para que la planta pueda operar por al menos una década más asciende a 14 millones de dólares, a ejecutar en distintas obras a lo largo de cinco años, aunque el grueso de la inversión se concentrará durante 2025. «Con una tarifa mas razonable, el resultado económico de la compañía permite perfectamente direccionar los recursos a garantizar la producción en el tiempo y cumpliendo los estándares exigidos por la Autoridad Regulatoria Nuclear», afirmaron desde la compañía.
Planta de Dioxitek en Alta Córdoba.
Planta en Córdoba y NPU
La operación en la planta radicada en la ciudad capital de Córdoba continuará por varios años más, al menos mientras se resuelve el futuro de la nueva planta de conversión de dióxido de uranio en Formosa, cuya construcción esta virtualmente paralizada por falta de financiamiento estatal. El gobierno había incluido a Dioxitek en el listado de empresas estatales a ser abiertas al capital privado en la versión original de la Ley de Bases, pero finalmente fue retirada de la versión final, dando
El parque nuclear argentino demanda 230 toneladas de dióxido de uranio por año, más un poco de uranio enriquecido importado, que se mezcla con el dióxido para producir combustibles con uranio levemente enriquecido (ULE) para la central Atucha I. La planta de Córdoba tiene una capacidad de producción nominal de 120 toneladas anuales, lo que obliga a importar una parte del dióxido.
El proyecto de Nueva Planta de Uranio (NPU) de Dioxitek en Formosa permitiría una producción de aproximadamente 280 toneladas, más que suficiente para cubrir toda la demanda actual. Complementariamente con la planta de Córdoba, podrían abastecer la producción necesaria en caso de construirse una nueva central de uranio natural y agua pesada. Por otro lado, habría un ahorro de 50 toneladas anuales en el consumo de dióxido si se avanzara con el proyecto para que Atucha II también utilice combustible ULE.
Por el momento el proyecto en Formosa quedó virtualmente paralizado por falta de financiamiento nacional. «Despidieron a todo el personal de la gerencia de NPU, ya se había echado a la mitad y ahora terminaron por despedir al resto», señaló una fuente con conocimiento del tema.
En su informe de gestión presentado al Senado en noviembre, el jefe de gabinete,Guillermo Francos aseguró que el gobierno no tomó decisiones para detener el proyecto. «El Ministerio de Economía aclara en primer término, que se está avanzando en los Proyectos de la Nueva Planta de Uranio (NPU) y en un plan de inversiones para continuar operando la Planta de Producción de Dióxido de Uranio ubicada en la Ciudad de Córdoba», señaló Francos en el reporte.
«Durante la gestión anterior de Gobierno, en el mes de septiembre del 2023 se dejaron de recibir partidas de parte de Tesoro de la Nación, por lo que el ritmo de la obra de la NPU se ha disminuido y DIOXITEK se encuentra en una situación deudora con algunos proveedores; sin embargo, las obras se mantienen activas, y se están haciendo las inversiones y tomando todos los recaudos para que esta ralentización no perjudique la infraestructura y los equipos existentes en la NPU», añadió.
Importaciones de uranio
Por otro lado, Dioxitek informó este jueves que canceló la deuda remanente que mantenía con la firma kazaja Kazatomprom por la compra de concentrado de uranio. “El lunes 9 de diciembre, Dioxitek S.A. finalizó el pago de la primera fase del contrato con Kazatomprom, abonando el 5% restante del total y asegurando así la entrega de las partidas pendientes de concentrado de uranio”, aseguró la compañía.
A su vez, Nucleoeléctrica informó que el miércoles 4 de diciembre adjudicó a través de una licitación la compra de 140 toneladas de concentrado de uranio a un proveedor alternativo. “También se trabaja para cerrar próximamente otro contrato para adquirir 110 toneladas de dióxido de uranio, que complementarán la producción local y reforzarán el suministro necesario para la fabricación de elementos combustibles”, concluyó Nucleoeléctrica.
EXAR, la empresa productora de carbonato de litio en el Salar Cauchari-Olaroz, formó parte de iniciativas y espacios de colaboración que buscan fomentar el desarrollo de la provincia. “La compañía reafirma su compromiso con el bienestar social y el desarrollo sostenible en Jujuy, con un enfoque en la educación, la igualdad y la innovación”, destacaron desde la firma.
Convenio de Cooperación «Impulsar Igualdad»
En el marco de los 16 días de activismo contra la Violencia de Género, el gobierno de Jujuy presentó el Convenio de Cooperación «Impulsar Igualdad». Se trata de una iniciativa que promueve la colaboración entre el sector público y privado para erradicar la violencia de género, a fin de promover derechos y desarrollar programas de sensibilización.
En ese sentido, EXAR – la empresa argentina conformada por Ganfeng Lithium, Lithium Argentina y Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE)- recibió un reconocimiento por haber adherido junto a otras empresas. La compañía continuará trabajando en forma conjunta con el Consejo Provincial de la Mujer para reforzar el trabajo en favor de la igualdad y el respeto, según informaron.
Proyecto de abordaje integral educativo en la comunidad de Huancar
En colaboración con el Ministerio de Educación de Jujuy, se llevó adelante el primer encuentro del Proyecto de Abordaje Integral Educativo, una iniciativa destinada a fortalecer la formación y el bienestar de los jóvenes.
Más de 120 estudiantes y docentes del Departamento de Susques participaron, en la comunidad de Huancar, activamente en talleres diseñados para potenciar habilidades blandas, promover su bienestar emocional y contribuir a la construcción de su proyecto de vida.
Lucila Lasry, gerente de Relaciones Comunitarias y Comunicación de la minera, resaltó: “En EXAR, estamos comprometidos en apoyar a los adolescentes, brindándoles las herramientas necesarias para definir sus metas, fortalecer sus capacidades y crear redes que los acompañen en su desarrollo educativo, con la visión de un futuro donde cada joven pueda alcanzar su máximo potencial”.
Compromiso por la alfabetización
EXAR también rubricó la adhesión al Compromiso por la Alfabetización, impulsado por el Consejo Federal de Educación de la provincia de Jujuy. El acto se llevó a cabo en el Cabildo Histórico de la provincia, y contó con la participación de Carlos Sadir, gobernador de Jujuy; Sandra Petovello, ministra de Capital Humano de la Nación; Carlos Torrendell, secretario de Educación de la Nación; José Thomas, titular del Consejo Federal de Educación; y Miriam Serrano, ministra de Educación de Jujuy.
“Este hito es una muestra más del compromiso de la compañía con la educación y un mayor desarrollo en todos los residentes de su área de influencia. Esto se complementa con iniciativas como el Programa de Terminalidad Secundaria, el Programa de Jóvenes Profesionales y la entrega de bibliotecas a las comunidades, que fomentan la formación educativa y profesional en la región”, destacaron desde la empresa.
El Grupo Albanesi, una de las mayores generadoras del país, dio inicio a la ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana en Río Cuarto, Córdoba, que ahora alcanza una capacidad instalada de 475 MW. Esta planta produce el 25% de la energía consumida en la provincia, beneficiando a 233.000 hogares cordobeses, según precisaron. El proyecto demandó una inversión de US$ 190 millones, 100% privada.
La iniciativa se inscribe en el proyecto de conversión de ciclo abierto a ciclo combinado de la planta de generación térmica más grande que posee Albanesi en el país, e incluyó la incorporación de una nueva turbina de gas, una turbina de vapor y las calderas corespondientes.
El proyecto
El presidente del Grupo Albanesi, Armando Losón, destacó: “Hoy celebramos no sólo la finalización de la ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana, la más grande por capacidad instalada que tenemos en el país, sino también los importantes logros alcanzados desde que asumimos su operación. En casi 20 años, hemos invertido más de U$S 400 millones y sumado al sistema más de 400 MW de energía eficiente”.
La obra forma parte de un plan de inversiones por U$S 600 millones que Albanesi comenzó a ejecutar en los últimos años, para la construcción de 405 MW, que representan el 25% de su capacidad de generación total. “Se trata de una iniciativa que está íntimamente ligada al rol que la compañía quiere desempeñar en el proceso de transición energética, construyendo y ampliando la capacidad de sus centrales, y transformándolas en energía más eficiente”, destacaron desde la empresa.
La misma metodología fue aplicada en la Central Térmica Ezeiza, donde este año Albanesi finalizó la obra de cierre de ciclo y duplicó la potencia instalada, al llevarla de 150 MW a 300 MW, con impacto directo en 200.000 hogares.
Además, en octubre de este año la compañía inauguró la Central de Cogeneración Arroyo Seco, en Santa Fe, cuya construcción demandó una inversión de U$S 165 millones para inyectar 130 MW al sistema eléctrico de la provincia.
ExxonMobil distinguió a Tenaris como “Proveedor del Año 2024” por el servicio que le brindó a la petrolera. Desde la compañía norteamericana, destacaron que: «Es un reconocimiento a su desempeño, competitividad y altos estándares, alineados con los valores y expectativas de ExxonMobil».
Rebecca Vest, vicepresidenta de Abastecimiento de ExxonMobil, destacó: «A lo largo del último año, Tenaris ha demostrado consistentemente un desempeño superior a nivel global en ExxonMobil, incluyendo Guyana y la región del Permian, y ha respondido eficazmente a nuestras necesidades comerciales con altos estándares».
En esa línea, Vest aseveró: «La empresa ha mostrado continuamente un fuerte compromiso con la generación de resultados de valor para todo ExxonMobil«.
Reconocimiento
Paolo Rocca, presidente y CEO de Tenaris, indicó: «Nuestro objetivo es ser la primera opción de nuestros clientes, y esta distinción reafirma nuestro compromiso de ofrecer más allá de productos y servicios; de ejecutar con precisión todas las piezas intermedias para construir relaciones comerciales fuertes y confiables”.
A su vez, el ejecutivo expresó: “Aplaudo la dedicación de nuestro equipo para diseñar soluciones y desarrollar servicios que añadan valor y cumplan con los objetivos compartidos de altos estándares en seguridad, calidad, confiabilidad y rendimiento general».
Según precisaron desde la petrolera estadounidense, ExxonMobil considera varios factores para el premio, como competitividad, calidad del servicio, cumplimiento de entregas, sustentabilidad y desempeño en materia de seguridad, salud y medio ambiente.
El rol del proveedor
Tenaris brinda servicios a las operaciones de upstream para ExxonMobil en Estados Unidos con soluciones y servicios para OCTG (Oil Country Tubular Goods), incluyendo el modelo integrado de la planta al pozo, Rig Direct®.
Además, le brinda soporte para proyectos de perforación en todo el mundo, onshore y offshore, y para exploración en aguas profundas.
YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina firmaron un acuerdo para llevar a cabo la construcción del proyecto Vaca Muerta Sur (VMOS). Se trata de una obra de infraestructura que será clave para incrementar la capacidad de transporte de crudo desde Vaca Muerta. La decisión fue informada en la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Este oleoducto tendrá una extensión de 437 kilómetros, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y una playa de tanques y almacenaje en la zona de Punta Colorada, Río Negro. Estiman que estará operativo en el cuarto trimestre de 2026.
De izquierda a derecha: Gerald Free, gerente de Planificación y Finanzas para LATAM de Chevron; Adrián Vila, gerente general de Pluspetrol Argentina; Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay; Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista; Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía; y Daniel Ciaffone, vicepresidente de Pan American Energy.
El proyecto
La iniciativa permitirá transportar hasta 550.000 barriles por día, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700.000 barriles, en caso de ser necesario. El ducto implicará una inversión de 3.000 millones de dólares, que será financiada en parte por los accionistas y, en otra parte, por financiamientos locales y/o internacionales a ser otorgados a VMOS en 2025. Este proyecto fue el primero en presentarse para obtener los beneficios del RIGI.
YPF, PAE, Vista Energy, Pampa Energía comprometieron aproximadamente 275.000 barriles por día de capacidad. A su vez, se han concedido opciones a Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina, entre otros, para comprometer hasta 230.000 barriles por día adicionales.
Desde las petroleras destacaron que: “La concreción de esta obra de transporte es estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta y, junto a otras iniciativas, permitirá abrir la puerta para la exportación con el objetivo de lograr 15.000 millones de dólares de ingresos anuales para el país en los próximos años, que con sus expansiones podría llegar a más de 20.000 millones de dólares”.
Pluspetrol, una de las principales petroleras de la Argentina, oficializó la compra de los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta, que pertenecían a la compañía norteamericana y a QatarEnergy, tal como había adelantado EconJournal. La compra – que fue por una cifra que supera los US$ 1700 millones- incluye participaciones mayoritarias en bloques estratégicos ubicados en Vaca Muerta, entre los que se destacan: Bajo del Choique-La Invernada, Los Toldos I Sur, Los Toldos II Oeste y Pampa de las Yeguas.
Además, gracias a la transacción, la compañía – controlada por accionistas locales que no cotiza en bolsa- obtuvo el 21,3% de las acciones en el oleoducto Oldelval, el principal sistema de evacuación del petróleo de la Cuenca Neuquina.
Julián Escuder, CEO de Pluspetrol; y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
Activos de clase mundial
Bajo del Choique-La Invernada se ubica en la zona más prolífica de shale oil de Vaca Muerta; es un activo de clase mundial con pozos que destacan por su alta productividad. Se proyecta que sólo en la construcción de infraestructura para poder evacuar la producción de este activo requerirá de desembolsos mayores a los US$ 500 millones.
“Esta transacción implica un hito importante en el crecimiento de Pluspetrol, que permitirá a la compañía multiplicar significativamente su producción y reservas consolidándola como uno de los productores de petróleo y gas más importantes de la región”, destacaron desde la firma.
Con esta adquisición, Pluspetrol dejó en el camino a otras compañías que participaron del proceso de venta. Una de ellas era Tecpetrol, que había presentado una oferta en forma conjunta con Vista, y Pan American Energy (PAE), y que además contaba el respaldo de YPF.
Por último, desde la empresa aseveraron: “Pluspetrol reafirma su propósito de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las actuales y futuras generaciones y le da la bienvenida a un equipo de personas que se integrarán a la compañía para continuar con el desarrollo de los activos incorporados”.
“Las empresas tienen que ser privadas, salvo que haya una justificación clara para que sean públicas”. La reflexión, que corresponde a Julián Gadano, abrió el debate sobre la privatización de las firmas energéticas que tiene en carpeta el gobierno de Javier Milei, tal como admitió la secretaria de Energía, María Tettamanti, en la última edición del Energy Day.
En el cuarto episodio de Dínamo, espacio audiovisual que lleva adelante EconoJournal en busca de abrir la discusión sobre temas fundamentales del sector energético, el ex subsecretario de Energía Nuclear de la Nación señaló que “los recursos del Estado no deberían provenir de la realización de negocios, sino del cobro de impuestos. Ahora bien, si hay empresas públicas tampoco corresponde sacárselas de encima”.
Julián Gadano, el ex subsecretario de Energía Nuclear
En el caso de la Argentina, particularizó Gadano, la capacidad estatal para gestionar una firma pública es dudosa, limitada. “A nuestro Estado le cuesta mucho controlar a sus empresas, monitorear su funcionamiento e imponerles una agenda. Pero eso no significa que haya que liquidar activos que pueden ser muy valiosos en el mercado”, remarcó.
El proceso de privatización, prosiguió, debería darse bajo determinados niveles de competencia e institucionalidad. “En ese contexto, podría empezarse por las ventas más sencillas de efectuar. Por ejemplo, la de la participación estatal en Transener. A mi entender, sería deseable priorizar el formato de concesión”, opinó.
Al respecto, agregó Gadano, no tiene ningún sentido que haya empresas de combustibles nucleares en manos públicas. “Eso no ocurre en ningún país del mundo. Y se trata de un negocio rentable, por lo que estaría todo dado para establecer condiciones de privatización muy razonables”, señaló.
Ejemplos puntuales
En la misma dirección, Gustavo Lopetegui sostuvo que “hay que vender todo lo que pueda venderse”. “No casualmente en octubre de 2017 dictamos un decreto con esa finalidad, y nos desprendimos de dos centrales termoeléctricas (Ensenada Barragán y Brigadier López), activos con ocho años de uso, a los que les quedaban siete años de contrato, por los que el Estado cobró US$ 860 millones”, cuantificó el ex vicejefe de gabinete y ex secretario de Energía durante la presidencia de Mauricio Macri.
Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía durante la Presidencia de Mauricio Macri
Con parte de ese dinero, detalló, se cancelaron los US$ 400 millones de deuda que se mantenía con el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES). “En la actualidad, tres empresas se distinguen como las más fáciles de vender en términos económicos, legales y políticos: Transener, el Gasoducto Perito Moreno y Metrogas”, enumeró.
Todavía más fácil, según Juan José Aranguren, sería desprenderse de las centrales térmicas José de San Martín y Manuel Belgrano, de 830 megawatts (Mw) cada una. “Enarsa controla el 63% de una y el 68% de la otra. Se trata de dos ciclos cerrados que pueden significar alrededor de US$ 1.000 millones para la empresa estatal”, proyectó el ex ministro de Energía, quien diferenció el caso de las centrales hidroeléctricas, las cuales demandan ciertas inversiones para su puesta en venta.
Juan José Aranguren, ex ministro de Energía.
Excepción a la regla
En el rubro hidroeléctrico, justamente, reside un claro ejemplo de activos de los que el Estado no tendría que desprenderse, más allá de que el gobierno evalúa su traspaso al sector privado. Al menos así lo manifestó Nicolás Arceo, quien destacó que esas centrales hoy aportan al sistema el 11% de la generación a un valor de US$ 11 por Mw. “Salir a concesionarlas por 20 ó 30 años implicaría suscribir un contrato PPA por entre US$ 20 y US$ 30 por Mw, requiriendo un flujo de fondo para que alguien pague un monto a devolver en ese plazo, con una tasa de descuento tendiendo a infinito, y encima encareciendo el costo de generación”, advirtió el director de la consultora Economía y Energía.
Hay una brecha significativa, tal como expuso el especialista, entre realizar un negocio que financie un flujo futuro con un contrato PPA o algo similar, y licitar los servicios de operación y mantenimiento para que ser pagado por vía tarifaria, con un costo de entre US$ 6 y US$ 9 por Mw. “Privatizar en el segmento hidroeléctrico no tiene demasiado sentido, sobre todo en este momento”, recalcó.
Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía y Energía
El debate, por supuesto, no se agotó ahí. Los invitamos a conocer cómo prosiguió la charla en a través de este link.
INVAP tiene en carpeta el desarrollo de un reactor modular compacto de 300 MW de potencia eléctrico de diseño propio y con potencial de exportación al mundo. El diseño del reactor, bautizado como ACR-300, fue patentado recientemente por INVAP, que se encuentra buscandoasociatividad para desarrollar la oportunidad de negocio, según pudo reconstruir EconoJournal de distintas fuentes cercanas a la compañía y sin contacto entre sí. La empresa rionegrina fue mencionada por el presidente Javier Milei como un ejemplo en el nuevo mapa para el sector nuclear que el gobierno buscará diagramar a partir de un nuevo Plan Nuclear Argentino a ser anunciado en los próximos días.
La principal empresa de proyectos de alta tecnología del país obtuvo este año una patente sobre un diseño conceptual de reactor de agua presurizada compacto, otorgada por la Oficina de Patentes y Marcas registradas de los Estados Unidos. La patente fue ingresada en julio de 2018 y aprobada en agosto de este año según el documento visto por este medio.
Las fuentes consultadas indicaron que INVAP esta explorando distintas alternativas de negocio energético en el marco de la transición energética, con el foco puesto tanto en distintas fuentes de energía como en eficiencia energética. EconoJournal consultó con INVAP el estado del desarrollo del proyecto, pero la empresa declinó en responder debido a aspectos de sensibilidad comercial.
INVAP es un líder mundial en el segmento de reactores de investigación y multipropósito, con más de tres décadas de exportaciones a todo el mundo. Actualmente se encuentra finalizando la construcción del reactormultipropósito RA-10 en el complejo nuclear de Ezeiza y avanza con un proyecto similar en Países Bajos, el reactor PALLAS.
La compañía concretó este año su transformación de Sociedad del Estado en Sociedad Anónima, con la provincia de Río Negro como accionista mayoritario más una participación del Estado nacional a través de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).
Diseño conceptual del reactor ACR-300.
ACR-300
La patente de INVAP habla de un reactor de agua presurizada (PWR por sus siglas en inglés) compacto “que permite reducir costos, mejorar la operación y el mantenimiento, y realizar operaciones de recarga no complejas”. Este reactor es denominado en la empresa como ACR-300 por sus 300 MW de potencia eléctrica, según las fuentes consultadas.
Tres cuartas partes de los reactores para generación eléctrica en el mundo son grandes reactores PWR, generalmente de 1000 MWe. Pero el renovado interés por la energía nuclear esta empujando al desarrollo de reactores modulares pequeños (SMR por sus siglas en inglés) con el objetivo de disminuir el costo económico de los proyectos nucleoeléctricos. Varios de los diseños de reactores SMR en el mundo son conceptualmente reactores de agua presurizada.
En el caso del ACR-300, la patente indica al menos dos aspectos del diseño que contribuirían en la reducción de costos deseada. Por un lado, los generadores de vapor irían en posición horizontal en lugar de vertical (típica en los grandes reactores), requiriendo entonces “un edificio de contención del reactor de baja altura”, lo que reduce el costo de construcción de la obra civil. Por otro lado, el sistema de refrigerante primario del reactor no incluiría tubos de gran diámetro, lo que elimina el riesgo de una pérdida de refrigerante en el hipotético caso de una pinchadura. La presencia de tubos obligaría a mayores cuidados, lo que incrementa los costos.
Plan Nuclear Argentino
El anuncio del presidente Milei de un nuevo Plan Nuclear Argentino con el objetivo de brindar energía eléctrica nuclear a centros de entrenamiento de inteligencia artificial y desarrollar nuevos reactores despertó expectativa y cautela en el sector nuclear. Milei afirmó que los detalles serán brindados en conferencia de prensa el 20 de diciembre por el jefe de gabinete del Consejo de Asesores del Presidente, Demian Reidel, un físico egresado del Instituto Balseiro y economista que estará al frente de esta nueva agenda para el sector.
Los detalles del plan se encuentran bajo cuatro llaves, aunque una versión indica que entre los anuncios estaría la conformación de un consejo nuclear para buscar financiamiento para el desarrollo de reactores modulares pequeños.
Por otro lado, Milei también hizo referencia a un proyecto Atucha III. “No solo que tenemos planeado desarrollar Atucha III sino que además estamos planeando trabajar con reactores pequeños modulares y que los vamos a poder exportar”, dijo el presidente en el canal CarajoStream.
El proyecto Atucha III existente es un contrato comercial EPC rubricado entre la generadora estatal Nucleoeléctrica y China National Nuclear Corporation (CNNC) para la provisión de un reactor Hualong de 1100 MWe netos. El 85% del financiamiento sería provisto un consorcio de bancos chinos encabezado por el Banco Industrial y Comercial de China (ICBC). El contrato fue rubricado a principios de 2022 y prorrogado dos veces, la última en octubre del año pasado, por lo que técnicamente esta vigente hasta fines de abril de 2025.
Proyecto CAREM
Actualmente el proyecto CAREM de la CNEA es de los escasos reactores SMR licenciados y en construcción en el mundo. El CAREM es un reactor prototipo de 25 MWe, también tipo PWR. Los contratos por la obra civil del reactor que se construye en el complejo nuclear Atucha finalizan este mes, por lo que la construcción quedará prácticamente paralizada a la espera de definiciones sobre el proyecto.
La CNEA ya concluyó una Revisión Crítica de Diseño relativa a la ingeniería del reactor CAREM, explicada en su momento por el presidente de la institución, Germán Guido Lavalle, en una entrevista con este medio. Guido Lavalle dijo que producto de esta revisión se podría ir a «re-trabajos en ciertos componentes que ya estaban preparando», en declaraciones recientes a la revista Energía Nuclear Hoy.
INVAP y la CNEA firmaron a principios de año un memorando de entendimiento (MoU) para trabajar de forma conjunta en la prospección, exploración, desarrollo y explotación de oportunidades comerciales referidas al CAREM y otras plantas nucleoléctricas, sus componentes, ingeniería, y servicios asociados y/o conexos.
A último momento el gobierno de Javier Milei decidió rever una decisión centralque ya había tomado sobre el esquema de financiamiento para construir una línea de alta tensión clave para que no colapse el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), que hoy opera al límite. El área energética a cargo del Coordinador de Energía, Daniel González, mano derecha del titular de Hacienda, Luis ‘Toto’ Caputo, y la secretaría María Tettamanti habían definido crear un cargo fijo en las facturas para que los usuarios financien la construcción de la línea de alta tensión AMBA I.
Sin embargo, esta semana el poderoso asesor presidencial Santiago Caputo impugnó aspectos técnicos de la iniciativa en base a reportes críticos elevados por directivos de Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La negativa a avanzar por parte del funcionario de máxima confianza de Javier Milei obliga al Ministerio de Economía a re-evaluar cuál es el mejor esquema de financiamiento para concretar la obra, que es clave para liberar los nodos de transporte que están saturados en el Área Metropolitana de Buenos Aires y el sur del Litoral.
Es importante entender que la obra no sólo aportaría valor para el centro del país, sino que generaría una mejora para todo el sistema eléctrico, dado que, por un lado, permitiría transportar más energía renovable desde la Patagonia y, por el otro, elevaría la redundancia de la red de transporte de alta tensión, que los días de calor trabaja de manera exigida a tope de capacidad. La nueva línea de alta tensión demandará una inversión de alrededor de US$ 1.000 millones.
El asesor presidencial Santiago Caputo impugnó a último momento la licitación de la línea AMBA I.
Este medio pudo constatar de al menos tres fuentes oficiales que el gobierno frenó la resolución que iba a publicar la Secretaría de Energía para crear un cargo fijo, tal como había adelantado Tettamanti a principios de diciembre en el Energy Day, evento organizado por EconoJournal. Funcionarios de la Jefatura de Gabinete y del Ministerio de Economía intentarán en los próximos días encontrar un solución posible que convenza al asesor presidencial para poder lanzar la licitación de AMBA I. El esquema de “estampillado” diseñado por la Secretaría de Energía implicaba la creación de un cargo fijo para todos los usuarios del sistema eléctrico a nivel nacional que iba a tener un impacto de entre un 1% y un 3% del monto total de la factura final que pagan los usuarios.
Fuentes cercanas a Cammesa señalaron que una de las razones para diferir la decisión sobre el esquema de financiamiento fue la presión de algunos gobernadores que se quejaron porque entendían que los usuarios de las provincias iban a financiar una obra que iba a beneficiar al Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), aunque -en los hechos- si la obra se concreta permitirá beneficiar al conjunto del SADI. Allegados al área energética del Gobierno negaron estar al tanto de que algún mandatario provincial haya cuestionado la iniciativa en la que venía trabajando la Secretaría de Energía.
Otro factor que influyó en la marcha atrás oficial es que, por la política de ajuste fiscal, el gobierno paralizó la obra pública y está eliminando los fideicomisos de distintas áreas y, en rigor, el esquema de “estampillado” requiere de la creación de un fideicomiso nuevo para recaudar los fondos y luego puedan ser utilizados en la construcción de la línea.
Dos esquemas
La línea de alta Tensión AMBA I (conectará las localidades de Plomer con Vivoratá) es clave para que el sistema opere en mejores condiciones e incorporar generación nueva más económica. Pero también es una obra urgente porque, de no concretarse, el SADI operará cada vez en peores condiciones y con alto riesgo de sufrir colapsos de tensión, cada vez más usuales en la red de 500 y 132 kV. La obra estuvo en los planes del gobierno de Mauricio Macri bajo el esquema Participación Pública y Privada (PPP) y el de Alberto Fernández, con financiamiento de China. En ninguno de los dos modelos se pudo concretar la línea.
El plan que tenía la Secretaría de Energía consistía en crear un cargo fijo específico (estampillado) pagadero por toda la demanda a fin de financiar la construcción de AMBA I en un plazo de alrededor de cuatro años. Este esquema permitiría que el inicio de la construcción de la línea pueda realizarse luego de seis a diez meses del comienzo de la recaudación de los fondos aportados por la demanda.
En la otra vereda, algunos asesores de Santiago Caputoen materia de energía —entre los que figuran el vicepresidente de Cammesa, Mario Cairella— interpretan que la estabilización de la macroeconomía y la baja del riesgo país permitirían conseguir que algún inversor privado pueda llegar a conseguir crédito internacional para construir la línea de alta tensión con un financiamiento a 10 años. Ese esquema, que demostró ser estéril en la última década, contempla que la obra se repague mediante un canon en favor del inversor privado. Por más que la macroeconomía argentina viene recuperando consistencia, fuentes privados del sector eléctrico coinciden en que es improbable que aparezcan dos empresas interesadas en construir la línea AMBA I bajo este esquema —mínimamente el Estado necesita que se presenten dos contendientes para poder adjudicar un proyecto sin correr el riesgo de que luego se la impugne legalmente—. El riesgo de postergar la decisión es que, en la medida que se siga perdiendo tiempo, las condiciones relativas del sistema eléctrico empeoren de forma tal que los costos de la inacción sean mucho más altos en el futuro.
El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, anunció este viernes en el almuerzo por el Día del Petróleo que, tras siete años de demora, el Estado argentino empezará a cumplir con el Decreto 929,una norma sancionada en 2013 durante la segunda presidencia de Cristina Fernández de Kirchner que buscó incentivar las inversiones en Vaca Muerta.
El Decreto, que fue la plataforma regulatoria para lograr la participación de la norteamericana Chevron junto con YPF en el área Loma Campana, el primer desarrollo de shale oil en Vaca Muerta, estableció hace 11 años una serie de beneficios cambiarios para las empresas que lleven adelante proyectos de inversión de más de US$ 500 millones en la formación no convencional de Neuquén. La norma fue luego incorporada a la Ley 27.007, sancionada en el Congreso de la Nación un año más tarde, en 2014. Pero el problema es que nunca llegó a aplicarse porque los gobiernos subsiguientes —el de Mauricio Macri y el de Alberto Fernández— incumplieron el régimen de incentivo como consecuencia —y frente a la imposibilidad de sortear— del cepo cambiario.
González anunció el viernes en el Sheraton de Retiro que el gobierno pondrá en vigencia el Decreto 929/2013.
El principal beneficio que fijó el Decreto 929 fue la posibilidad de liquidar, después del quinto año de desarrollo de un proyecto no convencional, un 20% de los dólares obtenidos por la venta —tanto al exterior como en el mercado interno— de la producción de petróleo en Vaca Muerta. La regulación establece además que ese volumen estará exento del pago de retenciones a la exportación, que hoy representan un 8% del precio de venta al exterior.
El directivo, que previamente lideró la operación de la compañía en el país gobernador por Nicolás Maduro, defendió ante autoridades de primer nivel del gobierno argentino la necesidad de que la administración de La Libertad Avanza (LLA) cumpla con la normativa en cuestión si quiere aumentar el flujo de inversiones extranjeras en Vaca Muerta. En términos cuantitativos, el caso que construyó La Rosa es sólido: Chevron invirtió desde 2013 a la fecha más de US$ 6500 millones en Neuquén. Sólo YPF, controlada por el Estado, desembolsó más dinero en los yacimientos no convencionales.
Además de la empresa estadounidense, que debería haber empezado a acceder a los incentivos contemplados por la regulación en 2018, la otra petrolera que obtuvo los beneficios del Decreto 929 esPetronas, la firma malaya —que en los últimos meses fue noticia por su decisión de postergar el proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que llevaba adelante con YPF— que es socia de la empresa que preside Horacio Marín en La Amarga Chica, otra área de shale oil en Vaca Muerta. El Estado tiene pendiente resolver el pedido de otras petroleras —como la angloholandesa Shell— que solicitaron ser incluir bajo el paraguas del Decreto 929, pero el Ejecutivo aún no dio el visto bueno.
En julio de este año la Secretaría de Energía había aprobado el proyecto de inversión de la petrolera noruega Equinor en el área no convencional Bajo del Toro Norte, brindando los mismos beneficios a esa empresa a través de la Resolución 125 que había firmado Eduardo Rodríguez Chirillo.
El cumplimiento del Decreto 929 era uno de los objetivos que se fijó Javier La Rosa, presidente de Chevron Latinoamérica.
A partir de enero de 2025 —cuando entre en vigencia la normativa del Banco Central (BCRA) que oficializa la posibilidad de efectivizar los beneficios otorgados por el Decreto—, Chevron y Petronas podrán recurrir al Mercado Único de Cambios (MULC) para liquidar las divisas equivalente al 20% de su producción en Vaca Muerta. Pero además, al momento de rubricar sus contratos de asociación en partes iguales con YPF para desarrollar bloques de petróleo en Neuquén, en 2013 y 2014 respectivamente, las empresas internacionales negociaron que la petrolera argentina les ceda el beneficio que le correspondía para liquidar un 20% de su producción fuera del país. Por lo que, en definitiva, a partir del próximo mes Chevron y Petronaspodrán liquidar fuera de la Argentina un 40% de los dólares generados por la explotación de crudo en Vaca Muerta. La petrolera norteamericana cuenta también con los beneficios del Decreto 929 en un proyecto de desarrollo del campo El Trapial Este, pero esa explotación aún está dando sus primeros pasos, por lo que la empresa recién podrá solicitar los incentivos previstos por la normativa en la segunda mitad de la década.
Argumentación
Durante el 117° aniversario del Día del Petróleo organizado por el Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG), González se refirió a las políticas que incentivarán desde el área con el objetivo de promover nuevas inversiones y obras y dijo que “estamos mucho mejor de lo que estábamos”. Luego anunció que finalmente el Banco Central pondrá en vigencia el Decreto 929, a través de una resolución que sería aprobada hoy. Una vez convalidado, se espera que entre en vigencia a partir del 1° de enero de 2025.
González, lamentó que pese a que se cumplieron más de 10 años de su sanción, su aplicación fue suspendida por los sucesivos gobiernos nacionales. Aseguró que “los beneficiarios no tuvieron la posibilidad de aprovechar los beneficios del Decreto 929. Por esto, el Banco Central anunciará su plena vigencia”.
A su vez, manifestó que “hay que dejar de intervenir. Queremos que el Estado no compita más con el sector privado”.
El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, anunció que «desde el ministerio de Economía, con la secretaría de Empresas Públicas y con Enarsa, se decidió esta semana iniciar el proceso de venta de la participación estatal en Transener». En esa línea, el funcionario adelantó que en el transcurso de estos días, elevarán el proyecto a decreto a la presidencia. Se trata de la principal empresa de transporte de energía eléctrica de alta tensión del país.
«Este anuncio se alinea con la política del Gobierno Nacional de avanzar en un modelo donde el Estado deje de cumplir roles de empresario, promoviendo la participación privada en sectores estratégicos. Hay que dejar de intervenir y que el estado no compita con el sector privado», aseveró González en el almuerzo por el día del petróleo que organizó el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).
La participación del Estado en Transener se da mediante Citelec SA, que posee el 51% de las acciones clase A de la compañía. La firma opera una red nacional que incluye cerca de 12.400 kilómetros de líneas de transmisión.
Exportación de hidrocarburos y manejo de divisas
González también anunció la plena vigencia del Decreto 929 que aprobado en 2013. «Se aprobó en ese año, pero nunca fue aplicado en su totalidad. Han pasado distintos gobiernos y los beneficiarios no tuvieron la posibilidad de aprovechar esa oportunidad. Ahora será efectivo a partir de 2025. Las empresas del sector podrán exportar el 20% de su producción, no pagar impuestos sobre ese total y mantener en el exterior las divisas generadas por esas exportaciones, siempre y cuando cumplan con haber invertido más de 250 millones de dólares en los tres años siguientes a 2013″, informó el funcionario.
González planteó que uno de los objetivos del gobierno es restaurar la confianza puesto que considero que la Argentina aún no es un país confiable. «Vamos a contribuir a acelerar la construcción de confianza y para eso se deben respetar las regulaciones y cumplir con los contratos existentes», marcó.
«Creemos que la Ley Bases es un cambio de paradigma. El estado se restringe positivamente y elimina la posibilidad de opinar sobre la exportación», concluyó.
El potencial del sector
La apertura del almuerzo estuvo a cargo del presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, quien destacó el potencial de la Argentina de cara a los próximos años y las nuevas condiciones que se generaron en los últimos meses.
«Vaca Muerta puede llegar a admitir una perforación constante de unos 1000 pozos por año, adicionales a la actividad que se desarrolla en otras cuencas y en los campos maduros. Se requerirán inversiones entre los US$ 20.000 y 30.000 millones de dólares al año. No solo habrá que perforar pozos, sino que tendremos que atraer fabricantes y compañías de servicios y realizar importantes obras de infraestructura de tratamiento, transporte y exportación de gas y de petróleo», advirtió el titular del IAPG.
En ese sentido, consideró que para alojar esa actividad, los gobiernos deberán ampliar la infraestructura vial y municipal. También, que la Ley Bases va a facilitar muchas cosas y que «el RIGI es una medida que aporta. Esto un buen comienzo, aunque, hoy, lo dice todo el mundo, en un país normal el RIGI no sería necesario».
Competencia
López Anadón advirtió que se han hecho varios e importantes descubrimientos de gas y petróleo en el mundo con pozos de alta productividad, que pueden llegar a cubrir la demanda a futuro. Y que todavía hay mucho más por descubrir.
«Competimos entonces con muchas oportunidades de inversión a nivel global. Si no ofrecemos condiciones que compitan con ellas, no tendremos un desarrollo intensivo, sostenido y sustentable en el tiempo.Hace falta aún simplificar, homogeneizar y flexibilizar las normativas para facilitarle la vida al inversor. No hay que dejarse llevar por tentaciones de corto plazo, evitando trasladar a las empresas costos que no les corresponde afrontar», cuestionó.
Por último, el titular del IAPG remarcó que sin renta no habrá competitividad, ni desarrollo, ni crecimiento crecimiento.
El Real Time Intelligence Center de YPF funciona en Puerto Madero y logra monitorear segundo a segundo los pozos en Vaca Muerta.
YPF, la petrolera bajo control estatal, inauguró este viernes el Real Time Intelligence Center (RTIC), un nuevo centro de monitoreo remoto que permitirá controlar la actividad de los pozos que la compañía tiene en Vaca Muerta, desde la torre ubicada en Puerto Madero.
En coincidencia con el 117 aniversario del descubrimiento del Petróleo en Argentina, YPF puso en marcha la nueva sala que tiene como objetivo aumentar la productividad en Vaca Muerta y evitar fallas mediante el uso de la Inteligencia Artificial y el monitoreo en tiempo real.
“Queremos tener la mejor sala de real time del mundo y ser la mejor compañía en hidrocarburos no convencionales”, expresó el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, durante una recorrida de la que participó EconoJournal.
Marín afirmó que este nuevo modelo “es un cambio absoluto en la forma de trabajar. Las decisiones se van a tomar desde acá y lograremos mejorar los tiempos entre un 20 y 30% en los próximos años y reducir los costos”.
Explicó que esta nueva iniciativa de YPF permitirá mejorar la calidad de vida de los operarios al poder predecir situaciones evitables y destacó que ExxonMobil diseñó un centro de estas características en Estados Unidos con el que logró reducir el costo de los pozos a la mitad en un año, gracias al monitoreo remoto.
“Antes se trataban los problemas una vez que habían ocurrido. Hemos perdido pozos por dos minutos. Ahora, con este centro, vamos a lograr que podamos anticiparnos y que las decisiones se tomen con más conocimiento.Desde acá podemos hablar directo con el boca de pozo para decirle lo que hay que hacer”.
Entre las innovaciones que aplicará YPF, el CEO de la compañía anunció que en dos meses aplicarán un piloto automático de perforación que permitirá ser operado mediante la Inteligencia Artificial: “Vamos a perforar sin que nadie esté ahí tocando. Así podremos maximizar la velocidad de perforación. Queremos bajar los costos significativamente en la perforación y completación”, aseguró Marín.
Los equipos están conformados por geólogos e ingenieros que pueden operar los pozos en Vaca Muerta.
Cómo funciona
Para llevar adelante estos trabajos, la empresa aplica tecnología y física. Mide más de 100 variables diferentes y en ese proceso se involucra la IA que permite optimizar tiempos y tomar la mejor decisión en tiempo real. “Podemos ver cuánto tiempo se tarda en enroscar dos barras de perforación. Hay 80 tareas distintas y tenemos los estándares de tiempo óptimos que vamos modificando cada tres meses tomando los resultados de los mejores 40 pozos”, explicó el CEO de la petrolera.
A su vez, adelantó que incorporarán esta tecnología a todas las operaciones no sólo a lo que tiene que ver con la operación y completación, como downstream (refinación) o el funcionamiento de estaciones de servicio-.
El centro
El Real Time Intelligence Center tiene distintas “islas” en las que trabaja un equipo conformado por equipos de ingenieros y geólogos quienesson los encargados de monitorear las variables y observar el trabajo que se está realizando en la cuenca Neuquina en tiempo real. Allí hay una doble supervisión porque los trabajadores que ejercen su labor desde Buenos Aires están en contacto permanente con el personal ubicado en cada pozo en Neuquén.
Germán Piccin, gerente de Tecnología Upstream, detalló que el centro está pensado para analizar cómo está evolucionando la performance en perforación y completación. “Permite ver y capturar el desvío para poder solucionarlo. La idea es cometer menos errores, detectar fallas e ineficiencias desde el centro y solucionarlas desde allí. La gente que está acá estuvo en el campo, sabe cuáles deben ser las soluciones y cómo buscar los parámetros óptimos”.
Actualmente, el RTIC monitorea la actividad de 14 equipos en simultáneo que operan en Vaca Muerta: “El incremento de pozos de YPF día a día se mide desde acá”, agregó Piccin.
Por su parte, el vicepresidente ejecutivo Upstream YPF, Matías Farina, comentó: “Nosotros tenemos software para controlar la operación en todo momento, el control de los influjos, y las directivas. Antes era todo post mortem y podíamos llegar a perder un pozo. Ahora tenemos alarmas sonoras y visuales de eficiencia que permiten mejorar los estándares. Esperamos ahora poder mejorar los tiempos”.
Dinámica
Los ingenieros y geólogos que trabajan en el centro reciben datos en tiempo real. En total, son 35 millones de datos por pozo para lo cual trabajan con un software de gestión llamado “Corva” que les permite administrar la información.
La sala tiene 24 personas que trabajan en turnos en 12 horas, en un régimen de 7×7. Del total del personal, 20% son mujeres.
Al momento de la visita, en la isla que controla la perforación se visualizaban tres equipos ubicados en el yacimiento La Amarga Chica y un pozo de Loma Campana. Corva suministraba la información y se lograba apreciar en tiempo real todo lo que ocurría con los equipos.
Desde la empresa adelantaron que se encuentran trabajando en un cuarto pilar: App Predicting Drilling, un modelo diseñado para Vaca Muerta con información obtenida de pozos históricos que, a través de maching learning, permitirá al equipo incorporar los mejores parámetros posibles para maximizar la velocidad de perforación y gestionar de forma más eficiente los tiempos de conexión.
La idea del RTIC es controlar los parámetros operativos, cumplir con los objetivos de calidad y eficiencia y generar pozos más productivos bajo el modelo factoría. Todos los recursos son medidos y así se logra una interacción directa entre la sala y los equipos.
Este conjunto de datos que se obtienen soporta la toma de decisión y permiten que YPF pueda cumplir con los planes y estándares de utilización del recurso centralizando el proceso de decisión sobre las medidas y procesos a implementar en cada pozo en particular, según precisaron.
Luego del fuerte aumento que registró la tarifa de gas natural en lo que va del año, un hogar de ingresos altos sin subsidio (N1) de la Provincia de Buenos Aires que consume 25 m3 mensuales abona 9700 pesos incluyendo un 25% de impuestos. Esos 25 m3 equivalen aproximadamente a dos garrafas de 10 kilos, las cuáles cuestan 21.000 pesos en total, un 116% más, según el último precio de referencia que fijó el gobierno a principios de diciembre, aunque muchos distribuidores cobran hasta 17.000 pesos por la garrafa a domicilio, lo que amplía la brecha al 250%.
Si la comparación es con un hogar de ingresos bajos (N2) con gas natural que también consume 25 m3 por mes la diferencia es todavía mayor. Si bien el Enargas no publica el cuadro tarifario de los N2, el valor del cargo variable se puede calcular y, una vez aplicado el descuento, a ese usuario le corresponde abonar 7261,8 pesos con impuestos incluidos. Esto significa que un hogar pobre sin acceso a la red de gas natural paga un 190% más que un hogar pobre que tiene gas natural. Eso si la comparación es con el precio de referencia. Si se compara con los 17.000 pesos por garrafa que cobran muchos distribuidores en el conurbano la diferencia trepa al 368%. La diferencia no llega a ese porcentaje porque los hogares pobres sin gas natural reciben un subsidio por el Plan Hogar, pero el monto permanece congelado desde hace más de un año.
En el país de Vaca Muerta, el 39% de los hogares no tiene gas por red. Por lo tanto, siguen dependiendo de la garrafa para cocinar, calefaccionarse y calentar el agua. Al comunicar el último aumento del precio de referencia, la secretaría de Energía informó que ese ajuste “tiene como principal objetivo que el precio de la garrafa refleje los costos reales del sistema, asegurando el normal abastecimiento para todos los usuarios”. Luego agregó que “con esta actualización, el precio se alinea en un 90% con el valor de paridad de exportación”.
Esa decisión de alinear el precio de la garrafa con la paridad de exportación coincidió con la licuación del valor de los subsidios destinados a los hogares más vulnerables que no tienen acceso a la red de gas natural. La medida tuvo escasa repercusión porque la vida de estos sectores transcurre por debajo del radar de los grandes medios de comunicación. Si una prepaga aumenta por encima del precio sugerido por el gobierno, la novedad rápidamente llega a los portales de noticias porque los propios periodistas suelen verse afectados por esa medida, pero si el precio de referencia que se fija para la garrafa es meramente testimonial ese termina siendo un problema solo de aquellos que se ven directamente afectados y el costo político para el gobierno por la suba de precios o la licuación de los subsidios termina siendo escaso o nulo.
Licuación de los subsidios
Durante la administración anterior, aquellos hogares más vulnerables, dentro del amplio universo de quienes no tienen gas por red, recibían un subsidio equivalente al 80% del precio máximo de la garrada. Sin embargo, el gobierno de Javier Milei mantuvo congelados esos subsidios durante todo el año y los licuó de manera acelerada en términos reales.
La resolución 568/23 de julio del año pasado fue la que actualizó por última vez el precio de los subsidios. El anexo I de esa norma incluía una tabla con los valores por jurisdicción para los meses de junio, julio, agosto y septiembre. En el caso de la provincia de Buenos Aires el valor para septiembre de la garrafa de 10 kilos era de 1539 pesos, cifra equivalente en ese entonces al 80% del precio máximo permitido, que se elevaba a 1923,75 pesos con la inclusión del IVA y los costos de fraccionamiento y distribución para esa zona.
Luego de la devaluación que aplicó el gobierno de Javier Milei en diciembre del año pasado el precio de la garrafa se disparó y la resolución 216/24 de agosto directamente liberó el mercado. Ya no existen “precios máximos” sino solo “precios de referencia”. La resolución 394/24 de comienzos de este mes fijó el precio de referencia en 10.500 pesos para una garrafa de 10 kilos, pero el Estado le sigue compensando a un usuario bonaerense solo 1539 pesos. Por lo tanto, lo que antes cubría el 80% del precio máximo ahora solo cubre el 14,6% del precio de referencia.
Más allá de la retórica
El cambio de “precio máximo” a “precio de referencia” no es sólo retórico. Si bien durante el gobierno anterior costaba conseguir la garrafa al precio máximo y había un mercado blue donde se cobraba más, por lo general los distribuidores oficiales de YPF respetaban ese precio máximo. Sin embargo, ahora esos mismos distribuidores oficiales no están obligados a respetar el precio de referencia. En el Gran Buenos Aires algunos distribuidores oficiales de YPF, como Akitom S.A., suelen vender la garrafa a 12.500 pesos si se la retira del depósito y unos 15.500 pesos si se la envía a domicilio. En el último caso, la diferencia con la tarifa de gas por red que paga un N1 se eleva a 220% (ver foto).
Precio al que vende la garrafa en Moreno el distribuidor Akitom si se la va a retirar del depósito.
EconoJournal consultó también a Zapiola Gas, otro distribuidor oficial que opera en Merlo, Moreno, Zarate y Campana, y en ese caso el precio de la carga de 10 kilos llega a 17.000 pesos con envío a domicilio, lo que eleva la brecha al 250% con un N1 (ingresos altos) y al 368% con un N2 (ingresos bajos), sin contar el subsidio del Plan Hogar.
A su vez en otras localidades bonaerenses como Bahía Blanca, el precio de la garrafa con envío a domicilio llega a 17.500 pesos, como contó Mario Brandizzi, titular de Artigas, distribuidor oficial de YPF Gas, a BVC Noticias de Bahía Blanca (ver video).
El Congreso de Descarbonización del Oil& Gas (DECARBON) 2025 recibirá a los principales referentes y especialistas técnicos del sector para presentar la experiencia y las soluciones que están impulsando desde las empresas para reducir las emisiones de carbono. El congreso se celebrará en Berlín, Alemania, del 10 al 11 de febrero.
A medida que se intensifica el enfoque mundial en la reducción de las emisiones de carbono para combatir el cambio climático, las empresas hidrocarburíferas se alinean con los objetivos ambientales, sociales y de gobernanza, exploran tecnologías más limpias y navegan por los marcos regulatorios cambiantes. De esta manera, DECARBON 2025 invita a los profesionales a abordar el desarrollo e implementación de enfoques de descarbonización para las principales compañías del sector energético, refinerías, EPC y operadores de oleoductos.
Reducción de emisiones
Uno de esos casos es la empresa ELINOIL que utiliza combustibles sintéticos renovables (e-fuel) a partir del CO2 capturado. Estos combustibles se pueden mezclar con combustibles existentes, como la gasolina o el combustible de aviación, y pueden ser una forma práctica de reducir las emisiones del transporte.
La empresa también produce combustibles líquidos con bajo contenido de carbono, como biocombustibles a partir de residuos, aceites vegetales hidrotratados (HVO) y combustibles pirolíticos a partir de residuos plásticos y neumáticos.
Simos Efthymiadis, director de operaciones de ELINOIL, se unirá a DECARBON 2025 como orador y compartirá más información sobre combustibles líquidos sostenibles en el panel dedicado a la descarbonización en la producción posterior. El programa empresarial también incluye una presentación de Lorenzo Santini, director de Desarrollo de Negocios Nucleares en Worley.
El orador compartirá la experiencia de la empresa en el uso de unidades de energía nuclear flotantes. En su discurso, Lorenzo Santini abordará diferentes soluciones para la adaptación de los SMR (reactores modulares pequeños) a la descarbonización de los activos petrolíferos en alta mar.
“Al aumentar el enfoque en la reducción de las emisiones de carbono en los sectores de energía, productos químicos y recursos, Worley hace que los activos sean más resistentes al cambio climático”, destacaron.
El Congreso también brindará la oportunidad de participar en presentaciones de PCK Raffinerie GmbH, Moeve Quimica, Fluor, Repsol, TAL Group, McDermott, TotalEnergies Upstream Denmark A/S y otros. Desde los enfoques de alta tecnología hasta los nuevos proyectos, los delegados obtendrán información valiosa y debatirán cara a cara el futuro de la descarbonización con los tomadores de decisiones de la industria, remarcaron desde la organización. Para obtener más información sobre los oradores, solicite el programa comercial completo de DECARBON 2025 aquí.
Tecpetrol, el brazo petrolero del grupo Techint, proyecta crear una nueva ciudad para acelerar el desarrollo de Los Toldos II Este, el próximo proyecto en el que se embarcará con miras a aumentar sus exportaciones de petróleo.
La operadora apostará a replicar en Los Toldos II Este el trabajo hecho con Fortín de Piedra, el yacimiento gasífero emblema de la compañía. El área está ubicada al norte de la provincia de Neuquén, en cercanías a Rincón de los Sauces donde invertirá US$ 2.000 millones para alcanzar los 70.000 barriles de petróleo diarios (bbl/d).
Para lograr estos objetivos, la firma del Grupo Techint, montará un campamento en Los Toldos donde se espera que trabajen 3.000 personas. El plan es poder comenzar en abril de 2025 con los estos trabajos para luego acelerar los plazos con el apoyo de las pymes. Tecpetrol ya perforó en Los Toldos II Este ocho pozos horizontales tras una inversión de 150 millones de dólares.
“Nosotros fuimos un partícipe importante en la producción de gas con Fortín de Piedra, que requirió el trabajo de 1000 pymes, las cuales nos van a seguir acompañando en los siguientes proyectos”, sostuvo este jueves el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous en el 23° Seminario ProPymes.
Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol.
Además, destacó los avances de la productividad lograda en Vaca Muerta de la mano de toda la cadena valor, lo que hoy permite comparar los resultados con los de Estados Unidos: “Hemos logrado estándares parecidos en performance de perforación y terminación. Arrancamos perforando los pozos en 40 días, hoy se hacen en 19 o 16 días. También, hacíamos 4 fracturas por día y ahora llegamos 7 por día”.
Por otro lado, Markous anunció que “estamos inaugurando a principios del año que viene un proyecto en los Bastos en Puesto Parada en Neuquén de 6 o 7 mil barriles expandibles a 20 mil”.
Falta de servicios
El proyecto será todo un desafío ya que la falta de infraestructura se acentúa mucho más en el norte de Vaca Muerta, un área donde el desarrollo de obras quedó postergado ante el avance de Añelo donde se concentra la actividad. Las zonas aledañas a Rincón de los Sauces padecen la falta de rutas pavimentadas y servicios básicos.
El presidente E&P de Tecpetrol, Ricardo Ferreiro, aseguró días atrás en el evento Energy Day de EconoJournal que actualmente un camión que viaja con arena desde Entre Ríos debe ir hacia Neuquén capital para luego ir hacia Rincón de los Sauces, lo cual implica que deba sumar 200 kilómetros más a cada recorrido.
“Hay cosas para hacer en el upgrade y crecimiento de los sistemas de transmisión eléctrica para que en el futuro Vaca Muerta esté interconectada eléctricamente y podamos tener la migración a taladros y sets eléctricos, para una mayor confiabilidad el sistema y mejor utilización del gas asociado, que será un recurso abundante”, afirmó.
La pavimentación de la ruta 7 será clave para avanzar en este desarrollo teniendo en cuenta que el acuerdo en el que el gobierno de Neuquén avanza con YPF implica concretar los 100 kilómetros de Ruta en la zona de Las Cortaderas, al norte de Añelo.
Aprobación
El desarrollo de Los Toldos II Este ya cuenta con la ingeniería avanzada y el visto bueno del directorio de la compañía, aunque aún resta su aprobación definitiva que se esperaba para el mes pasado.
El plan de la compañía es iniciar la perforación en enero de 2025, para lograr en octubre de 2026 una producción de 35.000 barriles diarios. Mientras que entre 6 a 8 meses después buscarán duplicar esa producción para totalizar los 70.000 barriles diarios en esa área.
Para esto, la operadora adquirirá un nuevo equipo de perforación y un set de fractura, que se sumarán al recientemente adquirido F36 de Nabors que se encuentra en Fortín de Piedra de forma tal de contar con 3 o 4 equipos de forma permanente.
En cuanto a la evacuación, la petrolera prevé hacerlo a través de la capacidad contratada en Duplicar y Duplicar X, una iniciativa de Oldelval para sumar 24.000 metros cúbicos diarios.
Con el resto de las áreas que la firma opera en la Cuenca Neuquina, la compañía del Grupo Techint buscará alcanzar la meta de los 100.000 barriles contabilizando 20.000 barriles en Puesto Parada, 10.000 en Fortín de Piedra y 70.000 en Los Toldos II Este.
Si bien la Ley de Hidrocarburos (Ley 17.319), con las reformas introducidas por las Leyes Nº 26.197 y 27.007 y 27.742, establece el marco jurídico federal para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, a partir de la reforma constitucional del año 1994 y particularmente del dictado de la ley N° 26.197, las normas ambientales que actualmente rigen las actividades relacionadas con los hidrocarburos se encuentran dispersas en diferentes cuerpos normativos y particularmente, reciben en algunos casos un tratamiento disímil de jurisdicción en jurisdicción.
El primer intento de dar una solución a esta dispersión normativa vino de la mano de la incorporación a la Ley N° 27.007, del artículo 23, el cual reza:
“El Estado nacional y los Estados provinciales, de conformidad con lo previsto por el artículo 41 de la Constitución Nacional, propenderán al establecimiento de una legislación ambiental uniforme, la que tendrá como objetivo prioritario aplicar las mejores prácticas de gestión ambiental a las tareas de exploración, explotación y/o transporte de hidrocarburos a fin de lograr el desarrollo de la actividad con un adecuado cuidado del ambiente.”
De la lectura del Debate Parlamentario de esta ley se evidencian las tensiones que la cuestión generaba, ya que ciertos sectores propugnaban por la incorporación en el mismo texto de la ley, de presupuestos mínimos de protección ambiental en la materia.
Incluso se propuso en el marco de dicho debate, un proyecto de ley para establecer los presupuestos mínimos de protección ambiental para la actividad hidrocarburífera con sujeción a los contenidos de la ley 25.675, ley general del ambiente, y a sus principios de política ambiental para reservorios o yacimientos convencionales y no convencionales.
Regulación en materia ambiental
Tras el dictado de la Ley N° 27.007, no hubo ningún texto o propuesta de regulación uniforme en materia ambiental que fuera trabajada en conjunto entre el Poder Ejecutivo Nacional y los estados provinciales; como tampoco se dio tratamiento formal a los proyectos de ley de presupuestos mínimos ambientales presentados en el Congreso de la Nación y en ámbitos ejecutivos.
La cuestión ha recobrado hoy protagonismo, con la incorporación a la Ley N° 27.742 (Ley de Bases), del Capítulo VI “Legislación ambiental uniforme conforme la ley 27.007”, cuyo artículo 163 reza:
“Facúltese al Poder Ejecutivo nacional a elaborar, con el acuerdo de las provincias, una legislación ambiental armonizada a los fines del cumplimiento del artículo 23 de la ley 27.007, la que tendrá como objetivo prioritario aplicar las mejores prácticas internacionales de gestión ambiental a las tareas de exploración, explotación y/o transporte de hidrocarburos a fin de lograr el desarrollo de la actividad con un adecuado cuidado del ambiente.”
Aunque sutil, este nuevo texto presenta una diferencia respecto de aquél del artículo 23 de la Ley N° 27.007. Mientras este último hablaba de un texto uniforme acordado entre estados nacional y provinciales, la redacción actual faculta expresamente al Poder Ejecutivo Nacional para elaborar la legislación ambiental armonizada; y aunque hace referencia a que la misma se realice con el acuerdo de las provincias, genera incertidumbre cómo esto se reflejará en la práctica.
Esta incertidumbre no se disipa con la reglamentación de la Ley de Bases dictada por el Decreto N° 1057/24 en su Anexo III, ya que el artículo 1° del citado anexo establece que, a fin de elaborar un proyecto de legislación uniforme y armónica en materia medioambiental, la Secretaría de Energía identificarála normativa aplicable y los aspectos medioambientales a tener en cuenta para asegurar el desarrollo de la actividad hidrocarburífera en el marco de un adecuado cuidado del ambiente y establecerá un procedimiento para coordinar el trabajo conjunto y los sistemas informativos con las provincias y con CABA.
Por su parte, el artículo 2° de este Anexo, establece taxativamente las cuestiones que deben ser reguladas, dejando de lado otros aspectos ambientales que también requieren regulación como, por ejemplo, el uso del agua, tratamiento del flow back, disposición de lodos -entre otros-; como así también los relativos a impactos sociales de la actividad.
Lo cierto es que es sano contar con un marco jurídico ambiental uniforme y apropiado en todas las etapas de la actividad, desde la exploración y explotación hasta el abandono de los pozos e instalaciones; pero indudablemente las provincias hidrocarburíferas deben ser protagonistas de su formulación.
Normativa
Lo aconsejable sería dictar una Ley de Presupuestos Mínimos que sea debatida en el ámbito legislativo con la participación de todos los actores sociales involucrados; y que represente un umbral básico de protección ambiental que las provincias podrán y deberán complementar, en función de las realidades sociales, poblacionales, geológicas, geográficas, hídricas, turísticas, etc; de sus respectivos territorios.
Al margen de la normativo, una Ley de Presupuestos Mínimos reflejaría finalmente una mirada federal sobre la preservación del ambiente y el impacto social de la actividad, dejando de lado la puja de competencias ambientales nacionales y provinciales que se encuentra latente desde el dictado de la ley N° 26.197.
*Abogada, magister en Gestión de la Energía y consultora en Regulación Energética, Transición y Sustentabilidad en Akribos Energy.
Neuquén le otorgará a YPF los permisos de cuatro nuevas concesiones no convencionales en Vaca Muerta por 35 años, mientras avanza con la negociación para que la petrolera desembolse US$ 100 millones para comenzar en marzo la pavimentación de 100 kilómetros de la ruta 7.
Al cumplirse un año de su gestión, el mandatario neuquino Rolando Figueroa finalmente dará lugar al pedido de la petrolera para reconvertir tres bloques a cuatro áreas de explotación no convencional. Se trata de Narambuena -un bloque que YPF comparte con Chevron-, Aguada de la Arena, La Angostura Sur 1 y La Angostura 2.
En septiembre, EconoJournal adelantó que, tras la aprobación de la Ley Bases, la provincia se vio imposibilitada de negociar un nuevo monto en las regalías en el caso de la reconversión de nuevas áreas. Ante esto, la gobernación optó por pedirles a las empresas que financien obras de infraestructura estratégicas como redes de gas natural o tramos de algunas rutas provinciales.
Fuentes gubernamentales confirmaron que la Concesión de Explotación No Convencional (CENCH) de las cuatro áreas solicitadas por YPF “están casi listas. Actualmente están en evaluación de la Fiscalía de Estado para revisar los acuerdos y si está todo bien, se firmarán en los próximos días”. Según estimaron, los nuevos permisos implicarán un desembolso de más de US$ 20 millones en favor de la provincia en concepto de impuestos y bonos de Responsabilidad Social Empresaria (RSE).
En paralelo, ultiman los detalles para cerrar el acuerdo que permitirá concretar el asfalto en un tramo clave de la ruta 7 en el anillo petrolero. Se estima que con esta obra las empresas podrán bajar sus costos al reducir 500 kilómetros de recorrido al transporte de la Cuenca Neuquina. El convenio fue firmado el mes pasado con el presidente de YPF, Horacio Marín.
Nuevos horizontes
Los nuevos permisos le permitirán a YPF asumir nuevos compromisos de inversión que se enfocarían en principio a incrementar la producción de petróleo destinada a exportación. Para esto, la compañía buscará desarrollar un nuevo hub de producción en el norte de la provincia de Neuquén de la mano del bloque Bajo del Toro-Narambuena, que se sumaría al de Loma Campana, el hub core de Vaca Muerta.
Además, YPF también tiene expectativas de poder avanzar con La Angostura Sur 1 y La Angostura 2, un área ubicada sobre Loma de la Lata, que finalmente fue escindida en dos partes y que podría tener un gran potencial.
Por otro lado, Aguada de la Arena podría permitirle dar un salto de escala en la producción de gas. A diferencia de Fortín de Piedra -el yacimiento gasífero emblema de Tecpetrol- esta zona ubicada en cercanías a Rincón del Mangrullo tendría un horizonte producción de corto plazo, aunque le permitiría concretar muchos pozos.
Infraestructura
Fuentes de la administración neuquina indicaron que siguen las gestiones con la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) para terminar de definir un mecanismo para financiar obras de infraestructura.
En el caso de las nuevas concesiones no convencionales que la provincia de Neuquén otorgará a YPF, si bien la Ley 27.007 establece el mecanismo de pago para nuevos permisos, la compañía aportará U$S100 millones para pavimentar un tramo de 100 kilómetros de la Ruta 7 en el sector conocido como las Cortaderas, mientras que el gobierno financiaría 25 kilómetros restantes para culminar la traza.
En este sentido, fuentes al tanto de las negociaciones indicaron a este medio que ya está elaborado el anteproyecto de Vialidad Provincial al que se le incluirán ciertas especificaciones técnicas. Posteriormente, se entregará a YPF para que se haga cargo de contratar la ingeniería, con miras a comenzar con los trabajos de pavimentación en marzo de 2025.
Para la gestión de Figueroa es clave poder avanzar con determinadas obras que permitirían a la industria acelerar el plazo de sus inversiones, al mismo tiempo que reducir costos de transporte que se suman en la actualidad por el déficit de caminos. En este contexto, confirmaron que buscarán darle prioridad a la Ruta 7 y al Bypass de Añelo mediante acuerdos con las mismas empresas, mientras esperan que la CEPH concrete el estudio que tiene a cargo una consultora y que, una vez finalizado, permitirá contar con el mapa de cuáles son las necesidades que la industria considera prioritarias en cuanto a caminos, redes de electricidad y de agua.
La velocidad que tomó el declive de la producción de gas natural en Bolivia dejaría al país vecino sin suficiente gas para cubrir su consumo interno para el 2028. La situación es advertida en un informe reciente elaborado por Gas EnergyLatin America, la consultora que lidera el ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Alvaro Ríos. La potencial demanda boliviana solo podría ser atendida con importaciones desde Vaca Muerta, aunque esta oportunidad hoy no figura debidamente en la agenda sectorial, según lo señalado por Ríos ante una consulta de EconoJournal.
La producción de gas en Bolivia se ubica en este momento en unos 29 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), de los cuales 14 millones son para consumo interno y el resto para exportación. Los saldos exportables al Brasil y la Argentina se vienen achicando año tras año desde un pico de producción de 60 MMm3/día hace poco menos de una década atrás.
Álvaro Ríos, consultor energético de Bolivia, advierte que el declino del país del Altiplano será más pronunciado que el previsto.
La consultora Gas Energy remarca que Bolivia esta perdiendo unos 4 MMm3/d de producción por año y que ese declino podría ser mayor. A la actual velocidad de declino, Bolivia dejaría de tener saldos exportables de gas hacia el año 2028. «Diría que el año fatídico es el 2027 si es que la declinación se acelera más, será el año en que Bolivia ya no tendría capacidad exportadora y se tendría que comenzar a mirar cómo importa gas natural», dijo Ríos.
«En este contexto, es tan importante el que la Argentina y Bolivia hagan gestiones no solamente para llevar gas a Brasil, que es un mercado enorme y con muy buenos precios, pero que también se vea cómo se puede abastecer el mercado boliviano de aquí a 2 o 3 años«, añadió.
Exportaciones en firme a Bolivia y Brasil
El declino en Bolivia abre una oportunidad para las productoras en la Argentina para suplir a un potencial mercado que actualmente demanda 14 MMm3 por día. No obstante, el ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia observa una lentitud tanto en el sector público como el privado de ambos países para anticiparse a ese escenario, en la medida que Vaca Muerta es la única fuente inmediata capaz de proveer gas a Bolivia y que son necesarias obras para expandir la capacidad de transporte al punto de conexión con el país vecino.
«No veo todavía la motivación para expandir el sistema de transporte de manera que en 2035 se tengan 10 o 12 millones de metros cúbicos día de gas firme en Bolivia y en 2027 se tengan volúmenes iniciales, creo que es un tema que va a tener que abordar la nueva administración de gobierno en Bolivia a partir de 2025 con mucha seriedad, porque está en futuro el abastecimiento de la principal fuente de energía que tiene Bolivia, que es el gas natural», advirtió Ríos.
Bolivia tiene una capacidad nominal de entrega de 30 MMm3 por día de gas al Brasil a través del gasoducto Gasbol. Productoras en la Argentina como Tecpetrol, Pan American Energy (PAE), Pluspetrol y TotalEnergies ya obtuvieron permisos de la Secretaría de Energía para exportar gas al Brasil en modalidad interrumpible. Los precios del gas en la frontera con Bolivia oscilan entre los 6 y 9 dólares por MMBtu.
En paralelo, el gobierno de Luis Arce a través del decreto 5206 publicado este año expandió las competencias de la petrolera estatal boliviana YPFB para otorgar el servicio de transito internacional con la infraestructura existente y ociosa, con el objetivo de habilitar el transporte del gas argentino al Brasil. TotalEnergies firmó recientemente un acuerdo con YPFB que permitirá llevar molécula argentina al Brasil.
Ríos observa que en el largo plazo las exportaciones tanto a Bolivia como al Brasil deberán ser en modalidad firme si se quiere suministrar a estos mercados. También que los precios del gas argentino en la frontera con Bolivia por el momento son competitivos en comparación con los precios que las industrias pagan en Brasil, aún si se considera la tarifa de transporte de US$ 2 por MMBtu fijada por YPFB.
«Hay que tratar de ser óptimo en las inversiones de transporte para que los precios sean más competitivos y que, por ejemplo, se pueda llegar al mercado de los fertilizantes, de la urea, que con un precio de 6 dólares en la frontera con Bolivia no se hace viable las plantas de urea que hay construidas en Brasil», puntualizó.
Pecom, la empresa de energía que grupo Perez Companc, cerró la semana pasada un acuerdo con la firma NCY —acrónimo de Nacimos con YPF—, una compañía creada este año por dos empresarios petroleros con presencia en la cuenca del Golfo San Jorge, con el objetivo de optimizar la explotación y mejorar la productividad de las áreas petroleras que vendió YPF en Chubut. Se trata de los bloques Trébol-Escalante, Campamento Central y Cañadón Perdido, que fueron adquiridos por Pecom a cambio de unos US$ 130 millones.
NCY tendrá a su cargo la operación conjunta de los campos ubicados en la provincia que gobierna Ignacio ‘Nacho’ Torres. La de Pecom es una apuesta novedosa: contrató a una empresa regional a fin de consolidar en un solo actor el proceso de búsqueda de eficiencias operativas en los yacimientos que cedió YPF. “Es un contrato integral con varios objetivos variables que deberá cumplir NCY, que tendrá que llevar a cabo acciones para reducir los costos de desarrollo de petróleo en los bloques. El ingreso de NCY dependerá de cuán exitoso sea con ese modelo operativo”, explicó una fuente al tanto del acuerdo.
Pires, el primero desde la izquierda, Luis Ríos, gerente de Operaciones de Pecom y Pichintiniz, el último a la derecha.
NCY surgió por impulso de Pablo Pires, titular de Vientos del Sur y SGA, y de Leonardo Pichintiniz, propietario de COPESA. Son tres empresas con fuerte presencia en el entramado de servicios hidrocarburíferos en la cuenca del Golfo San Jorge en general y de YPF en particular. Llevan, en conjunto, más de tres décadas prestándole distintos servicios a la petrolera bajo control estatal en la explotación de sus áreas en Chubut y en Santa Cruz. Entre las tres empresas emplean a más de 1500 operarios.
“Somos de acá, conocemos la región, convivimos diariamente con los distintos actores que influyen en la cuenca del Golfo. Estamos viendo hace un tiempo que el modelo de negocio en algunos yacimientos se debería adaptar a una realidad distinta y estamos dispuestos a ser parte de este cambio de paradigma”, explicó Pires a través de un comunicado. “Junto a Pecom estamos iniciando un camino nuevo, en el que cada uno con su rol, buscaremos un objetivo común”, agregó.
Pichintiniz, propietario de Copesa, y Pires, titular de Vientos del Sur y SGA.
“Para Pecom hoy es un día histórico, hace 22 años que no operamos yacimientos y hoy estamos arrancando la operación, algo que está en el ADN del grupo Perez Companc. Lo hacemos con seguridad, aplomo y parados en un plataforma de valores que el grupo desarrolló hace 70 años. Estoy convencido de que nuestra compañía puede generar valor apalancándonos en las capacidades que desarrollamos en este año. Nosotros vemos valor, vemos potencial en este tipo de campos, poniendo mucho foco en cada dólar que invirtamos, poniendo mucho foco en el gasto y en la producción”, destacó Gustavo Astíe, CEO de Pecom, a fin de octubre cuando se concretó el traspaso de las áreas en Chubut que operaba YPF.
La compañía estatal Dioxitek informó este jueves que canceló la deuda que mantenía con la firma kazaja Kazatomprom por la compra de concentrado de uranio. “El lunes 9 de diciembre, Dioxitek S.A. finalizó el pago de la primera fase del contrato con Kazatomprom, abonando el 5% restante del total y asegurando así la entrega de las partidas pendientes de concentrado de uranio”, aseguró la compañía. A su vez, Nucleoeléctrica Argentina, la firma que opera las tres centrales nucleares de potencia, comunicó que adjudicó a través de una licitación la compra de 140 toneladas adicionales a un proveedor alternativo.
“Desde su asunción en septiembre, las autoridades de la empresa trabajaron junto a sus pares kazajos en la resolución de esta situación, que se originó por los cambios en las regulaciones cambiarias y se profundizó por la falta de acción de la gestión anterior”, remarcaron desde Dioxitek.
Con el concentrado de uranio, Dioxitek produce polvo de dióxido de uranio que es utilizado por la empresa Conuar para fabricar pastillas de dióxido de uranio que se les proveen a las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse. Esas pastillas se colocan en el interior de tubos de aleación de zirconio (llamados vainas) que se ensamblan para formar los elementos combustibles.
Por otro lado, el miércoles 4 de diciembre, Nucleoeléctrica Argentina S.A. adjudicó a través de una licitación la compra de 140 toneladas de concentrado de uranio a un proveedor alternativo que no aparece mencionado en el comunicado.
“También se trabaja para cerrar próximamente otro contrato para adquirir 110 toneladas de dióxido de uranio, que complementarán la producción local y reforzarán el suministro necesario para la fabricación de elementos combustibles”, concluyó Nucleoeléctrica.
La minera Rio Tinto invertirá US$ 2500 millones para ampliar el proyecto Rincón en Argentina, la primera operación de litio a escala comercial de la compañía. “Las atractivas perspectivas a largo plazo para el litio impulsadas por la transición energética respaldan nuestra inversión en Rincón”, aseguró el director ejecutivo de la firma, Jakob Stausholm.
“Aprovechando las políticas económicas de apoyo, la fuerza laboral calificada y los recursos excepcionales de Argentina, nos estamos posicionando para convertirnos en uno de los principales productores de litio a nivel mundial. Esta inversión, junto con nuestra propuesta de adquisición de Arcadium, garantiza que el litio se convertirá en uno de los pilares clave de nuestra cartera de productos básicos en las próximas décadas”, agregó el ejecutivo.
“Las reformas económicas de Argentina y el nuevo Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) proporcionan un entorno favorable para la inversión, ofreciendo beneficios como tasas impositivas más bajas, depreciación acelerada y estabilidad regulatoria durante 30 años, protegiendo el proyecto de futuros cambios de política, así como así como una mayor protección a los inversores”, destacó la firma en un comunicado.
El proyecto
Ubicado en el corazón del «triángulo del litio» en Argentina, el proyecto Rincón consiste en la extracción de salmuera utilizando un campo de pozos de producción, instalaciones de procesamiento y desechos, así como la infraestructura asociada. El proyecto utiliza tecnología de extracción directa de litio (DLE), un proceso que respalda la conservación del agua, reduce los desechos y produce carbonato de litio de manera más consistente que otros métodos.
La capacidad de Rincón de 60.000 toneladas de carbonato de litio para baterías por año se compone de una planta inicial de 3.000 toneladas y una planta de expansión de 57.000 toneladas. Se espera que la vida útil de la mina de Rincón sea de 40 años, y la construcción de la planta ampliada comenzará a mediados de 2025, sujeta a la obtención de una serie de permisos.
Se espera que comience a producir en 2028, seguida de tres años de aumento de actividades hasta alcanzar la máxima capacidad, lo que, según la empresa, generará una cantidad importante de puestos de trabajos y oportunidades económicas para las empresas locales. Rincón es un activo grande y de larga duración con reservas de mineral un 60% más altas de lo que asumió la empresa en el momento de la adquisición.
“Estamos dedicados a desarrollar este recurso de primer nivel y de clase mundial a escala en el extremo inferior de la curva de costos. Estamos igualmente comprometidos a cumplir con los más altos estándares ESG, aprovechando nuestra tecnología avanzada para reducir a la mitad la cantidad de agua utilizada en el procesamiento, mientras continuamos aumentando nuestras asociaciones mutuamente beneficiosas con las comunidades locales y la provincia de Salta”, señaló Stausholm.
La compañía dedicada a las soluciones energéticas especializada en energía modular y móvil Aggreko se fijó como meta hace algunos años acompañar el crecimiento de la industria minera y de Oil & Gas en la Argentina a fin de aprovechar todos los recursos con los que cuenta el país. En diálogo con EconoJournal, Pablo Varela, director ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica, realizó un balance sobre cómo fue el 2024 para la compañía y aseguró: “Este no fue un año de gran crecimiento porque mantuvimos volúmenes similares a los de 2023, pero si fue de mejora de procesos, de ordenar. Este año se ordenaron muchas cosas y comenzó a fluir la importación de piezas que el año pasado fue un caos. Eso nos permitió posicionarnos mejor”.
Varela consideró que fue un año con buenos resultados tanto en minería como en petróleo. “Se facilitaron los procesos y para nosotros fue muy bueno. Antes era muy complejo. La Argentina representa entre el 10 y 15% de nuestro negocio en América Latina y representaba el 50% de los problemas. Hoy no. Vemos con más optimismo el año que viene. Creemos que vamos a crecer. Tenemos un pipeline de nuevas oportunidades. Ya estamos viendo movimiento real en el petróleo, en Vaca Muerta. Hay empresas que están acelerando su producción con exploración nueva. En la minería hay más cautela”, advirtió.
Pablo Varela, director ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica
El rol del Estado
El ejecutivo de Aggreko también se refirió a las políticas impulsadas por el gobierno para dinamizar al sector energético y al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y planteó que “este gobierno está intentando salir de las restricciones, del control sobre la oferta y demanda. Cuanto más limpia esté la cancha, cuando menos esté involucrado el gobierno, es mejor. Si el gobierno interviene mucho termina siendo negativo. Cuando menos participe, es mejor visto internacionalmente lo cual hace que vengan las inversiones grandes, por ejemplo, las que se necesitan para desarrollar el Gas Natural Licuado (GNL) o el hidrógeno. Se necesita que las empresas sientan que el gobierno no se les va a meter en el medio”.
Varela expresó que se precisan leyes que aseguren la continuidad de los proyectos y que permitan que se respeten las reglas de juego a largo plazo. “Hoy no es lo mismo invertir en la Argentina, Brasil o Colombia que en Estados Unidos. Tenemos que dar credibilidad y seguridad jurídica a largo plazo. Debemos desarrollar el GNL”.
Proyecciones
Varela dio cuenta de cuáles son las proyecciones que tienen desde la compañía para los próximos años y aseveró que uno de los objetivos es ser protagonistas en la transición energética y en la reducción de las emisiones.
“La Argentina tiene un déficit estructural eléctrico bastante grande que va a demorar en arreglarse 10 o cinco años. Nosotros tenemos participación y vamos a apoyar esas soluciones. Ojalá este levantamiento de restricciones tanto de importación, de exportación y de tránsito de divisas se mantenga y que el gobierno no se meta ni para bien ni para mal para que las cosas funcionen y fluyan libremente”, puntualizó.
La apuesta por la minería
Aggreko brinda sus soluciones en la industria minera y sobre todo en el sector del litio. Otorga sus productos de energía modular en iniciativas que se encuentran a más de 4000 metros de altura sobre el nivel del mar a fin de garantizar el suministro. En base a esto, Varela comentó: “Para nosotros, trabajar en proyectos en altura es como que nos inviten a jugar de local. Nos sentimos cómodos. Trabajamos con empresas internacionales de estándares altos. Esto nos ayuda mucho. Los desafíos logísticos, ambientales y de infraestructura es lo que nosotros solucionamos. Hay buena irradiación solar en Los Andes y por eso se pueden desarrollar soluciones híbridas. Tenemos gente de nuestro equipo dedicada a las soluciones en altura”.
El director ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica hizo referencia a la penetración de renovables en la oferta de soluciones energéticas y remarcó que los productos deben ser robustos y que se debe tener en cuenta la sustentabilidad de las soluciones, las emisiones, la confiabilidad y la eficiencia de costos a la hora de incorporar este tipo de energía.
“Trabajamos mucho en esto para llegar a la solución ideal. Nosotros nos especializamos en que conversen las tecnologías, por ejemplo, una solución térmica a gas o a diésel con una batería o una planta solar. Buscamos los mejores proveedores”, marcó.
Varela advirtió que en la actualidad la trazabilidad de los productos se ha convertido en un aspecto fundamental. Sobre esto indicó que “antes la trazabilidad era exclusivamente para lo referido a los accidentes. Hoy el tema de las emisiones es fundamental. Todo se mide. Por eso, hay que entender lo que cada empresa minera quiere. Hay que adaptarse a cada situación y entender las necesidades de cada cliente. Hay mucho trabajo previo. Todo el tema de la transición energética tiene muchas cosas por detrás”.
Hidrógeno
En la última edición del Argentina & LATAM Lithium Summit desde la compañía expusieron que han desarrollado una nueva tecnología que genera hidrógeno in situ, y que a su vez mejora la combustión. La solución consiste en agregar un equipo de menor tamaño al lado de los contenedores que ellos poseen en los proyectos mineros el cual genera hidrógeno por hidrólisis in situ. El hidrógeno generado luego entra en el equipo y hace que la combustión sea más completa.Con esto la compañía hace que baje el uso de los combustibles en un 2% y que los gases mejoren en un 25% en contenido de óxidos de nitrógeno (NOx).
Varela explicó que globalmente han desarrollado varias pruebas con hidrógeno para hacer generadores o celdas de combustible. No obstante, planteó que el hidrógeno todavía sigue siendo un combustible muy caro de transportar, que es 10 veces más caro de transportar que el GNL.
“Somos cuidadosos con eso porque a la gente le encanta hablar y escuchar sobre el hidrógeno, pero transportarlo como combustible único es muy complejo. Lo que estamos haciendo e implementando es el hidrógeno como parte de las soluciones. El hidrógeno ayuda a abaratar la solución y hacerla más sustentable en cuanto a las emisiones. Es una tecnología que hemos desarrollado para generadores de ciclo abierto. No son máquinas 100% de hidrógeno. Sino que son con parte de hidrógeno y con parte de diésel. Pero las condiciones son de crecimiento”, concluyó.
Antonio Milanese asumirá como subsecretario de Transición y Planeamiento Energético en reemplazo de Mariela Beljansky, que presentó su renuncia la semana pasada por motivos personales. Así lo confirmaron fuentes privadas a EconoJournal. Desde comienzos de año, Milanese se venía desempeñando como Director Nacional del Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS) y a partir de ahora tendrá como misión principal mejorar la eficiencia en la asignación de los subsidios a las facturas de gas natural y electricidad.
De hecho, como nuevo subsecretario de Planeamiento Energético tendrá a su cargo la gestión del Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE), la base de datos que permitió la segmentación en tres niveles del universo de usuarios residenciales de gas y electricidad en función del ingreso económico de cada hogar. La secretaria de Energía, María Tettamanti, adelantó en el Energy Day, un evento organizado por EconoJournal a principios de mes, que el Ejecutivo fijará un período de transición de seis meses para reformular el esquema de asignación de subvenciones. Milanese tendrá un rol central en esa tarea.
El nuevo subsecretario es licenciado en Ciencia Política egresado de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y tiene un master en Ciencias Sociales en la Universidad Torcuato Di Tella. Dicta el seminario “Laboratorio de Políticas Públicas” en la Facultad de Ciencias Sociales de la UBA. También dictó en 2021 y 2022 la materia Ciencia de datos en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE), orientada a la obtención, preparación y uso de datos.
Milanese es politólogo egresado de la Universidad de Buenos Aires.
Otros antecedentes en la gestión pública
Fue subsecretario de Innovación en la Municipalidad de Vicente López entre marzo de 2020 y marzo de 2022 donde también puso el foco en el análisis de datos para impulsar la modernización administrativa.
Su paso por la gestión pública también incluyó su participación como gerente de datos en el Ministerio de Modernización de la Ciudad de Buenos Aires entre enero de 2012 y diciembre de 2014, período en el que fue responsable del responsable del desarrollo del portal de datos abiertos http://data.buenosaires.gob.ar/ y de diversas plataformas y apps.
Además, entre marzo de 2018 y marzo de 2020 fue asesor de la Agencia de Acceso a la Información Pública con foco en el diseño de indicadores de cumplimiento de la ley de acceso a la información pública y protección de datos personales.
Milanese expuso este año en la jornada de Datos Abiertos organizada por la Secretaría de innovación, Ciencia y Tecnología.
El presidente Javier Milei anunció este martes que el gobierno presentará un nuevo plan nuclear argentino con el objetivo de brindar energía a centros de entrenamiento de inteligencia artificial. La iniciativa será liderada por el jefe de gabinete del Consejo de Asesores del Presidente, Demian Reidel, un físico egresado del Instituto Balseiro y economista con un paso previo por el directorio del Banco Central durante la gestión de Cambiemos. Se trata de un paso decisivo en una agenda de reconfiguración del sector nuclear nacional que comenzó con la habilitación del ingreso de capital privado en la empresa estatal Nucleoeléctrica Argentina mediante la Ley de Bases.
En un discurso emitido por cadena nacional para hacer un balance de su primer año de gestión, Milei explicó que la Argentina posee las fuentes de energía necesarias para alimentar la demanda de energía de los clusters de inteligencia artificial. «Nosotros tenemos energía de sobra, tierras frías e inhóspitas de sobra, el recurso humano de calidad también de sobra«, dijo el presidente.
En esa línea, el presidente precisó que se diseñará un Plan Nuclear Argentino para construir centrales nucleares que puedan brindar la energía requerida por este tipo de proyectos tecnológicos, sin especificar el tipo de línea tecnológica a utilizar, que en la Argentina es centralmente de uranio natural y agua pesada.
«El aumento de demanda de energía que implica la inteligencia artificial va a generar en el mundo entero un resurgimiento en la energía nuclear después de décadas de declive. Y nosotros no nos vamos a quedar atrás, vamos a diseñar un plan nuclear argentino que contemple la construcción de nuevos reactores, así como la investigación de las tecnologías emergentes de reactores pequeños o modulares, manteniendo los máximos estándares de seguridad y eficiencia», dijo Milei.
Liderando esta agenda estará Reidel, que presentará el plan nuclear o brindará los lineamientos del mismo en los próximos días, según lo anunciado por el presidente.
El gobierno dejó en claro en reiteradas ocasiones que busca posicionar a la Argentina como un polo de inteligencia artificial. Las principales compañías tecnológicas del mundo han incluido a la energía nuclear entre sus planes para alimentar a este tipo de proyectos y a sus datacenters en general con energía eléctrica de base y sin emisiones de gases de efecto invernadero, debido a su elevado consumo energético.
Google, Amazon, Meta y Microsoft vienen realizando distintos anuncios vinculados con la provisión de energía nuclear existente y futura para alimentar a sus datacenters y proyectos de IA. En el Simposio Nuclear Mundial 2024, el director de Nuclear e Innovación Energética de Microsoft, Todd Noe, resumió la búsqueda del sector tecnológico al señalar que la gran diferencia entre la energía nuclear y las renovables es que la primera otorga «energía firme».
Meta, la compañía liderada por Mark Zuckerberg, con quien Javier Milei se reunió a comienzos de este año, anunció que busca propuestas de desarrolladores de proyectos nucleares en EE.UU. por hasta 4000 MW de energía nuclear «para ayudarnos a alcanzar nuestros objetivos en innovación de IA y sustentabilidad». Por otro lado, Amazon compró a principios de este año en Estados Unidos un complejo para data centers que será directamente abastecido con electricidad generada por una central nuclear. Microsoft firmó el año pasado sus primeros PPA de energía nuclear para abastecer de energía sus operaciones en Canadá.
Además de los datacenters, los proyectos de inteligencia artificial prometen elevar aún más la demanda de energía de las compañías tecnológicas. «Es el desarrollo tecnológico más violento de la historia de la humanidad y amplifica tus capacidades de ser humano”, dijoReidel en el marco de la primera semana de la IA, celebrada recientemente en Buenos Aires.
El gobernador Martín Llaryora, junto al intendente de la ciudad de Córdoba, Daniel Passerini, inauguraron la primera estación de servicio de biocombustibles para el público en general, ubicada en la intersección de Rancagua y Capdevila. Se trata de una iniciativa impulsada por el gobierno provincial a través del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos y de la Dirección Provincial de biocombustibles y bioenergías, en colaboración con la empresa Wico, que expenderá biocombustibles dentro del ejido municipal.
“La Provincia reafirma su liderazgo en la implementación de energías alternativas, consolidando el rol de los biocombustibles como eje central de la transición energética y como modelo de gestión pública orientada a mitigar el cambio climático”, destacaron.
Servicios
Esta nueva instalación ofrecerá al público en general biodiésel (B20) y bioetanol (E17), además de los combustibles tradicionales. Se trata de los biocombustibles que la Provincia y Municipalidad en la actualidad utilizan en el programa de migración de vehículos de flota pública.
B20 (gasoil con 20% de biodiesel) y E17 (nafta con 17% de bioetanol) son combustibles diseñados por la provincia con mayor contenido de biocombustibles, de acuerdo a lo establecido por la Ley Provincial N° 10.721, que promueve la producción y consumo de biocombustibles y bioenergía.
La estación de servicio fue adquirida por WICO y remodelada para alinearse con los estándares de calidad y sostenibilidad que caracterizan a la empresa, según precisaron desde la firma. “Además de su ubicación estratégica, su infraestructura permite atender la creciente demanda de biocombustibles por parte de empresas públicas como EPEC, Caminos de las Sierras, Lotería de la Provincia, CORMECOR, TAMSE y COyS y otros actores del sector público y privado; y desde hoy disponible para todos los cordobeses”, indicaron.
La empresa adquirirá biocombustibles de productores cordobeses como ACA BIO, PROMAIZ, MAIZ ENERGÍA, BIO 4, AFEMA y Green Diésel, promoviendo empleo y fortaleciendo la economía provincial. La carga de estos biocombustibles no requiere ninguna modificación en el motor del vehículo y, tal como se emplea en la flota provincial y municipal, es posible que sea utilizado por todos los sectores de consumo.
Crecimiento
El ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Fabián López, explicó: «Cuando se realiza una carga en cualquier estación de servicio del país, hay un corte obligatorio establecido por la Secretaría de Energía de la Nación. Al cargar 100 litros de nafta, en realidad se están comprando 12 litros de bioetanol, de los cuales 6 son producidos en base a bioetanol de maíz, y los otros 6 en base a bioetanol de caña de azúcar».
«En Córdoba, hemos dado un paso más al reducir las emisiones de gases de efecto invernadero que provienen de los combustibles fósiles, porque entendemos que todos estos biocombustibles permiten un valor agregado. Córdoba es el gran productor de maíz del país, y como estado subnacional, si lo separáramos de la Argentina, sería el octavo estado a nivel mundial», agregó el funcionario.
Además, indicó que más del 75% de ese maíz se va al puerto de Rosario y se exporta como grano sin generar empleos ni motorizar inversiones.
«Al producir bioetanol a partir del maíz, se requiere procesamiento, inversión y generación de empleo, entonces en lugar de vender los 100 litros con 12 de bioetanol, acá en Córdoba lo estamos vendiendo con 17. El gobernador Llaryora es un firme defensor y propulsor de la bioeconomía y de los biocombustibles a nivel nacional, empujando la sanción de una nueva ley que Argentina lamentablemente todavía no tiene», se explayó López.
Impacto
La ministra de Ambiente y Economía Circular, Victoria Flores, valoró la expansión de los biocombustibles en la provincia y remarcó la importancia de apostar al desarrollo en equilibrio con el cuidado ambiental.
“Este tipo de iniciativas privadas además de fomentar el uso de energías que generan menos emisiones de gases efecto invernadero son apuestas locales que generan empleo, por eso es un orgullo para nosotros como Gobierno poder acompañar y poner en valor este tipo de iniciativas”, dijo Flores.
Por su parte, el presidente de WICO, Fernando Riccomi, sostuvo que esto se puede llevar adelante «porque Córdoba tiene esta iniciativa como política de Estado. Esto no se puede hacer si hay una cuestión espasmódica. Una petrolera necesita una estandarización y un tiempo largo para que las cosas transcurran”.
«Córdoba se puso esto al hombro, viene empujándolo hace un largo tiempo y acelerando el proceso para que se profundice. Nosotros estamos para invertir, somos una empresa argentina y la provincia de Córdoba quiere avanzar, entonces estamos con Córdoba para avanzar«, enfatizó Riccomi.
En el acto estuvieron presentes la ministra de Ambiente y Economía Circular, Victoria Flores; el secretario de Transición Energética de la Provincia de Córdoba, Pablo Gabutti; el director Provincial de Biocombustibles y Bioenergias, Mariano Santillán.
Antecedentes
Pasaron casi dos años de la inauguración de la primera estación de servicios con biocombustibles, ubicada en Sagrada Familia y Costanera de la ciudad de Cordoba, diseñada para la venta de combustibles líquidos, gaseosos y biocombustibles.
La segunda estación, en calle Isabel la Católica, contribuyó a profundizar la estrategia a través de más puntos de carga para vehículos oficiales, informaron.
Los cortes de B20 y E17 suministrados abastecen a más de 2 mil vehículos de flotas provinciales, municipales y del sector privado sin necesidad de realizar modificaciones mecánicas en los motores. Estos combustibles son dispensados exclusivamente en estaciones especialmente habilitadas para su distribución.
Este año más unidades de la flota provincial comenzaron a utilizar biocombustibles, siendo el último ejemplo la transición energética que llevan a cabo los vehículos del Ministerio de Seguridad.
En la actualidad, se llevan consumidos más de cinco millones de litros y las estimaciones de dióxido de carbón equivalente reducido asciende a más 1.8 millones de kilogramos.
Combustibles cordobeses
El uso de biocombustibles como el B20 y el E17 demostraron su eficacia en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, con un impacto positivo en la matriz energética de la región.
Además, la política de abastecimiento local fomenta la innovación y la sostenibilidad en la producción.
La provincia de Córdoba fue la primera en el país en formular estas mezclas específicas que responden a los parámetros de calidad fijados por el Estado nacional y a las exigentes condiciones del mercado de exportación.
Los productos son mezclados por empresas de la provincia debidamente registradas ante autoridad de aplicación nacional y provincial, cumpliendo con las exigencias de seguridad y calidad de producto; además de una fiscalización provincial de la totalidad del procedimiento de adquisición de combustibles y biocombustibles, distribución, mezcla y expendio.
Pampa Energía, el mayor jugador del mercado eléctrico argentino y uno de los principales productores de gas del país, emitió un bono internacional en Nueva York por 360 millones de dólares a 10 años a una tasa de 7.875%.
Según informaron desde la firma, Pampa recibió ofertas por más de 1000 millones de dólares. Se trata de una licitación que incluyó a fondos de inversión internacionales.
Objetivos
Desde Pampa, informaron que el principal objetivo de esta operación fue terminar de cancelar el bono de US$ 750 millones que vence en el 2027 y mejorar el perfil de deuda de la compañía de cara a las fuertes inversiones de los próximos años en Vaca Muerta, incluyendo el desarrollo del yacimiento de shale oil Rincón de Aranda.
La idea que tienen desde la firma sobre este bloque es llegar a un plateau de producción 40.000 barriles por día en 2027. Pampa este año ya realizó dos pads de cuatro pozos cada uno. Ahora la meta es alcanzar los 20.000 barriles por día a fines de 2025.
En septiembre de este año, la empresa ya había logrado emitir un bono con una tasa menor al 8% por primera vez en seis años. La transacción fue por US$ 410 millones de dólares.
Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), acordó con las distribuidoras eléctricas el mecanismo para el pago de la deuda millonaria que mantiene el sector. En total, el pasivo por la energía que las distribuidoras le compran a Cammesa (que a su vez le compra a las generadoras) y distribuyen a los usuarios asciende a más de US$ 1.000 millones. Los puntos centrales del acuerdo que terminó armando el gobierno el viernes a última hora es muy flexible ya que incluye que las compañías eléctricas tengan un período de gracia de un año para saldar la deuda y un plazo de 72 meses (6 años) para regularizar. También tendrá una tasa de interés competitiva ya que será de 50% del mercado eléctrico.
Es la primera vez que el gobierno arma una propuesta integral (incluye a los acuerdos de dudas anteriores) para llevar adelante un esquema de refinanciamiento de deuda y cumplimientos de las obligaciones de las compañías. Además, según puedo reconstruir EconoJournal de distintas fuentes, el acuerdo tiene el respaldo de todos los actores del sistema -generadoras, transportistas, distribuidoras y grandes usuarios-.
El entendimiento alcanzado es clave para que no se quiebre la cadena de pagos del sector energético generada principalmente por el atraso tarifario. El pasivo que incluye este convenio se generó principalmente en el primer trimestre del año. Edenor y Edesur son las distribuidoras con más usuarios del país y las que acumulan la mayor deuda.
En las provincias los casos son dispares. Hay distribuidoras que fueron pagando el 100% de las facturas, pero la mayoría abonó a Cammesa sólo una parte. Incluso hay empresas que pagaron apenas entre un 2% y un 10% de sus facturas de enero, febrero y marzo. Con el aumento del Valor Agregado de Distribución (VAD) que otorgó el gobierno y se replicó en las provincias, las empresas fueron saldando los pagos corrientes, pero la deuda se mantiene.
Acuerdo
Entre jueves y viernes de la semana pasada el directorio de Cammesa se reunió al menos cuatro veces para terminar de afinar los detalles del convenio. Al frente de las negociaciones estuvo Mario Cairella, actual vicepresidente de la compañía mixta. EconoJournal accedió a una nota que le envió ADEERA, la asociación que nuclea a las distribuidoras del país, a la secretaria de Energía, María Tettamanti, confirmando el acuerdo. En la nota, la entidad remarca que el convenio permitirá “lograr que a los agentes distribuidores del MEM puedan volver a ser consideradas sujetos de crédito”.
Formalmente, el próximo paso es que la Secretaría de Energía tiene que convalidar con una resolución la decisión del directorio de Cammesa. A partir de ahí, habrá un plazo de 30 días para cerrar cada acuerdo de pago en el plan de refinanciación.
Punto por punto
El acuerdo incluye la refinanciación de la deuda que contrajeron las distribuidoras y cooperativas eléctricas a noviembre de este año. Las empresas tendrán un plazo de gracia de 12 meses y luego cada compañía saldará sus compromisos en un período de 72 meses, mientras cumplen los compromisos actuales.
Otro punto relevante es que el plan de pagos de las distribuidoras tendrá una tasa de interés del 50% de la vigente en el MEM. Los planes de refinanciación suscriptos en 2022 por anteriores deudas se mantienen vigentes.
Además, un aspecto que destacaron las distribuidoras fue mantener los términos de los acuerdos anteriores a menos que las distribuidoras manifiesten -dentro del plazo de 60 días de su aprobación- «su voluntad de que se pesifique la deuda al valor de la transacción tomada a los efectos del mes de octubre de 2024 ($30.153,69 por MwH)”.
En este caso, ADEERA aclara que se deberá “respetar el plazo y las cuotas restantes de dichos planes, sin plazo de gracia” y habrá una “moneda homogénea”, que significa que “el valor en pesos aplicable será aquel que resulte de la conversión del saldo deudor a pesos conforme la transacción antes referenciada”. También tendrán “una tasa de interés mensual devengada a partir de la conversión a pesos de la deuda equivalente al 50% de la vigente en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)”.
El acuerdo también implica que las distribuidoras no tengan litigios judiciales con Cammesa y que la administradora del mercado eléctrico también acepte cerrar todas las acciones judiciales con las compañías.
Desde Cammesa remarcaron que si alguna distribuidora decide a futuro continuar el camino judicial, “deberá abonar el 100% de la deuda y las multas correspondientes”. Las mismas fuentes agregaron que en ese caso, inclusive, Cammesa podría pedir la quiebra de estas empresas.
Los gobernadores de las provincias mineras participarán de una misión empresarial en Bruselas con la intención de lograr alianzas estratégicas para atraer inversiones de Europa en el sector. Marcelo Orrego (Salta), Raúl Jalil (Catamarca), Carlos Sadir (Jujuy) y Alfredo Cornejo (Mendoza) forman la comitiva argentina que participará entre el 9 y 13 de diciembre en una cumbre con funcionarios y empresarios de la Unión Europea (UE) para promover intercambios sobre oportunidades de inversión e innovación. También forman la comitiva Luis Lucero, secretario de Minería de la Nación, y Flavia Royón, la secretaria ejecutiva de la Mesa del Litio.
“La misión empresarial reunirá a las partes interesadas para cubrir la extracción, el procesamiento y el refinado de las cadenas de valor de las Materias Primas Críticas (MPC) preseleccionadas, bajo el tema general ‘Promoviendo inversiones e innovación entre la UE y la Argentina en cadenas de valor sostenibles y responsables”, señalaron desde la comitiva.
Cronogrma
El itinerario oficial de la comitiva comenzará este martes con el foro “Alianza Estratégica en cadenas de valor sostenibles de materias primas entre la UE y Argentina”, que se realizará en el Hotel Le Plaza de Bruselas. Allí participará la delegación argentina junto al director de Asuntos Corporativos de la empresa minera francesa Eramet, Pierre Alain Gautier; el CEO de la compañía francesa especializada en extracción de litio Adionics, Gabriel Toffani; el gerente general de la minera McEwen Copper y el proyecto minero Los Azules, Michael Meding; el gerente de Infraestructura y Energía del Banco Interamericano de Desarrollo, Tomás Serebrisky; y la jefa de Cooperación de la Delegación de la UE en Buenos Aires, Ilse Cougé.
Luego, la comitiva tendrá una reunión con la empresa encargada de financiar proyectos sostenibles BID Invest, el Banco de Desarrollo de Alemania (KfW), el Ministerio de Asuntos Exteriores de los Países Bajos, la Asociación de Instituciones Financieras de Desarrollo de Europa (EDFI), la Agencia Francesa para el Desarrollo (AFD), la Sociedad Alemana de Cooperación Internacional (GIZ), la institución financiera de los Países Bajos Invest Internacional y el Banco Europeo de Inversiones (BEI).
Finalmente, los gobernadores tendrán reuniones bilaterales con representantes de Glencore, una de las principales multinacionales dedicadas a la compraventa y producción de materias primas; FLS, proveedora de servicios y tecnología vinculados a la minería; BID Invest; EIT RawMateriales, dedicada a la innovación en minería sustentable; y el Puerto de Rótterdam, entre otras reuniones.
DAPSA (Destilería Argentina de Petróleo SA), empresa del holding argentino Sociedad Comercial del Plata (SCP) acordó con YPF la comercialización de 1,8 millones de metros cúbicos de combustibles para abastecer a su red de estaciones de servicio durante los próximos cinco años.
Según lo informado ante la Comisión Nacional de Valores (CNV), “este contrato valorizado en aproximadamente 1.130 millones dólares permitirá a DAPSA consolidar su posición como operador de la principal red independiente de estaciones de servicio del mercado local”, precisaron.
Programa de inversiones
Este año la empresa festeja su 50° aniversario y ha llevado adelante un programa de inversiones para el desarrollo de su red de estaciones de servicios lanzada en 2019. “Este esfuerzo le permitió posicionarse, en tan solo cinco años, como la quinta red del mercado argentino, con cerca de 200 bocas de expendio distribuidas en 17 provincias y más de 40 modernas tiendas de conveniencia que enriquecen su oferta de productos y servicios”, aseveraron desde DAPSA.
La compañía tiene como objetivo continuar con plan de expansión y proyecta alcanzar las 250 estaciones de servicio de bandera en los próximos dos años y ampliar la comercialización de combustibles, que promedia 500.000 metros cúbicos anuales y representa un 2% de participación en el mercado.
“DAPSA planea crecer también en el segmento del agro, donde ya cuenta con 14 agroservicios dedicados a la comercialización de combustibles de calidad para el sector, aprovechando la evidente sinergia que dicho canal presenta con la actividad agroindustrial del grupo SCP, que viene creciendo fuertemente a través de su controlada Morixe Hermanos S.A.I.C.”, informaron.
Crecimiento
A su vez, la empresa ha realizado inversiones en la ampliación y modernización de su terminal logística emplazada en un predio de 50 hectáreas en el Puerto de Dock Sud. Esas instalaciones tienen capacidad para almacenar 140.000 metros cúbicos de combustibles en tanques y están asociadas a un muelle exclusivo en la Dársena de Inflamables del puerto, que le permite operar buques de 200 metros de eslora. Esta terminal se encuentra a su vez interconectada por ducto con las principales refinerías y terminales de despacho de la región.
En la actualidad, DAPSA también produce el 10% de los lubricantes del mercado para algunas de las principales marcas locales e internacionales que se comercializan en el paísy apuesta por seguir incrementando el posicionamiento de su marca propia, sustentado en la expansión de su red de estaciones de servicios, destacaron.
“Desde su adquisición por el grupo SCP a fines de 2018, DAPSA ha realizado inversiones superiores a 30 millones de dólares, y proyecta continuar invirtiendo para expandir su modelo de negocio. El holding SCP continúa incrementando su posicionamiento estratégico en el sector energético, donde además posee el 30% de participación en la Compañía General de Combustibles (CGC), la sexta productora de upstream en Argentina, en sociedad con el grupo Corporación América”, destacaron.
El físico Ernesto Kirchuk fue designado como vicepresidente de la compañía estatal Dioxitek el 9 de septiembre de este año y al mes siguiente comenzó a facturarle a la empresa nuclear 3,5 millones de pesos mensuales en concepto de “honorarios por servicio de asistencia tecnológica”. EconoJournalpreguntó en Dioxitek cuál es la contraprestación que realiza Kirchuk y por qué esa tarea no forma parte de las actividades habituales que lleva adelante como vicepresidente.
“Durante los meses de octubre y noviembre Ernesto Kirchuk formó parte de una investigación y análisis sobre la viabilidad de incorporar un proyecto o unidad de negocio de enriquecimiento de uranio por láser en Dioxitek, la cual, por tratarse de una tarea de carácter extraordinario y ocasional, se abonó como locación de servicio”, respondieron desde la empresa encargada de garantizar el suministro de dióxido de uranio que se utiliza en la fabricación de los elementos combustibles para las centrales nucleares de Atucha I, Atucha II y Embalse.
Este medio consultó a cuatro fuentes del sector nuclear sin contacto entre sí y todas se mostraron sorprendidas porque afirmaron que la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) ya viene llevando adelante esa tarea. “La CNEA estudia la separación isotópica por láser. Se podría haber hecho un análisis de esos resultados sin tener que pagar por ello”, remarcó una de las fuentes. Kirchuk es, además, empleado desde hace años en la CNEA, por lo que otra de las fuentes consultadas advirtió que «no es normal que una empresa pública contrate bajo la modalidad de prestador de servicios a una persona que a su vez ya es personal del Estado».
EconoJournalaccedió a las dos facturas categoría ‘C’ presentadas por Kirchuk en Dioxitek en su carácter de monotributista. Lo llamativo, a su vez, es que la factura presentada en octubre está rotulada bajo el número ‘0000001’. Es decir, fue la primera factura que realizó el funcionario desde que se dio de alta fiscalmente en la AFIP. La segunda es que la presentó en noviembre, también por $ 3,5 millones, que se registró con el número ‘0000002’. De esos datos se desprende que Kirchuk se creó un monotributo únicamente para facturarle a Dioxitek un servicio profesional que la empresa estatal contrató cuando él ya formaba parte de su conducción.
Factura emitida por Ernesto Kirchuk a Dioxitek en octubre de este año.
Este medio indagó en la empresa cuál fue el acto administrativo que se realizó para contratar el servicio que brindó Kirchuk y quién lo firmó. “Dioxitek es una empresa (S.A.), las contrataciones no se realizan por actos administrativos. En el caso mencionado se realizó una contratación de acuerdo al mecanismo de compra vigente en la compañía”, se limitaron a responder.
Desde Dioxitek afirmaron también que “durante la duración de ese proyecto Ernesto Kirchuk renunció a su compensación como director, posición que actualmente no prevé función ejecutiva alguna. Este proyecto concluyó el 30 de noviembre, con lo cual ya no se abona esa locación de servicio”.
Por ser miembro del directorio a Kirchuk le correspondía cobrar alrededor de 1,1 millones de pesos mensuales, monto al que supuestamente renunció durante 60 días para cobrar más del triple. “Nunca escuché algo igual”, señaló una de las fuentes del sector nuclear consultada sobre el tema, la cual tiene una larga y destacada trayectoria en la industria. “No es algo normal. Ahí hay una incompatibilidad manifiesta”, destacó otra de las fuentes contactada.
Quién designó a Kirchuk
Kirchuk fue designado vicepresidente de Dioxitek en septiembre de la mano de Alberto Lamagna quien por esos días asumió como presidente de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) luego de que, tal como anticipó EconoJournal, el asesor presidencial Santiago Caputo tomara el control político de las dos firmas nucleares.
Caputo también nombró directores de NA-SA a un grupo de jóvenes libertarios sin experiencia en el sector, como Emiliano Giana, hermano de Guido Giana, un ex dirigente del PRO en la provincia de Buenos Aires que migró a las filas de La Libertad Avanza, y Jeremías Coppola, un joven licenciado en Finanzas de la Universidad de San Andrés que se enfocó en el negocio de trading de criptomonedas. Ambos funcionarios reportan además a Diego Chaher, quien está al frente de una Agencia de Transformación de Empresas Públicase integra el círculo de confianza de Caputo.
Otras facturas
Kirchuk no fue el único que le facturó a Dioxitek en los últimos dos meses. En octubre y noviembre Martín Suárez Gazzero cobró 2,8 millones de pesos mensuales por “servicios profesionales” y Julieta Laura Sayán recibió 1,5 millones de pesos en noviembre por “honorarios profesionales”. Al igual que Kirchuk, Suárez Gazzero y Sayán también son empleados de la CNEA.
Suárez Gazzero, licenciado en Economía Internacional egresado de la Universidad de Quilmes, acaba de asumir además como miembro del directorio de Veng, empresa de servicios subsidiaria de la Comisión Nacional de Actividades Espaciales (CONAE) que se encarga del desarrollo del lanzador satelital Tronador II y de otras aplicaciones de tecnología aeroespacial.
Sayán, por su parte, es una politóloga y socióloga egresada de la Universidad de Buenos Aires con una especialización en Gestión de la Tecnología y la Innovación en la Universidad de Tres de Febrero, que fue vicepresidenta de Dioxitek durante el gobierno de Alberto Fernández, y por entonces persona de confianza del gobernador de Formosa, Gildo Insfrán.
Julieta Sayán, empleada de CNEA y ex vicepresidenta de Dioxitek durante el gobierno de Alberto Fernández.Factura emitida por Julieta Sayán a Dioxitek en noviembre de este año.Factura emitida por Martín Suárez Gazzero a Dioxitek en octubre de este año.
La compañía de capitales argentinos PCR e YPF firmaron el acuerdo de cesión de las áreas Llancanelo y Llancanelo R. ubicadas en la localidad de Malargüe, Mendoza, luego de un proceso de análisis de aspectos técnicos, ambientales y económicos realizado por el Ministerio de Energía y Ambiente de la provincia que autorizó a entrega de las áreas. La cesión se dio en el marco del Proyecto Andes, que contempla la salida de la petrolera bajo control estatal de unos 55 bloques maduros en todo el país. Frente a esta nueva adquisición, la compañía comprometió inversiones del orden de los US$ 120 millones para el desarrollo de las áreas en los próximos cinco años.
Este nuevo yacimiento, se suma a las cinco áreas que hoy PCR ya opera en la zona y que forman parte del sector norte de la Cuenca Neuquina: El Sosneado, Puesto Rojas, Cerro Mollar Oeste, La Brea, La Paloma-Cerro Alquitrán.
Martín Brandi, CEO de PCR señaló: “Estamos muy contentos de concretar la adquisición de esta nueva área que se suma a las que ya operamos en la zona. Nuestro objetivo es poder incrementar la producción y las reservas de las nuevas áreas adquiridas, a través de la inversión en tecnología, perforando nuevos pozos siempre en un marco de sostenibilidad ambiental que es una prioridad de la compañía en el desarrollo de las áreas.”
“Dentro de los compromisos asumidos por PCR se destacan inversiones para la perforación de 13 pozos para los próximos cinco años (tres de ellos en 2025) y la implementación de tecnologías avanzadas para optimizar la producción de las áreas”, destacaron desde la empresa.
En la actualidad, el bloque produce 1800 barriles de petróleo por día a través de 39 pozos de producción, niveles que PCR prevé incrementar en el corto plazo. Adicionalmente, se planifica también la construcción de una planta de tratamiento de crudo y un ducto de transporte, que se ejecutarán dependiendo de los resultados positivos en las fases iniciales. La compañía estará sumando reservas por ocho millones de barriles de petróleo.
Las áreas
Las áreas Llancanelo y Llancanelo R se encuentran en explotación de petróleo pesado y de alta viscosidad, un recurso de alta demanda en el mercado actual. Ambas áreas son cedidas con concesiones de explotación vigentes, cuyos vencimientos operarán, en el caso de “Llancanelo”, en el año 2036, mientras que el área “Llancanelo R” vencerá en noviembre de 2027, con posibilidad de prórroga.
Gracias a esta adquisición, PCR se posicionó como uno de los principales referentes de la industria en la provincia y sumó reservas por 7.925.000 barriles de petróleo, según informaron.
Vista, segunda operadora de shale oil en la Argentina fundada por Miguel Galuccio, concretó la emisión de un bono por 600 millones de dólares en el mercado internacional, con una vida promedio de diez años y una tasa de 7,625 por ciento.
Según informaron desde la petrolera, la operación registró órdenes por 2.400 millones de dólares, lo que representa una sobresuscripción de cuatro veces el monto emitido. Se trata de la primera emisión internacional de la compañía.
La oferta fue realizada en Estados Unidos y en otras jurisdicciones al amparo de la Regla 144A y la Regulación S de la Ley de Valores de 1933 (Securities Act of 1933) de ese país y al amparo del programa global para la emisión de obligaciones negociables simples (no convertibles en acciones) aprobado por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Vista Argentina el 7 de mayo de 2019.
Objetivos
Para el año próximo, Vista planea invertir más de 1.100 millones de dólares y perforar 52 pozos en sus activos. La firma es uno de los operadores que más ha acelerado su actividad en la Cuenca Neuquina. En 2023 invirtió cerca de 800 millones de dólares en Vaca Muerta.
El objetivo de la empresa es llegar a exportar al menos el 60% de su producción para 2026. En ese sentido, proyecta 100.000 boe/d en 2025 y su meta hacia 2030 es llegar a producir 150.000 boe/d.
Expansión
En septiembre de este año, Vista celebró su quinto aniversario cotizando en Wall Street. La acción de la empresa se incrementó en ese lapso más de 460%, tocó máximos históricos y ya vale US$ 5.000 millones.
En la actualidad, la empresa que lidera la exportación de petróleo liviano exporta más del 50% de su producción a Brasil, Chile y Estados Unidos.
La Academia Nacional de Ingeniería le otorgó al presidente y de CEO de YPF, Horacio Marín, el premio Ing. Gerardo M. Lassalle 2024, que tiene como objetivo reconocer la labor profesional desarrollada en el país. Algunos de los profesionales que recibieron la misma distinción fueron Martin Migoya, Daniel Novegil, Carlos Tramutrola, entre otros.
“Estoy convencido que estamos logrando cosas extraordinarias que no solo van a beneficiar a YPF sino a todo el país a través de las exportaciones de energía. Este es un aporte extraordinario que la industria le va a hacer a la Argentina”, afirmó Marín durante la ceremonia que se llevó a cabo en la Casa de las Academias.
Reconocimiento
Este reconocimiento se suma al que le otorgó la Universidad Texas como Alumno distinguido 2024 del programa “Master of Science in Petroleum Engineering” en Austin. Este premio reconoce a ex alumnos que han logrado objetivos significativos en sus carreras y/o han prestado servicio a la Universidad.
Marín es ingeniero químico egresado en la Universidad de La Plata, obtuvo su Master of Science en ingeniería en Petróleo en la Universidad de Texas en Austin en 1994 y en el 2009 participó en el Programa Ejecutivo de la Universidad de Standford en la Escuela de Negocios.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) presentó su campaña “Hacé la diferencia”. Se trata de una iniciativa que busca concientizar sobre el uso responsable de la energía, destacar la complejidad del sistema eléctrico y valorar el profesionalismo de quienes trabajan en la distribución de energía.
El verano argentino se caracteriza por altas temperaturas que impulsan un mayor uso de aires acondicionados, que aumentan significativamente la demanda de energía. Solo el uso de estos equipos en la temporada estival representa una exigencia de 10.000 MW, un 40% más que el promedio anual. El verano pasado hubo un pico de 29.653 MW y, según estimaciones de Cammesa, en 2025 se incrementará este máximo histórico.
Este incremento puede reflejarse en facturas más altas y mayor estrés en la red eléctrica, especialmente durante fenómenos climáticos extremos como olas de calor, tormentas o sequías.
“A través de esta campaña, Adeera invita a los usuarios a implementar simples acciones en el hogar, comercio o industria para reducir el impacto en la red eléctrica, contribuir con el cuidado del ambiente y bajar el consumo hasta un 30%”, precisaron desde la Asociación.
Mantener una temperatura adecuada en el aire acondicionado
Ajustar entre 24°C y 26°C. Cada grado por debajo de esta franja incrementa el consumo en un 8%. Además, apagarlos en ambientes desocupados y complementarlos con ventiladores puede hacerlos más eficientes.
Optimizar la iluminación con luz natural y LED
Abrir cortinas y persianas durante el día puede minimizar la necesidad de encender las luces. También es importante reemplazar las lámparas incandescentes por lámparas LED que son hasta un 80% más eficientes y tienen una mayor durabilidad.
Desconectar los electrodomésticos en modo stand-by
Aunque parecen estar apagados, siguen consumiendo energía de manera innecesaria. Este consumo “fantasma” puede representar entre un 5% y un 10% de la factura eléctrica
Evitar el uso simultáneo de equipos de alto consumo
Apagar el aire acondicionado en los espacios desocupados y evitar utilizar al mismo tiempo equipos de alto consumo, como planchas y aires acondicionados, puede ayudar a reducir el consumo eléctrico en el hogar, disminuir la demanda sobre la red y optimizar el rendimiento de los equipos.
Planchar y lavar en horarios de menor demanda
Programar estas tareas fuera de los picos de demanda (13 h a 16 h) puede marcar una diferencia significativa.
Adeera sugiere programar estas actividades temprano en la mañana o después del atardecer. Para este caso, cambiar los horarios de uso no significa consumir menos energía, pero sí reducir los picos de demanda. Cada usuario tiene el poder de colaborar en el cuidado del sistema eléctrico. En un contexto de alta demanda y eventos climáticos extremos, el consumo eficiente de energía no solo alivia la red, sino que reduce el riesgo de interrupciones. Detrás de cada interruptor que se enciende, hay un sistema complejo que involucra una infraestructura avanzada y el esfuerzo de más de 60 mil personas dedicadas a asegurar el suministro eléctrico a millones de argentinos. Con la colaboración de todos, se puede hacer una gran diferencia este verano y construir un futuro más sostenible
El informe mensual, llevado adelante por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destaca que en octubre de 2024 la producción del sector creció un 3% respecto a septiembre. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observa que se mantuvo al mismo nivel, mientras que el acumulado del año refleja valores negativos, cayendo un 4%, afectado por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos y finales agroquímicos en una diferencia muy pequeña.
El informe de la Cámara resaltó que las ventas locales disminuyeron un 5% intermensual; mientras que, para la variación interanual, ya que todos los subsectores fueron afectados, esta tuvo una baja de un 24%. En el acumulado del año se observa una baja del 27 por ciento.
Exportaciones
La reseña llevada adelante por la CIQyP® destaca que en las exportaciones se observa un aumento del 42% en la variación interanual, favorecido por los subsectores como básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. El acumulado del año mostró una suba del 34 %, ayudado por todos los subsectores salvo los finales agroquímicos. No obstante, respecto a septiembre, en octubre 2024 se observó una caída del 3%.
Por su parte, el relevamiento de la Cámara muestra que en el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), mostró que en octubre 2024 con respecto al mes anterior las ventas locales se mantuvieron; mientras que la producción y las exportaciones crecieron un 16% y un 8%, respectivamente. En la variación interanual la producción muestra un alto incremento (45%), esto se debe a que en el año 2023 hubo paradas de planta no programadas que afectaron la producción, y que no se registraron durante el mes de octubre del año en curso. Por su parte, el acumulado del año mostró estabilidad en producción, pero caídas en ventas locales y externas.
Balanza comercial
Durante octubre 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 37,32% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 23.29% en las importaciones y del 8,61% en las exportaciones.
En tanto, la capacidad instalada de las industriasque aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante octubre 2024 tuvo un uso promedio del 57% para los productos básicos e intermedios y del 85% para los productos petroquímicos.
En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante octubre del 2024, alcanzaron los 365 millones de dólares, acumulando un total de USD 3.220 millones en estos diez meses del año.
“Los números del sector del mes de octubre muestran resultados dispares que reflejan que aún no se está recuperando la actividad de la Industria Química y Petroquímica de la caída ocurrida en el curso de este año estando en concordancia con los resultados de la economía en su conjunto”, enfatizó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
La 44° Reunión Anual de APLA, realizada en la ciudad de Cartagena, Colombia, alcanzó varios récords de participación y dejó resultados muy positivos respecto a las oportunidades de networking, conexiones estratégicas y aprendizaje. “Este evento se consolidó, una vez más, como una oportunidad ineludible para la industria petroquímica y química en Latinoamérica”, destacaron desde la organización.
Reuniones de negocios
Con 928 participantes, provenientes de 36 países y 325 empresas, las reuniones de negocios marcaron el ritmo durante los cuatro días del evento. Se instalaron más de 30 espacios exclusivos de marcas y compañías que, en conjunto con las áreas destinadas al networking y encuentros de trabajo, tuvieron agenda completa, en un entorno muy dinámico y con buenos resultados.
La visión sobre el presente y futuro de la industria
El programa de conferencias ofreció conversaciones profundas sobre los temas clave que están redefiniendo la industria en la región: el potencial de Vaca Muerta, la tendencia del Nearshoring, los proyectos de descarbonización, la innovación sostenible, las más nuevas soluciones en materia de tecnología y la influencia de las tendencias económicas y políticas que impactan en Latinoamérica. Todas las cuestiones de relevancia para tomar decisiones estratégicas estuvieron presentes en el programa de conferencias.
Una industria más diversa e inclusiva
Por primera vez y con la sala completa, se analizó y discutió cuáles son los claros beneficios, para las empresas y para la sociedad, que surgen al implementar políticas para la inclusión de más mujeres y el desarrollo de sus carreras en el sector. También los jóvenes tuvieron su momento especial en el programa y contaron la oportunidad de expresar qué mundo y qué industria quieren construir para los próximos tiempos.
“La Reunión Anual de APLA reafirmó su rol como el espacio clave para compartir perspectivas sobre el futuro de la industria petroquímica y química en Latinoamérica y reunir a toda la cadena de valor del sector en la región”, remarcaron.
Durante el tercer trimestre del año la potencia instalada en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) alcanzó los 43.452 megawatts (Mw), con una potencia habilitada de 5.681 Mw por parte de las energías renovables. Estos números ilustran con elocuencia, según Ricardo González, gerente general de Anabática Renovables, la constante evolución del panorama energético local. “En el mes de septiembre, de hecho, el segmento renovable explicó un 18,5% de la oferta total de energía eléctrica, estableciendo un nuevo récord mensual”, cuantificó el experto en un taller técnico que su empresa brindó recientemente en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA).
Con más de una década de experiencia en la región, Anabática Renovables se propuso consolidar su presencia en la Argentina como consultora líder en el ámbito de las energías limpias. A fin de fortalecer sus relaciones con clientes y potenciales interesados, la empresa reunió a destacados referentes de la industria energética para discutir sobre las proyecciones y oportunidades que brindan en el país el sector renovable, el almacenamiento y el hidrógeno verde.
El encuentro contó con la participación de representantes de distintos eslabones de la cadena de valor industrial que disertaron sobre las tendencias tecnológicas que vienen redefiniendo la actividad, tales como Juan Cruz Azzarri, socio de MHR Abogados, quien abordó aspectos regulatorios clave; o como Franco Lomello, gerente de Soluciones de Huawei Argentina, quien expuso sobre el empleo de sistemas BESS para redes.
Otras voces que enriquecieron el debate fueron las de Alessio Pedicone, director de Ventas de Vestas Argentina, quien profundizó sobre el desempeño de los aerogeneradores en la red; y Rodrigo Novas, sub-gerente técnico de Anabática Renovables, quien dio una clase magistral sobre la importancia del manejo de perfiles energéticos en paso horario, además de reseñar sus aplicaciones tanto en financiamiento como almacenamiento. Dicho especialista aprovechó la ocasión, además, para presentar ‘CUASARBESS’, una herramienta propia e innovadora que permite trabajar con dimensionamientos técnico-económicos de almacenamiento, consumo y generación.
Alianza estratégica
La oficina técnica de Anabática Renovables en la Argentina busca convertirse en un socio estratégico para sus clientes, fortaleciendo los servicios y alcances de la firma, y contribuyendo con la descarbonización de la matriz energética doméstica. A decir de González, el país ha demostrado un crecimiento significativo en cuanto a la potencia renovable instalada en la última década. “En función de nuestra trayectoria, confiamos en seguir siendo un importante aliado para el sector energético argentino. Por eso nos propusimos reunir a especialistas del más alto nivel del sector para ofrecer una perspectiva completa del rubro”, señaló.
Fundada en 2013, Anabática Renovables ha brindado asesoría técnica y financiera en emprendimientos de energía eólica, fotovoltaica, de hidrógeno verde y de almacenamiento energético en distintos puntos de Latinoamérica. A partir de su experiencia en proyectos innovadores y de su compromiso con la excelencia y la visión estratégica, la firma apunta a enfrentar los desafíos y aprovechar las oportunidades que ofrece el mercado energético local para avanzar hacia una matriz energética más limpia y eficiente.
Soporte técnico integral
De origen chileno, la empresa se especializa en la provisión de servicios de consultoría técnica dentro del sector renovable. Sus áreas de expertise abarcan desde la evaluación del recurso energético y Due Dilligences técnicas, hasta procesos de conexión e ingeniería de la propiedad (Owners Engineering), sin soslayar la evaluación minuciosa de activos e instituciones financieras.
Anabática sobresale por su orientación integral en el campo de las fuentes energéticas verdes, proporcionando un soporte técnico de primer nivel, permitiendo a sus clientes navegar con mayor confianza por el complejo panorama sectorial.
El gobierno implementará en los próximos días una medida para ampliar la capacidad de transporte eléctrico en nodos que están saturados de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). La Secretaría de Energía creará un cargo fijo en las facturas eléctricas de los usuarios de todo el país para financiar la obra de transporte de alta tensión de 500 kilovoltios (kW) conocida como AMBA I, que unirá las localidades de Plomer y Vivoratá en la provincia de Buenos Aires.
Según fuentes oficiales consultadas por EconoJournal, el cargo fijo tendrá un impacto de entre 1% y 3% del monto de las facturas finales de los usuarios. AMBA I demandará una inversión de alrededor de US$ 1.100 millones. Es una obra prioritaria que en el gobierno de Alberto Fernández iba a ser financiada por China, pero la inversión del gigante asiático nunca se concretó. También estuvo contemplada dentro del régimen de Participación Público Privada (PPP) del gobierno de Macri, aunque finamente no se construyó nada.
Esquemas
Con el nuevo cargo fijo, el gobierno optó por el esquema de “estampillado a la demanda”, que, en los hechos, implica que los usuarios de electricidad de todo el país son los que financiarán la inversión. El gobierno no descarta cambiar de esquema para obras futuras. En la Argentina hace más de 10 años que no se hace una obra de transporte de alta tensión.
EconoJournal pudo reconstruir de distintas fuentes oficiales que el gobierno tuvo dos alternativas para avanzar en el esquema para financiar la obra AMBA I. Por un lado, creando un cargo fijo en la demanda. Otra opción era aprovechar la estabilización de la macroeconomía y la baja del riesgo país y optar por una licitación privada para que la obra se repague a través de un canon.
Finalmente el gobierno optó por el esquema de aporte directo de los usuarios. Las mismas fuentes argumentaron que es una obra prioritaria y el gobierno no puede dejar pasar más tiempo. Los fondos que se vayan recaudando con el correr de los meses se irán acumulando en un fideicomiso. El gobierno estima que menos de un año de recaudación permitirá comenzar con la obra y en tres años podría estar totalmente financiada.
Tettamanti
La secretaria de Energía, María Tettamanti, abrió el Energy Day, el evento organizado por EconoJournal que se realizó esta semana. “En 10 o 15 días vamos a sacar una medida para comenzar con una de las fases del plan de ampliación de transporte en alta tensión, que determinó la resolución 507 de 2023, y vamos a comenzar con el AMBA I”, señaló la titular de Energía. Y añadió que la obra incluye “una línea de alta tensión entre Vivoratá y Plomer y otra desde Plomer a Ezeiza y también otra línea de Plomer con (las centrales nucleares) Atucha”, en la localidad de Zárate.
“Va a ser un cargo fijo de pesos por megawatt por hora (MW/h) que va a pagar toda la demanda porque entendemos que estas ampliaciones van a permitir ir incorporando generación eficiente al sistema, es decir, va a beneficiar a todos los usuarios del país”, añadió Tettamanti.
La creación de un cargo fijo para financiar obras eléctricas es una propuesta similar a la que impulsa desde hace varios meses Transener, la principal empresa de transporte de energía en alta y media tensión del país y que pertenece a la compañía Pampa Energía.
Nuevo nodo
AMBA I es una obra clave para expandir la red de transporte eléctrico en la zona de mayor consumo del país. La nueva línea tendrá 500 kilómetros de extensión y unirá las localidades de Vivoratá, cerca de Mar del Plata, con Plomer, al oeste del conurbano, donde también habrá una Estación Transformadora y una línea de alta tensión en 500 kW, 220 kW y 132 kW.
Además, la ET de Plomer estará conectada con una nueva línea de alta tensión hacia el este con la ET de Ezeiza y hacia el norte con las centrales nucleares de Atucha en Zárate. La obra servirá para reforzar el anillo energético del Área Metropolitana de Buenos Aires a través de un nuevo nodo y ayudará a que funcionen en mejores condiciones las ET de Ezeiza y General Rodríguez, hoy operando al límite.
El gobierno implementará en los próximos días una medida para ampliar la capacidad de transporte eléctrico en nodos que están saturados de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). La Secretaría de Energía creará un cargo fijo en las facturas eléctricas de los usuarios de todo el país para financiar la obra de transporte de alta tensión de 500 kilovoltios (kW) conocida como AMBA I, que unirá las localidades de Plomer y Vivoratá en la provincia de Buenos Aires.
Según fuentes oficiales consultadas por EconoJournal, el cargo fijo tendrá un impacto de entre 1% y 3% del monto de las facturas finales de los usuarios. AMBA I demandará una inversión de alrededor de US$ 1.100 millones. Es una obra prioritaria que en el gobierno de Alberto Fernández iba a ser financiada por China, pero la inversión del gigante asiático nunca se concretó. También estuvo contemplada dentro del régimen de Participación Público Privada (PPP) del gobierno de Macri, aunque finamente no se construyó nada.
Esquemas
Con el nuevo cargo fijo, el gobierno optó por el esquema de “estampillado a la demanda”, que, en los hechos, implica que los usuarios de electricidad de todo el país son los que financiarán la inversión. El gobierno no descarta cambiar de esquema para obras futuras. En la Argentina hace más de 10 años que no se hace una obra de transporte de alta tensión.
EconoJournal pudo reconstruir de distintas fuentes oficiales que el gobierno tuvo dos alternativas para avanzar en el esquema para financiar la obra AMBA I. Por un lado, creando un cargo fijo en la demanda. Otra opción era aprovechar la estabilización de la macroeconomía y la baja del riesgo país y optar por una licitación privada para que la obra se repague a través de un canon.
Finalmente el gobierno optó por el esquema de aporte directo de los usuarios. Las mismas fuentes argumentaron que es una obra prioritaria y el gobierno no puede dejar pasar más tiempo. Los fondos que se vayan recaudando con el correr de los meses se irán acumulando en un fideicomiso. El gobierno estima que menos de un año de recaudación permitirá comenzar con la obra y en tres años podría estar totalmente financiada.
Tettamanti
La secretaria de Energía, María Tettamanti, abrió el Energy Day, el evento organizado por EconoJournal que se realizó esta semana. “En 10 o 15 días vamos a sacar una medida para comenzar con una de las fases del plan de ampliación de transporte en alta tensión, que determinó la resolución 507 de 2023, y vamos a comenzar con el AMBA I”, señaló la titular de Energía. Y añadió que la obra incluye “una línea de alta tensión entre Vivoratá y Plomer y otra desde Plomer a Ezeiza y también otra línea de Plomer con (las centrales nucleares) Atucha”, en la localidad de Zárate.
“Va a ser un cargo fijo de pesos por megawatt por hora (MW/h) que va a pagar toda la demanda porque entendemos que estas ampliaciones van a permitir ir incorporando generación eficiente al sistema, es decir, va a beneficiar a todos los usuarios del país”, añadió Tettamanti.
La creación de un cargo fijo para financiar obras eléctricas es una propuesta similar a la que impulsa desde hace varios meses Transener, la principal empresa de transporte de energía en alta y media tensión del país y que pertenece a la compañía Pampa Energía.
Nuevo nodo
AMBA I es una obra clave para expandir la red de transporte eléctrico en la zona de mayor consumo del país. La nueva línea tendrá 500 kilómetros de extensión y unirá las localidades de Vivoratá, cerca de Mar del Plata, con Plomer, al oeste del conurbano, donde también habrá una Estación Transformadora y una línea de alta tensión en 500 kW, 220 kW y 132 kW.
Además, la ET de Plomer estará conectada con una nueva línea de alta tensión hacia el este con la ET de Ezeiza y hacia el norte con las centrales nucleares de Atucha en Zárate. La obra servirá para reforzar el anillo energético del Área Metropolitana de Buenos Aires a través de un nuevo nodo y ayudará a que funcionen en mejores condiciones las ET de Ezeiza y General Rodríguez, hoy operando al límite.
Una nueva ola de inversiones en energía eólica por 8000 millones de dólares podría generarse en el país si el sector público y el privado acuerdan una hoja de ruta para construir líneas de transmisión y reforzar la seguridad jurídica de las inversiones, afirmó Ramón Fiestas Hummler, presidente para Latinoamérica del Consejo Global de Energía Eólica (GWEC por su sigla en inglés). El directivo de la industria eólica visitó recientemente la Argentina para participar de la 30° Conferencia anual de la Unión Industrial Argentina.
En diálogo con EconoJournal, Fiestas Hummler destacó el rumbo de la política macroeconómica del gobierno de Javier Milei, habló del potencial impacto positivo para las inversiones con la sanción del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), y analizó el panorama sectorial en la región y el mundo.
Ramón Fiestas Hummler.
–¿Cómo ve al sector de energía eólica bajo la política macroeconómica del gobierno?
–El gobierno está haciendo un esfuerzo enormemente importante para acondicionar el terreno de las inversiones en el sector energético. La tarea de sanear las cuentas públicas y los indicadores macroeconómicos del país era fundamental para poder presentar un clima de inversión más atractivo en general. Es un esfuerzo que se ha traducido en resultados enormemente positivos para el país porque permite situarlo en un plano de acceso a financiación internacional que entendemos fundamental para que se pueda desarrollar la economía argentina. Dicho esto, vemos como algo necesario lo que ha hecho el gobierno con el RIGI para orientar la inversión hacia los sectores económicos que ha definido como estratégicos o prioritarios, y uno de ellos es el sector energético. Dentro del sector energético lo que ahora es necesario es construir este segundo para acomodar el sector a las inversiones que necesita.
–¿Qué inversiones hacen faltan en el sector energético?
–Fundamentalmente necesita generación y transmisión eléctricas, y dónde está el potencial desarrollo inversor en el sector energético es en las energías renovables. Son las que están mejor preparadas para acometer inversiones ya porque porque hay una apetencia de capital inversor sobre proyectos de energías renovables muy por encima de cualquier otra tecnología y en el caso de Argentina estamos hablando de lo que tiene mejor que cualquier otro país de la región, el viento. La energía eólica está ante una oportunidad inmensa de emprender un proceso de inversión. Si se sientan las bases de confianza inversora para lanzar este sector, de aquí a cinco años se pueden generar no menos de 8.000 millones de dólares de inversión en la Argentina a razón de 1000 MW o algo más eólicos instalados por año en los próximos cinco años, de proyectos que ya están de alguna manera en diferentes fases de concepción desde el punto de vista de su desarrollo. No hay que inventarlos, están porque aprovechamos la atracción de los esfuerzos anteriores que hizo la Argentina. Los proyectos están ahí, el capital inversor está ahí, la financiación internacional está ahí y todos están pendientes de una normalización del sector desde el punto de vista de que se puedan implementar medidas de política energética y de regulación que nivelen el terreno de juego y que hagan que estas inversiones fluyan. Esto es una tarea que tiene que emprender la administración pública de la mano del sector privado que es el que va a poner el capital. El potencial es enorme desde la perspectiva de proyectos existentes que van a permitir detonar inversiones de esta naturaleza y además generar empleo. Si nosotros nos miramos hacia hacia lo que lo que fue el pasado esos 3.500 MW que hay eólicos funcionando han generado 8.000 puestos de trabajo.
–¿Qué inquietudes le manifestaron los actores locales con los que dialogó?
–Las inquietudes pasan por la necesidad de tener certidumbre de que las inversiones se pueden realizar en este sector, que hay una voluntad y un deseo alineado desde el punto de vista político con el empresarial para transitar por este camino. Una vez que existe ese alineamiento en las voluntades política y económica, entonces hay que trabajar aguas abajo en definir mecanismos que permitan al mismo tiempo que desarrollar los proyectos estrictamente de generación, acompañarlos de las necesidades fundamentales que el sistema eléctrico esta alertando desde el punto de vista de incrementos en los refuerzos de red de transmisión, en incrementos de líneas de transmisión. No solamente refuerzos puntuales de subestaciones sino también nuevas líneas que estén diseñadas y pensadas en un escenario de crecimiento del sector energético a partir de los proyectos de energías renovables y específicamente los eólicos. Es una cuestión de planificación y de diseño del sector teniendo en cuenta que el crecimiento de la generación va a venir fundamentalmente de la mano de generación renovable. Eso es la transición energética, es preparar el sistema para un modelo que no tiene vuelta atrás porque la tecnología que hoy por hoy está dominando desde el punto de vista de incrementos de capacidad en todo el mundo es la tecnología renovable. Necesariamente lleva un acompañamiento de un refuerzo de líneas porque el sistema está obsoleto, no se ha invertido en transmisión desde hace muchos años y es necesario una modernización del sistema eléctrico. Argentina destaca como un país de recursos excelentes en ese sentido, especialmente los eólicos, con lo cual pues eso es lo que está esperando poder ver esas señales que den la certidumbre a los inversores. La seguridad jurídica en el retorno de las inversiones es otro capítulo enormemente relevante, desde la perspectiva de lo que es la reglamentación de los flujos económicos de estos proyectos, pero también desde la perspectiva de la protección de las inversiones, sobre todo internacionales que se van a producir. Hay una tarea desde el punto de vista de volver a reforzar la protección de esas inversiones para generar el marco de confianza que va más allá de lo que es la normalización o el saneamiento general de las cuentas públicas, a lo que sería ya el aseguramiento de estos flujos dentro de lo que es el sector eléctrico. Es muy importante que los inversores vean que las inversiones están protegidas y que los flujos económicos de los proyectos son coherentes y son flujos que van a permitir asegurar el retorno de las inversiones en el muy largo plazo.
–-Participó de la última reunión de ministros de la Organización Latinoamericana de Energía, que impulsa una agenda de integración eléctrica regional. ¿Cómo estás viendo esa agenda?
–Lo estoy viendo con mucho optimismo y está fundamentado en un hecho muy concreto y específico que es el desarrollo de las energías renovables. La región tiene claro que tiene que crecer en generación y en transmisión. Tampoco hay duda de que las inversiones en generación tienen que venir fundamentalmente de la mano de las energías renovables, siendo estas hoy por hoy fundamentalmente las eólicas y la fotovoltaica, no tanto la hidráulica por las señales de emergencia que empiezan a detectarse en la región desde el punto de vista de fenómenos meteorológicos como El Niño. Están proyectando dramáticamente la sequía en países como Brasil, Colombia, en América Central. En Ecuador tienen cortes diarios de doce horas al día. México también con cortes. Y ahí es donde llega la integración regional. Lo que ya están viendo las autoridades energéticas es que las interconexiones regionales permiten asegurar el suministro eléctrico ante estas circunstancias y estos eventos climatológicos que están afectando a la seguridad energética. Uno de los beneficios asociados a la integración regional es precisamente la gestión mucho más flexible de los sistemas eléctricos para admitir más generación de origen variable. Esta tiene unas particularidades desde el punto de vista de lo que es mantener los sistemas eléctricos en los grados de seguridad que los operadores de sistemas exigen, y de alguna forma impone unas limitaciones técnicas hoy por hoy derivadas de la realidad actual de los sistemas eléctricos diseñados para tecnologías del pasado. Entonces el juego de las interconexiones regionales es enormemente positivo porque permite una gestión más flexible de los sistemas eléctricos sin tener que aplicar inmediatamente inversiones en transporte o en transmisión una vez que ya esa integración regional se produce, porque los sistemas eléctricos se pueden aliviar desde el punto de vista de esas puntas de generación renovable que en momentos determinados hacen que los sistemas tengan la necesidad de verter la producción para mantenerse en niveles técnicos de seguridad. Esto es un planteamiento de planificación energética que está empezando a calar de manera importante en los países. Es decir, que la seguridad energética y la cooperación interregional está encima de la mesa con mucha fuerza.
–El Congreso brasileño está por aprobar un proyecto de ley para impulsar la energía eólica offshore. ¿Cómo evalúas esa iniciativa?
–Es algo fundamental. ¿Qué es lo que esperan los empresarios en Argentina? La señal política de la que hablamos. ¿Qué es lo que esperan los empresarios en Brasil? También una señal política, de que el país va a emprender la ruta de la eólica marina, que eso sí que es un impulsor de empleo y de inversiones extraordinario. No solamente en el sector energético, sino que va a desarrollar inversiones en el sector naval, en el portuario, en el de la manufactura, en servicios, en muchos ámbitos industriales y empresariales que están alineados dentro de lo que es la cadena de suministro de la eólica marina. Entonces el proyecto de ley de Brasil de eólica marina es muy esperado por la industria. Una vez que se apruebe va a detonar un proceso de complementar esa ley, que no deja de ser un marco normativo que establece un mandato de desarrollo aguas abajo, para que se puedan matricular las inversiones. Lo que vamos a ver una vez que se apruebe es una actividad importante en desarrollar la regulación secundaria que va a permitir el desarrollo de los proyectos. Es decir, el desarrollo de los proyectos requiere de regulación secundaria porque hace falta establecer cuáles son los mecanismos de autorización de la asignación de las áreas eólicas marinas. Las autoridades competentes tienen toda una función que hacer para validar esas áreas como aptas para habilitarlas para el desarrollo de esta tecnología, teniendo en cuenta otro tipo de actividades económicas que pueda haber en estas áreas. Todo eso tiene que formar parte de un proceso normativo consensuado con los agentes. Seguramente veremos primeras licitaciones de áreas eólicas marinas para empezar a desarrollar sus proyectos y obviamente no veremos los proyectos realizados hasta que no se puedan desarrollar administrativamente hasta el punto de ya tengan autorizaciones de construcción y se empiece a ver una realidad material en los puertos y en los astilleros y demás, preparándose para lo que sería ya la construcción de los proyectos asignados.
–La Asociación Eólica Mundial remarcó que en el mundo se sumaron 116.000 megavatios eólicos nuevos el año pasado, lo cual es un nuevo récord anual de instalación eólica. Sin embargo, el año pasado también se vio que muchos fabricantes de turbinas y desarrolladores de proyectos registraron pérdidas económicas, especialmente en Europa. ¿Qué ocurre en la industria eólica?
–La cifra refleja la tendencia de crecimiento que comentaba antes, es una cifra que proviene de los análisis que hace la Agencia Internacional de Energía, donde la foto que proyecta es que en el año 2023 en el mundo la adición de capacidad eléctrica que se ha producido a lo largo del año, el 87% ha sido eólica y solar fotovoltaica. Si vas a mirar años anteriores, desde hace cinco años más del 50% de las adiciones de capacidad eléctrica anuales en el planeta son eólicas y solares fotovoltaicas ¿Por qué se explica esta tendencia? Porque estas tecnologías lo que tienen es fundamentalmente que son las más eficientes. Ahí es donde entramos ya en la regulación de los mercados. Los mercados eléctricos en Europa y en muchas partes del mundo están diseñados de tal manera que las tecnologías que ofrecen a precio cero, que son las tecnologías renovables, entran en un proceso de canibalización de precios. De tal manera que esa eficiencia llega a ser ultra eficiencia, consiguen bajar de tal manera los precios de la electricidad en los mercados hasta hacerlos insuficientes para financiar los retornos de las inversiones. Esto lo estamos viendo en Chile, aquí en América Latina y, desde luego, en Europa. Entonces se establecen mecanismos correctores en los mercados eléctricos para que ese efecto perverso de canibalización de precios no se produzca, o esto va a tener un efecto grave en la cadena de suministro eólica. Se necesitan mecanismos de contratación eléctrica que permitan asegurar esos precios en el largo plazo, que es como se está desarrollando en algunos mercados. Es decir, un generador contrata toda o la gran mayoría de la generación de su planta con un consumidor en un contrato de quince años, a un precio fijo indexado a los incrementos que pueda tener el IPC o el índice de corrección fijado por las partes según el mercado. Así se asegura una parte muy importante de la inversión. Pero cuando no se puede hacer esto porque los mercados no lo permiten o las circunstancias ya son tan complejas desde el punto de vista de encontrar esos grandes consumidores que te permiten esa contratación entonces se esta expuesto al mercado, a los precios spot. Cuanto más expuesto al precio spot, mayor es la exposición a este riesgo de canibalización. Paradójicamente, cuanto más energía se genera, más se inyecta al mercado a precio cero y más se baja el precio medio del mercado. Es un defecto que se produce como consecuencia de un desajuste en los mercados eléctricos no preparados para estos contingentes grandes de generación eléctrica de origen variable.
Central Puerto, el principal generador de energía eléctrica de Argentina, y la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, anunciaron la firma de un acuerdo para avanzar en los estudios de factibilidad de la primera línea de transmisión eléctrica destinada a suministrar energía renovable a empresas mineras del noroeste argentino.
Los estudios evaluarán la viabilidad técnica, económica y ambiental del proyecto, que tiene como objetivo interconectar los proyectos mineros del sector de la Puna Argentina al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), garantizando un suministro confiable de energía renovable mediante acuerdos privados.
Con una inversión total estimada de US$ 600 millones; la iniciativa de Central Puerto contempla la construcción de una línea de alta tensión de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora Puna. El proyecto prevé una capacidad potencial de hasta 400 MW ofreciendo suministro energético competitivo principalmente de origen renovable.
La nueva infraestructura no solo beneficiará a la industria minera, sino que también permitirá abastecer a comunidades cercanas a las zonas de influencia de la instalación de esta nueva línea de transmisión, que actualmente se encuentran aisladas.
“La minería en el noroeste argentino es un sector estratégico para el crecimiento económico de nuestro país. Ante un mercado internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética, este proyecto responde a la necesidad de las empresas mineras de mejorar su competitividad a través de soluciones energéticas confiables, eficientes y económicas”, destacó Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto.
“En IFC buscamos acelerar la transición energética global y el sector privado en Argentina tiene el potencial de ser un líder en la industria. El trabajo colaborativo con Central Puerto se suma a estos esfuerzos priorizando energías renovables y apoyando a la industria minera sostenible con la infraestructura necesaria para también alcanzar su máximo potencial”, agregó Alfonso García Mora, vicepresidente de IFC para Europa, América Latina y el Caribe.
Continuando con el legado de previas colaboraciones entre Central Puerto y el IFC en el financiamiento de proyectos bajo el esquema de licitaciones del RenovAR y MATER, esta iniciativa brindará a las empresas mineras acceso a un suministro constante de energía renovable. Además, estará respaldada por una infraestructura de interconexión con el SADI, lo que permitirá facilitar futuros contratos PPA de largo plazo entre la oferta y la demanda.
El consorcio integrado por las empresas Techint Ingeniería y Construcción y Sacde se adjudicará, de no mediar sorpresas de último momento, la construcción de los dos tramos del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) que licitó YPF para elevar el nivel de exportaciones de petróleo desde la Cuenca Neuquina hacia el Océano Atlántico. La compulsa lanzada por la petrolera que preside Horacio Marín contempla también la instalación de dos estaciones de bombeo en Río Negro, por las que compiten AESA, una subsidiaria de YPF, y OPS, una constructora de Neuquén propiedad del empresario neuquino Carlos Pérez, titular del Grupo Global, según indicaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí.
YPF aún no comunicó oficialmente cómo se revolverá la licitación, que se lanzó en agosto. El vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, señaló hoy en un seminario organizado por la Asociación Latinoamericana de Constructores de Ductos (IPLOCA, por sus siglas en inglés) que la decisión final se informará recién la semana que viene.
El pliego licitatorio estableció que la construcción del oleoducto que va desde Allen hasta Punta Colorada, en las costas de Río Negro, se desagregara en dos renglones: un tramo de unos 120 kilómetros desde Allen hasta la localidad de Chelforó y uno de mayor extensión desde Chelforó hasta Punta Colorada por otros 320 Km. En total, el proyecto prevé el tendido de 437 kilómetros de ductos que comenzarán a construirse en los primeros meses de 2025, con miras de empezar a operar entre julio y septiembre de 2026.
Marín es el principal impulsor del Vaca Muerta Sur, el nuevo oleoducto de exportación de crudo desde Neuquén.
Recta final
Si bien se especuló con la posibilidad de que YPF adjudicase cada tramo a un oferente distinto —para el primero se recibieron ofertas de Contreras Hermanos, BTU y Victor Contreras, entre otras, mientras que en el segundo YPF también recibió una propuesta de la constructora norteamericana Pumpco—, finalmente la petrolera bajo control estatal se inclinará para otorgar la construcción de todo el oleoducto a la UTE Techint-Sacde.
«El proceso licitatorio se resolvió por precio. Es decir, en todos los casos adjudicaremos a los oferentes más competitivos», explicó una fuente cercana a YPF.
La construcción de las estaciones de bombeo —una en Allen y otra en Chelforó— y de una playa de tanques se resolvería entre OPS, que presentó una oferta competitiva para adjudicarse la instalación de la estación de cabecera en Allen (que incluye también una playa de tanques), y AESA, una de las compañías subsidiarias de YPF, que podría quedarse con ejecución de la estación de bombeo en Chelforó. Pecom fue otra de las empresas que presentó una propuesta técnico-económica por las dos plantas, al igual que BTU, el consorcio Techint-Sacde.
En rigor, la UTE entre Techint y Sacde fue la única que presentó una oferta integral para construir todo el proyecto VMOS en su conjunto. Fuentes privadas consultadas por este medio indicaron que algunas petroleras que son socias de YPF en el proyecto se inclinaban por avanzar con un paquete llave en mano a favor del consorcio, pero finalmente la petrolera que conduce Marín optó por diversificar riesgos de construcción y particionar la obra a dos oferentes distintos.
En el camino
De esta forma, la puja por quedarse con alguno de los renglones de la licitación volvió a dejar en el camino a Pumpco, subsidiaria del del grupo Mastec, la principal constructora de oleoductos de Estados Unidos y propiedad de los hermanos Jorge y José Mas, dueños del Inter de Miami, el club de la MLS donde juega Lionel Messi.
Pumco participó de las licitaciones realizadas por Enarsa para construir el Gasoducto Néstor Kirchner (recientemente rebautizado como Perito Moreno) y revertir el gasoducto Norte, pero en ambos procesos —al igual que en este de YPF— no resultó ganador. En Florida, donde Mastec tiene sus oficinas centrales, existía especial interés en el proceso de construcción del VMOS. Incluso, un hombre de mucha confianza del presidente electo Donald Trump le manifestó a Javier Milei en su última visita a Estados Unidos hace dos semanas —cuando viajó para celebrar el triunfo del líder republicano en los comicios presidenciales— sobre el interés de la constructora norteamericana para competir en las licitaciones que se realicen en la Argentina para construir proyectos de infraestructura energética vinculados a Vaca Muerta.
«Hubiésemos preferido que la licitación del VMOS no se dilatara tanto. YPF pidió la semana pasada una mejora en los instrumentos de caución y garantía de oferta. Estamos esperando los resultados oficiales», manifestó el gerente de una constructora que participa del proceso.
La licitación del VMOS contempla además la compulsa de otras dos estaciones de bombeo que permitirán incrementar los volúmenes de crudo a evacuar, una playa de tanques, la terminal onshore y la instalación de dos monoboyas para conectar con buques VLCC.
Previamente, YPF había adjudicado la provisión de los caños a Tenaris, subsidiaria del Grupo Techint y uno de los principales proveedores de tubos para la industria de Oil & Gas a nivel global, mediante la firma de un contrato por un total US$ 180 millones. Tenaris se impuso en la licitación de la que también participó un fabricante de tubos de la India. Javier Martínez Álvarez, director de Tenaris para el Cono Sur, indicó este miércoles en el congreso de IPLOCA que la compañía ya está fabricando un primer lote por el 25% de la tubería que demandará el VMOS.
Nueva sociedad
YPF aceleró la construcción del segundo tramo del oleoducto VMOS tras asociarse con Pan American Energy (PAE), Pluspetrol, Vista, Pampa Energía, Shell y Chevron. La sociedad contempla una inversión de a US$ 2.552 millones.
Si bien en cuanto a la obra se esperaba un definición desde YPF para noviembre, los plazos se demoraron tras la creación de esta nueva sociedad -denominada VMOS- que tiene a algunos de las principales operadoras como participantes, ya que esto implicó que el proceso de licitación deba ser evaluado por cada uno de los jugadores.
Por otro lado, el primer tramo de 130 kilómetros que va desde Loma Campana hasta Allen comenzó a construirse en mayo pasado y se espera que esté finalizado en enero de 2025.
El VMOS, además, adhirió al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversores (RIGI), convirtiéndose así en el primer proyecto de la industria hidrocarburífera que califica dentro del nuevo esquema de promoción de inversiones creado con la Ley Bases.
Pluspetrol, una de las empresas productoras de hidrocarburos de la Argentina, que a su vez opera el mayor desarrollo de gas en Perú, Camisea, está a punto de cerrar la adquisición de dos parques de generación eólica en Uruguay, según adelantaron fuentes del mercado a EconoJournal. Se trata de los proyectos Cerro Grande y Peralta I y II, que son operados por el fondo DIF Infrastructure (controlado por DIF Capital Partners) y en total suman una potencia de 170 megawatt (MW).
El parque eólico Cerro Grande tiene una capacidad instalada de 50 MW.
La operación, que podría acordarse en las próximas horas por una cifra superior a los US$ 100 millones, marcará el desembarco de Pluspetrol en el negocio de energías renovables. La compañía viene de protagonizar en noviembre la mayor transacción de activos concretadas en Vaca Muerta mediante la adquisición de seis bloques que estaban en poder de ExxonMobil por una suma cercana a los 1700 millones de dólares. Esa adquisición la posiciona como uno de los jugadores con mayor acreaje en la ventana de shale oil de la formación no convencional de la cuenca Neuquina.
La compra de los dos parques eólicos en Uruguay, que en conjunto suman unos 70 aerogeneradores instalados en los departamentos de Tacuarembó y Cerro Largo, se explica por el programa de transición energética de Pluspetrol que apunta a avanzar con proyectos de diversificación de fuentes de generación y de descarbonización.
El ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, se reunió este martes en Buenos Aires con las principales empresas productoras de hidrocarburos con el objetivo de acelerar la agenda de infraestructura que la provincia tenía prevista para habilitar el desarrollo de Vaca Muerta en materia de rutas y redes de electricidad.
El encuentro se concretó en las oficinas de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) sobre la avenida Córdoba en pleno centro porteño. Contó con la presencia de representantes de las principales empresas que operan en Vaca Muerta como YPF, PAE, Vista, Tecpetrol, Vista, Pluspetrol y Pampa, entre otros. Del lado del gobierno de Neuquén, Medele se presentó como el principal interlocutor, acompañado por Alejandro Monteiro, su antecesor en el cargo y ahora asesor del gobernador Rolando Figueroa en materia de energía.
La reunión le permitió a los funcionarios retomar el diálogo con las operadoras para poder encaminar la discusión que hasta el momento tuvo pocos avances. Tal como adelantóEconoJournal la semana pasada, tras 9 meses sin novedades, las empresas nucleadas en la CEPH confirmaron que en los próximos días contratarán a una consultora para elaborar un master plan con las obras que la industria necesita y que incluye rutas y redes de electricidad, junto con el diseño de un esquema de financiamiento para el período 2025-2030.
Frente a la demora en lograr concretar un instrumento de financiamiento, el tándem que conforman Medele y Monteiro se presentaron ante la industria con la intención de acelerar los plazos y poder contar para inicios de 2025 con los fondos para ejecutar el plan que había sido blanqueado en mayo de este año en la Mesa Sectorial Vaca Muerta y que proponía a las empresas un trabajo colaborativo para concretar las obras.
Allegados a la gobernación dejaron entrever que el esquema de recaudación que analizan implementar podría obligar a las operadoras a aportar un valor fijo en dólares por cada barril de petróleo o barril equivalente de petróleo (BOE) que se extrae de la Cuenca Neuquina y direccionar esos fondos a la construcción de rutas u otro tipo de obras.
Allegados a la gobernación provincial indicaron a este medio que el esquema podría ser convalidado a través de una Ley provincial en la Legislatura neuquina. Según fuentes privadas al tanto de la iniciativa, el monto que podrían aportar las petroleras para fondear un fideicomiso para obras de infraestructura oscilaría entre los 50 centados y 1 dólar por barril producido.
De esta forma, el Gobierno neuquino sortearía una de las trabas que se habían planteado para avanzar con el plan de obras, que era que ese instrumento sea proporcional al peso específico de cada operadora y a la capacidad de cada una.
El otro obstáculo, que aún no fue encaminado, es el de definir de qué manera se administrará este instrumento público-privado, de forma tal que se asegure la transparencia en la gestión de los fondos que recaude el fideicomiso.
Desde la industria, a su vez, plantearon como posibilidad avanzar con un sistema de peajes que permita el recobro de los costos de las rutas y asegure su mantenimiento con el paso del tiempo. En este sentido, el ministro de Infraestructura de Neuquén, Rubén Etcheverry, había confirmado en septiembre que a fines de este año estaría en funcionamiento la primera prueba piloto de peaje sobre la Ruta 7, cerca del dique compensador de El Chañar, aunque finalmente no se hará en conjunto con la provincia de Río Negro.
Fuentes cercanas al gobierno de la provincia rionegrina indicaron a EconoJournal que no veían posible la instrumentación de un peaje debido a los altos costos del sistema propuesto.
Plan maestro
Según pudo saber este medio, la CEPH, había recibido propuestas de tres consultoras diferentes para el armado de un esquema que buscaría priorizar una lista de obras que tendrían un impacto directo en mejorar los costos de la industria.
Ricardo Ferreiro, presidente de E&P de Tecpetrol, durante el Energy Day realizado el lunes en Buenos Aires.
El lunes durante el evento Energy Day que organiza EconoJournal, el presidente E&P de Tecpetrol, Ricardo Ferreiro, aseguró que “a través de la CEPH se ha centralizado la voluntad de todas las compañías para trabajar en un plan maestro de obras de carreteras y ver cómo se trabaja de manera colaborativa en función de las prioridades y necesidades que tenga la provincia y también la industria”.
En este sentido, comentó que -debido a la falta de pavimento- actualmente un camión que viaja con arena desde Entre Ríos debe ir hacia Neuquén capital para luego ir hacia Rincón de los Sauces, lo cual implica que deba sumar 200 kilómetros más a cada recorrido.
Por otro lado, Ferreiro agregó que “hay cosas para hacer en el upgrade y crecimiento de los sistemas de transmision eléctrica para que en el futuro Vaca Muerta esté interconectada eléctricamente y podamos tener la migración a taladros y sets eléctricos, para una mayor confiabilidad el sistema y mejor utilización del gas asociado, que será un recurso abundante”.
El megaproyecto de cobreLos Azules, ubicado en la provincia de San Juan, recibió la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental (EDI). “Es un hito clave en el camino hacia la viabilidad, la construcción y operación futura”, señaló la empresa canadiense McEwen Copper, que lleva adelante el desarrollo cuprífero. La minera agregó que “la aprobación garantiza la viabilidad ambiental del proyecto y establece una base sólida para un desarrollo responsable”. El proyecto genera interés en instituciones de desarrollo de Europa.
Los Azules es uno de los cinco proyectos de cobre más importantes de la Argentina y fue clasificado entre los 10 mayores yacimientos de cobre sin explotar del mundo por la revista Mining Intelligence en 2022. Demandará una inversión total de US$ 2.500 millones y prevé una producción de 180.000 toneladas de cobre por año.
Además de la canadiense McEwen con casi el 47% de la participación accionaria, en el megadesarrollo de cobre participan la automotriz Stellantis con 18,3% y el gigante minero Río Tinto con 17,2%, entre otros.
Visto bueno
La aprobación ambiental que se conoció este martes la realizó el Ministerio de Minas de San Juan. El estudio fue compilado por la empresa internacional de ingeniería y consultoría Knight Piesold y fue apoyado por 22 expertos de la provincia, el Ministerio de Minería y 14 instituciones públicas y privadas que compusieron el Comité de Evaluación, que revisó en total más de 3.000 páginas que constituyeron la presentación de McEwen.
Los Azules está a pocos kilómetros de la frontera con Chile y tiene una vida útil de 30 años. Con la aprobación ambiental superada, ahora le queda avanzar con la etapa de factibilidad, que terminará en el primer semestre del año que viene.
También en 2025 está previsto hacer la ingeniería. Luego de avanzar en estas etapas, en 2026 las compañías McEwen, Stellantis y Río Tinto estiman comenzar la construcción, que tendrá su fase masiva en 2027 y 2028. El objetivo es alcanzar la primera producción de placas de cobre industrializado en la Argentina a partir de 2029.
“El proyecto está diseñado para operar con energía eléctrica renovable y lograr la neutralidad de carbono para 2038. Su diseño de proceso innovador asegura una de las huellas hídricas más bajas en el sector minero, alineándose con las mejores prácticas internacionales; Los Azules apunta a la excelencia en la gestión ambiental”, informó la empresa canadiense en un comunicado.
Robert McEwen, CEO y fundador de McEwen Mining, afirmó: «Nuestro compromiso con las prácticas mineras modernas, sustentables y regenerativas en Los Azules se refleja en nuestra evaluación económica preliminar y evaluación de impacto ambiental y continuamos este trabajo a través de nuestro próximo estudio de factibilidad definitivo. Agradecemos a las 14 instituciones por su trabajo, cuyos esfuerzos ayudaron a obtener este permiso ambiental clave».
Michael Meding, vicepresidente y gerente general de McEwen Copper y gerente general de Los Azules, agregó: «Este hito impulsa al proyecto hacia adelante y destaca su potencial transformador para la provincia y la industria minera de la Argentina. A medida que avanzamos, la sustentabilidad y la participación de la comunidad seguirán siendo el centro del desarrollo de nuestro proyecto».
Grupo Desa y Edelap inauguraron su sede central en el histórico edificio ahora denominado “Eduardo Wilde”, de calle 5 y Diagonal 80. “Con la reapertura de su bellísima planta baja, totalmente restaurada, Desa rescata un ámbito de memoria patrimonial que refleja la excepcionalidad de la capital provincial a 142 años de su fundación”, destacaron desde la compañía.
En el encuentro que contó con la presencia del intendente Julio Alak; el director del Grupo DESA, Marcelo Diez; y Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la Provincia, se presentó la exposición “La Plata, capital de la luz” –de próxima apertura al público– que testimonia el nacimiento y desarrollo de una ciudad vanguardista, erigida en 1882 en la llanura de la pampa desierta, hija de la modernidad, pionera en contar con alumbrado eléctrico en Latinoamérica.
La muestra, que fue realizada bajo curaduría de Teresa Anchorena y Fabio Grementieri con la estrecha colaboración de expertos platenses, despliega un recorrido visual, documental y cartográfico que incluye maquetas diseñadas en 3D –reproducciones a escala de los edificios del eje fundacional– articulando así monumentalidad, dimensión y perspectiva.
Anchorena destacó que la muestra “cuenta la historia de La Plata como ciudad de innovación, de invención, de vanguardia, que es lo que marcó desde su creación y sigue vigente”.
El edificio
El edificio lleva el nombre del doctor Wilde en homenaje al médico, periodista, escritor e intelectual de la Generación del 80, ministro del Interior de la Nación, eminente higienista –destacado por su papel en la lucha contra la fiebre amarilla– que influyó como tal en la concepción innovadora de La Plata, participó de la colocación de su piedra fundamental y siguió de cerca su desarrollo.
La intervención del patio interno del salón central mediante un mural realizado por el artista Pablo Tricarico, del taller de Escenografía del Teatro Colón, completa y realza la puesta en valor de esta construcción de 1927 y del conjunto del actual espacio cultural destinado a consolidarse como Centro de Interpretación de la Ciudad, abierto a la comunidad.
Por otra parte, Edelap también prepara la próxima inauguración de un edificio exclusivo de atención en calle 13 entre 32 y 33 adecuado a una mayor cercanía al usuario, así como la posibilidad de dar respuestas personalizadas en el marco de un ámbito moderno, amplio, funcional, accesible y bien conectado.
Desa es la tercera compañía de distribución eléctrica en Argentina con la concesión de las principales empresas distribuidoras de electricidad de la provincia de Buenos Aires (EDEA, EDELAP, EDEN y EDES), y de la provincia de Salta (EDESA), región en la que además opera ESED empresa mediante la que brinda energía solar renovable a poblaciones dispersas de la puna salteña.
La apertura de la sede central confirma la decisión del grupo empresario de trasladar las oficinas del holding al histórico edificio de diagonal 80 de La Plata.
“El equipo de Desa, conformado por 3.300 personas opera, mantiene y expande las 24 horas los 365 días del año un servicio que alcanza a más de 5,7 millones de habitantes de 400 localidades del país, distribuyendo anualmente 13.177 GWh de energía eléctrica a través más de 67.000 kilómetros de redes”, indicaron desde la firma.
El gobierno tiene avanzado un decreto para habilitar la posibilidad de que los consumidores puedan autogestionarse la recarga de combustibles en las estaciones de servicio, una modalidad que en el país hoy solo existe en la ciudad de Rosario pero por motivos de seguridad. La medida fue anticipada este martes por el ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, durante el último almuerzo del año entre los miembros del Club del Petróleo. La posibilidad de que los conductores puedan cargar combustible en sus vehículos por su cuenta y sin tener que recurrir a un tercero promete generar un conflicto directo con el gremio de empleados de estaciones de servicio que conduce Carlos Acuña, uno de los dos líderes que siguen al frente de la CGT. De esa manera, la norma que publicará en las próximas semanas el gobierno de Javier Milei terminará con la obligatoriedad operativa de que la recarga de combustibles sea llevado adelante por un operario (playero) de la estación de servicio.
Sturzenegger señaló que el decreto será publicado en las próximas semanas, aunque fuentes oficiales consultadas por EconoJournal aclararon que la medida esta aún bajo evaluación interna en el gobierno debido al cambio sistémico que implicaría en el negocio de distribución de combustibles.
El ministro de Desregulación y Transformación del Estado no ahondó en los detalles de la normativa por salir pero dejó establecido que el objetivo general es eliminar la prohibición que rige sobre el autoservicio de combustibles. La modalidad de autodespacho existe en países como Estados Unidos, en donde los conductores pueden cargar nafta a sus vehículos por su cuenta. En la Argentina se comenzó a aplicar en la ciudad de Rosario por las noches tras el asesinato de un playero.
Despacho libre
«Sé por un tema de necesidad extrema que YPF lo ha implementado en Rosario, porque las estaciones en la noche se hacen con autodespacho, pero no tendría que ser por un tema de seguridad, es un tema de libertad. Vos organizá tu relación comercial de la manera más libre que quieras, así que entra dentro de las generalidades de la ley«, argumentó Sturzenegger.
El decreto también liberará el despacho de energía eléctrica para los negocios que quieran ofrecer puntos de carga para vehículos eléctricos. «Cuando vos tengas autos eléctricos, vos vas a ir a un restaurante y vas a querer cargar el auto cuando vos estás comiendo en el restaurante, o si vas a ir a un shopping, vas a querer cargar el auto cuando estés comprando en el shopping», dijo el ministro.
La Secretaría de Energía a cargo de María Tettamanti autorizó una suba del precio regulado de los biocombustibles que se mezclan por ley con las naftas y el gasoil en el mercado local. A partir de diciembre, el biodiesel, que se elabora a base de aceite de soja, subió 4%, mientras que el bioetanol de azúcar y el maicero se incrementó en un 3%.
La resolución 393/24 publicada este martes en el Boletín Oficial llevó el precio de adquisición del biodiesel, que se mezcla en un 7,5% con el gasoil, de $ 1.023.649 a $ 1.064.595 la tonelada, según la información que proporciona la Secretaría de Energía, mientras que la resolución 392/24 elevó el precio del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar de 683,3 a 703,8 pesos el litro.
La misma resolución también elevó el precio del etanol maicero, elaborado principalmente en Córdoba y la región Centro, de $ 626,2 a $ 645 el litro. La Ley 27.640 establece que las refinerías tienen que hacer una mezcla con un corte obligatorio de 12% de etanol con las naftas. Ese porcentaje se distribuye en parte iguales de 6,5% entre el etanol de azúcar y el de maíz.
Inflación
La suba del precio regulado de biodiesel acumula 55% entre diciembre de este año con el mismo mes de 2023, mientras que la inflación de octubre fue de 2,7% y la acumulada de los últimos doce meses fue de 193%.
Por su parte, el bioetanol cañero pasó de $ 348,5 en diciembre del año pasado a $ 703,8 el litro este mes, registrando una suba de 101% en doce meses, según la cartera energética. En cambio, el etanol producido a base de maíz tuvo un incremento interanual en diciembre de 78,6%, ya que pasó de un precio regulado de $ 361,1 en 2023 a $ 645 este diciembre.
Según indicaron fuentes de la industria de biocombustibles a EconoJournal, los productores reclaman al gobierno una mayor suba de los precios regulados ya que argumentan que los valores del biodiesel y el bioetanol prácticamente no tienen incidencia en la inflación, pero que los precios que fija la Secretaría de Energía de la tonelada de biodiesel y el litro del etanol están atrasados respecto al IPC acumulado. Además, sostienen que sus insumos aumentaron más que el ajuste autorizado.
La creciente producción de gas natural en Vaca Muerta tiene como destino relevante el mercado de Brasil a través de gasoductos. Pero en pocos años la Argentina también podría concretar proyectos de licuefacción para realizar envíos de Gas Natural Licuado (GNL) al país vecino. Este tema se debatió en el panel Mercado de Gas: Expansión a Brasil y GNL. ¿Un objetivo posible? del Energy Day organizado por EconoJournal.
Participaron del panel Catherine Remy, directora general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina; Gabriela Aguilar, general general de Excelerate Energy en la Argentina y vicepresidente para LATAM; y Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy (PAE).
Foto: Dan Damelio
La directora de TotalEnergies expresó que “Brasil es muy grande. Petrobras ve un mercado de más de 60 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) para abastecer la demanda del sector industrial. Vemos la oportunidad de exportar el gas argentino a Brasil en un futuro cercano”. Añadió que “también es importante el mercado de Chile, que tiene renovables, pero es clave compensar la intermitencia con gas natural”.
En tanto, Gabriela Aguilar de Exelerate subrayó: “Esperamos que la Argentina pueda estructurar los proyectos de GNL que hay en carpeta. Para 2024 la demanda estimada a nivel mundial va a ser de 700 millones de toneladas. Es decir, ya hay un déficit de 300 millones de toneladas que se esperan y la Argentina puede tomar un rol crítico”.
Rodolfo Freyre de PAE describió que “a Brasil lo ponemos como potencial cliente de GNL nuestro porque necesita flexibilidad en su matriz energética y nosotros, con nuestro proyecto de GNL, tenemos la oportunidad de poder llegar al mercado de Brasil de forma competitiva”.
También contó las novedades del proyecto para instalar un buque de licuefacción en Río Negro. “Este lunes Harbour Energy anunció que se suma al proyecto de GNL con un 15%, hace poco se sumó Pampa Energía con 20%. Golar cuenta con el 10% y estamos nosotros. Somos cuatro socios (en Sotuer Energy, compañía creada para desarrollar el proyecto de GNL). Estamos trabajando para poner operativo el barco para 2027, seguramente sea en septiembre, es decir, pasando el invierno de ese año porque es un proyecto que se apalanca inicialmente sobre infraestructura existente en el sistema de transporte”, indicó.
Además, Freyre sostuvo que “estamos viendo distintas opciones con jugadores locales para ver cómo pasamos a la etapa de contar con suministro de gas natural para el barco para producir GNL todo el año”. “Estamos muy entusiasmados, es un proyecto relevante porque son casi 12 MMm3/d, alrededor del 10% del gas que consume el país. Al no ser un proyecto que requiere Project Finance tenemos mucha flexibilidad en cómo es la venta de GNL”, remarcó.
Más energía, menos emisiones
Los directivos contaron también las iniciativas que tienen las compañías para producir más energía y, al mismo tiempo, desarrollar proyectos para bajar las emisiones de carbono. Catherine Remy señaló que “la demanda a nivel mundial aumenta porque la población aumenta. Seguimos pensando que el petróleo y el gas van a jugar un papel muy importante en todos los países. Tratamos de producir más energía con menos emisiones, algo nada fácil. Para esto estamos desarrollando parques eólicos y solares. En Argentina contamos con proyectos eólicos en Buenos Aires, Chubut y Santa Cruz y dos parques solares en el norte”.
La directora de TotalEnergies destacó también que “tenemos proyectos de reducción de emisiones en Vaca Muerta. En (el área no convencional) Aguada Pichana Este estamos electrificando la planta, que produce 14 MMm3/d. Construimos una línea de alta tensión para conectarnos a la red y del otro lado estamos desarrollando un parque solar que va a abastecer a la planta”.
“En Tierra del Fuego estamos desarrollando un parque eólico de 9 MW que va a abastecer la demanda de la planta de procesamiento de gas. Más energía con menos emisiones es clave, para eso diversificamos la oferta, seguimos produciendo hidrocarburos pero sumando generación renovable”, concluyó.
Por su parte, Aguilar indicó qué tiene que hacer la industria para que no vuelva a pasar lo que pasó este año con el gas: “Sobre este tema tiene mucha importancia el concepto de seguridad energética. La Argentina tiene un perfil muy marcado en lo que es el invierno. Tenemos que trabajar en esa demanda. En Brasil es distinta la demanda de gas, porque tienen energía hidráulica”.
La ejecutiva de Excelerate Energy también afirmó: “Me gustaría poner blanco sobre negro el tema de las importaciones. Este año se importaron en la Argentina 28 cargamentos de GNL a 11 dólares. Pero para generación eléctrica se consume gasoil y fueloil, que son combustibles líquidos. Este año Argentina importó 17 cargamentos de combustibles líquidos a un precio que se ubicó entre 18 y 19 dólares. Debemos trabajar en el reemplazo de esto. Y esto hay que mirarlo como un mercado más para el GNL del país. Argentina no va a importar más GNL. Va a ser el GNL producido en la Argentina el que se va a consumir en la generación eléctrica del país”.
Necesitamos aportar entre toda la industria y ayudar al gobierno a escribir la normativa que permita sustentar permisos de exportación de largo plazosin riesgo de que sean cortados”, finalizó Aguilar.
Por último, Rodolfo Freyre sostuvo: “Contra Qatar es imposible competir porque es difícil superarlos en el tema costo. Pero contra Estados Unidos, si bien es un desafío gigantesco, creo que en ciertos mercados podemos competir, como es Brasil y Asia”.
El sector energético analiza alternativas para superar los cuellos de botella que tiene el país en el transporte eléctrico y que impiden sumar nueva generación de energía. Una opción es impulsar la firma de contratos directos entre actores privados. Martín Genesio, CEO de AES; Claudio Cunha, Country Manager de Enel Argentina; y Adrián Salvatore, director de Asuntos Corporativos de Central Puerto de Central Puerto, fijaron su posición sobre el tema en el Energy Day organizado por EconoJournal.
Foto: Dan Damelio.
Largo plazo
Genesio resaltó tres aspectos para avanzar en la contractualización entre privados: regularizar la recomposición tarifaria, avanzar en regulaciones y resolver los cuellos de botella del transporte eléctrico.
Indicó que “para que haya contratos entre privados tiene que haber un regulador eficiente. Este año el gobierno decidió ir fuertemente a la normalización de las cadenas de cobro y pagar noviembre y diciembre de 2023 y enero de 2024 a través de un bono. En ese entonces nosotros lo vimos como una injusticia y que podía generar una muy mala señal y el gobierno fue muy claro en que quería normalizar la cadena de pagos del sector”. Y agregó que “nosotros teníamos una visión muy a corto plazo y contaminada de lo que venía pasando en los últimos 20 años en el país. Hoy la cadena de pagos se regularizó y hoy esto ya no se discute”.
En este sentido, Genesio sostuvo que “el gobierno actuó como regulador eficiente. Creo que para que se llegue a la contractualización entre privados se necesita más foco en el largo plazo en resolver los cuellos de botella en el transporte eléctrico. El gobierno está trabajando en la línea que unirá Vivoratá a Plomer, que liberará 1.500 MW nuevo para generación eólica en el sur de la provincia de Buenos Aires. Si nos enfocamos en este largo plazo, la contractualización entre privados viene sola”.
“Estamos discutiendo con el sector público cómo acelerar el cambio regulatorio que permita esta contractualización. Vamos a llegar a buen puerto en el corto plazo. No tenemos que esperar las elecciones, creo que hay que hacerlo cuanto antes. Durante el primer semestre de 2025 se va a empezar a resolver, si seguimos con la visión a largo plazo”, concluyó.
Advertencia en tarifas
Adrián Salvatore de Central Puerto advirtió sobre las suspensiones de los ajustes regulares de las tarifas: “para 2025 veo todavía estas discusiones de corto plazo sobre cómo tiene que ser la transición, pero que en la macro estamos todos de acuerdo en el rol de la contractualización entre los actores privados. Por supuesto que coincidimos en que las reglas tienen que ser claras para que esa contractualización se lleve a cabo”.
“Pero quiero advertir algo. Creo que no tiene que pasar lo que pasó este año, que tuvo que ver con alguna circunstancia económica particular y que se suspendieron los ajustes de las tarifas de las empresas reguladas, algo que supuestamente no iba a ocurrir. Es mi única reserva. Que no exista esa muñeca política. Si tomamos la definición de ir en un sentido, cumplámoslo. La suspensión por dos o tres meses de los ajustes tarifarios afectan a la credibilidad, a la confianza”, remarcó Salvatore.
“En una contractualización entre las generadoras y las distribuidoras, si por una circunstancia puntual la distribuidora no puede tener el ajuste de tarifas, cómo afectaría esto en su relación con el generador”, se preguntó el ejecutivo de Central Puerto.
Consolidación
Por su parte, Claudio Cunha de Enel subrayó que “el año que viene va a ser de consolidación porque dará más previsibilidad de largo plazo. La RTI (Revisión Tarifaria Integral) es una herramienta fundamental para darle previsibilidad a las inversiones, que toman su tiempo. Un ciclo combinado, una planta eólica o una subestación de la noche al día, se requieren contratos y compromisos plurianuales”.
“En tema tarifas, más allá del mito de que presionaba a la inflación, en realidad sirven para bajar la inflación por la emisión en la que navegaba el país. Los ajustes ahora son marginales y esto nos va a llevar a buen puerto en 2025”, indicó.
Además, sobre la contractualización destacó: “creo que son etapas necesarias y que hay que ajustar algunas regulaciones para que se pueda desarrollar un mercado competitivo”.
José Luis Manzano, presidente de Integra Holding, analizó las posibilidades de inversión que se abren en el sector energético a partir de la estabilización macroeconómica. “Hay un interés muy grande por Argentina. Esa expectativa se puede canalizar de manera viciosa o virtuosa. Viciosa es el carry trade y virtuosa es el equity en compañías argentinas”, aseguró en el Energy Day organizado por EconoJournal. Identificó posibilidades concretas de inversión en petróleo y minería y dijo que es necesario avanzar con la Revisión Quinquenal Tarifaria para poder hacer planes de inversión a cinco años.
“Da la impresión de que hay un consenso, una base de comprensión de que el recurso está. Cuando digo al recurso no me refiero solo al recurso natural sino también al modo en que la gente pagó la factura. Nosotros llegamos al 98% de cobrabilidad. Hay cultura en la gente porque el esfuerzo ha sido muy grande y hay una línea. Hemos tenido dos secretarios de Energía en la misma línea. Esto ha sido consistencia de Milei y del Toto Caputo. La gente más humilde ha hecho un esfuerzo grande, las pymes han hecho un esfuerzo grande y a nosotros nos corresponde del lado nuestro hacer la inversión y acompañar”, aseguró Manzano al inicio de su exposición.
Luego remarcó por qué cree necesario avanzar cuánto antes con la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT). Alejandro (Macfarlane) lo dijo muy elegantemente. En el tema de la RQT no hay que esperar sorpresas. Hay que sacarse el miedo del tarifazo. No hace falta un tarifazo. Hay que acompañar la inflación y, por lo tanto, hay que hacerlo lo antes posible. Hay que sacarse de encima el tema para tener proyección y poder hacer los planes de inversión a cinco años. Hay una cosa que decía la secretaria (María Tettamanti) muy importante que tiene que ver con la estructura de capital de las compañías. La normativa de los 90 la conozco porque yo hice la ley. Teníamos que conseguir los votos en el Congreso, conseguir apoyo sindical y de las provincias. Entonces se pusieron algunos elementos como el PPP (Programa de Propiedad Participada), el PPP yo lo haría cien veces porque el acompañamiento social que hubo de los trabajadores al programa de privatización fue impresionante.
–¿Ve espacio para que vuelva ese instrumento?
–Si hay alguna firma para privatizar y la tienen muy trabada que hagan un PPP. Lo meten en un fideicomiso. Los trabajadores no hacen locuras, no entorpecen la inversión. Cuando la compañía se valoriza, algunos venden y algunos se quedan. Está mundialmente comprobado que funciona. Los que tienen acciones están totalmente alineados. Se acuestan a dormir pensando lo mismo que el resto de los stakeholders de la compañía. Es un tema de capitalismo moderno. Hay que vincular esto con el mercado de capitales, permitiendo la entrada de más equity en las empresas, la carga sobre el conjunto de la población puede ser menor y los planes de inversión se pueden acelerar. Y cuando digo equity es para evitar excesos de deuda porque los excesos de deuda tienen ciclos, no son sostenibles. Hay cosas para hacer en la ley, en el 51%, en las prendas, y después conectar con Nueva York. El gobierno y la sociedad argentina han logrado recuperar la expectativa del mercado, la expectativa del mercado está, nosotros hemos emitido en Nueva York. La conexión virtuosa que se ha logrado entre Argentina y el mercado necesita canales de equity antes que canales de deuda. Vista es un ejemplo fantástico de mercado de capitales o lo que ha pasado con la cotización de YPF. Por ahí un comprador que venga a comprar Metrogas por 1000 millones de dólares no está, pero que el mercado meta 200, 300, 400 o 500 millones de dólares en equity por mes sí está.
–¿Puede desarrollar mejor esa idea?
–Creo que hay mercado. Los fondos de private equity, los fondos de hedge funds y los fondos de mercados emergentes tienen un interés muy grande por Argentina. El presidente estaba esta semana en la tapa de The Economist. Hay 190 países y estaba Milei en la tapa de The Economist. Esa es la verdad. Esa expectativa se puede canalizar de manera viciosa o virtuosa. Viciosa es el carry trade y virtuosa es el equity en compañías argentinas. Al carry trade se entra fácil, se sale fácil y quedan las consecuencias. Al equity en compañías argentinas igual se puede salir, pero si hay socios creíbles y un contexto creíble el socio puede retener, conversar y persuadir y navegar las situaciones. Algunos dicen en el mercado que eso es para después de las elecciones. No, para nada después de las elecciones. Ya se ha despertado el interés por Argentina. El año 2025 es el año para conectar al mercado con las oportunidades de inversión en la Argentina.
–¿Imagina algún caso concreto o algún segmento?
Voy con nombres. Por ejemplo, lo que acaba de mencionar de mencionar el gobernador de Río Negro de Corporación América de uranio en Río Negro, Blue Sky. ¿Cómo funciona normalmente? Un grupo de promociones canadienses o australianos la listan, hacen una junior, algunos argentinos que seguimos y estudiamos invertimos, sube muchísimo en Australia, algunos australianos se van y otros se quedan y a veces llega a construcción. Si Blue Sky fuera privada y se hace un listing en Australia y un dual listing en Argentina. Cada individuo puede participar, es más equity, más transparencia, management alineado con acciones y se produce un fenómeno que funciona en el mundo: se llama capitalismo. No hay que inventarlo. Hay que copiarlo. Si el recurso está ahí va a funcionar. Cuándo digo “si el recurso está ahí”, ¿a qué me refiero? Por ahí en Argentina no hay muchos managers que hayan manejado empresas mineras, pero hay geólogos y geofísicos con PhD, que son fantásticos. La creación de valor es inmensa al darle a esos científicos la posibilidad de conectar el conocimiento que tienen del subsuelo con el mercado. Por eso pronostico unicornios en recursos naturales en minería y más en Vaca Muerta.
–El proyecto de Vaca Muerta en petróleo está lanzando, tiene pilares sólidos y va, ¿pero Argentina va a tener un proyecto de cobre en 2030?
–Sí, sí, va a tener. Nosotros invertimos muy temprano. Van a estar en producción Josemaría y Filo. Es altamente probable que esté en producción Los Azules de McEwen y es probable que esté en producción alguno de los de Glencore, Agua Rica o El Pachón. El Pachón es gigante. Ojalá sea El Pachón. Y hay un par más revoloteando.
–¿Y cómo hacés para que alguien invierta, por ejemplo, los 6000 millones de dólares que requiere Josemaría? ¿El instrumento que estás planteando podría ser un puente?
–Eso ya está porque estas son públicas. La que es una oportunidad ahora es McEwen. Tiene un market cap de 400 millones de dólares. Si el recurso está bien hay 6000 millones de dólares de recurso. Ellos han ejecutado en oro en el pasado con mucho éxito y deberían repetir. Tienen que tener un RIGI. Me imagino que ya habrán aplicado para el RIGI. McEwen puede ser el próximo unicornio. No vendo acciones de McEwen. Por eso no tengo problemas en decirlo. Después hay juniors. Me parece que la CNV tendría que darse una política de atraer las juniors canadienses y australianas que los únicos activos que tienen son argentinos. Poner el governance. Tomar algo de lo del blanqueo. Por ahí tener no solo una política de compre local sino también de incorporación de profesionales locales a los boards, a la parte científica. Estamos en una ventana única, semejante a la de la soja, semejante a la de Vaca Muerta. Vaca Muerta va a llegar a 1,5 millón o 2 millones de barriles por el 2030. Todavía hay restricciones logísticas. Estoy muy orgulloso por la extensión de la frontera de Vaca Muerta a Río Negro con Phoenix. Es buena la geología, es bueno el gobierno y es bueno (Pablo) Bizzotto. Pablo ha sido bueno porque los pozos producen. Estamos haciendo 4500 barriles en Río Negro. Y tiene un valor más que es que fue una iniciativa privada. Hay quienes estaban en contra del régimen de iniciativa privada porque decían que no hay competencia. Nosotros hicimos iniciativa privada en Jujuy para litio. Ofrecimos alto y también YPF, Techint y PAE y al final quedamos nosotros. Hicimos iniciativa privada en Mendoza para Bajada del Chachahuen y nos acaban de adjudicar la semana pasada. También ofrecimos alto, siete pozos. Para la iniciativa privada que hicimos en Río Negro ofrecimos 40 millones de dólares de inversión porque conociéndolo al gobernador Weretilneck, la oferta tenía que ser más alta que la que hacíamos en Neuquén porque sino no nos la iba a adjudicar. Es un tema científico. Tiene que ser más que lo que se le da al Rolo (Figueroa). Es un tema muy científico. Hay una matriz de cálculo. Así sale el titular en Río Negro, en La Mañana y en tu boletín (EconoJournal). Ofrecimos 40 millones de dólares. Asustados porque hasta ese momento era una hipótesis. Marcos Bulgheroni, amigo personal, ofreció 140 millones. Nos subió 100 millones. Quedé knockout. Fui a Suiza, nos juntamos con Marcos Dunand, el CEO de Mercuria. El que incursionó Argentina para Mercuria fue Daniel Jaeggi y el otro socio es Marcos Dunand. Nos juntamos con Marcos Dunand. “¿Qué pensás de la oferta de Marcos (Bulgheroni)?”, le dije. “No sé. Tiene una competencia con vos. Es altísima. 140 millones me da pánico. Mirá si fallamos”, me respondió. “Pero cómo ahora me decís que vamos a fallar”, le digo. “No, no vamos a fallar, pero es alta”, respondo. “Bueno, dejémoslo pasar”, me dice. Cuando estábamos por terminar la reunión me dice: “¿Pero de verdad qué pensás?”. “El petróleo está ahí, olvidate. La división política entre Río Negro y Neuquén tiene menos de 200 años, el accidente geológico tiene 40 millones de años”, le respondí. “Ah, bueno, si el petróleo está vamos”, dijo. Y pusimos 140 millones. Además de que estamos felices, ese caso probó que la iniciativa privada genera competencia. Ahora TGS está yendo por iniciativa privada. ¿Qué hace falta? Un regulador fuerte y transparente. Mendoza lo tiene, Jujuy lo tiene, Río Negro lo tiene. La iniciativa privada te da la posibilidad de empardar después, pero no te da la posibilidad de llevártelo barato.
–¿En lo político qué ves?
–Veo que en el medio ha pasado mucho tiempo y hemos perdido mucho tiempo. Eso ha dejado una enseñanza. El tiempo que ha pasado es un tiempo perdido. El Gasoducto Néstor Kirchner, al que ahora le han cambiado el nombre, es el ejemplo de cosas donde no haría falta que gaste plata el Estado. Es el ejemplo de inversiones que se podían hacer con dinero privado. Hay un cambio cultural. Va a haber una elección de medio término muy fuerte para voto al gobierno y alternativas de centro y con una polarización. El otro día había un proyecto para poner regalías a la minería de 30%. Si la polarización es para ese lado, la elección va a ser abrumadora para el gobierno y un centro moderado. La gente no es tonta. Hay mucho entusiasmo en los argentinos y tenemos que traer a los extranjeros porque la competencia nos hace bien. La competencia trae mejores prácticas. La competencia nos fuerza a levatarse temprano y ponerse a mirar qué se puede hacer.
–El presidente de YPF dijo que va a avanzar con la venta de Metrogas. Ustedes son accionistas minoritarios. ¿Cómo ven ese proceso?
–Nosotros tenemos el 19%. Con eso en el mundo sos el mayor accionista. Acá la atrocidad es el Estado. El que no tendría que estar es YPF. No hace falta que esté YPF porque además no le presta atención. A tal punto no le presta atención que está listada en Buenos Aires. Esa compañía debería estar listada en Nueva York. Si YPF encuentra un comprador estratégico, como Total, alguien de mucha calidad, nos quedaremos. Si el comprador no nos gusta le venderemos y si el proceso es razonable quizás podemos comprar nosotros, dependiendo mucho del acceso al mercado. En eso yo creo que cuanto más temprano se haga la RQT (Revisión Tarifaria Integral) mejor. Nosotros estamos en distribución de electricidad. Ale (Macfarlane) lidera en gas. Los dos estamos diciendo en público que hay que ser muy prudentes. No hay que esperar tarifazos. No hay que tenerle miedo a la RQT. La gente ha acompañado, las empresas tenemos que acompañar. Es más importante la previsibilidad por cinco años que cuánto te da.
–Si leo entre líneas es que no vas a ir con un requerimiento de ingresos al regulador tan alto porque entiendo que tengo tiempo para ir ordenando mi negocio.
La compañía es independiente. Lo va a hacer el management. Seguramente el management tendrá sus números, pero el día que hay un corte (de luz) el nombre que sale es el de los accionistas. Puede haber cortes que vengan por problemas de generación, por la licitación que no se hizo o porque la temperatura se fue a 45 grados. Todo puede suceder. Hace falta prudencia. Hace falta moderación y trabajo duro. La paz social que acompañó este proceso de reforma la tenemos que cuidar y la manera de cuidarla es actuando con prudencia.
Alejandro Macfarlane, dueño de Camuzzi, se hizo presente en el Energy Day organizado por EconoJournal para compartir su mirada sobre la revisión tarifaria y la prórroga de las concesiones de las licencias de gas natural planteada en la Ley Bases, entre otros ejes temáticos de la actualidad sectorial. “Estamos dejando atrás muchos años de incertidumbre constante en un segmento como el de distribución de gas, que requiere mucha inversión y que atiende las necesidades de 9 millones de hogares”, expresó el ejecutivo en el panel ‘La Argentina que viene tras un año que cierra con estabilización cambiaria y baja de la inflación’.
El ejecutivo sostuvo que no tenía ningún sentido, bajo su óptica, subsidiar la totalidad de la demanda. “Las transferencias al sector energético llegaron a representar dos puntos del Producto Bruto Interno (PBI)”, cuestionó.
Fue una sorpresa, admitió, que el Gobierno nacional dispusiera los incrementos tarifarios del mes de abril. “Nunca pensamos que las medidas se tomarían a esta velocidad. Hoy tenemos lo que hasta hace un tiempo parecía impensado: tarifas razonables. Finalmente contamos con la previsibilidad que las compañías licenciatarias necesitábamos. Faltan algunas cuestiones por resolver, pero las expectativas de cara al futuro son grandes”, enfatizó.
En estos momentos, resaltó, las empresas han vuelto a ponerse en valor. “Después de muchos años, volvimos a participar del circuito de crédito para satisfacer nuestras necesidades financieras. Ahora podemos pensar en obras de ampliación que estaban postergadas”, aseguró.
Que haya mayor razonabilidad para las firmas distribuidoras, aclaró, no significa que se haya dejado sin cobertura a los sectores más vulnerables. “Hay más de un 30% de los clientes del servicio de gas que siguen recibiendo subsidios porque no están en condiciones de pagar. En una extensa porción de la Argentina denominada ‘Zona Fría’, los usuarios abonan un 50% de las tarifas”, precisó.
En la gestión presidencial de Mauricio Macri, recordó, los incrementos tarifarios eran más lentos. “Los problemas cambiarios y de inflación impidieron un mayor avance. Recurrir a los precios regulados siempre es la primera opción para los gobiernos que afrontan una crisis”, reflexionó.
Buena voluntad
El nivel de cobrabilidad de las tarifas de gas, especificó Macfarlane, hoy se ubica en el 97,7 por ciento. “Pese a la suba de precios se situó en un 570%, hubo menor morosidad que en el invierno del año pasado. Más allá de tres o cuatro cuestiones judiciales que se resolvieron rápidamente, la gente pagó sus facturas”, ponderó.
Ahora que las empresas están volviendo a ser sujetos de crédito, recalcó, puede esperarse un 2025 de resolución de asuntos técnicos pendientes. “Esperamos solucionar, por ejemplo, cuestiones ligadas a la extensión de los contratos y el Impuesto al Valor Agregado (IVA) de los subsidios. Todo el mundo tiene la voluntad de resolverlas”, anticipó.
La Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), sostuvo, despierta grandes expectativas, pero también implica fuertes responsabilidades. “Cada vez que tengo la oportunidad de reunirme con autoridades hago el comentario de que no podemos tener una revisión tarifaria e incumplirla. La fórmula ideada en abril, por circunstancias asociadas a la inflación, dejó de ser viable. Cuando eso sucedió, el sector acompañó. Pero a partir de la RQT debe cumplirse con lo pactado para que podamos financiar a nuestras compañías”, aseveró.
Discusión zanjada
La cuestión tarifaria, remarcó Macfarlane, en términos conceptuales dejó de ser un problema. “Habrá que hacer los ajustes inflacionarios correspondientes, pero la discusión fue zanjada en abril. No veo en ningún caso que haya saltos importantes. No los estamos pidiendo y al parecer el Gobierno tampoco tiene pensado instrumentarlos”, indicó.
Después de 2025, adelantó, hay que trabajar para darle cobertura a unos 500.000 clientes. “Esto será clave si se tiene en cuenta que una garrafa de gas cuesta 10 veces más que un metro cúbico de gas natural. Un sector ordenado y que se puede financiar necesariamente deriva en una mayor confiabilidad de las redes y en mayores beneficios para los usuarios”, expresó.
El futuro del segmento, avizoró, estará signado por la expansión de la infraestructura. “Hay mucha gente que quiere disponer de gas natural y que, por diferentes motivos, aún no lo tiene. Estamos trabajando para responder esa necesidad. Queremos darles redes de calidad a nuestros clientes y tener con ellos la mejor comunicación posible”, afirmó.
“Estamos viviendo un cambio de época desde el punto de vista cultural acerca de cómo la sociedad se planta frente a la política, el Estado y el status quo de 40 años de democracia”, aseguró el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, quien analizó el presente del país y de su provincia en el Energy Day organizado por EconoJournal en el Club Hípico Alemán.
El mandatario sostuvo que hoy se observa un gran nivel de absorción social de medidas duras y complejas, lo cual parecía impensado algún tiempo atrás. “Por otro lado, estamos ante un Gobierno que decidió reformular la relación Nación-provincias. Como hemos dicho en más de una ocasión, a los del interior del país se nos hace muy difícil encontrar vínculos que ayuden a resolver nuestros problemas. Pero no se puede negar que hay un camino político muy marcado, una oposición desmembrada y un panorama bastante claro para el año próximo. Si no pasa nada extraño a nivel mundial, el escenario electoral venidero es bastante previsible”, diagnosticó.
Uno de los mayores desafíos que se avizoran, prosiguió, tiene que ver con los 27.000 millones de dólares que hay que conseguir en 2025 para hacer frente a los vencimientos de deuda. “También debe seguirse el impacto de la apertura de importaciones, sobre todo en ciertas cadenas de producción. Y después habrá que ver cómo los distintos sectores de la política y la economía nos vamos acomodando al nuevo escenario”, sostuvo.
Fuera de agenda
Desde lo formal, señaló el gobernador rionegrino, el Gobierno nacional es respetuoso y abierto al diálogo con las provincias. “Lo que se nota es una dificultad importante en cuanto a gestionar el día a día o el mediano plazo. Con Neuquén, por ejemplo, nosotros estamos planteando la necesidad imperiosa de resolver la logística de Vaca Muerta con foco en dos ejes: las rutas 22 y 151. No puede ser, teniendo en cuenta el actual nivel de actividad, que se tarden tres horas para entrar en los yacimientos. Sin obras, la situación será totalmente insostenible cuando se sumen Vaca Muerta Sur o el proyecto de gas natural licuado (GNL). Y lamentablemente nos cuesta muchísimo poder discutir esta cuestión”, criticó.
Es urgente, continuó, resolver la problemática de las concesiones ferroviarias. “A nuestro entender, la vía del Ferrocarril General Roca que va de Bahía Blanca a Barda del Medio o a Zapala forma parte del núcleo estratégico. Y nos resulta muy complejo encontrar los funcionarios y la mesa de decisión para abordar el tema”, remarcó.
Junto con su par neuquino Rolando Figueroa, Weretilneck está pidiendo concretamente la provincialización de las rutas. “No digo que tengan que darnos la razón, pero sí que deben darnos un lugar en la agenda. Queremos que las provincias y el sector privado podamos generar un modelo de concesión distinto al vigente. ¿Qué mejor que la transferencia de las rutas para un Gobierno que dice que el Estado nacional debe ser más chico?”, se preguntó.
Nuevas leyes
En relación con las oportunidades que significan para Río Negro obras como Vaca Muerta Sur o el proyecto de GNL de YPF, Weretilneck no sólo resaltó la importancia de la adhesión de la provincia al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), sino que también anunció el envío a Legislatura de tres nuevas leyes que buscan su aprobación antes de que cierre el año. “La primera es una Ley de Puertos para ordenar jurídicamente y darle competitividad a la actividad de cuatro terminales portuarias: la de San Antonio Este, que está operativa y será el epicentro logístico de lo que se viene, y las instalaciones que usarán Pan American Energy (PAE), Golar y Pampa Energía con el buque ‘Hilli’; YPF y sus socios con ‘Argentina LNG’; y las empresas que impulsan Vaca Muerta Sur en Punta Colorada”, puntualizó.
La segunda norma que espera por su sanción, agregó, apunta al perfeccionamiento de las áreas de parques industriales y logísticos que se instalarán no sólo en la zona limítrofe con Neuquén, sino también en el golfo. “Adicionalmente, promovemos una ley de beneficios impositivos para todas las empresas que se radiquen en esas nuevas áreas o en las ya existentes”, completó.
En definitiva, resumió, la idea es adaptarse lo más rápido posible a los requerimientos de la industria. “La provincia tardó un año para aprobar de punta a punta la obra de Vaca Muerta Sur. Sabemos lo que eso significa para el sector y por eso hemos reducido los plazos de trámites para los próximos proyectos, pero sabiendo que ninguna propuesta es sustentable sin licencia social. Lo peor que nos puede pasar es la judicialización”, sentenció.
Pelea convencional
Amén de destacar los esfuerzos de petroleras como Phoenix y Capex para ampliar el horizonte productivo de Río Negro, Weretilneck cree que los yacimientos convencionales de la provincia todavía pueden dar mucho más. “Está dura esa pelea. Entendemos lo que está pasando en la industria a partir del impulso que significan los proyectos en Neuquén. Pero con el aporte que venimos haciendo, merecemos mayor respaldo en el segmento convencional. Vamos a dar de baja dos o tres concesiones, y estamos siendo muy exigente con las negociaciones”, advirtió.
Aunque los plazos se están agotando, anticipó, esta semana podría haber novedades importantes. “Contamos con un buen ambiente laboral, empresarial y gremial como para realizar las modificaciones necesarias para mejorar el funcionamiento del segmento convencional”, concluyó.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, confirmó que el gobierno está trabajando contrareloj en un nuevo esquema de subsidios para el gas natural y la electricidad. “Probablemente ahora se extienda el período de transición del esquema de segmentación actual en N1, N2 y N3, pero la idea final es ir a una tarifa focalizada, que es lo más parecido a una tarifa social”, aseguró al exponer en la inauguración del Energy Day organizado por EconoJournal.
La intención oficial es que solo reciban subsidio aquellos sectores que verdaderamente lo necesitan con un esquema destinado a fomentar la eficiencia en el consumo. “El subsidio para las personas que lo necesitan va a fomentar la eficiencia en el uso. Es decir, queremos que haya un bloque mínimo subsidiado, pero a partir de ahí que se empiece a manifestar en la tarifa el costo real de la producción, el transporte y la distribución”, remarcó Tettamanti.
–¿Cuándo lo piensan implementar? –le preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
–Lo venimos trabajando mucho. Nos hubiera gustado publicarlo esta semana, pero estábamos haciendo los últimos cálculos del impacto en las tarifas.
–¿Entonces es inminente la reformulación del programa de segmentación?
–Sí, vamos a fijar un período de transición hasta abril y después ir a una tarifa focalizada.
–¿La intención oficial es introducir un esquema típico de un bloque de tarifa social con algún tipo de bonificación terminando con los niveles N1, N2 y N3 y sin ir a un instrumento más complejo como el de la canasta básica?
Sí, pero la idea sí es que ese bloque subsidiado refleje un poco mejor las diferencias de necesidad de consumo que tienen las familias en las distintas geografías argentinas debido al tema climático. En gas natural ya existe, pero en energía eléctrica no.
María Tettamanti inauguró el Energy Day organizado por EconoJournal.
Revisión Quinquenal Tarifaria
Tettamanti también se refirió a la revisión quinquenal de tarifas que impulsa el gobierno para salir del esquema de transición actual. “El valor de las tarifas tiene que salir de un cálculo que respete una metodología que fijaron los entes. Creo que no debería ser difícil salir de esta situación. Estuve trabajando bastante con Osvaldo Rolando (interventor del ENRE) en las tarifas de Edesur, Edenor y Transener. En las tarifas de gas natural hemos tenido un par de reuniones, pero no hemos avanzado mucho, pero yo estoy convencida de que esa revisión hay que hacerla”, sostuvo.
Luego fue cautelosa con el tema de los tiempos. “Veremos con qué ritmo se puede hacer. Si se puede hacer de una sola vez o en dos o tres pasos como se hizo en la RTI de 2017. A veces uno tiene muy claro dónde quiere llegar, pero hay que ver en qué tiempo. Es como si uno está en Buenos Aires y quiere llegar a Mar del Plata. ¿En qué tiempo se puede llegar? ¿Tenés una autopista perfectamente asfaltada y tenés un auto último modelo o tenés un camino poceado con un auto que se queda cada dos por tres? Las tarifas tienen que estar determinadas por los principios de la ley. La tarifa tiene que ser justa y razonable, cubrir los costos y garantizar una rentabilidad. Creo que vamos a poder lograrlo, pero lo tengo que ver con el ministro de Economía y con Daniel González (secretario coordinador de Energía y Minería) porque no podemos hacer algo en este sector que vaya en contra de poder hacer sustentable la macroeconomía. El sector va a invertir no solo si ve que hoy las reglas son buenas para invertir sino si las reglas son perdurables en el tiempo. Vayamos un poco más despacio, pero lleguemos ahí”, sostuvo.
Ampliación de transporte eléctrico
La secretaria de Energía sostuvo también que “en los próximos 10 o 15 vamos a sacar una licitación para comenzar con una de las fases de lo que fue el plan de ampliación de transporte de alta tensión que determinó la resolución 507/2023 y vamos a comenzar con el AMBA I, una línea de alta tensión de Vivoratá a Plomer, con una estación transformadora en Plomer. Después una línea de alta tensión entre Ezeiza y Plomer y entre Atucha y Plomer también. Es una obra de unos 1000 millones de dólares”.
Ampliación de generación eléctrica
La funcionaria se refirió además al plan oficial para ampliar la capacidad de generación de electricidad luego de la decisión oficial de suspender la licitación TerConf. “Queremos ir a un esquema donde los privados sean quienes firmen los contratos, pero estamos pensando en una transición para que en ese camino la tarifa del residencial no tenga un impacto muy grande”, aseguró. Luego precisó que “queremos licitar generación, pero que esa nueva generación sea firmada entre distribuidoras y generadores o generadores y grandes usuarios. Vamos a tratar de que sean directamente los privados, pero para eso tenemos que hacer que las distribuidoras sean agentes de créditos para que los generadores se animen a firmar contratos. Para eso tenemos que solucionar las deudas que las distribuidoras tienen con CAMMESA ofreciendo un plan de financiación”.
«Buscamos que haya libertad, que se den permisos de exportación, tanto de crudo como de gas natural», dijo Tettamanti.
Reglamentación de la ley bases
El gobierno reglamentó la semana pasada el capítulo de energía de la Ley Bases. La norma busca desregular el mercado y privilegia la exportación de hidrocarburos. Sin embargo, establece una serie de causas por las cuales el Estado podría objetar total o parcialmente esas exportaciones. “La idea es que en la legislación el Estado se guarde una llave para una situación que sea de fuerza mayor y muy complicada, pero buscamos que haya libertad, que se den permisos de exportación, tanto de crudo como de gas natural”, dijo Tettamanti.
“Hay un temor muy grande por lo que ocurrió en Argentina en el pasado cuando tuvimos que cortar las exportaciones de gas a Chile, pero lo que no nos tenemos que olvidar es que eso ocurrió justamente porque el Estado intervino. Si lográs que las distribuidoras tengan contratos a largo plazo y que hagan lo que marca la ley que es asegurarse el abastecimiento de la demanda prioritaria y que los grandes usuarios tengan su contrato en condición firme, la oferta va a responder a eso y va a haber saldos exportables y el Estado no va a tener que intervenir. En el marco de libertad va a haber generación para consumo interno y para exportar y no va a ser necesario usar esa llave que siempre se guarda el Estado. El espíritu es de maximización de la renta y libertad de mercado”, concluyó.
Gasoducto Perito Moreno
El gobierno declaró este lunes de interés público la iniciativa privada de Transportadora Gas del Sur para ampliar el Gasoducto Perito Moreno y aumentar el transporte de gas desde Vaca Muerta, especialmente a la zona del Litoral. Tettamanti se refirió además al proyecto de licitar el segundo tramo del Perito Moreno. “Por el momento no está en agenda. Lo queremos es que sea el sector privado el que amplíe el transporte, una muestra es lo que hizo TGS. En la década del 90, trabajaba en Camuzzi y todos los años venía TGS y me preguntaba qué necesidad de transporte iba a necesitar el año que viene y se hacían las ampliaciones. Con una tarifa que de previsibilidad a los empresarios, van a venir compradores y se van a poner de acuerdo sobre qué capacidad están dispuestos a comprar, a los costos que tenga el transporte y se harán los open seasons. Me parece que el esquema de la concesión de Enarsa con la ley 17.319 es un escollo que hoy tengo que estudiar para ver cómo hacemos para salir de eso y volver al esquema de tarifas bajo la ley 24.476, que funciona”.
–El ex secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, planteó en el programa de streaming Dinamo planteó que el Estado debería evaluar desprenderse de las acciones del Gasoducto Perito Moreno (ex Gasoducto Néstor Kirchner). ¿Es algo que evalúas?
–Sí, totalmente. Enarsa estaba en la lista de empresas a privatizar de la Ley Bases y para privatizarla primero tenés que empezar a desprenderte de los negocios. No tengo ninguna duda de que eso tiene que ser una concesión privada.
Pampa Energía, uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en la Argentina, tendrá una participación del 20% en la sociedad Sotuer Energy, creada por Pan American Energy y Golar LNG para llevar adelante el proyecto de Gas Natural Licuado. La iniciativa contempla la instalación de un buque de licuefacción en el Golfo de San Matías, en Río Negro. Frente a esta propuesta, Pampa se comprometió a suministrar el 22,2% de los volúmenes de gas natural desde sus yacimientos en la cuenca neuquina.
Gustavo Mariani, CEO y vicepresidente de Pampa Energía, aseveró: “Decidimos sumarnos porque consideramos que es un proyecto muy importante para que el país se transforme en exportador mundial de gas natural licuado”. “Esto ayudará a la consolidación de la estabilidad macroeconómica, transformando las inconmensurables reservas que tenemos bajo tierra en divisas que agigantarán la política de superávit comercial” agregó.
Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy, sostuvo que “el gas natural no convencional de Vaca Muerta es competitivo con los mejores recursos a nivel mundial y necesita desarrollar nuevos mercados para consolidar su crecimiento. El GNL nos abrirá la puerta al mundo y con Sotuer Energy buscamos ser un proveedor confiable para el mercado global. Este proyecto, al que hoy se suma Pampa Energía, es el primer paso de un camino que se desarrollará en etapas y que debe involucrar a toda la industria”.
La iniciativa
El proyecto liderado por Pan American Energy permitirá exportar 11,5 millones de metros cúbicos al día de gas natural. A través de una inversión de 2.900 millones de dólares en los próximos 10 años, y que se prevé alcanzará los casi 7.000 millones de dólares a lo largo de toda su vida útil. El proyecto permitirá la instalación y operación del buque de licuefacción “Hilli Episeyo” de Golar, contratado por Southern Energy.
El buque tiene una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural. Este proyecto, que recientemente solicitó su ingreso al RIGI, permitirá posicionar a la Argentina en el mercado global de GNL, en donde el país aún no tiene participación. Además, favorecerá la creación de empleo y el desarrollo de toda la cadena de valor del gas natural con elevada participación de proveedores locales.
En la actualidad, Pampa produce un promedio de 14,5 millones de metros cúbicos de gas natural por día en sus yacimientos Sierra Chata y El Mangrullo en Vaca Muerta, con picos de 17 millones en invierno.
La empresa kazaja Kazatomprom ganó una licitación para proveerle a la estatal Dioxitek el concentrado de uranio necesario para fabricar los elementos combustibles que requieren las centrales nucleares argentinas. El primero de los tres envíos pactados llegó el 1 de diciembre del año pasado, pero el gobierno de Javier Mileino cumplió con las condiciones de pago y los kazajos interrumpieron el abastecimiento, lo que podría derivar en la paralización de Atucha II y Embalse para mediados de año próximo cuando se acaben las reservas.
Atucha II tiene una capacidad de generación de 745 MW y Embalse otros 683 MW. Por lo tanto, si esas centrales dejan de generar energía se perderían 1428 MW en un momento donde la capacidad de generación se encuentra por debajo de la demanda de energía proyectada para los próximos meses. Los elementos combustibles también son indispensables para que opere Atucha I, pero esa central salió de servicio a fines de septiembre para que se lleve adelante la extensión de su vida útil, obra que demorará unos 30 meses.
Central nuclear Atucha II.
El default con los kazajos
El acuerdo con Kazatomprom contemplaba tres envíos anuales de unas 170 toneladas de uranio concentrado cada uno. El mecanismo de fijación de precio acordado fue bajo un esquema spot que toma la cotización promedio del insumo en una revista especializada durante las 8 semanas anteriores a la llegada del embarque.
El precio final del primer envío fue de US$ 34,5 millones. El 50% se debía pagar a los 30 días y el otro 50% a los 60 días. Sin embargo, cuando todavía no se había pagado ni siquiera la primera parte el Banco Central emitió una comunicación donde estableció que las deudas de importación de bienes y servicios debían ser canceladas con los Bonos para la Reconstrucción de una Argentina Libre (Bopreal).
Como era de esperar, los kazajos se negaron a aceptar los Bopreal, pero Dioxitek no tenía acceso al mercado de cambios. Por lo tanto, la negociación se empantanó y Argentina quedó en default. La empresa estatal pagó el 95% de la deuda recién entre junio y julio, pero antes de realizar el segundo envío los kazajos endurecieron su postura y exigieron que se cancele el monto que faltaba, se pague una multa por el incumplimiento, se firme una adenda al contrato y se les otorgue una carta de crédito garantizada.
El primer embarque había salido desde San Petersburgo y demoró 6 meses en llegar a Buenos Aires, pero por las sanciones que se le aplicó a Rusia luego de la invasión de Ucrania ningún banco se mostró dispuesto a otorgar una carta de crédito para un envío proveniente de San Petersburgo. Una segunda opción que se exploró fue que el concentrado de uranio llegara desde Georgia, aunque el viaje ya no iba a demorar 6 sino 8 meses.
Si en julio se hubiera cumplido con las condiciones que fijó Kazatomprom, el segundo embarque podría haber arribado en marzo de 2025. Distintos funcionarios advirtieron durante meses sobre la necesidad de resolver el tema con urgencia porque las proyecciones indican que Dioxitek se va a quedar sin concentrado de uranio a mediados de mayo de 2025 y el stock de elementos combustibles que tienen las centrales nucleares es mínimo. Sin embargo, el gobierno nunca terminó de resolver el tema.
En los últimos meses incluso se exploró la posibilidad de buscar otros proveedores para un envío puntual, pero para que Nucleoeléctrica, la empresa que administra las centrales, autorice la compra, primero se debe obtener una nota de Kazatomprom que diga que no va a poder enviar el producto en los plazos requeridos y los kazajos no van a enviar ninguna carta hasta que se les cancele la deuda pendiente. Además, mantener el default con esa firma también complica la relación con cualquier otro proveedor del sector. EconoJournal confirmó con dos técnicos del sector nuclear sin contacto entre sí que hasta este viernes la deuda continuaba impaga. También consultó por Whatsapp a fuentes de la empresa kazaja quienes prefirieron no responder.
Cómo se elaboran los elementos combustibles
Con el concentrado de uranio, Dioxitek produce polvo de dióxido de uranio que es utilizado por la empresa Conuar para fabricar pastillas de dióxido de uranio que se le proveen a las centrales nucleares. Esas pastillas se colocan en el interior de tubos de aleación de zirconio (llamados vainas) que se ensamblan para formar los elementos combustibles. Estos elementos son estructuras diseñadas específicamente para cada tipo de reactor.
Se utiliza el término elementos combustibles, en lugar de simplemente combustibles, para destacar que no se trata de una sustancia simple o cruda, como el carbón o el petróleo, sino de una estructura compleja y diseñada específicamente para ser usada en reactores nucleares. Embalse, por ejemplo, es un reactor de tecnología Candu con un diseño estándar. Por lo tanto, los canadienses podrían llegar a proveer los elementos combustibles. Atucha II, en cambio, es un diseño original desarrollado por Kraftwerk Union (KWU), una filial de Siemens, pero cuando se retomó la construcción en octubre de 2006 KWU había desaparecido y fue la estatal Nucleoeléctrica la que terminó la obra introduciendo ciertas variantes al diseño original, lo que obliga a ser más cautelosos al momento de evaluar la incorporación de elementos combustibles alternativos.
El presidente para el Cono Sur de Tenaris, Javier Martínez Álvarez, puso en relieve la importancia de la integración de la Argentina con la región para el desarrollo energético y económico. Lo hizo en un panel organizado por CIPPEC en la embajada de Francia que compartió con la ex secretaria de Energía, Flavia Royon, y el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren.
“La situación internacional nos fue sorprendiendo con transformaciones inesperadas como la guerra en Europa, impensable hace unos años atrás, un conflicto mucho más grave en Medio Oriente y la pandemia. Estos factores incorporaron un nuevo eje a la discusión global y, puntualmente, al eje de la transformación energética. Por este motivo, muchos países sumaron la preocupación por la seguridad energética”, explicó el ejecutivo de Tenaris, empresa del Grupo Techint.
Martínez Álvarez añadió que “Europa tiene una agenda muy fuerte en la transición energética y otros países también tienen una marcada prioridad para su propio desarrollo. Hoy tenemos distintas regiones con distintas agendas”. El ejecutivo remarcó que este escenario internacional para la Argentina “implica que cambia la velocidad con la que creíamos que íbamos a transcurrir la transición energética en el país”.
“Necesitamos integrarnos, como ocurrió con el acuerdo del gobierno con Brasil por el gas de Vaca Muerta, para dar previsibilidad a inversiones que son muy significativas. Estamos en una parte del mundo donde no hay conflictos bélicos. Todo lo que promueva la integración política, energética y económica le da estabilidad a la región”, sostuvo.
Petróleo, gas y renovables
El presidente de Tenaris para el Cono Sur subrayó que “hay una urgencia para desarrollar la relevante ventana en petróleo de Vaca Muerta” y agregó que “vislumbramos un desarrollo del crudo de al menos 30 años”.
“El petróleo requiere de una menor inversión relativa, pero desarrolla habilidades, conocimientos e infraestructura que alumbra un potencial enorme en gas en Vaca Muerta que, a su vez, es un fuerte respaldo para las energías renovables”. Martínez Álvarez afirmó también que “el gas de la cuenca Neuquina requiere de inversiones mucho más cuantiosas y ajustadas y se necesita el desarrollo previo del petróleo”.
Consensos e inversiones
El director de Tenaris incorporó la relevancia de las condiciones de borde de la explotación de petróleo y gas: “la magnitud de la oportunidad en la cuenca Neuquina depende muchísimo de tener las condiciones adecuadas. El desarrollo de Vaca Muerta puede ser bueno, muy bueno o extraordinario. Dependemos de leyes robustas y consensos que atraigan inversiones para acelerar la velocidad del desarrollo del petróleo, gas y las renovables”.
Por último, Martínez Álvarez describió que “pasamos de la defensiva, donde faltaba gas en el país y teníamos el riesgo de faltante de dólares, al ataque y, ahora, viendo oportunidad clara de desarrollo. El gas de Vaca Muerta tiene que desarrollarse, tiene que estar en la cordillera en los proyectos mineros y en la oportunidad que se abrió con Brasil”.
El gobierno finalmente reglamentó el capítulo sobre energía de la Ley Bases. La norma aprobada por el Congreso a fines de junio introdujo más de 50 modificaciones en la ley de Hidrocarburos 17.319 orientadas a desregular el mercado. Uno de los cambios centrales fue la decisión de privilegiar la exportación de hidrocarburos por sobre el autoabastecimiento. Sin embargo, la reglamentación publicada en el decreto 1057/24 relativiza esa posibilidad al establecer una serie de causas por las cuáles se podrán objetar total o parcialmente las exportaciones, aunque una vez que expire el plazo para las objeciones no podrán afectarse las exportaciones en curso.
Antes de la entrada en vigencia de la Ley Bases, el artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos, promulgada en 1967, decía que “durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos líquidos no alcance a cubrir las necesidades internas será obligatoria la utilización en el país de todas las disponibilidades de origen nacional de dichos hidrocarburos”.
En otras palabras, el mercado interno se imponía por sobre la exportación. De hecho, las petroleras interesadas en exportar crudo debían iniciar un trámite en la Secretaría de Energía tres meses antes de concretar la operación. En ese acto informaban cuánto petróleo tenían previsto vender al exterior y a partir de ese momento se abría un plazo de 5 días hábiles para que cualquier refinador local que deseara ese crudo pudiera cruzar esa operación de exportación y reclamar el petróleo para su refinería.
El artículo 105 de la Ley Bases modificó el artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos y estableció que los permisionarios y concesionarios tienen el dominio sobre los hidrocarburos que extraigan y podrán transportarlos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados libremente, aunque anticipó que “el efectivo ejercicio de este derecho estará sujeto a la reglamentación que dicte el Poder Ejecutivo nacional”.
Qué dice la reglamentación
El artículo 16 del Anexo 1 del decreto reglamentador establece ahora las causales de objeción que puede hacer valer la Secretaría de Energía para exportar total o parcialmente las exportaciones.
a) la falta de disponibilidad de hidrocarburos y/o sus derivados;
b) la falta de acreditación -en el caso de exportación de hidrocarburos y/o sus derivados cuyos términos exijan la acreditación a lo largo de su vigencia- de la disponibilidad proyectada de producción propia o cantidades firmes acordadas con productores, o reservas probadas, posibles y/o probables, o recursos, o su capacidad de producción.
c) la falta de exactitud o veracidad en la información y/o documentación respaldatoria de la operación de exportación.
d) la falta de acreditación de capacidad en alguna de las etapas que integran la operatoria de exportación de hidrocarburos;
e) las prácticas anticompetitivas, incluyendo el “dumping” respecto del mercado interno en las mismas condiciones;
f) la existencia y/u ocurrencia de variaciones imprevistas y significativas en precios de mercado interno; o
g) la falta de proporcionalidad respecto de las proyecciones informadas conforme a lo determinado en los artículos 12 y 13 y la seguridad de suministro al mercado interno.
El artículo 17 del Anexo I dice que para hacer valer cualquiera de estas causales de objeción la Secretaría de Energía deberá realizar estudios y análisis técnico-económicos donde quede clara la incidencia de la exportación solicitada en las condiciones de seguridad del suministro del mercado interno.
En el artículo 18 del mismo anexo establece que la seguridad del suministro en el mercado interno “comprende la disponibilidad de hidrocarburos y/o sus derivados en volumen, calidad y condiciones económicas comerciales razonables para el abastecimiento de las necesidades del mercado interno, incluyendo las fuentes y costos de importación de hidrocarburos y combustibles alternativos”. Luego agrega que “los volúmenes excedentes a las necesidades del mercado interno no podrán afectar la seguridad del suministro”.
El artículo 19 establece que el plazo de la Secretaría para objetar la exportación es de 30 días hábiles contados a partir de la notificación de exportación y el artículo 23 establece que una vez que ese período se cumpla el regulador “no podrá realizar objeción alguna y las exportaciones en firme no podrán ser revisadas nuevamente una vez transcurrido el plazo previsto en el artículo 19”.
Una opción interesante contemplada en el artículo 20 del anexo I es que una vez que se verifique la necesidad efectiva del mercado interno de requerir volúmenes similares a los de la exportación solicitada, la empresa podrá reemplazarlos “mediante la adquisición y/o importación de los volúmenes de hidrocarburos de calidad equivalente”. Es decir, para cuidar la relación con su cliente una empresa podría eventualmente decidir continuar con la exportación y salir al mismo tiempo a importar crudo para compensar esa exportación.
La Inteligencia Artificial (IA) está revolucionando la forma en que operan las diversas industrias y el sector de refinación de hidrocarburos para la producción de combustibles no es la excepción. Representantes de las empresas y los sindicatos se reunieron para explorar cómo las tecnologías de la IA transformarán las dinámicas laborales y operativas.
Patricio Bulgheroni, coordinador general del proyecto de diálogo intrasectorial, consideró que en un mundo cambiante es necesario que empresarios y sindicatos trabajen en estrategias que vayan hacia un cambio gradual y a largo plazo. “Hemos podido institucionalizar este espacio bajo la órbita de la Cámara Argentina de la Energía (CADE) y crear un foro sindical y empresarial de la industria de la refinación”, celebró.
Marcelo Aldeco, vicepresidente de Relaciones Laborales de YPF, mencionó que uno de los principales objetivos del diálogo encarado con los sindicatos es construir confianza y fomentar una visión conjunta para abordar desafíos como la transición energética y la implementación de inteligencia artificial. En ese sentido, aseveró que: «Es fundamental sentarnos a la mesa y discutir las cosas que nos van a pasar. Vamos a estar ahí para preparar a nuestra gente y encontrar soluciones”.
La jornada
El encuentro se dio en la sede de la Universidad Católica Argentina, donde su rector, Miguel Schiavone, remarcó que “la IA no reemplazará al humano, sino que las personas serán reemplazadas por otras que tengan conocimiento en este campo. Por lo tanto, la clave está en democratizar el saber”, argumentó.
“La mejor forma de reivindicar el derecho de los trabajadores es fomentar el diálogo, dejando en claro que la persona que invierte y apuesta por el país no es un enemigo, sino que forma parte del componente en la relación del crecimiento al desarrollo”, aseguró Gerardo Martínez, secretario general de la Uocra y actual secretario de Relaciones Internacionales de la CGT.
Diálogo
Miguel Peirano, director ejecutivo de CADE, resaltó la importancia de que la organización que lidera se haya incorporado al diálogo entre empresas y sindicatos vinculados a la refinación. “Cuanto más profunda sea la relación, el enriquecimiento será mayor no solo en los vínculos, sino en la posibilidad de transformar en forma virtuosa todos los temas que se van planteando en un escenario económico y social dinámico”, afirmó.
A su vez, el vicepresidente de Relaciones Laborales de Pan American Energy (PAE), Sergio Faraudo, recordó que, desde la evolución del hombre en el neolítico, cuando construyó sus primeras herramientas, se pasó por diferentes revoluciones.
Sin embargo, consideró que desde aquella época no hubo un cambio más grande que la revolución digital y el proceso que se vive en estos momentos. “Este hecho no es menor y se debe tener en cuenta para analizar la complejidad del proceso que se está viviendo y cómo encararlo en el marco laboral”, analizó Faraudo.
“Entendernos como parte de un ecosistema implica asumir nuestra autonomía, pero también nuestra interdependencia”, señaló el ejecutivo de PAE. En esta línea, explicó que el sector enfrenta el desafío de reconsiderar el rol de los líderes y adaptar sus estrategias a los cambios que exigen tanto el mercado como la sociedad. “Estamos trabajando en liderazgos distintos, en modelos que no solo sean sostenibles, sino que permitan generar nuevos puestos de trabajo adaptados a las necesidades actuales”, puntualizó.
Gabriel Barroso, secretario general de la Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles, le dio valor a la capacitación de las empresas con los obreros. “Entendemos que la tecnología y la robotización es algo que se viene. Dentro de los aspectos positivos, la inteligencia artificial es capaz de mejorar la seguridad y salvar vidas. De nuestro lado siempre valoramos a las partes que busquen dialogar”, sostuvo.
Por último, Mario Lavia, secretario adjunto de la Federación de Petroleros, y Julio Schiantarelli, del Supeh, coincidieron en la importancia del diálogo entre empresas y sindicatos para analizar juntos los desafíos laborales de la industria.
La transición energética global es uno de los temas centrales en la agenda de la cumbre del G20 y de la COP30, que también será organizada por Brasil en 2025. El reciente estudio Energía Verde en América Latina, realizado por Broadminded, el equipo de investigación de la agencia de comunicaciones Sherlock Communications, resalta el gran potencial de América Latina para liderar esta transición, recopilando datos y perspectivas de expertos multidisciplinarios sobre el avance de la energía verde en la región.
Según el estudio, que reúne datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), el 60% de la electricidad de América Latina se genera a partir de energía renovable, posicionándola como una de las redes eléctricas más limpias del mundo. Países como la Argentina, Chile, México y Brasil están liderando el camino, siendo Brasil responsable del 58% de la nueva capacidad de energía renovable de América Latina para 2030.
El sector de energías renovables en Argentina ha surgido como un foco de inversión, impulsado por la abundancia de recursos naturales y la creciente demanda de energía sostenible. Según el informe mencionado, se espera que Argentina aporte el 47% de la capacidad renovable de América Latina para 2030, posicionándose como el tercer mayor contribuyente después de Brasil y Chile.
La Argentina en el panorama de la Energía Verde
A pesar de enfrentar desafíos económicos y regulatorios, Argentina está demostrando un fuerte compromiso con la transición hacia un futuro energético más limpio y sostenible.
Del estudio se desprende que la nueva administración, liderada por el presidente Javier Milei, ha implementado una serie de reformas económicas con el objetivo de crear un clima de inversión más atractivo para el sector energético. La Ley Bases, que otorga amplios poderes al Ejecutivo, y el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) son claros ejemplos de este compromiso. Estas iniciativas, junto con la ambiciosa proyección de inversiones de hasta $16.5 mil millones en 2026, delineada por el exsecretario de Energía Eduardo Rodríguez Chirillo, apuntan hacia un futuro energético más próspero y diversificado.
Con reformas en curso y un mayor apoyo a la inversión, la Argentina está bien posicionada para aprovechar su vasto potencial en energías renovables y convertirse en un líder regional en la lucha contra el cambio climático, según se desprende del estudio.
Visión regional: América Latina como líder global en energía renovable
Aunque la mayoría de los países aún dependen de una matriz hidroeléctrica predominantemente, la región ha demostrado un progreso significativo en la diversificación de sus fuentes de energía limpia, especialmente en proyectos de energía eólica y solar.
«América Latina, especialmente Brasil y Chile, podría convertirse en un gran exportador de esta vital fuente de energía. Pero el éxito de la región dependerá de navegar las complejidades regulatorias, asegurar un financiamiento adecuado y equilibrar la transición desde los ingresos de combustibles fósiles con nuevas oportunidades para exportaciones de energía verde», dijo Patrick O’Neill, Socio director de Sherlock Communications.
Aunque América Latina avanza hacia un liderazgo en la transición energética global, los expertos entrevistados en el estudio señalan desafíos estructurales clave que deben superarse para consolidar esta posición.
Uno de los principales desafíos involucra las estrategias de financiamiento para proyectos de infraestructura esenciales para la transmisión y almacenamiento de energía. Además, la estabilidad macroeconómica y política es crucial para el avance de la energía verde en países como Argentina y Perú, donde estos factores son esenciales para atraer y mantener inversiones en el sector.
«Aunque América Latina es un líder global en energía renovable, existen numerosos desafíos. Superar estos obstáculos es crucial para que la región mantenga y expanda su papel de liderazgo en la transición hacia un modelo energético más sostenible y resiliente», concluyó O’Neill.
La Unión Europea (UE) busca garantizarse el abastecimiento futuro de minerales críticos para su industria, en un contexto global donde China se está quedando con la mayor cuota del mercado internacional. Las materias primas de la minería son fundamentales para la transición energética y la fabricación de vehículos eléctricos en el viejo continente. En los últimos meses hubo un marcado aumento del interés de Europa en el sector minero de la Argentina, en particular en los proyectos de cobre.
Entre el 9 y 13 de diciembre se llevará a cabo en Bruselas (Bélgica) la Semana Europea de las Materias Primas, un evento organizado por la UE que reúne a gobiernos y empresas del sector minero. Allí viajará una delegación de la Argentina que estará conformada, entre otros, por el gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, que este miércoles fue nombrado presidente de la flamante Mesa del Cobre que se creó en la Cumbre de Minería que se realizó en Mendoza y que contó con varios mandatarios provinciales.
Bruselas
La delegación argentina tendrá como protagonista a Los Azules, un megaproyecto de cobre ubicado en San Juan, cerca de la frontera con Chile. Los ejecutivos de la empresa McEwen Copper, a cargo del desarrollo cuprífero, fueron especialmente invitados desde Bruselas y ya tienen previsto reuniones con gobiernos, cámaras empresarias y bancos de desarrollo.
Previo al viaje a la capital de Bélgica y sede de la UE, EconoJournal dialogó con Michael Meding, gerente general de Los Azules y vicepresidente de la compañía canadiense McEwen Copper, que señaló: “Europa entendía que los mercados iban a regularse y que iban a tener disponibilidad de las distintas materias primas mineras a la medida de la demanda, pero el mundo se está balcanizando y el abastecimiento no está garantizado, tanto para el sector minero, oil & gas y agrícola”.
El ejecutivo, que en octubre asumió como gerente de Gemera, la entidad de empresas de exploración minera, destacó que los países europeos analizan cómo asegurar el abastecimiento de las materias primas estratégicas, sobre todo después de lo que le pasó a Alemania con el gas ruso luego del inicio de la guerra en Ucrania.
“Empresas que fabrican maquinarias o automóviles tienen una fuerte predisposición en invertir directamente en proyectos, no sólo abastecerse a través de los mercados”, subrayó Meding, que agregó que “Europa quiere abastecerse de cobre argentino por una cuestión de mercado y por geopolítica”.
Aumento de la demanda
Según el informe de BHP, “Cómo el cobre moldeará nuestro futuro” (septiembre de 2024), la demanda mundial de este mineral aumentará 70% hasta 2050 (se incrementará en 22,1 millones de toneladas).
En la actualidad, toda la minería en la Argentina exporta por año entre US$ 4.000 y US$ 5.000 millones. En el sector apuestan a que, en el corto plazo -cinco a ocho años, para los tiempos mineros-, los cinco proyectos de cobre más avanzados, como son Los Azules, Josemaría y Pachón (San Juan), Taca Taca (Salta) y MARA (Catamarca) sumen US$ 10.000 millones de exportación, que serían envíos al exterior por un millón de toneladas por año.
En comparación, Escondida, la mina de cobre más grande del mundo, produce 1,3 millones de toneladas anuales. Satisfacer la demanda para 2050 requerirá poner en producción más de 16 minas similares a la chilena. Por este motivo, los megaproyectos de cobre argentinos despiertan interés en Europa.
Además de la canadiense McEwen, Los Azules tiene como principales accionistas al gigante minero Río Tinto (a través de la subsidiaria Nuton) con 14,2% y a la automotriz Stellantis (dueña de Peugeot, Fiat y Chrysler, entre otras) con otro 14,2%. Fue clasificado entre los 10 mayores yacimientos de cobre sin explotar del mundo por la revista Mining Intelligence en 2022.
Meding indicó que “Europa está analizando cuáles de los proyectos de cobre pueden cumplir con sus estándares y ser considerados como socios estratégicos. Vamos a presentar a Los Azules como posible destino de inversiones europeas en la Argentina”. El proyecto que impulsan McEwen, Rio Tinto y Stellantis prevé fabricar placas de cobre industrializado en la Argentina, a diferencia de otros desarrollos que planean exportar el concentrado.
Al igual que el evento que se realizará en Bruselas en diciembre, Los Azules despertó interés en otras ferias mineras como Precious Metals Summit realizado en Zúrich, Día de América Latina de Alemania celebrado en Hamburgo y el Foro ONE en Múnich. Allí ejecutivos de McEwen tuvieron conversaciones con el gobierno alemán y de otros países interesados en el proyecto.
A principios de noviembre el embajador de la UE en la Argentina, Amador Sánchez Rico, visitó las instalaciones del proyecto en San Juan con la intención de analizar inversiones. Por tal motivo, Meding resaltó que “el cobre es una oportunidad que la Argentina no debería dejar pasar. Ahora hay que ver cómo se puede empujar el desarrollo de estos proyectos”, añadió.
Los Azules
El proyecto, que tiene una vida útil de 30 años, espera la aprobación del estudio de impacto ambiental para antes de fin de año. En la actualidad, está en etapa de factibilidad, que termina en el primer semestre de 2025. En 2025 también hará la ingeniería. Luego, en 2026 comenzará la construcción.
Los Azules necesita nuevos caminos y una línea eléctrica. Según los planes de McEwen, en 2027 y 2028 avanzarán con la construcción masiva. El inicio de la producción comercial será a partir de 2029, “si la macro acompaña”, agrega Meding.
Para 2026 tiene que tener despejada la estructura de financiamiento. Hasta el momento obtuvo US$ 450 millones, pero ahora viene el bloque de financiamiento más grande, hasta llegar a los US$ .2500 millones. El consumo de agua de Los Azules será entre seis y ocho veces menor a otros proyectos de cobre de dimensiones similares. Lo ambiental es clave para conseguir financiamiento de Europa.
Chevron Argentina anunció que ochenta jóvenes completaron la Diplomatura de Operador Jr. en Petróleo y Gas. Los graduados son habitantes de Rincón de los Sauces y alrededores. La diplomatura consistió en cinco módulos, uno introductorio y cuatro específicos con contenidos en Mecánica Básica, Electricidad de Baja y Media Tensión, Automatización y Mecánica de Fluidos. En cada uno de los módulos, técnicos de Chevron Argentina compartieron sus experiencias laborales con los alumnos.
La iniciativa
Este proyecto nació con el objetivo de capacitar a los jóvenes de la localidad en herramientas técnicas clave para la industria del gas y el petróleo, un sector estratégico y de alta demanda en Neuquén, donde las competencias técnicas son cada vez más necesarias, según precisaron.
El diseño del programa estuvo a cargo de académicos de la Universidad Patagonia Argentina, con la participación de técnicos de Chevron Argentina, quienes aportaron una visión clara sobre los perfiles necesarios para la industria. Como parte de la semana de cierre, los estudiantes participaron en una charla sobre herramientas básicas de empleabilidad.
La entrega de diplomas se realizará el 19 de diciembre, en el marco del aniversario de la localidad de Rincón de los Sauces.
MetroGAS obtuvo por primera vez la certificación de norma internacional ISO 9001 por la gestión a la Calidad, otorgada por el Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM), con lo que la empresa alcanzó la certificación trinorma. Desde la empresa distribuidora comentaron que la compañía “desde el 2003 mantiene ininterrumpidamente reconocimientos por sus sistemas de Salud en el Trabajo y de Gestión Ambiental y de Seguridad, con el fin de mantener al cliente en el centro de todas sus operaciones”.
“El logro de la distribuidora de gas más importante del país, con unos 2.500.000 de clientes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y en 11 partidos del sureste del conurbano, forma parte de un paso importante del proyecto ‘Camino a la Excelencia’ iniciado por MetroGAS en 2021 y que propone aumentar la competitividad y asegurar la sustentabilidad de los resultados a largo plazo”, aseveraron.
Certificación
Daiana Barasch, directora de Riesgos y Calidad de la compañía, aseguró: “Hoy marcamos un nuevo hito en la historia de MetroGAS con la certificación de la norma ISO 9001. Fue el resultado de un esfuerzo sostenido durante los últimos cuatro años y requirió de un trabajo en equipo entre todas las áreas de la compañía, en busca de poner al cliente en el centro y brindar un servicio seguro, confiable y de calidad”.
La certificación ISO 9001 es reconocida mundialmente y ayuda a las organizaciones a mejorar su desempeño, cumplir con las expectativas de los clientes y demostrar su compromiso con la calidad del servicio.
El proceso de certificación implicó una revisión exhaustiva de los procesos internos, la capacitación de todo el equipo de trabajo y la implementación de un sistema que coordine la calidad y que facilite la identificación de oportunidades de mejoras.
La certificación trinorma ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001 busca mejorar continuamente la calidad en los procesos, la gestión ambiental de la compañía, reducir el impacto de las operaciones en el entorno, garantizar un ambiente de trabajo seguro para los empleados y fomentar una cultura de prevención de riesgos.
“Este reconocimiento refleja nuestro compromiso con la calidad en cada etapa de nuestras operaciones, destacando la implementación de procesos organizados y eficaces que aseguran la satisfacción de las necesidades de los clientes, y el cumplimiento de las exigencias regulatorias”, aseguró Barasch.
Finalmente, la directora de Riesgos y Calidad agregó que “la certificación no solo resalta la excelencia operativa de MetroGAS, sino también la vocación por la mejora continua. En un sector tan crítico como la industria del gas, la certificación ISO 9001 reafirma el compromiso de la compañía con la seguridad, la confiabilidad y el servicio responsable”.
En el marco de la octava edición del evento «Mujer Destacada en el Ámbito Empresarial«, organizado por Women Corporate Directors (WCD), Mariana Schoua, CEO de Aconcagua Energía Generación, ha sido reconocida con una mención especial por su Labor en Equidad de Género en el Ámbito Empresarial 2024. “Esta distinción subraya su destacado liderazgo en el sector empresarial y pone en valor el compromiso y trabajo continuo de Mariana liderando y participando de diferentes espacios empresariales e institucionales, y su incansable actividad para el empoderamiento de las mujeres”, remarcaron desde la compañía.
“Estoy muy emocionada y honrada de haber recibido este reconocimiento. Nuestro rol como líderes empresariales, va más allá de ocupar un lugar en una organización. Se trata de poder transferir y compartir el conocimiento adquirido y la experiencia con las personas con las que trabajamos e interactuamos diariamente, en la búsqueda y formación de nuevos y mejores líderes empresariales, porque ello redundará en más y mejores oportunidades para el desarrollo de la comunidad”, señaló Schoua tras recibir su mención.
A su vez, la ejecutiva expresó: “También, quiero felicitar al resto de las empresarias que fueron distinguidas porque el trabajo que realizan, en sus diferentes ámbitos, contribuye a tener instituciones empresariales más sólidas y sustentables”, concluyó la ejecutiva.
Reconocimientos
En esta nueva edición, se otorgaron otras menciones y reconocimientos especiales que reflejan el compromiso con la equidad, la innovación y el liderazgo. El Reconocimiento a la Mujer destacada en el Ámbito Empresarial 2024 fue para Verónica Marcelo; por otra parte, la Mención Especial a la Revelación en Innovación 2024 fue otorgada a Anna Cohen; mientras que el Reconocimiento a la Trayectoria 2024 distinguió a Gabriela Renaudo. El evento contó con la participación de figuras influyentes del mundo corporativo y ya se convirtió en un espacio de intercambio y reflexión sobre el futuro del liderazgo femenino en los negocios.
WCD, una organización global que conecta a más de 8.500 empresas en todo el mundo, tiene como objetivo promover la representación femenina en puestos de liderazgo en los directorios. En Argentina, el capítulo local de WCD se lanzó en 2017 con el apoyo institucional de KPMG y ha sido un motor clave en la visibilización de mujeres líderes. En esta ocasión, la edición 2024 contó con un panel destacado de disertantes quienes compartieron sus visiones sobre el futuro de los negocios y el rol esencial de las mujeres en las decisiones estratégicas.
El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, adelantó este martes que en las próximas horas se publicarán la reglamentación del capítulo de la Ley Basesreferido a energía. El funcionario, hombre de confianza del ministro Luis ‘Toto’ Caputo, señaló que el Estado no podrá intervenir de manera discrecional sobre el precio de los combustibles y el petróleo. «Será un Estado atado de manos. Tendremos un Estado que se correrá del intervencionismo. El gobierno dejará de decirle a los privados si pueden o no exportar. El libre mercado es lo mejor para que las inversiones se puedan dar”, aseguró González este martes en un evento organizado por el CIPPEC en la Embajada de Francia.
González hizo referencia tácita al artículo 6 de la vieja Ley 17.319 (sancionada en 1967), que fue re-redactado por el gobierno de Javier Milei en la Ley Bases, pero que aún no fue reglamentado. El Ejecutivo tiene pendiente desde hace meses la publicación de ese texto, que generó un debate interno en el seno del gobierno y de la industria petrolera, entre aquellos que defienden una versión que siga permitiendo una mayor intervención del Estado sobre los precios doméstico del petróleo y los que aspiran a una apertura total del mercado local de crudo. Con la reglamentación que se conocerá en las próximas horas, el Ejecutivo buscará hacer equilibrio entre esos extremos.
Lo que está claro y se desprender de los dichos del secretario coordinador de Energía y Minería es que la el texto de reglamentación del nuevo artículo 6 implicará la eliminación de los cruces discrecionales de buques de exportación de petróleo que autoriza la resolución 241/2017, que aún está vigente. El objetivo del gobierno es que las empresas productoras de crudo en Vaca Muerta puedan vender su producción al mercado externo sin restricciones, modificando el esquema fijado por esa norma que establecía que las refinadoras tenían prioridad para limitar el comercio exterior.
Secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González
Impacto
En la Ley bases se estableció que “el Poder Ejecutivo nacional no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno”. Sin embargo, también se determinó que “los permisionarios, concesionarios podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, (aunque) sujeto a la no objeción de la Secretaría de Energía”.
En términos reales, la liberación total del mercado de petróleo implicaría que el precio local del crudo se acople sin distorsiones con el valor del barril a nivel internacional. Si ese fuese el caso, frente a un eventual fuerte salto del precio del petróleo a nivel mundial -como consecuencia de alguna situación extraordinaria o un conflicto bélico-, el importe doméstico del crudo debería reaccionar en la misma dirección, provocando una presión adicional sobre los precios de los combustibles.
Fuentes gubernamentales consultadas por EconoJournal explicaron, sin embargo, que la reglamentación del artículo 6 reservará herramientas en poder delEstado que le permitirán atemperar el impacto de una escalada del precio del petróleo. “Se establecerá que el Poder Ejecutivo no podrá intervenir en los precios, pero que tendrá la posibilidad de objetar si está en riesgo la seguridad del suministro local. En este momento no hay inconvenientes porque el precio local y el internacional están prácticamente igual”, explicó una de las fuentes consultadas.
Otra de las fuentes afirmó que “la reglamentación no está a favor de nadie, pero es un paso enorme que da el Estado». «Si el precio del Brent llegase por algún motivo de manera repentina a los US$ 100, la nafta no subirá un 50%. En esa situación, se garantizará que el suministro local esté abastecido. Lo que se reglamentará es que para objetar una exportación de petróleo de Vaca Muerta se necesitará de un dictamen, de elementos probatorios y razonabilidad”, agregó.
Vaca Muerta y el potencial exportador
Durante el evento de Cippec, González se refirió al potencial exportador de Vaca Muerta y afirmó: “Cuando uno mira las estimaciones algunos dicen que la demanda de petróleo va a empezar a caer en 2030, y otros que será en 2045 o 2050. Hoy producimos el 0,5% del petróleo del mundo. Tenemos el recurso y por eso debemos crear las condiciones para que esto se desarrolle rápidamente. Vamos a solucionar los cuellos de botella para abastecer la demanda de gas. Debemos exportar a países limítrofes”.
En esa línea, se refirió a los cupos de exportación y sostuvo que “la forma de maximizar las exportaciones no es con cupos. Debemos hacer una transición con petróleo. El proyecto de Pan American Energy y Golar es un perfecto primer paso para aprovechar la oportunidad que tenemos. Debemos tener incentivos hacia las compañías privadas”.
El funcionario también se refirió al rol del Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) y destacó el ingreso de diferentes proyectos vinculados a las energías renovables, GNL y minería. “No estamos generando beneficios para unos u otros, son para todos. Son incentivos naturales. El sector privado va a seguir invirtiendo”, consideró.
En junio, la transportistapresentó al Ministerio de Economía un proyecto de obras de ampliación de los sistemas de transporte existentes con una inversión de US$ 700 millones. El plan tiene como fin ejecutar una obra en el tramo Tratayén – Salliqueló del Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), con el objetivo de ampliar la capacidad de transporte del primer tramo del ducto y que el gas de Vaca Muerta llegué a la región Norte y Litoral del país.
Se trata de un proyecto complementario al segundo tramo del gasoducto que no excluye la posibilidad de avanzar en la construcción de esta iniciativa, y que se llevará a cabo aplicando el Régimen de Iniciativa Privada (IP). La idea es aprovechar la infraestructura existente, disponibilizar volúmenes incrementales significativos de gas natural en el nodo Litoral, que significarán unos 14 millones de metros cúbicos adicionales durante el pico invernal provenientes de Vaca Muerta.
En base a esto, González remarcó que se trata de una obra que hará un privado y no el Estado. “Estas obras las harán los privados con otros privados. El sector privado está preparado para este cambio. Tenemos que crear las condiciones para que el sector privado pueda desarrollarse”, concluyó.
El gobierno declarará de interés público el proyecto de Transportadora Gas del Sur (TGS) para ampliar la capacidad de transporte de gas proveniente de Vaca Muerta. El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, adelantó este martes en un evento organizado por Cippec que el Decreto que oficializa esa decisión se publicará en las próximas horas, muy probablemente mañana. El próximo paso es que el Estado convoque a una licitación para darle una oportunidad a todas aquellas empresas que quieran competir con la transportista controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki para quedarse con la obra.
TGS ya hizo un testeo hace un par de meses entre grandes usuarios industriales, distribuidoras y comercializadoras de gas natural para conocer si estaban interesados en demandar el gas adicional que aportara el proyecto y confirmó el interés de varios jugadores clave del mercado.
La obra
El proyecto busca disponibilizar volúmenes incrementales significativos de gas natural en el nodo Litoral (14 MMm3/d) en el invierno 2026, para dar confiabilidad al suministro energético y sustituir importaciones de GNL y gasoil con gas de Vaca Muerta, además de potenciar los saldos exportables a la región. La inversión total prevista —contemplando inversiones de transporte y en la producción de gas natural— asciende a unos US$ 700 millones.
La obra busca aprovechar al máximo la infraestructura de transporte existente para reducir los plazos de construcción y abaratar los costos. El plan está integrado por obras de ampliación en dos sistemas con marcos regulatorios diferenciados.
Por un lado, se propone ejecutar una obra en el Tramo Tratayén – Salliqueló del Gasoducto Perito Moreno, ex Néstor Kirchner, bajo la Ley de Hidrocarburos y aplicando el Régimen de Iniciativa Privada. Por otra parte, el proyecto se complementa con una ampliación en el sistema regulado de TGS, que financiará y ejecutará bajo los términos de su licencia y que permitirá que el gas natural incremental que arriba a Salliqueló acceda Gran Buenos Aires, para luego ser transferido al sistema de TGN hacia el área del Litoral.
La obra en el Gasoducto Perito Moreno contempla la instalación de tres nuevas Plantas Compresoras con un total de 90.000 HP y una inversión del orden de los U$S 500 millones, mientras que en el sistema regulado de TGS abarca la instalación de 20 km de loops de cañería y la instalación de 15.000 HP de compresión en el Gasoducto Neuba II, más otras obras y pruebas para elevar su presión máxima de operación, con una inversión estimada en U$S 200 millones que TGS financiaría, aunque no resulte adjudicada en la ampliación del Gasoducto Perito Moreno.
Por qué se licita
El Régimen de Iniciativa Privada es un mecanismo que le permite a empresas privadas o particulares proponer proyectos de interés público al Estado Nacional. Si la iniciativa es de interés público y resulta técnica y económicamente viable se emite una resolución declarando de interés público el proyecto y se convoca a licitación pública para garantizar transparencia y competitividad.
A la empresa que presentó la iniciativa se le otorga un derecho de preferencia previsto en el artículo 12 del anexo III del decreto 713/2024. Allí dice que “cuando las ofertas presentadas fueran de conveniencia equivalente, será preferida la del promotor de la Iniciativa Privada”. Luego agrega que “se entenderá que existe equivalencia de ofertas cuando la diferencia entre la oferta del promotor de la Iniciativa Privada y la mejor oferta según el orden de prelación establecido por la Comisión Evaluadora no supere el 10%”.
También se aclara que la oferta del promotor de la iniciativa privada no podrá contemplar un monto de inversión que supere en más de un 20% el que hubiera estimado al momento de presentar el plan, actualizado por el índice de la Cámara Argentina de la Construcción.
Por último, en el artículo 14 se aclara que, si al promotor de la iniciativa privada declarada de interés público no se le adjudica la obra, tiene derecho a percibir, de quien resulte adjudicatario, en concepto de honorarios y gastos reembolsables, un 1% del monto de la oferta adjudicada. “Excepcionalmente, la autoridad licitante, previo al llamado a licitación pública, podrá incrementarlo hasta un máximo del 3% del monto de la oferta adjudicada, en función de las características del proyecto y de los trabajos llevados a cabo por el promotor”, se agrega en la norma.
El presidente de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA), Alberto Lamagna, anunció que la empresa esta negociando con la Corporación Andina de Fomento (CAF) un desembolso por US$ 210 millones para el proyecto de extensión de vida de la central nuclear Atucha I. Lamagna también se explayó sobre la posibilidad de formar una joint venture con la francesa Framatome para producir radioisotopos médicos, en una exposición realizada en la reunión anual de la Asociación Argentina de Tecnología Nuclear (AATN).
La empresa estatal operadora de las centrales nucleares comenzó en septiembre la parada prolongada de extensión de vida operativa de Atucha I. Este proyecto y la construcción del Almacenamiento en Seco de Combustibles Gastados de Atucha II demandarán una inversión global cercana a los US$ 700 millones.
El presidente de la compañía afirmó que estan en conversaciones con la CAF para obtener un financiamiento por US$ 210 millones para la extensión de Atucha I y que estos fondos probablemente estarán disponibles ya en 2025.
«Con el apoyo y el seguimiento técnico del Organismo Internacional de Energía Atómica y de su director general Rafael Grossi iniciamos un posible financiamiento de la CAF», dijo Lamagna en el evento llevado a cabo en el Palacio Libertad (ex CCK) al que asistió EconoJournal.
También hay conversaciones con el banco BPI por un financiamiento por US$ 120 millones, aunque el presidente de NA-SA destacó que cuentan con los aportes del Tesoro nacional garantizados para este año y 2025. Por otro lado, la empresa lanzó en 2022 el fideicomiso NASA IV, con el que consiguió un fondeo total de US$ 180 millones.
El gobierno nacional liberó este mes una partida para gastos de capital para Nucleolectrica por 104.659 millones de pesos. Un segundo desembolso ocurriría en los primeros meses del próximo año.
Lamagna exponiendo en la reunión anual de la AATN.
Joint Venture con Framatome
Lamagna también se explayó sobre el acuerdo al que arrimaron con Framatome para avanzar en la producción de radioisótopos medicinales. Este acuerdo podría derivar en la conformación de una joint venture con la empresa francesa.
Nucleoeléctrica anunció ayer la firma con Framatome de un acuerdo para llevar a cabo un estudio de prefactibilidad sobre la instalación de sistemas para la producción de radioisótopos de vida corta, como Lutecio-177, en las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse. Framatome cuenta con esta tecnología y ya esta siendo utilizada en una central CANDU en Canadá.
Lamagna explicó que Nucleoectrica analiza proyectos de joint ventures con otras compañías de diversa índole. En ese sentido, explicó que el acuerdo con Framatome podría derivar «en una empresa spin off de NA-SA o formar (el proyecto) parte de NA-SA». «Hay una primavera nuclear en el mundo y hay posibilidades de hacer joint ventures con más compañías», concluyó.
La Ceph, la cámara que nuclea a las empresas productoras de hidrocarburos, lanzó un proceso interno para contratar a una consultora que diseñe un plan de obras de infraestructura en Neuquén para el período 2025-2030. La entidad, que agrupa a los principales jugadores de la industria petrolera como YPF, PAE, Vista, Tecpetrol, Pluspetrol y Pampa, entre otros, recibió en los últimos 10 días las propuestas de tres consultoras diferentes. Deberá seleccionar a una de ellas durante la primera quincena de diciembre.
La iniciativa de la Ceph apunta a que generar consenso entre todas sus compañíassocias acerca de qué proyectos de infraestructura son prioritarios para el desarrollo de la producción no convencional de Neuquén. Sobre la necesidad de concreción de algunas obras —como por ejemplo el bypass de rutas que rodean Añelo, que está colapsado por la cantidad de camiones que día a día ingresan a los yacimientos hidrocarburíferos— existe un acuerdo casi natural, pero sobre otras secundarias o de largo plazo existen posiciones disímiles que, en buena medida, se explican por la falta de información o de un estudio detallado del impacto que tendrá el desarrollo a futuro de Vaca Muerta en la infraestructura neuquina.
Fuente privadas indicaron a EconoJournal que el estudio que contratará la cámara petrolera estará listo en los próximo 90 días, es decir, hacia fines del primer trimestre del año que viene. De alguna manera, las empresas buscan anticiparse al planteo de la gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, que este año advirtió en varias ocasiones que la explotación de Vaca Muerta debe estar acompañadas por medidas que garanticen la sustentabilidad social que necesita la provincia. Bajo ese lema, el gobernador reclama desde el inicio de su gestión de un mayor compromiso de las petroleras que están en la Cuenca Neuquina para financiar obras de infraestructura. Sin embargo, hasta ahora, casi un año después de empezar el mandato, se avanzó poco en esa dirección. Por eso, las empresas prevén que las próximas semanas la administración neuquina insistirá para retomar esa agenda con más fuerza.
La ampliación de las rutas que acceden a Vaca Muerta, que dependen de Nación, es una cuenta pendiente desde hace años.
Esquema inicial
En marzo de este año, la gobernación convocó a la Mesa Sectorial Vaca Muerta para pedirle a las operadoras solventar obras de infraestructura mediante la creación de un fideicomiso —particularmente en el área vial— por la suspensión de la obra pública por parte del gobierno nacional. «Esto no es simplemente plantear proyectos sino generar un espacio de trabajo para cooperar entre todos los actores», señaló en ese momento el ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry, a los referentes de las empresas .
Tiempo después, la administración patagónica propuso que seis empresas financiaran en partes iguales la pavimentación de la Ruta 17, adjudicándoles 10 kilómetros a cada una. Sin embargo, una de las primeras dificultades que encontró la propuesta fue el hecho de proponer un esquema lineal en el que cada operadora aportara los fondos por igual, independientemente de su nivel de producción o zona geográfica.
“La provincia primero planteó el concepto general de financiar infraestructura porque no tenía recursos y necesitaba colaboración de los productores. Adelantándose a un pedido específico incluso se presentó una iniciativa privada de algunas constructoras que propusieron realizar el bypass de rutas en Añelo”, comentó a EconoJournal una importante fuente de la industria.
Atentos al trastorno que provocaba el paso de camiones en esa zona, las empresas Vista y Pan American Energy (PAE) fueron las primeras en levantar la mano para sumarse al proyecto. La intención de la provincia fue luego sumar al resto de las operadoras para que se involucren en el financiamiento, como usuarias de esa traza. Sin embargo, el plan avanzó poco desde entonces.
Las petroleras aducen la necesidad de diseñar un instrumento que sea proporcional al peso específico de cada operadora y a la capacidad de cada una para luego determinar quién administraría ese fideicomiso: si la provincia, las empresas o una sociedad mixta.
“La lógica del sistema indica que las obras deberían ejecutarse en base a las regalías, pero acá hay un tema de timing (tiempos) entre una cosa y otra y se necesita contar con una respuesta creativa que junte las dos cosas: si la necesidad está, probablemente haya interés en una solución”, aseguró otra fuente privada.
Master Plan
Transcurridos seis meses de esa primer iniciativa, ahora las operadoras avanzan en el diseño de un master plan donde queden de manifiesto cuáles son las obras prioritarias —no solo figurarían rutas sino también redes de electricidad o tendidos de agua— que debería abordar la industria para evitar un nuevo cuello de botella en el área de infraestructura.
Figueroa insiste en que el desarrollo de Vaca Muerta debe traccionar una mejor sustentabilidad social en Neuquén.
“Hay que pensar en una solución más integrada y partir de allí en criterios basados en los niveles de producción, algo que no fue discutido. Si se arma algo, además deberá ser cooperativo entre empresas y provincia”, planteo una fuente de la industria.
El segundo criterio que buscarán abordar desde las operadoras es el geográfico, es decir, que las empresas que aporten al plan de obras lo hagan de acuerdo a un impacto directo que los beneficie.
“Son obras que la industria va a necesitar. Después habrá otra cantidad de necesidades asociadas con el mayor nivel de población como infraestructura de agua, gas natural, escuelas o sanatorios que tendrá que ser atendida por la provincia con los mayores ingresos que le va a proveer la industria. Nosotros tendremos que identificar qué se necesita, segundo prorizarlo y luego ver cómo estructuran esos proyectosen términos de inversión”, afirmaron.
El objetivo de las compañías es terminar este trabajo para febrero o marzo de 2025 y, a partir de allí, empezar a trabajar en la creación de un sistema de financiamiento como un fideicomiso u otro instrumento similar para empezar a ejecutarlas. La demanda probablemente incluya también la necesidad de nuevas redes eléctricas, conexión de agua y sistemas de transporte de cargas, entre los que analizan la viabilidad de un ferrocarril.
La provincia avanza en paralelo en el desarrollo de su propio plan y según informaron, en estos 11 meses lograron iniciar los trabajos en 16 rutas clave con el trabajo de la Unidad Provincial de Enlace y Ejecución de Proyectos con Financiamiento Externo (Upefe) y el financiamiento internacional que aportó un crédito el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF). En Vaca Muerta incluyen el pavimento y empalmes en rutas 5, 6, 7 y 17.
NRG Argentina, una de las principales empresas que comercializan arena para hidrofractura en Vaca Muerta, ratificó este martes por la mañana el despido de 181 trabajadores de sus plantas de Allen, Añelo, San Patricio del Chañar y Entre Ríos. Mientras tanto, los sindicatos de Camioneros y Petroleros Privados negocian con algunas operadoras la posibilidad de recontratarlos, entendiendo que los productores son, en última instancia, responsables solidarios por la estabilidad laboral en la industria.
Con miras a destrabar el conflicto que podría generar una protesta en el seno de Vaca Muerta, hoy se realizó una conciliación obligatoria en la subsecretaría de Trabajo de Neuquén que contó con la presencia de funcionarios del gobierno neuquino, representantes de NRG Argentina, Pluspetrol y Tecpetrol y el secretario general de Camioneros Río Negro, Gustavo Sol.
“Lo que hay que esperar es el repunte de la actividad en principio. Estamos analizando el 2025 teniendo en cuenta que hay muchas operadoras que plantean la integración propia trayendo arena de Entre Ríos e incluyendo hacer la última milla”, explicó a EconoJournal una fuente de la empresa.
“Nuestra postura es ratificar esta decisión, que sepan que no estamos especulando. Avisamos a las partes, vamos a pagar las indemnizaciones y mantenernos ahí”, afirmaron tras el encuentro realizado en Neuquén.
Según indicaron desde NRG, la reunión tuvo como finalidad el análisis de alguna solución para las personas despedidas, incluyendo a las operadoras, “para escuchar y ver la interdependencia que hay entre unos y otros. Esto es consecuencia de distintos aspectos que hacen que para nosotros sea insostenible”.
NRG Argentina confirmó que pagará las indemnizaciones y no descartó más despidos.
Pedido a operadoras
Durante el encuentro de hoy, el gremio de Camioneros pidió a las operadoras la contratación de las personas despedidas, entre las que figuran 100 choferes y 81 petroleros. Si bien tras la reunión desde la seccional rionegrina del sindicato habían asegurado que los despedidos serían reubicados por dos operadoras, esto fue negado por las empresas.
En conversación con este medio, Sol afirmó que la conciliación obligatoria “fue sumamente positiva. NRG no puede hacerse cargo de la gente, por lo que hablamos con las operadoras y se comprometieron a reubicar a una parte bajo las mismas concidiones laborales. Seguramente haya más despidos, pero estamos encaminados a encontrar una solución”.
Distintas fuentes consultadas confirmaron que no existió un acuerdo tal como plantearon desde Camioneros y que hasta el momento no hay una solución para las personas despedidas de la empresa NRG: “Dejaron un tendal en la zona y lo hicieron de una forma muy desprolija”, agregó un referente de la industria.
Mañana habrá una nueva convocatoria de la que participará el secretario del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci. Mientras que el lunes 2 se convocó a representantes de YPF, Shell y Phoenix para analizar el pedido de recontratación de los despedidos.
Más controles
Por otro lado, desde Camioneros indicaron que ayer hubo una reunión con la secretaria de Energía de Río Negro, Andrea Confini, donde acordaron realizar controles en los accesos de Catriel y General Roca para evitar el ingreso irregular de camiones con arena provenientes de Entre Ríos.
“Nos hemos comprometido a que desde el Gobierno de Río Negro nos vamos a poner firmes en el tránsito y en el control estricto de todos los camiones que entren desde otras provincias, que lo hagan en las condiciones que lo tienen que hacer”, afirmó la funcionaria.
Confini dijo, además, que estos controles incluirán la verificación de guías de transporte, papeles en orden y respetar el límite de 28 toneladas establecido por ley.
“Estamos planteando que esta tarea sea reconocida como actividad petrolera. Quienes vengan en condiciones de informalidad o no encuadrados correctamente, no podrán ingresar y se decomisará la arena”, agregó Sol.
La secretaria de Energía de Río Negro, Confini, participó de una reunión junto al CEO de NRG, César Güercio, y representantes de Camioneros y Petroleros.
La petrolera Puma Energy será una vez más el combustible oficial de las 1000 Millas Sport Argentina 2024 que se correrá desde mañana, miércoles 27 hasta el al 30 de noviembre en San Carlos de Bariloche, Rio Negro.
Con los mejores 150 autos sports de todos los tiempos, la competencia de autos deportivos clásicos más importante de la región y una de las más relevantes a nivel mundial, realizará su 35ª edición junto al Club de Automoviles Sport (CAS) y contará con el apoyo de Puma Energy como combustible oficial.
“Para Puma Energy es un orgullo continuar acompañando la pasión argentina por los autos clásicos y estar presentes nuevamente en las 1000 Millas Sport, con la potencia de nuestros productos y con la más alta calidad de combustibles a nivel internacional”, destacó Lucas Smart,gerente de marketing de Puma Energy.
La competencia
Esta competencia reúne modelos sport históricos con excelentes pilotos que, durante tres jornadas exhiben sus destrezas en una serie de pruebas a lo largo de todo su recorrido.
Con 1.600 kilómetros de distancia, el programa se divide en tres etapas que tienen como punto de partida el Hotel Llao Llao, desde donde comienza la carrera que recorre escenarios naturales únicos. Los competidores cargarán combustible en las estaciones de servicio de la marca.
La carrera ha sido incluida en el calendario internacional de la Federación Internacional de Vehículos Antiguos y fue declarada de interés turístico por el gobierno de la provincia del Neuquén.
El evento deportivo será fiscalizado por la Comisión Deportiva Automovilística del Automóvil Club Argentino. La prueba es puntuable para el Campeonato Argentino de Regularidad Sport Histórico.
Etapas
La primera etapa comienza el jueves 28 y comprende los siguientes puntos: Llao Llao (salida), Circuito Chico, Circunvalación, Dina Huapi, Ruta N° 23, Brazo Huemul, Villa La Angostura, Reserva Natural, Paso Cardenal Samoré, Lumaia, Villa La Angostura, El Mangrullo, Dina Huapi, Parque Tecnológico y Llao Llao (llegada).
La segunda etapa (29/11) también larga desde el Llao Llao y recorre Villa La Angostura, Camino de los 7 Lagos, San Martin de Los Andes, Junín de los Andes, Alicurá, Confluencia, Villa Llanquin, Bariloche y la vuelta al Llao Llao.
El itinerario de la tercera etapa (30/11) comienza en Llao Llao y continúa por Circuito Chico, Cerro Catedral, Villa Mascardi, El Bolsón, Baqueanos, Cerro Catedral y regreso al Llao Llao para la finalización de la carrera.
Aggreko, la compañía dedicada a las soluciones energéticas, especializada en energía modular y móvil, se ha fijado como objetivo acompañar la transición energética y contribuir a reducir las emisiones de carbono en la industria minera. Frente a este escenario, la compañía ha desarrollado diferentes soluciones con conexión y sin conexión a la red eléctrica entre las que se destacan el abastecimiento de energía flexible y a largo plazo para la minería, mediante un acuerdo de compra de energía (PPA) o un proveedor independiente (IPP), energía híbrida sin conexión a la red y optimización o hibridación de instalaciones eléctricas en funcionamiento. En diálogo con EconoJournal, Lucía Mejuto, gerente de Desarrollo de Negocios de Aggreko, dio cuenta del trabajo de la compañía con el objetivo de impulsar al sector minero.
“Tenemos foco en minería y en el litio particularmente. Esa industria tiene la particularidad de que los proyectos de energía que tenemos son en altura, algo complejo. A esto le debemos sumar lo que pide el mundo que es enfocarnos en que las soluciones sean más eficientes. Pensar una batería en altura antes era imposible. Ahora desarrollamos una nueva tecnología que genera hidrógeno in situ y mejora mucho la combustión”, aseguró la referente de Aggreko.
Respecto a esta nueva tecnología vinculada a la generación de hidrógeno, Mejuto detalló que lo ideal sería tener energía eólica o solar, pero que también existen alternativas que se pueden implementar para mejorar las plantas de los proyectos. “El proyecto de hidrógeno verde vino de la mano de uno de nuestros clientes en el sur, con la iniciativa de oro y plata Cerro Moro. Allí nosotros observamos que con el hidrógeno se podía realizar una combustión mucho más completa bajando el consumo de combustible y el contenido de las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx)”, precisó.
Impacto
La ejecutiva de Aggreko exhibió que esta solución consiste en agregar un equipo de menor tamaño al lado de los contenedores que ellos poseen en los proyectos mineros el cual genera hidrógeno por hidrólisis in situ. El hidrógeno luego entra en el equipo lo que hace que la combustión sea más completa. “Con esto se baja el uso de los combustibles en un 2% y los gases mejoran en un 25% en contenido de NOx. Es un desarrollo muy bueno. Le ofrecemos al cliente hacer una inversión que le permite pagar menos por la energía ya que esto no tiene un impacto significativo en tarifa. Es una solución que nos hace ganar a todos”.
Mejuto también advirtió que el mundo está exigiendo soluciones verdes a fin de reducir el consumo de combustibles fósiles para disminuir las emisiones y el impacto ambiental. “Nosotros ofrecemos soluciones de energía y usamos la experiencia que tenemos en los proyectos para poder avanzar y mejorar en cada uno de los que vamos sumando. Desde operaciones con diésel, tratamos de hacer el reemplazo de soluciones con gas y tener una operación ininterrumpida”, aseguró.
Sobre esto, Mejuto informó que Aggreko tiene un proyecto en Australia que comenzó operando con diésel y que ahora lograron reemplazarlo con gas. “Hay mineras preocupadas por la huella de carbono. Hay otros preocupados por la eficiencia. Tenemos la posibilidad de hacer plantas modulares y construir para que la operación sea lo más eficiente posible. Estamos reduciendo la huella de carbono. Las mineras demandan eso y nosotros queremos contribuir”, expresó.
La responsable del Desarrollo de Negocios de Aggreko aseguró que desde la empresa tienen como objetivo llevar adelante una planta que sea completamente de energía solar o eólica pero que en la actualidad no resulta posible por un tema de rentabilidad, pero que sí lo será en el futuro. En base a esto, indicó: “Hay mucho desarrollo tecnológico alrededor de las energías verdes. Antes cuando hablábamos de hacer un proyecto híbrido, este tenía que tener un contenido en energía solar del 15%. Hoy el menor costo total de energía se logra cerca del 35% Hoy es posible pero no rentable tener una planta 100% solar. Creo que a medida que haya más demanda, los proyectos van a llegar a ese punto”.
Precios
Mejuto se refirió por último al adverso escenario internacional provocado por la brusca caída del precio del litio que se registró a principios de este año y remarcó que: “Desde la Argentina estamos muy acostumbrados a trabajar con cobre, oro, plata, que son commodities. Hay un precio internacional. El litio está entrando en ese mundo. A futuro también va a tener las subas y bajas que tiene cualquier commodity, pero hoy son subas y bajas mucho más altas. El precio que se manejaba en 2022 no existe, pero tampoco el precio tan bajo que se manejó este año. Se va a llegar a un equilibrio”.
“La Argentina tiene la particularidad de que por la forma en la que se encuentra el litio en nuestros salares, el costo de producción es mucho más bajo respecto a otros lugares del mundo. Por eso, sigue habiendo oportunidad para que nosotros crezcamos como país. Tenemos que acompañar a las mineras. Necesitan socios estratégicos y nosotros buscamos eso”, concluyó.
La industria global del hidrógeno limpio comienza a tomar forma por el lado de la demanda del producto. Esto ocurre centralmente gracias a la necesidad de las industrias europeas con altos niveles de emisiones de carbono de cumplir con las metas de descarbonización, con la industria del acero como el caso testigo a seguir en esta transformación industrial. Si bien se trata de una demanda inducida por la regulación y no por la competitividad actual de los precios del hidrógeno verde, los avances en tecnología e infraestructura para el hidrógeno son suficientes como para pensar en la viabilidad de su producción y exportación a Europa en forma de amoniaco. Esta dinámica es observada de cerca por Dirk Niemeier, uno de los líderes globales en hidrógeno de PwC, la firma de consultoría internacional, que acaba de visitar la Argentina y otros países de la región.
Niemeier lleva casi tres décadas de trabajo en consultoría energética. Comenzó enfocado en la desregulación del mercado energético en Alemania en torno al 2000 y desde hace ocho años trabaja en el área de descarbonización con hidrógenolimpio. Niemeier es actualmente director en Soluciones de Hidrógeno Limpio, Estrategia y Alemania de PwC. La firma de consultoría realiza asesorías en el manejo del riesgo en los contratos de compra y venta de hidrógeno verde tanto a los clientes industriales finales como a los productores del insumo. La Unión Europea en su estrategia de hidrógeno estableció una demanda objetivo de 20 millones de toneladas anuales de hidrógeno (principalmente limpio) para el 2030, a ser cubierta en un 50% por importaciones.
EconoJournal dialogó con Niemeier en las oficinas de PwC en la ciudad de Buenos Aires sobre el presente y los desafíos para el despegue de la demanda de hidrógeno verde en Europa, el potencial único de América Latina en combustibles sintéticos, las tendencias en la industria del hidrógeno verde, y las posibles implicancias de la victoria de Donald Trump en EE.UU. sobre esta.
Dirk Niemeir.
-Si hablamos de hidrógeno verde, tenemos que hablar de su costo. ¿Qué tan grande es la brecha de costos con el hidrógeno gris hoy en día?
Considero que es una visión errónea de este mercado, porque el hidrógeno gris siempre será más barato que el verde, al menos en Europa. La pregunta para mí es más bien cuál es el costo de la descarbonización con hidrógeno. Eso sigue siendo demasiado alto, pero esa es probablemente la pregunta más válida, porque nunca será que el hidrógeno verde sea más rentable que el gas natural, por ejemplo. Entonces, la diferencia de costos es bastante alta en este momento si se produce el hidrógeno en Europa porque el hidrógeno gris cuesta alrededor de 2,50 euros, tal vez 3 dólares y si se produce hidrógeno verde el costo de producción está más en el rango de 6 a 8 euros por kilogramo. Es dos o tres veces el hidrógeno gris, realmente no es comparable. Además, si vas a algún lugar como Oriente Medio, América Latina, o Australia, el costo del hidrógeno verde puede ser menor porque hay mucho más sol y mucho más viento. Los costos de generación de energía son menores. La generación de energía representa el 70% del costo final del hidrógeno verde, es de entre 2,50 y 3 euros. Pero no hay hidrógeno verde donde se lo necesita. Hay que sumar el costo de la conversión a amoníaco si hay que transportar hidrógeno a largas distancias y también el costo del transporte. Luego hay que reconvertirlo de nuevo en hidrógeno. Después hay que introducirlo en un ducto. En el punto de destino, de nuevo, son unos 6 euros, no 3.
-¿Cuáles son los principales obstáculos a superar para acelerar la bajada del costo del hidrógeno verde?
Son los efectos de escala, la tecnología está pero necesitamos tener escala para reducir el costo. Esto ya se ve si se mira al mundo, porque los fabricantes chinos de electrolizadores son mucho más baratos que los europeos u occidentales. Una de las razones es que tienen más escala. Han producido más electrolizadores de los que ya han instalado en China. Alrededor del 70% de todos los electrolizadores en funcionamiento están en China. Tienen el efecto de escala. Son mucho más baratos. Hay otras razones, pero la escala es el efecto principal. China está produciendo mucho hidrógeno. Están instalando plantas de metanol e invirtiendo mucho en ellas. Los fabricantes chinos son mucho más baratos que los occidentales, alrededor de un 80% menos.
-¿Cuáles son las ventajas y desventajas de los mercados eléctricos en América Latina para dotar de energía barata a los proyectos de hidrógeno?
Las ventajas son que América Latina tiene muy buenas condiciones eólicas y también algunas condiciones solares, por lo que suele ser más barato instalar generación de energía renovable aquí que en Europa. En América Latina estás alrededor de 35 euros por MWh. En Europa estás entre 60 y 80, el doble del precio. Creo que la desventaja es que los mercados no están tan desarrollados aquí, y definitivamente hay algo que considerar para Argentina, porque no se considera el país más estable del mundo. Estuve en Uruguay, que se considera estable, pero hay algunos problemas con las compañías eléctricas que venden y compran electricidad. Realmente no tienen un mercado mayorista y si quieres operar el electrolizador en un modo más estable y tener una planta eólica detrás, que está más en modo fluctuante, necesitas tener alguna posibilidad de vender el exceso de energía a la red y cuando falta energía comprarla de la red. Uruguay sería perfecto para eso porque ya tiene un 90% de energía renovable, pero no ofrece este mercado mayorista. Ese es el desafío que tienen que afrontar. El último punto probablemente no sea el mercado de la energía, sino el mercado de productos. Si se produce hidrógeno aquí, la pregunta es qué hacer con él. Hay que utilizarlo más o menos a nivel regional y quizás ese no sea el mercado más grande para ello. Se necesita un consumo a escala industrial, que probablemente se dé en Estados Unidos o en Europa en este momento, y luego hay que transportarlo allí. Si pensamos un poco más allá del hidrógeno, creo que la sólida posición de América Latina también está asociada con las condiciones eólicas y energéticas que acabo de mencionar y la combinación de eso con la posición de biomasa que tienen. Hay mucha biomasa disponible aquí, lo que lleva al hecho de que se pueden producir biocombustibles. Brasil lo está haciendo con el etanol a gran escala y otros países también pueden hacerlo. Además, se puede utilizar el CO2 de la incineración de biomasa. Por ejemplo, en Uruguay hay grandes fábricas de papel de UPM. Utilizan madera para las plantas de cogeneración. Emiten CO2, pero es CO2 biogénico, y este CO2 se puede utilizar para producir combustibles sintéticos basados en hidrógeno y CO2. Por lo tanto, esta combinación de energía y CO2 para combustibles sintéticos en América Latina es bastante única en el mundo, porque si observamos otras regiones que tienen energía barata, como Oriente Medio, Australia o el norte de África, no tienen CO2. El posicionamiento de Sudamérica en este espacio de energía renovable es producir combustibles sintéticos porque eso es algo que ninguna otra región puede hacer.
-La industria de las energías renovables ha conseguido superar sus costos de producción. Ahora la electricidad procedente de renovables es competitiva frente al costo de generación de las plantas de combustibles fósiles. ¿Podría el hidrógeno verde alcanzar el mismo tipo de competitividad frente al uso de combustibles fósiles en el sector industrial o serán necesarias políticas públicas durante mucho tiempo para establecer unas condiciones de competencia equitativas para el hidrógeno verde?
Se necesitarán subsidios públicos al menos durante algún tiempo. La razón es que los efectos que acaba de mencionar para la energía renovable se produjeron, entre otras cosas, porque en Alemania y en Europa hubo un fuerte régimen de subsidios durante 20 años que ofrecía a los inversores un retorno seguro si construían plantas de energía renovable. Eso atrae inversiones y luego se puede tener escala. Hay análisis de los costos que muestran que al duplicar la producción en una determinada tecnología, ya sean baterías, molinos de viento, paneles fotovoltaicos y también electrolizadores, cada vez que se duplica el volumen en el mercado se obtiene una reducción en el costo de entre el 15 y el 25%. Por supuesto, el último 25% es menor que el primer 25 %, pero aun así es algo que está sucediendo. Es un poco difícil de explicar, pero es un hecho si analizás los costos y los datos, lo hicimos junto con las universidades en Alemania. Por lo tanto, el efecto será que el costo se reducirá. La pregunta es si podrán cubrir el costo de los combustibles fósiles. Lo dudo hasta cierto punto, pero es diferente en distintos campos de juego. Por ejemplo, si se observa la movilidad y el combustible, especialmente en Alemania, hay tantos impuestos sobre los combustibles que es bastante fácil que el hidrógeno cubra estos costos de la electricidad y los automóviles a batería. En la industria es un poco diferente porque no hay subsidios tan altos. Los costos actuales del CO2 son bastante bajos, de 60 euros por tonelada, por lo que será difícil cumplir con esa cifra. Probablemente en el futuro los costos del CO2 aumentarán, podría llegar un régimen fiscal global del CO2 y, si esto sucede, los combustibles fósiles también se encarecerán en el mundo.
-Europa podría convertirse en el mayor mercado de consumo de hidrógeno del mundo. Pero un informe reciente de PwC indica que Europa está retrasada en su objetivo de producir 10 millones de toneladas de hidrógeno verde al año debido a retrasos en la ejecución de proyectos. ¿A qué se deben estos retrasos?
El informe es un informe global y los retrasos se están produciendo no solo en Europa sino a nivel mundial. En el mundo solo el 2% de los proyectos de hidrógeno anunciados tienen una FID (Decisión Final de Inversión). Por lo tanto, el 98% son solo planes, ideas, lo que sea. La razón principal de esto es que falta el offtake segura para eso. Si quieres construir una planta, normalmente necesitas financiación de proyectos, financiación de deuda. Para conseguirla, necesitas una compra segura, tienes que demostrar a los bancos que tienes un contrato o contratos vigentes por al menos el 60% de lo que puedes producir durante al menos 10-15 años. Estos contratos no están vigentes en este momento. No existen y ese es el hecho de que solo los proyectos tienen FID en este momento, que son pequeños, por lo que puedes tener un offtake menor. O si son grandes se financian sin financiación de proyectos, se financian solo con capital. Hay dos grandes proyectos en Alemania. Uno es de RWE, una de las empresas de servicios públicos alemanas más grandes. También recibieron un subsidio para su planta. Tomaron la decisión final de inversión en su planta sin tener ningún comprador. Lo mismo es cierto para Neon. No tienen comprador. Pero no se puede hacer eso a gran escala sin comprador porque entonces no se obtiene la financiación del proyecto. Ahora, esas compras dependen de que las empresas estén dispuestas a pagar el precio, pero el precio inicial es alto y limita principalmente la rápida puesta en marcha. Ahora tenemos contratos de primer comprador, las empresas de acero lo hacen, tienen que hacerlo, todavía están en el proceso de licitación, por lo que tampoco es que puedas simplemente salir y comprar hidrógeno en grandes cantidades, pero tienes que alinear los términos de entrega, el cronograma de entrega, los términos de flexibilidad. Es enormemente complejo en detalle. Así que lo licitaron y los apoyamos en la licitación, pero todavía están en la fase de obtener las cotizaciones, ver los precios, alinearse sobre cómo podrían hacerlo, a quién podrían seleccionar. El segundo factor que lo impide es la infraestructura. Si tomamos como ejemplo a ThyssenKrupp, recibieron ofertas de todo el mundo para su licitación de compra. Están dispuestos a comprar 140.000 toneladas al año, están dispuestos a firmar este contrato fijo que todos los productores necesitan, y recibieron ofertas de proyectos que aún no tienen el FID, que todavía están en planificación, de todo el mundo. Ahora bien, estos proyectos dependen de la infraestructura, es decir, una terminal de amoniaco, un cracker de amoniaco instalado en Europa para poder entregar a ThyssenKrupp. Si no existe, probablemente no firmen un contrato vinculante porque probablemente no se pueda cumplir si no existe la infraestructura. Entonces se tiene algo así como un problema del huevo y la gallina porque el productor necesita este contrato vinculante, pero no lo consigue sin la infraestructura, y la infraestructura no invierte en infraestructura si no hay un contrato vinculante. Y esa es la situación del mercado en este momento.
-Europa está implementando el mecanismo de ajuste de emisiones de carbono en frontera (CBAM, por sus siglas en inglés). ¿Qué impacto podría tener el CBAM en la demanda de hidrógeno?
Para explicar este mecanismo de ajuste fronterizo de las emisiones de carbono, tomemos el ejemplo del acero, porque es un ejemplo muy actual. El acero procedente de la India o China está sujeto a impuestos adicionales por la huella de CO2 que conlleva, por lo que se encarece cuando entra en la UE. Por lo tanto, el acero europeo que no soporta esta carga porque se produce con tecnología ecológica se vuelve más competitivo en cuanto a costos. Esa es la idea de este mecanismo de ajuste fronterizo de las emisiones de carbono, pero este mecanismo por sí solo no crea demanda de acero ecológico, porque las empresas también podrían comprar el acero gris de China o la India y pagar los impuestos sobre el CO2 correspondientes. Por lo tanto, la demanda de hidrógeno realmente debe provenir de empresas que estén dispuestas o se vean obligadas a comprarlo. Las empresas siderúrgicas se ven obligadas en este momento porque obtuvieron los subsidios para las plantas. Si no compran el hidrógeno tienen que devolver los subsidios. Firmarán contratos, esto sucederá dentro del próximo año. Habrá una demanda fija y con esta se construirá la red y luego vendrán más consumidores porque hay oportunidad de comprar volúmenes excedentes, así el mercado despegará. El segundo grupo de empresas que lo harán son las refinerías y las empresas químicas. Existe una Directiva de Energías Renovables en Europa, la RED III, que exige que el 42% del hidrógeno utilizado por la industria sea verde para 2030. Todavía está por transferirse a la legislación nacional, lo que ocurrirá a mediados del próximo año, y todavía se está por definir las multas, qué sanciones se asocian con el incumplimiento. Pero si esto se aprueba habrá una gran aceptación por el producto porque todas estas empresas necesitarán cantidades realmente enormes de hidrógeno verde para cumplir con la norma.
-Entonces, ¿ve que estas empresas en Europa tienen prisa por conseguir hidrógeno?
Yo no lo llamaría una prisa. Es un mercado inducido por la regulación y si los incentivos o las sanciones son lo suficientemente altos para hacerlo, sucederá. No es una prisa en el sentido de que todo el mundo quiera tenerlo porque es genial. Es algo así como, si no lo hago, tengo que pagar una multa enorme. No quiero hacerlo, no quiero pagar la multa, así que lo hago.
-¿Cuáles son las tendencias en cuanto al transporte de hidrógeno a larga distancia?
Hay una sola tendencia. Lo único que va a pasar es el amoniaco. Ya existe en el mundo una enorme industria de comercialización y transporte de amoniaco gris. No hay nada nuevo en eso. Es solo que esta industria y las capacidades de transporte, las capacidades de las terminales necesitan crecer. Pero es un proceso muy establecido crear amoniaco a partir de hidrógeno, generalmente hidrógeno gris, y luego enviarlo y usarlo en diferentes industrias como fertilizantes, productos químicos, lo que sea.
-El proceso para convertir el amoniaco nuevamente a hidrógeno consume electricidad. ¿Cuál es el argumento a favor de la importación de amoniaco en Europa, en términos de costo final?
Es difícil decirlo porque actualmente no hay ninguna planta industrial de craqueo de amoniaco. Pero si suponemos que el hidrógeno que se produce en Europa costará entre 6 y 8 euros por kilogramo, teniendo en cuenta el costo de la energía y el costo del electrolizador, y suponemos que el hidrógeno producido en Oriente Medio podría costar entre 2 y 3 euros por kilogramo, hay un gran margen de dinero para la síntesis y el craqueo de amoniaco hasta alcanzar el nivel de costos europeo, por lo que la hipótesis es que el costo del hidrógeno importado, incluso si se vuelve a craquear, podría ser inferior al europeo. Puede que no sea la mitad, pero aún así podría ser inferior. Ahora bien, Europa tiene condiciones muy diferentes para la producción de hidrógeno. En las partes del sur de España puede ser casi similar a las partes del norte de África. Si se produce allí se pueden conseguir unos costos realmente buenos. Si se va a los países nórdicos, con el río Rin y la energía hidroeléctrica, también podría ser posible conseguir unos costos muy buenos. Pero el problema es que entonces se necesitan largos ductos de hidrógeno de España a Alemania, por ejemplo, o de los países nórdicos a Alemania. Estos ductos se construirán mucho más tarde que la red principal alemana, tal vez en 2033 o 2035. Por el contrario, la infraestructura de amoníaco es más fácil de construir porque solo se necesita una terminal de amoniaco y una planta de craqueo de amoniaco y luego se puede traer una gran cantidad de amoniaco al país y al sistema. El craqueo de amoníaco necesita ser industrializado en tamaño, pero aún así podría ser más fácil construir la infraestructura y luego conectarla a la red principal alemana que ya está disponible.
-Donald Trump ganó las elecciones presidenciales. ¿Cuáles son las posibles implicaciones para el desarrollo de la industria del hidrógeno en Estados Unidos y en el extranjero?
Nadie puede predecir lo que hará Trump porque es impredecible. Se sabe que no cree en el cambio climático y que apoya a las compañías petroleras, por lo que es de esperar que al menos en Estados Unidos haya cierto apoyo a la perforación petrolera y, probablemente, al hidrógeno azul más que al verde, que es lo que ocurre en Estados Unidos. Podría ser que esto sea un impulsor de la captura de carbono, por lo que podría ser bueno para las tecnologías renovables en términos de captura de carbono. Para el hidrógeno verde podría ser difícil, porque también hay algunos rumores de que repensará este IRA y los efectos de eso, pero yo diría que es demasiado pronto para decirlo, y obviamente también hay otros subsidios como los subsidios a los vehículos eléctricos que están más en discusión que los subsidios al hidrógeno, y luego también están los subsidios a los combustibles sostenibles, y luego también es que este IRA atrae mucha inversión en los EE.UU., así que tal vez desde este ángulo tenga sentido para él mantener el IRA, al menos en las áreas donde se realizan inversiones en los EE.UU., por lo que es realmente difícil predecir lo que sucede allí y lo que hará además del hecho de que los combustibles fósiles recibirán algún impulso.
-La inclusión del hidrógeno azul en las políticas de impulso al hidrógeno suele generar discusiones. ¿Cuál es su opinión al respecto?
Entiendo que es algo difícil y complicado porque el hidrógeno azul y esta tecnología de captura de carbono son los medios ideales para que la industria fósil continúe utilizando combustibles fósiles, y ese es el problema dogmático. Desde el punto de vista práctico, es mucho mejor utilizar hidrógeno azul que gris, es mucho mejor capturar y secuestrar el carbono que no hacerlo, por lo que podría ayudar al cambio climático, y de todos modos debemos pensar en la captura de carbono a largo plazo. Luego hay otro tema, porque en Europa tenemos una regulación muy compleja para el hidrógeno verde, la RFNBO (ndr: las siglas en inglés de Combustibles Renovables de Origen No Biológico). Eso lleva al hecho de que si la generación de energía fluctúa, la producción de hidrógeno también fluctúa. Ahora bien, si una empresa necesita entregar una banda plana de hidrógeno, sin almacenamiento no tiene posibilidad de hacer esta entrega plana. Con el hidrógeno azul se puede hacer eso, se puede aumentar o disminuir la producción de la planta, porque es una planta despachable, distinta de la planta renovable, y luego se puede hacer una entrega en banda, o incluso se puede hacer el complemento de simplemente llenar estos valles de fluctuación y entregar hidrógeno azul cuando el verde no esté disponible. Así que también hay una especie de razón técnica y económica para usarlo. El único problema con esto es que hay que evitar prolongar la vida útil de la industria fósil. También hay una discusión sobre si se hace hidrógeno azul con el gas natural de fracking. El 20% del metano se evapora al aire en el punto de origen por fracturación hidráulica, entonces probablemente la captura del CO2 del gas que llega a la planta generadora de hidrógeno tiene menos impacto que la evaporación del gas en la fuente. El fracking es un problema en este sentido, es uno de los argumentos en contra del hidrógeno azul y de la captura de carbono, y también sobre este uso para la industria de combustibles fósiles. Pero si se aplica de manera razonable creo que tiene sentido, porque es mejor que no hacer nada y podría ser necesario desde el punto de vista económico y técnico para poner en marcha el mercado.
Los principales referentes privados de los segmentos que integran la industria energética —entre los que figuran directivos de empresas de Oil&Gas, del sector eléctrico, de compañías reguladas de gas natural, ejecutivos del downstream y del midstream de hidrocarburos—, así como también funcionarios del área tanto nacionales como provinciales analizarán las agendas que enfrentará la industria de cara al año que viene. El encuentro tendrá lugar en una nueva edición del Energy Day, el evento de fin de año que organiza EconoJournal. La jornada se llevará a cabo el lunes 2 de diciembre en el salón Dorrego del Hípico Alemán, en Buenos Aires.
Esta nueva edición lleva el nombre de “La energía de cara al 2025: ¿qué segmentos traccionarán el crecimiento de la industria en 2025” estará a cargo del gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, quien detallará el impactó que tendrá para la provincia el desarrollo del proyecto de Gas Natural Licuado y el crecimiento que provocará en la región. También participarán representantes del gobierno nacional.
Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi, y José Luis Manzano, titular de Integra Holding, serán los protagonistas de los dos primeros bloques de la mañana. Allí compartirán su visión acerca del panorama energético y económico que enfrenta la Argentina, caracterizado en esta última parte del año por la estabilización cambiaria y la baja de la inflación.
Mercado de gas y petróleo
Gabriela Aguilar, (Excelerate Energy); Oscar Sardi, (TGS); Daniel Ridelener, (TGN); y Catherine Remy (TotalEnergies); disertarán sobre el mercado de gas natural a nivel regional y la posibilidad de que el recurso de Vaca Muerta pueda llegar a Brasil y Bolivia, luego de que el ministro de Economía, Luis Caputo, firmará un acuerdo con el país que preside Lula Da Silva para impulsar las exportaciones de gas natural. A continuación, Andrés Cavallari (Raízen) brindará detalles sobre el escenario del segmento del downtream de hidrocarburos, con foco particular en las nuevas tendencias que tiene por delante el negocio de combustibles.
El desarrollo del crudo como vector de crecimiento de la industria en 2025 será uno de los ejes que se abordará en el Energy Day. Sobre este punto, debatirán Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources; y Julián Escuder, country manager de Pluspetrol. También harán lo propio Horacio Turri, director de E&P de Pampa Energía; Matías Weisell, gerente regional de Vista; y Ricardo Ferreiro, presidente de Upstream de Tecpetrol.
Expansiones y oportunidades
Una de las cuestiones clave para impulsar el crecimiento de la industria de Oil & Gas reside en la capacidad de desarrollar infraestructura de transporte para lograr que la Argentina pueda convertirse en un exportador a nivel global. Es por esto que Ricardo Hösel, CEO de Oldelval; Carlos Damián Mundín, titular de BTU; Gerardo Zmijak, VP de Trafigura; y Alejo Calcagno, director de Techint Ingeniería y Construcción, darán cuenta de las oportunidades estratégicas que posee el país.
Luego Adolfo Storni, titular de Capex; y Diego Trabucco, presidente de Aconcagua, brindarán la mirada de las operadoras independientes y los desafíos que deben sortear para lograr un crecimiento de la producción.
Posteriormente, será el turno de los funcionarios provinciales. Allí Jimena Latorre, ministra de Energía de Mendoza; Sergio Mansur, secretario de Energía de Córdoba; y Alejandro Monteiro, secretario de Ofephi; expondrán sobre la agenda energética de las provincias.
Energía eléctrica
Casi llegando al final referentes de las principales generadoras: Claudio Cunha, (Enel); Adrián Salvatore, (Central Puerto); y Martín Genesio, (AES); disertarán sobre cómo superar los cuellos de botella del sector para subirse a tendencias globales como movilidad y electrificación.
Por último, el cierre del evento estará dedicado a abordar el rol de los proveedores de Oil&Gas. Participarán Luis Lanziani, (Tecpetrol); Briceno Lenin, (Shell); y Romina Parquet, (CIMC WETRANS); de un panel moderado por Sabina Trossero.
Leonardo Katz, director de planeamiento Estratégico de Central Puerto; Gustavo Anbinder, director de Negocios y Desarrollo de Genneia; y Mariano Bottega, jefe de Desarrollo de Proyectos en YPF Luz; debatieron sobre las diferentes alternativas que evalúan desde las empresas para poder abastecer a la demanda minera y contribuir al desarrollo de la industria de minerales críticos de cara a la transición energética. A su vez, en el marco de la tercera edición de Argentina & LATAM Lithium Summit, los directivos advirtieron sobre la necesidad de aglutinar la demanda para poder asistir a los diferentes proyectos de la Puna.
Central Puerto, la principal generadora privada del país, posee un proyecto para abastecer la demanda minera que consiste en llevar a cabo una línea de alta tensión con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna. En esa línea, Katz aseguró: “Hoy somos partícipes del proyecto de oro y plata Diablillos. Ahora nos encontramos analizando los proyectos de litio. Creemos que en breve vamos a ser parte de ese ecosistema. Hay que lograr ser competitivos”.
Leonardo Katz, director de planeamiento Estratégico de Central Puerto; Gustavo Anbinder, director de Negocios y Desarrollo de Genneia; y Mariano Bottega, jefe de Desarrollo de Proyectos en YPF Luz.
“El aglutinamiento de la demanda se va a tener que dar para que nosotros podamos llevar adelante los proyectos. Las líneas de alta tensión sin eso no van a aparecer. Debemos tener un opex competitivo. Hay que agilizar los tiempos. Las zonas en las que se ubican los principales proyectos tienen el desafío de la altura, pero eso se resuelve con los proveedores tecnológicos que tenemos en la Argentina”, puntualizó Katz.
Impacto
Anbinder destacó que desde Genneia -la primera generadora local en superar los 1000 MW de potencia instalada- diseñaron proyectos en sitio para poder abastecer un 30% de las obras con energía renovable, pero que decidieron dar un giro y evaluar la alternativa de llevar la energía a través de una línea de transmisión. “Firmamos acuerdos de entendimiento con bancos para poder tener proyectos de transmisión, abastecerlos con contratos de energía a largo plazo y disminuir la cantidad de gasoil que se utiliza en los proyectos mineros y la cantidad de camiones que pasan por las rutas porque todo eso tiene un impacto en el ambiente y en las poblaciones cercanas. No podemos hacer ese desastre”, aseveró.
El referente de Genneia también destacó la importancia de reducir la huella de carbono y contar con energía renovable en los proyectos mineros puesto que explicó que el litio irá a mercados que no están dispuestos a comprar productos que tengan altas emisiones. Además, remarcó: “Los proyectos mineros necesitan financiamiento internacional y los que tienen una alta huella de carbono no consiguen dinero. Todo esto influye en la rentabilidad del proyecto”.
Anbinder también afirmó que es primordial el papel de las compañías de renovables para el sector minero y poder lograr una colaboración. “Las provincias están entendiendo que si no colaboramos no hay regalías ni impacto positivo. Son las viabilizadoras de los proyectos y están actuando a favor. Algunas compañías mineras se miran el propio ombligo y quieren sus propias líneas. Pero debemos ponernos de acuerdo y poder concentrar la demanda. Tenemos todo para hacerlo. Tenemos la capacidad técnica, los recursos”, expresó.
Alternativas
Bottega, de YPF Luz -la compañía de generación eléctrica de la petrolera controlada por el Estado-, al igual que Katz, informó que desde la empresa se encuentran trabajando en un proyecto sobre una línea de transmisión para conectar distintos proyectos de litio en el NOA. “Uno de los problemas que tiene el sector energético y las compañías mineras de litio es su acercamiento con el sistema eléctrico para poder abastecerse con energías renovables. Por eso, nosotros queremos vincular esa demanda con el sistema”, marcó.
El ejecutivo de YPF Luz detalló que se encuentran trabajando con distintas compañías mineras para llevar a cabo proyectos de generación dado que argumentó que las iniciativas de litio y cobre necesitan energía eléctrica y verde.
“Hay muchas soluciones que se han estudiado como son los gasoductos virtuales. Nosotros estudiamos todo el abanico de soluciones in situ. Hay que entender que hay proyectos que están en una misma zona y que el aglutinamiento de esa demanda es lo que va a dar resultados positivos”, indicó Bottega.
Por último, el jefe de Desarrollo de Proyectos en YPF Luz, puntualizó que uno de los principales desafíos tiene que ver con el esquema normativo y el acompañamiento de la demanda para acelerar los tiempos. “Los proyectos llevan varios años de construcción. Se trata de una logística importante. Un acercamiento por parte de la demanda puede ayudar. Los precios que se ven en energía solar permiten rendimientos mucho mayores en una zona como la Puna. La innovación viene por la madurez tecnológica con proyectos in situ”, concluyó.
Southern Energy,propiedad de Pan American Energy (PAE) y Golar LNG, presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto de instalación de un buque de licuefacción de Gas Natural Licuado (GNL) en la provincia de Río Negro, el cual demandará una inversión de alrededor de US$ 2.900 millones.
“El proyecto constituye un hito significativo para posicionar a Argentina como un país exportador en el mercado mundial de GNL a partir de 2027”, destacaron desde la compañía.
Adhesión
El proyecto de exportación de GNL presentado -que contempla la instalación en la Argentina del buque “Hilli Episeyo”, propiedad de Golar LNG- cumple con las condiciones que se especifican en la Ley Bases y el decreto reglamentario 749/2024 para ser considerado como “Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo”.
“Posicionará a la Argentina como un nuevo proveedor en un mercado global en donde nuestro país aún no tiene participación y generará exportaciones de productos que actualmente no se exportan en mercados internacionales, accediendo a nuevos destinos de exportación”, destacaron.
El proyecto
La iniciativa prevé una inversión estimada superior a los US$1.650 millones durante la primera fase(2025-2031) mientras que en la segunda etapa (2032-2035) asciende a casi los US$1.250 millones. Se estima una inversión en las dos etapas de alrededor de US$ 2.900 millones. A lo largo de los 20 años de vida útil, la inversión total prevista es de casi US$ 7.000 millones.
Según precisaron desde la compañía, el proyecto favorecerá la creación de más de 600 nuevos puestos de trabajo directo e indirecto, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción.
A su vez, se proyecta que se generarán alrededor de 850 puestos de trabajo en forma directa e indirecta y que habrá una elevada participación de proveedores locales, que aportarán más del 50% de los bienes y servicios requeridos durante la operación del proyecto. También se desarrollará una activa política para desarrollar proveedores locales con el objetivo de promover la generación de valor agregado al país.
Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAEG, sostuvo que “el RIGI permitió fortalecer el marco regulatorio para que sea estable y promueva la seguridad jurídica de las inversiones. Todo esto es esencial para dar señales claras a una industria que invierte sostenidamente a largo plazo y para que proyectos como el nuestro se hagan realidad”.
Los recursos gasíferos disponibles en Argentina exceden largamente la demanda doméstica y las exportaciones regionales y, a su vez, habrá una creciente demanda de GNL a nivel mundial en los próximos años. Por ello, existe un marco favorable para la instalación de capacidad de licuefacción de gas natural en la Argentina, que posibilitará la llegada de un producto de valor agregado a nuevas regiones, generando actividad económica local, aumentando las exportaciones y generando divisas.
PAE y Golar LNG firmaron en julio un acuerdo por 20 años para la instalación del buque. El barco tiene una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural.
En primera instancia, el buque se abastecerá de gas natural utilizando la capacidad existente del sistema de transporte en los meses del año con menor demanda local. En esta etapa se requerirá la construcción de infraestructura: la interconexión a los gasoductos troncales; una estación compresora para asegurar una presión óptima de gas en el buque; un gasoducto terrestre hasta la costa; un gasoducto submarino que se conecte con el barco; y el sistema de amarre.
El objetivo es que el buque de licuefacción pueda operar todo el año para lo cual se prevé la construcción de instalaciones de transporte, siendo el Golfo San Matías el sitio más cercano desde Vaca Muerta.
Negociaciones
“El proyecto, al ser el primero de este tipo en el país, permitirá avanzar en la curva de aprendizaje de la cadena de valor del GNL, generando la confianza y la experiencia necesaria para desarrollar proyectos de mayor escala”, remarcaron desde la firma.
PAE y Golar LNG, a través de Southern Energy, se encuentran en negociaciones con compañías productoras de gas para que puedan sumarse al joint venture.
NRG produce arena que se utiliza como agente de sostén en la producción no convencional de gas y petróleo.
La empresa que comercializa arena para hidrofracturas, NRG Argentina, despidió a 185 trabajadores que se desempeñaban en sus instalaciones de Allen y Añelo. La subsecretaría de Trabajo de Neuquén convocó a la empresa, operadoras y gremios a una conciliación, aunque desde el Sindicato deCamioneros de Río Negro anunciaron que si el martes no se reincorporan los despedidos, impedirán el acceso a yacimientos de Vaca Muerta.
La compañía, con sede en la localidad rionegrina de Allen, envió este jueves y viernes los telegramas de despido a 185 de sus empleados, de los cuales 100 son choferes de camiones y 85 se encontraban encuadrados como petroleros.
La tormenta perfecta
Desde la firma aseguraron que se encuentran en medio de “una tormenta perfecta” provocada por la caída de contratos por la menor cantidad de fracturas en Vaca Muerta, la decisión de varias operadoras de desistir de comprar arena de cercanía para adquirirla en Entre Ríos, donde los precios serían más competitivos, dificultades para importar y para acceder a financiamiento.
Fuentes de la compañía aseguraron a EconoJournal que “la demanda real del mercado actualmente no se condice con las expectativas que se esperaban para este año. No estamos contentos con la decisión de despedir gente, pero para que la operación continúe -en una Vaca Muerta como está hoy- no hay margen para otra cosa”.
Según sostienen, la caída en la cantidad de fracturas impactó de lleno en las operaciones de la compañía que pasó de vender un promedio de 125 mil toneladas por mes a menos de 75 mil toneladas. Desde agosto, Vaca Muerta registró dos meses consecutivos con una baja en la cantidad de etapa de fracturas: en julio fueron 1658, en agosto 1465 y en septiembre 1403, según el informe elaborado por la consultora NCS Multistage.
Desde NRG aseguran, además, que las inversiones esperadas en la industria no llegaron, lo que también afectó las ventas de arena: “En los últimos meses la caída fue abrupta”, afirmaron.
Frente a este panorama, desde la empresa decidieron avanzar en el despido de trabajadores alegando que es la única forma de sostener el resto de las 600 fuentes de trabajo que se reparten entre la plantas que posee la compañía en Allen, las bases de acopio en San Patricio de El Chañar y Añelo y las canteras de Entre Ríos.
A la caída en la cantidad de operaciones se sumó que varias operadoras volvieron a las arenas de lejanía que se produce en Entre Ríos, donde los precios serían más competitivos. En este sentido, explicaron que la diferencia radica en que los empleados de Neuquén o Río Negro están registrados bajo convenios de Camioneros o Petroleros, lo cual encarece el pago de la mano de obra. En cambio, las canteras entrerrianas tendrían a sus trabajadores como monotributistas o bajo convenios de minería.
“El encuadramiento sindical para un mismo producto, en la misma industria, marca una diferencia abismal. Sale más barato comprarlo en Entre Ríos, incluso a pesar de la distancia que hay con la Cuenca Neuquina”, detalló otra fuente.
Cuarto intermedio
Tras conocerse los despidos, la subsecretaría de Trabajo de Neuquén convocó a la empresa NRG Argentina a una conciliación con el Sindicato de Camioneros de Neuquén y el de Río Negro. El encuentro se concretó este jueves y contó también con la participación de representantes de Tecpetrol y Pluspetrol.
“La postura del gremio es defender la mano de obra de la región. No podemos permitir que tantas familias se queden sin trabajo en esta fecha tan cercana a la Navidad”, sostuvo Gustavo Sol, secretario general de Camioneros Río Negro luego de la audiencia.
El sindicalista comentó que se solicitó a la empresa que retrotraiga la decisión o, en caso contrario, paralizarán la actividad en Vaca Muerta y afirmó que “estamos peleando por los puestos de trabajo y que se garantice la mano de obra regional”.
En este sentido, se refirió a las diferencias en los encuadramientos de los trabajadores y coincidió en que “las empresas locales así no pueden competir. Vienen empleados informales desde Entre Ríos y Santa Fe, que se les paga por día, lo que hace inviable sortear el costo de pagar las cargas sociales. Las operadoras saben esto desde hace un año y medio, pero miran para el costado”.
Sol aseguró que habrá un cuarto intermedio hasta el martes cuando se reunirán nuevamente con la empresa para intentar una negociación donde esperan obtener una respuesta favorable a la reincorporación de los trabajadores.
Al finalizar la audiencia, el representante de Camioneros afirmó que los telegramas quedaban en suspenso, algo que negaron desde NRG.
En los hechos, Schlumberger firmó con Capex un Asset Technical Collaboration Agreement (acuerdo de colaboración técnica) y también participará del proyecto con el 19%. De este modo, además de SLB, Capex se quedará con el 51% y la operación, mientras que Trafigura permanecerá con el 30% restante.
“El día de la fecha entraron en vigencia otros contratos, entre ellos un Asset Management Agreement entre Capex, Trafigura y Schlumberger y contratos de Unión Transitoria de Empresas. En virtud de dichos contratos, Schlumberger asumirá ciertos montos relacionados con el acceso a aquellos pozos en los que participe, un royalty por la producción, y costos de operación”, aclara una nota enviada este jueves por la productora argentina a la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Además, la nota destaca que “en virtud del acuerdo, Schlumberger asumió el compromiso de participar en el desarrollo de cuatro pozos junto con Capex y Trafigura y tendrá el derecho, durante 30 meses, a participar en hasta ocho pozos adicionales, para lo cual participará con el 19% de los gastos de capital requeridos para la perforación de los pozos en los que participe mediante la prestación de servicios y -en consecuencia- tendrá el derecho al 19% de la producción resultante de los mismos durante 12 años”.
Agua del Cajón
Capex tiene casi 50 años y está controlada por la empresa de capitales nacionales Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima (Capsa) de la familia Götz, desarrolla proyectos en la cuenca del Golfo San Jorge y en los últimos años incorporó a su portafolio áreas en Vaca Muerta, como Parva Negra Oeste.
El área Agua del Cajón, que ahora comparten las tres compañías, queda a 28 kilómetros de la ciudad de Neuquén. La concesión por exploración y explotación es hasta 2052. Este año Capex, completó los cuatro pozos con una rama lateral de 2.700 metros.
El acuerdo (Farm Out) firmado en julio de 2023 entre Capex y Trafigura permite ampliar el desarrollo con la perforación de 12 pozos más por 12 años, mientras que el rubricado con Schlumberger es por ocho pozos por 12 años.
Capex desarrolla áreas en las provincias de Chubut, Neuquén y Río Negro. En el Golfo San Jorge opera el yacimiento Diadema, un campo maduro con más de 100 años de historia, a partir de la técnica de recuperación terciaria (mediante el método de polímeros).
Donald Trump quiere restablecer el liderazgoenergético de los Estados Unidos a través de la redinamización de la exportación de hidrocarburos. El presidente electo anunció que pondrá al frente de esa misión al republicano Doug Burgum, actual gobernador de Dakota del Norte, quien asumirá como secretario del Departamento de Interior. Desde esa plataforma, Burgum presidirá el Consejo Nacionalde Energía, una nueva estructura pensada por Trump para alinear y subordinar a todos los departamentos y las agencias federales vinculados a la industria energética detrás de la política sectorial establecida por el presidente. En un rol secundario pero relevante estará Chris Wright, un referente de la industria del shale oil apuntado por Trump para tomar las riendas de la Secretaría de Energía.
Los hombres nominados por Trump para asumir en Interior y Energía empujarán desde el Consejo Nacionalde Energía lo que el presidente electo denominó como «el camino hacia el dominio energético de EE.UU.«. Trump adelantó que este consejo “estará formado por todos los departamentos y agencias involucrados en la concesión de permisos, producción, generación, distribución, regulación y transporte de todas las formas de energía estadounidense”.
Nombres propios
La designación de Burgum para controlar Interior y presidir el nuevo consejo no es azarosa. El Departamento de Interior supervisa alrededor de 700 millones de acres de tierras federales y 1700 millones de acres de de la plataforma continental marítima. La producción de petróleo en las tierras y aguas federales representa poco más del 20% de la producción nacional de petróleo de EE.UU.
El Departamento de Interior durante la administración de Joe Biden dispuso una pausa temporal en las subastas de arrendamiento para explorar y producir petróleo y gas en esas tierras. También impulsó a través de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA por sus siglas en inglés) un aumento en las regalías que las petroleras pagan al gobierno federal y los estados por explotar esas áreas.
El gobernador de Dakota del Norte conoce bien el tema. Burgum fue uno de los tantos gobernadores que presentaron demandas en las cortes federales contra la pausa temporal impuesta por el gobierno de Biden. Dakota del Norte es el tercer estado productor de petróleo de EE.UU., luego de Texas y Nuevo México, con una producción actual de 1,2 millones de bpd.
Desde esa posición de poder, se espera que Burgum, a través del Consejo Nacional de Energía, tenga una capacidad de influencia decisiva sobre la Agencia de Protección Ambiental (EPA por sus siglas en inglés) y otras agencias federales para flexibilizar o eliminar las regulaciones que limitan la producción y exportación de hidrocarburos.
Trump junto a Doug Burgum durante la campaña presidencial.
Dominancia energética
La conformación del gabinete y del consejo energético dan a entender que la dominancia energética planteada por Trump estará basada principalmente en liberar la producción y exportación de hidrocarburoscomo un contrapeso al liderazgo e influencia de China en materia de tecnologías y cadenas de suministros para la transición energética.
«Estados Unidos esta arrancando el siglo XXI detrás de China en materia energética y con este consejo nacional de energía busca tratar de establecer un nuevo liderazgo fuertemente en basado en hidrocarburos«, explicó Guillermo Koutoudjian, consultor experto en Relaciones Internacionales y profesor del CEARE UBA y de la Escuela Superior de Guerra Conjunta, consultado por EconoJournal.
Estados Unidos esta produciendo niveles récord de gas natural y de petróleo. La producción petrolera supera la barrera de los 13 millones de barriles diarios. Por el lado del gas alcanzó un hito al transformarse en el principal exportador mundial de gas natural licuado (GNL) en 2023.
GNL y vínculo transatlántico
Las exportaciones de GNL son particularmente relevantes en lo que hace a las relaciones diplomáticas con Europa. El viejo continente ha comprado más de dos tercios de los buques de GNL exportados desde EE.UU. desde que Rusia invadió Ucrania en 2022. «Hoy EE.UU. se ha colocado en un triunfo geopolítico sobre Rusia, ha sacado en parte la preponderancia rusa en el mercado energético europeo y ha acercado todavía más a Europa a los intereses de EE.UU.», dijo Koutoudjian.
Trump prometió levantar la suspensión temporal sobre el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de GNL que la administración Biden dispuso a comienzos de año. Los proyectos de gas natural licuado necesitan permisos del Departamento de Energía para poder vender el producto a países que no tienen tratados de libre comercio (TLC) con EE.UU. Ningún país miembro de la Unión Europea tiene un TLC firmado con EE.UU.
La presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, sugirió que una forma de disuadir al presidente electo de los Estados Unidos de imponer nuevos aranceles es que la Unión Europea compre más GNL estadounidense para reducir su dependencia del GNL ruso. “¿Por qué no sustituirlo por GNL estadounidense, que es más barato para nosotros y reduce nuestros precios energéticos? Es algo que podemos debatir, también en lo que respecta a nuestro déficit comercial”, dijo von der Leyen.
En cualquier caso, la pregunta a dilucidar es qué relevancia le asigna Trump al vínculo transatlántico. «Creo que Trump hará un pivot más hacia el Asia, para confrontar con China. En este sentido, ese consejo nacional de energía tendrá mucho que ver en ese balanceo, en como balancear a China en el resto del mundo, porque China esta muy presente con sus inversiones energéticas y mineras en América Latina, en África y otras regiones», agregó Koutoudjian.
Nuevo secretario de Energía
La otra figura destacada para impulsar la agenda energética de Trump será Chris Wright, un ejecutivo petrolero nominado para ser el próximo secretario de Energía. Wright es el CEO de Liberty Energy, una de las principales compañías de servicios de campo para petróleo y gas en EE.UU., aunque también tiene participaciones en otras empresas. Una de estas empresas vincula al próximo secretario de Energía con un proyecto minero en la Argentina.
Wright es considerado un referente en la industria del shale. «(Wright) ha sido un destacado tecnólogo y empresario en el ámbito energético. Ha trabajado en energía nuclear, solar, geotérmica y en petróleo y gas”, dijo Trump. “Lo más importante es que Chris fue uno de los pioneros que ayudaron a lanzar la revolución estadounidense del gas no convencional que impulsó la independencia energética estadounidense y transformó los mercados energéticos y la geopolítica mundiales”, añadió el presidente electo.
Un tema que preocupa a las productoras de gas y petróleo medianas y pequeñas en los Estados Unidos son las restricciones al financiamiento para sus inversiones a raíz de los criterios de ambiente, sociedad y gobernanza (ESG por siglas en inglés) adoptados por instituciones bancarias y fondos de inversión. Wright es una de las voces en la industria petrolera que más activamente se manifestó en contra de la discriminación en el financiamiento.
Liberty Energy es una de las principales compañías de servicios de campo para petróleo y gas en EE.UU. El CEO de la empresa, Chris Wright, explica que debido a las políticas ESG los bancos están dejando de financiar al sector (y quiénes son los más perjudicados). (Vía @pwrhungry) pic.twitter.com/asLwtaE5dI
Además de los hidrocarburos, Wright es inversor en Oklo, una compañía de ingeniería nuclear que esta desarrollando un reactor modular pequeño. El próximo secretario de Energía también integra el directorio de EMX Royalty Corp., una empresa global de regalías mineras. EMX posee una regalía del 1% NSR en el proyecto Diablillos, un pórfido de plata-oro y cobre-oro, ubicado en Salta y propiedad de la canadiense AbraSilver Resource Corp.
Chris Wright, el próximo secretario de Energía de Trump.
Funcionarios de las provincias lítiferas y del Ministerio de Economía de la Nación debatieron en Argentina & LATAM Lithium Summit sobre la hoja de ruta que debe transitar la Argentina para convertirse en uno de los actores clave del mercado de litio a nivel global. El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) fue destacado como una de las principales herramientas para dinamizar los proyectos.
José Gabriel Gómez, secretario de Minería e hidrocarburos de Jujuy, aseguró que desde la provincia se encuentran trabajando en el cambio de la matriz productiva y que el litio, junto con el desarrollo de los parques solares, fue el gran impulsor para afrontar ese desafío. “Venimos trabajando en varios ejes estratégicos para impulsar un crecimiento sostenido en el tiempo. El litio vino a generar un impacto en la provincia y nos demostró que la minería se puede hacer de manera sustentable, que genera puestos de trabajo genuinos, registrados. Por eso, estuvimos trabajando con Salta y Catamarca para equilibrar las reglamentaciones y fortalecer el desarrollo de la región”, comentó en el evento organizado por The Net Zero Circle en colaboración con CIMC WETRANS.
Gómez destacó el rol de los proveedores locales para impulsar el desarrollo del sector e informó que en la actualidad cuentan con más de 60 proveedores que se desarrollaron por el litio y que también cuentan con alianzas estratégicas con las universidades de la provincia para apalancar la actividad y retener nuevos talentos para la industria.
“Ahora las empresas están evaluando la extracción directa de litio para mejorar la sostenibilidad. Ya está en funcionamiento una planta piloto en el Salar de Jama. Queremos seguir desarrollando proyectos. Tenemos más del 70% de mano de obra local en los proyectos de litio. Queremos sostener eso y mejorarlo día a día. Lo estamos logrando gracias a que trabajamos en conjunto con las empresas. Sistematizamos mucha información para darle seguridad jurídica a los inversores. Tenemos un gran potencial y lo estamos acompañando”, expresó el secretario de Minería e hidrocarburos de Jujuy.
El impacto del RIGI
Marcelo Murúa, ministro de Minería de Catamarca, destacó el rol del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para dinamizar los proyectos de litio. “Es una medida que va a aportar. El primer paso es adherir al Régimen y nuestra provincia ya lo hizo considerando los beneficios respecto a los tributos. El RIGI es importante para la actividad minera y va a ser importante que la minería se transforme en una política de Estado. Nosotros venimos trabajando desde hace tiempo desde la Mesa del Litio con Jujuy y Salta para llevar a cabo un trabajo coordinado y poder unificar criterios que hacen a la operatividad de los proyectos”, expresó.
El funcionario catamarqueño destacó que tener un clima de colaboración entre las provincias permitió que muchos proyectos avancen dado que facilitó que se flexibilicen normativas.
Murúa aseveró que “en todo lo que atañe al alcance de las políticas de promoción provincial, creo que Catamarca está a disposición. Las provincias que estamos en la actividad minera buscamos agilizar estos procesos y que lleguen las inversiones que necesitamos».
La infraestructura como cuello de botella
Jorge Matías González, director nacional de Promoción y Economía minera del Ministerio de Economía, planteó que “los inversores ven a la Argentina como un buen lugar para hacer negocios. En los últimos años hubo cambios en las reglas de juego. Ahora el RIGI es una señal para el mercado. Al gobierno le interesa que se desarrolle el sector y el Régimen viene a arreglar algunas cosas de la Ley de Inversiones mineras”.
El funcionario marcó que uno de los cuellos de botella del sector es la infraestructura. “Necesitamos de la infraestructura para mover la producción. Estamos avanzando en eso. También, en la promoción internacional de la cartera de proyectos con los que cuenta la Argentina. Debemos buscar socios estratégicos para que los proyectos comiencen, logren un impacto en la balanza comercial energética y podamos exportar como los demás países de la región”, exhibió González.
Fernando José Ciacera, director nacional de la cadena de valor e infraestructura minera del Ministerio de Economía, coincidió con la visión de González puesto que consideró que la infraestructura es clave para poder desarrollar los proyectos mineros. Aún así, planteó que también es necesaria la parte logística y la cadena de valor.
“Los proveedores y la mano de obra calificada son dos cosas que va a necesitar el sector. Estamos sondeando las necesidades de infraestructura, buscando soluciones tecnológicas. Allí es donde entra el RIGI para que la parte privada se incorpore. Intentamos propiciar el sector privado para que haya una cadena de valor competitiva y resiliente”; concluyó Ciacera.
El ministro de Economía de la provincia de Buenos Aires, Pablo López, presentó la semana pasada la Ley Impositiva, en forma conjunta con el Presupuesto oficial de la Provincia para el año que viene, ante la Legislatura. En la propuesta, la gobernación de Axel Kicilloffijó un incremento del 120% en el impuesto adicional sobre Ingresos Brutos que grava las operaciones de los puertos en la Provincia. Fuentes cercanas al gobernador aclararon que el proyecto enviado «no incrementa la carga tributaria en los sectores productivos. Las alícuotas del Impuesto de Ingresos Brutos no se modifican. Lo que establece es una actualización del cargo fijo del adicional por tonelada en terminales portuarias en línea con la evolución de precios registrada en 2024«.
La medida generó especial controversia entre las empresas que operan en el puerto de Bahía Blanca – empresas exportadoras de crudo, petroquímicas, compañías dedicadas a la carga y descarga de cereales y armadores de barcos, entre otras-, ya que fuentes privadas aseguraron a este medio que la decisión afectará la competitividad de los puertos bonaerenses, complicando la llegada de nuevas inversiones. A su vez, agregaron, que tendrá un impacto en las cadenas estratégicas de las economías regionales y nacionales por la alta carga impositiva.
Un directivo de una empresa energética lo puso en estos términos: “De ser aprobado este incremento del 120% en el impuesto adicional, el impacto que deberemos afrontar los usuarios del sistema de transporte de hidrocarburos será del orden de 8.000 millones de pesos por año”.
El impuesto
Este impuesto sobre los ingresos brutos aplicados a la actividad portuaria de la provincia se creó en 2020. En el artículo N°100 de la Ley Impositiva presentada ese año, en plena pandemia, se estableció con carácter extraordinario un incremento en el impuesto sobre Ingresos Brutos en lo vinculado a la explotación de terminales portuarias ubicadas en puertos de la provincia de Buenos Aires. En ese momento, con el objetivo de obtener una mayor recaudación frente al escenario que se había desatado por la crisis sanitaria, la provincia había establecido diferentes montos adicionales que debían abonar de forma mensual las empresas que operan en el puerto.
Las compañías debían pagar $47 por cada tonelada o fracción superior a 500 kilos de mercadería cargada en buques durante el mes, $139 por la mercadería descargada de buques y $23 por la mercadería removida durante el mes. Si bien, como se marcaba en la normativa, al inicio se trataba de un tributo con carácter extraordinario, ahora la administración provincial decidió fijar ese impuesto y aumentar sus montos base en un 120 por ciento.
En el proyecto de la Ley Impositiva 2025, el gobierno provincial determinó que, por cada tonelada o fracción superior a 500 kilos de mercadería cargada en buques durante el mes, las empresas deberán pagar un adicional de $1.135. Por cada tonelada o fracción superior a los 500 kilos de mercadería descargada $3.405 y por mercadería removida durante el mes $545.
Desde la gobernación provincial explicaron que «la suma fija del adicional por por tonelada en las terminales portuarias se debe actualizar porque si no se desvaloriza su función. Lo que se hizo desde la Provincia es plantear un aumento que está en línea con la inflación de 2024«.
Impacto
Frente a esta decisión, los actores privados del puerto de Bahía Blanca, exportadores e importadores, marcaron el impacto que tendría esta decisión y argumentaron a este medio que “el monto adicional de las operaciones portuarias, que se cobra para aumentar los recursos de la provincia, carecería de legalidad debido a que, al adherirse a la Constitución Nacional, la provincia de Buenos Aires le cedió al gobierno federal la regulación de los derechos de importaciones y exportación”. De hecho, existen unas 10 causas judiciales a resolución de la Corte Suprema de Justicia de la provincia que discuten la aplicación del tributo.
En esa misma línea, las fuentes consultadas explicaron que la aplicación de un impuesto adicional sobre los ingresos brutos afecta directamente los costos logísticos de las empresas que dependen de los puertos de la provincia, lo que se traduce en un encarecimiento de las operaciones y una consecuente disminución de su atractivo frente a otros puertos de la Argentina frenando el crecimiento de las empresas que ya se encuentran radicadas en los puertos de la provincia.
Desde una empresa naviera indicaron que “las políticas fiscales restrictivas desalientan la llegada de nuevas empresas al territorio bonaerense. Esto genera un escenario adverso para la inversión en infraestructura clave, como el desarrollo de cadenas logísticas eficientes. Las decisiones fiscales recientes refuerzan la percepción de incertidumbre en el ámbito empresarial, lo que complica la planificación de inversiones a mediano y largo plazo”.
También, fuentes del sector precisaron que el aumento de costos en los puertos bonaerenses encarecerá aún más las exportaciones y al mismo tiempo disminuirá la competitividad de los productos argentinos en los mercados internacionales.
La respuesta de la Provincia
Frente a este escenario, las fuentes del Gobierno provincial remarcaron que «como el adicional no es un porcentaje, sino una suma fija, si no se aumenta pierde su función. Por eso se decidió este aumento. Además, el adicional tiene un tope».
Esto es así porque, según precisaron desde el Ejecutivo provincial, «el importe a abonar en ningún caso puede superar el 5% de la base imponible de las actividades alcanzadas, quedando determinada de esa manera por la variación de la base imponible para el impuesto sobre los Ingresos Brutos».
YPF, la petrolera de mayoría accionaria estatal, acelerará en los próximos días la construcción del segundo tramo del oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra clave para exportar la producción de crudo desde Neuquén hasta el océano Atlántico. La obra comenzará a fines de diciembre o principios de enero, según estimaron fuentes de YPF.
La compañía ya adjudicó la provisión de los caños que requerirá el proyecto a Tenaris, subsidiaria del Grupo Techint y uno de los principales proveedores de tubos para la industria de Oill&Gas a nivel global, mediante la firma de un contrato por un total US$ 180 millones. En tanto que el martes que viene se conocerán las constructoras ganadoras que se encargarán de la ejecución de la obra, que prevé el tendido de un tramo de 440 kilómetros desde localidad de Allen en Río Negro hasta el puerto de Punta Colorada en Río Negro. El costo de la obra total asciende a US$ 2.552 millones, según precisaron allegados a la compañía. El primer tramo, que contempla la instalación de un oleoducto de 130 Km desde Loma Campana, el área insignia de shale oil de YPF en Vaca Muerta, hasta Allen, estará finalizado en enero de 2025.
Una vez que el segundo tramo esté finalizando, en el segundo semestre de 2026, permitirá transportar 570.000 barriles diarios de petróleo (bdp), que se destinarán al mercado de exportación. Se estima, sin embargo, que la capacidad de transporte trepe en el futuro hasta los 770.000 (bdp), lo que permitiría traccionar exportaciones por US$ 21.000 millones por año. Fuentes de la compañía indicaron que «el oleoducto implicará mucho más que duplicar la producción de la Argentina».
YPF adjudicó la provisión de los tubos del VMOS a Tenaris.
Las mismas fuentes señalaron que el ducto podría comenzar a operar entre julio y septiembre de 2026. Inicialmente está estimado que transporte 390.000 bdp para 2027. La terminal contará con dos boyas que operarán para no correr riesgos de perder volumen de exportación.
El puerto de aguas profundas ubicado en Punta Colorada, en Río Negro, permitirá exportar crudo en buques VLCC (de gran porte), que representa una ventaja en costos de flete de 2 a 3 dólares por barril en comparación con la tarifa del flete desde Puerto Rosales, en el puerto de Bahía Blanca.
Nueva empresa
YPF creará una sociedad privada que operará el nuevo ducto. Se llamará VMOS y tendrá la participación de otras operadoras. VMOS, que será una Sociedad Anónima, tendrá la difícil tarea de buscar financiamiento local e internacional por el 70% del costo total de la obra, es decir, por unos US$ 1.800 millones. Para eso, YPF y sus socios deberán conseguir unc rédito internacional bajo el esquema de Project Finance.
La petrolera bajo control estatal inscribió el viernes pasado a VMOS bajo la órbita del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversores (RIGI). Es el primer proyecto de la industria de Oil&Gas que califica dentro del nuevo esquema de promoción de inversiones creado por el gobierno de Javier Milei.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló que “el proyecto VMOS ya se presentó al RIGI. Este es uno de los proyectos de infraestructura privado más importantes de la Argentina de los últimos 20 años”. Y añadió que “la magnitud de este proyecto lo convierte en trascendental para la cuenca Neuquina. Este ducto permitirá más que duplicar la posibilidad de evacuación de petróleo de Vaca Muerta”.
El resto del financiamiento —unos US$ 700 millones— por cada socio que se sume a la nueva sociedad en base a la participación accionaria que asuman. Fuentes de YPF indicaron que Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Chevron, Shell y Pluspetrol tienen interés en sumarse como socios fundadores al proyecto.
“El ancla de financiamiento interno son los contratos de transporte”, remarcaron en YPF. En la compañía estiman que en abril estarán finalizados los contratos con otras operadoras. La tarifa será igual para todos los socios de VMOS, incluso para YPF.
La nueva secretaria de Energía de la nación, María Tettamanti enfatizó que el gobierno busca finalizar la revisión tarifaria integral lo antes posible para acelerar las inversiones en el segmento regulador de gas natural y electricidad. Las declaraciones de Tettamanti, las primeras en público desde que sucedió a Eduardo Rodríguez Chirillo en la cartera energética, ocurren en la misma jornada en la que el gobierno oficializó la postergación por seis meses de la entrada en vigencia de la revisión tarifaria integral, que debía concluir antes de fin de año.
La flamante titular de la Secretaría de Energía participó del evento por el 20 aniversario del Mercado Electrónico de Gas S.A. (MEGSA). Consultada sobre el tema tarifario, Tettamanti declaró que los entes reguladores del sector, el ENARGAS y el ENRE, están avanzando en la revisión para finalizarla «en los plazos previstos, cuanto antes mejor».
El gobierno oficializó este miércoles por decreto la extensión de laemergencia energética hasta el 9 de julio de 2025. El artículo 3 prorroga la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios que deberán surgir de la revisión integral y el artículo 5 prorroga la intervención de los entes reguladores hasta que se constituya el nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad previsto en la Ley Bases.
La funcionaria subrayó que «la tarifa es un precio y los precios son las señales que tienen las empresas para invertir y los usuarios para consumir, sin esa señal los mercados no funcionan«. «Lo ideal sería llegar a una revisión tarifaria para que se concrete y darle una señal a las empresas reguladas por los próximos cinco años para que se animen a invertir», añadió.
Continuidad
La secretaria de Energía además expresó una mirada de continuidad con la agenda energética llevada adelante por Rodríguez Chirillo. «Vengo a continuar una política energética que inició Eduardo, a quien quiero reconocer públicamente por todo lo que avanzó en estos 10 meses, y que esta marcada en una política nacional que por supuesto comparto», explicó Tettamanti.
El déficit fiscal crónico es la raíz de los problemas generales de la economía argentina según la flamante funcionaria. «Creo que el gran error de todos los gobiernos ha sido querer resolver los problemas de la macroeconomía atacando los mercado micro. El caso de la energía es muy claro, es decir, como hay exceso de gasto, los impuestos no alcanzan, hay que recurrir al endeudamiento del impuesto inflacionario, y como recurrimos al impuesto inflacionario y queremos controlar esa inflación que no sabemos cómo, entonces empezamos a congelar tarifas, congelar precios, ahí nos metemos a destruir mercados«, se explayó.
Inversiones
Tettamanti también deslizó que podrían realizar prontamente llamados a licitación para incrementar las capacidades entransmisión y generación eléctricos para resolver los problemas con el suministro en los meses de verano.
«Lo que estamos trabajando y próximamente ya vamos a poder anunciar algunas medidas, es tratar de que esos problemas que se resuelven en el mediano y largo plazo, que es mayor transporte de energía en alta tensión o mayor generación eléctrica, puedan empezar a haber inversioens en esos sectores», adelantó.
El ministro de Economía Luis Caputo ya había anticipado esta posición cuando suspendió la audiencia pública que se iba a realizar el pasado 5 de noviembre para establecer las nuevas tarifas para las empresas de transporte eléctrico y desactivó la convocatoria a punto de realizarse para la audiencia destinada a actualizar el margen de las distribuidoras que operan bajo jurisdicción federal.
El DNU 1023 extiende formalmente en el artículo 1 la emergencia energética en los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de transporte y distribución de gas natural hasta el 9 de julio de 2025.
El artículo 3 prorroga la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios que deberán surgir de la revisión integral y el artículo 5 prorroga la intervención de los entes reguladores hasta que se constituya el nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad previsto en la Ley Bases.
En los considerandos de la norma, vuelve a poner el foco en la “herencia institucional, económica y social gravísima” que dejó el gobierno anterior como forma de justificar las prórrogas.
Sostiene que la herencia recibida en el sector energético se verificó en la vulnerabilidad y el estado crítico de tres aspectos clave: en el sistema económico recaudatorio; en la funcionalidad de las instalaciones para asegurar el suministro actual y futuro; y en la falta de señales de mercado para la oferta y la demanda.
El gobierno repasa todas las medidas que fue tomando a lo largo del año para superar esta situación y en el listado incluye la actualización de los precios mayoristas de la energía, las adecuaciones transitorias de tarifas en electricidad y gas y la reestructuración del régimen de subsidios.
Sobre el tema puntual de los subsidios, se afirma que el decreto 465/24 fijo un esquema de gradual para ir trasladando a los usuarios los costos reales de la energía. Ese decreto estableció un período de transición hacia subsidios energéticos focalizados que va del 1 de junio al 30 de noviembre, con la posibilidad de prorrogar ese plazo por otros seis meses.
“A pesar de las medidas adoptadas por la Secretaría de Energía, persisten aún las circunstancias que motivaron el dictado del Decreto N° 55/23 relacionadas con la situación de emergencia que atraviesa el sector energético, por lo que resulta indispensable y urgente extender la declaración de emergencia hasta el 9 de julio de 2025, con el fin de permitir que los órganos competentes continúen adoptando las medidas necesarias para asegurar la continuidad en la prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y de gas natural”, dice el decreto en los considerandos.
El informe mensual, realizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial mostró que en septiembre de 2024 crecieron las tres variables del sector; producción 3%, ventas locales 6% y exportaciones 14%, con respecto al mes anterior.
En este sentido, al comparar la producción del sector con el mismo mes del año anterior, en la reseña de la CIQyP® se observa un crecimiento;mientras que en el acumulado del año reflejó valores negativos, afectado por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos y finales agroquímicos en una diferencia muy pequeña.
El Informe elaborado por la Cámara mostró que las ventas locales cayeron tanto en la variación interanual, dado que todos los subsectores fueron afectados; como en el acumulado del año.
Exportaciones
Por su parte, el relevamiento de la Cámara detalla que las exportaciones durante septiembre 2024 crecieron también tanto en la variación interanual un 54%, favorecido por los básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos; y en la variación acumulada del año un 34%, ayudado por todos los subsectores salvo los básicos inorgánicos que se mantuvieron estables.
El reporte de la CIQyP® destacó que el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), logró aumentos del 2% en ventas locales y 16% en exportaciones en septiembre con respecto a agosto del 2024; mientras que la producción decreció un 1%.Por su parte, tanto la producción como las ventas locales presentaron caídas tanto en la variación anual como en el acumulado. A su vez, las exportaciones crecieron interanualmente un 21%, pero decrecieron en el acumulado del año.
Capacidad instalada del sector
En este sentido, el reporte mensual de la CIQyP® destacó que la capacidad instalada del sector durante septiembre tuvo un uso promedio del 61% para los productos básicos e intermedios y del 85% para los productos petroquímicos.
Durante septiembre de 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 51% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 35% en las importaciones y positivas del 4,2% en las exportaciones.
En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante septiembre del 2024, alcanzaron los 388 millones de dólares, acumulando un total de USD 2.850 millones en los nueve meses del año.
A raíz de los parámetros que muestran el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que «el crecimiento en la producción y ventas locales de la industria química-petroquímica es una señal de la competitividad del sector para actuar en un año de baja demanda, el incremento de las exportaciones también es muy positivo habida cuenta de que hay excedentes importantes de productos químicos provenientes principalmente de Asia. Esperamos que esta tendencia pueda mantenerse en los próximos meses”.
Los gobiernos de Javier Milei y Luiz Inácio «Lula» da Silva rubricaron este lunes el acuerdo bilateral para potenciar las exportaciones de gas desde Vaca Muerta al Brasil en el marco de la cumbre del G20 en Río de Janeiro. El ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo, y el ministro de Minas y Energía del Brasil, Alexandre Silveira estamparon la firma sobre el memorandum de entendimiento para los intercambios de gas entre ambos países, cuyo texto fue adelantado hace una semana por EconoJournal. El documento final establece volúmenes de gas incrementales a ser exportados al Brasil hasta llegar a 30 millones de m³ por día para 2030. Por otro lado, Bolivia firmaría un anexo a este acuerdo en el que se establecerá el precio por el transporte de gas a través de territorioboliviano, según las fuentes consultadas.
El acuerdo suscrito por los ministros establece que la Argentina entregaría al Brasil dos millones de metros cúbicos de gas (MMm3) por día a principios de 2025. Este volumen podría crecer a 10 MMm3/día en los próximos tres años, alcanzando 30 MMm3/día en 2030, indicaron las fuentes sobre el texto final rubricado este lunes.
Silveira celebró que la firma del acuerdo llevará «gas barato» al Brasil. «Firmé con el Ministro de Economía argentino, Luis Caputo, el Memorando de Entendimiento para traer gas de Vaca Muerta a Brasil. La previsión es que las importaciones brasileñas de gas natural de nuestros vecinos se realicen a través de 5 rutas. Queremos aumentar la oferta de gas en Brasil y en consecuencia reducir el precio. Necesitamos tratar el gas como una energía de transición, aumentar el volumen para reducir el precio y reindustrializar Brasil, generando más oportunidades para nuestro pueblo», dijo el ministro de Lula en su cuenta de X (ex Twitter).
GÁS MAIS BARATO PARA O BRASIL!
Assinei com o ministro de Economia da Argentina, Luis Caputo, o Memorando de Entendimento para trazer ao Brasil, o gás de Vaca Muerta. A previsão é de que a importação brasileira de gás natural dos nossos vizinhos seja feita por 5 rotas. pic.twitter.com/A6ihRoK0qJ
El texto adelantado por este medio señala que se establecerá un Grupo de Trabajo Bilateral para trabajar sobre tres modalidades de intercambio de gas argentino al Brasil. Del documento se desprende que los gobiernos están impulsando centralmente las exportación de volúmenes no interrumpibles desde Vaca Muerta.
Los integrantes del grupo buscarán tratar las operaciones de exportación de gas natural bajo tres alternativas de intercambio: Operación Comercial de Exportación de Gas Natural en firme, Operación de Intercambio de Gas Natural en Carácter de Emergencia con Devolución, y Operación de Exportación de Gas Natural en Carácter de Oportunidad con Devolución. También se deja la puerta a realizar importaciones de gas temporales o de emergencia desde Brasil.
Silveira y Caputo firmando el memorando de entendimiento.
La Secretaría de Industria y Comercio imputó la semana pasada a 95 empresas por incluir en sus facturas conceptos indebidos que no están relacionados con el servicio que prestan. El listado incluyó a varias distribuidoras de gas natural que inmediatamente elevaron una queja al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) porque afirman que habían sido autorizadas por ese organismo para trasladar impuestos y tasas al usuario final.
El ente regulador dictó comienzos de octubre la resolución 625/24 que dejó sin efecto muchas de esas autorizaciones porque efectivamente no tenían relación con el servicio de provisión de gas natural, pero fuentes de esa dependencia afirmaron a EconoJournal que la Secretaría de Comercio e industria realizó las imputaciones tomando como prueba facturas emitidas antes de esa fecha. Por lo tanto, en esos casos las imputaciones quedarán en la nada.
Desde el Enargas aclararon además que las distribuidoras van a seguir trasladándole al usuario algunos impuestos y tasas haciendo valer el principio de neutralidad impositiva vigente en la Ley del Gas 24.076, pero adelantaron que evalúan modificar la leyenda con la que se presenta esos conceptos en la factura.
La nueva regulación
Industria y Comercio emitió el 10 de septiembre la resolución 267/24 donde establece que las facturas de los proveedores deberán referirse en forma única y exclusiva al bien o servicio contratado por el consumidor, no pudiendo contener sumas o conceptos ajenos a dicho servicio.
En respuesta a dicha norma, Enargas publicó el 7 de octubre la resolución 625/24 a través de la cual dejó sin efecto la resolución 185/18 del propio organismo que había aprobado el “procedimiento para la incorporación de percepciones en factura por línea separada”. Además, dio de baja los códigos de facturación del Sistema Automático de Remisión Informática que habían sido habilitados de conformidad con dicha resolución.
En los considerandos de la norma, se aclara que las autoridades tributarias locales implementaron distintos regímenes de percepción o recaudación por parte de terceros y que debido a ello la facturación del servicio público de gas se vio afectada por tributos que gravan el consumo de gas sin ser la prestadora el sujeto sobre el que se verifica el hecho generador del tributo, dado que simplemente actúa como agente de recaudación.
No obstante, en esa misma resolución 625/24 el organismo regulador aclara también que el artículo 41 de la Ley 24.076 establece el principio de neutralidad tributaria y exige una metodología de ajuste de tarifas que refleje cualquier cambio en los impuestos que afecte a las distribuidoras, excepto el impuesto a las Ganancias. Esto significa que la distribuidora sí puede trasladar a los usuarios los impuestos que se le aplican, siempre y cuando lo autorice explícitamente el Enargas, pero no oficiará más como agente de percepción de otras tasas e impuestos que tienen como sujeto a los usuarios del servicio y no a la propia empresa.
Las imputaciones
Pese a la aclaración publicada por Enargas a través de la resolución 625/24, las imputaciones que realizó la Secretaría de Industria y Comercio la semana pasada generaron polémica entre las distribuidoras porque se basan en facturas previas a la vigencia de esa resolución. Por lo tanto, cuando esas facturas fueron emitidas las distribuidoras sí estaban autorizadas a oficiar como agente de percepción de determinados impuestos y tasas municipales.
Debido a ello, Enargas envió el jueves una nota a la Secretaría de Industria y Comercio pidiendo que se considere esta situación y adjuntando las notas recientes que enviaron las licenciatarias al ente regulador donde aclaran que en ese momento estaban autorizadas a cobrar lo que cobraron.
Impuestos y tasas incluidos en la factura de Metrogas en la Ciudad de Buenos Aires.
Lo que ya no se va a poder cobrar junto con la factura de gas son todas las tasas e impuestos que no tienen como objeto impositivo a las licenciatarias sino al usuario y que las licenciatarias cobraban simplemente porque operaban como agente de retención porque para los municipios era más fácil cobrar esos cargos a través de la factura de gas que con un impuesto separado.
Otro cargo que ya no se va a cobrar es el que venía aplicando el gobierno de la Provincia de Buenos Aires en las boletas de Metrogas, Naturgy y Camuzzi Gas Pampeana para obras de infraestructura de gas. “Eso no es aplicable a la distribuidora. Es un cargo para hacer obras que no tiene que ver con la prestación del servicio”, señalaron en Enargas.
Los impuestos y tasas que siguen
Las autoridades del Enargas se reunieron el jueves con un grupo de asociaciones de consumidores y les informaron que efectivamente hay impuestos que no se van a cobrar más con las facturas, pero les aclararon que hay otros que sí seguirán apareciendo por el principio de neutralidad tributaria previsto en la Ley del Gas.
No obstante, en el ente regulador están evaluando cambiar la leyenda que figura en las facturas para que ya no diga “ingresos brutos” o “tasa de fiscalización” sino un texto que precise que determinado monto se está cobrando para cumplir con el principio de neutralidad tributaria previsto en el artículo 41 de la Ley del Gas 24.076. “Nuestra intención es que al consumidor le quede claro que lo que se está recuperando son impuestos aplicables al servicio”, precisaron desde Enargas.
PCR, la compañía especializada en oil & gas, energías renovables y cemento, y ArcelorMittal Acindar, productora de aceros largos en la Argentina, anunciaron un nuevo acuerdo estratégico a través del cual se comprometen a construir un Parque Eólico en la localidad de Olavarría de 180MW de potencia en una primera etapa y una serie de obras de repotenciación del transporte en las estaciones transformadoras de esa localidad y de Ezeiza. Estas iniciativas permitirán ampliar la capacidad del sistema de transmisión, y al mismo tiempo, posibilitar la construcción de nuevos centros de generación renovable.
Las compañías también realizarán una ampliación en el Parque de San Luis Norte mediante la incorporación de un módulo solar de 18MW, convirtiendo a ese complejo renovable en el primer parque híbrido del país.
Impacto
PCR y ArcelorMittal Acindar son accionistas de GEAR I S.A. (Generación Eléctrica Argentina Renovable I), en un 51% y 49% respectivamente, sociedad que es la titular del “Parque Eólico y Solar San Luis Norte” con una potencia total de 112,5 MW, situado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano, provincia de San Luis. Tanto la energía renovable que genera el Parque San Luis Norte como la prevista que genere el nuevo Parque Eólico Olavarría serán destinadas a abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en el país con el propósito de continuar con su objetivo corporativo de descarbonización de sus productos y así cumplir con sus propias metas de sustentabilidad, según precisaron.
Martín Brandi, CEO de PCR, aseguró: “Para nuestra empresa se trata de un nuevo hito muy importante en la asociación que establecimos con ArcelorMittal Acindar, empresa industrial líder de la Argentina, afianzando aún más la relación comercial, dando continuidad a las importantes inversiones que ya venimos llevando adelante en el sector de energías renovables, y confirmando de esta manera el fuerte compromiso con el país y la transición energética.”
Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar, expresó: “Estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación renovable del país y al mismo tiempo estar liderando la reducción de emisiones de CO2 para la industria siderúrgica argentina. Con esta nueva inversión reafirmamos nuestro compromiso con el objetivo de reducir en un 30% la huella de carbono para 2030 y alcanzar la neutralidad de carbono para 2050”.
En un país de extensas distancias y desafíos logísticos, la compañía de ciencia de los materiales Dow Argentina; la empresa especializada en logística Celsur Logística y la organización ambiental sin fines de lucro Delterra se unieron para conectar puntos clave de la cadena de reciclaje de plástico a través de la iniciativa “Gestión de retornos con materiales de reciclado”.
El objetivo de esta propuestaes hacer más eficiente la logística de transporte al aprovechar trayectos de retorno vacíos para trasladar residuos de plástico hacia centros de reciclaje en Buenos Aires, para darles una segunda vida.
El proyecto
Esta iniciativa se integra a la red de distribución de productos ya establecida por Celsur Logística a nivel nacional. Hasta la implementación de este proyecto conjunto, un número considerable de los camiones que distribuyen productos a través de la red, regresaban vacíos a los centros operativos localizados en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Ahora vuelven desde los centros de recuperación ubicados en el interior del país con material post consumo hacia centros de reciclado ubicados en AMBA, optimizando cada recorrido y promoviendo así una economía circular real.
“Esta colaboración optimiza los recursos logísticos a maximiza la capacidad de transporte en rutas nacionales. Al integrar los trayectos de retorno vacíos en nuestra red de distribución, estamos mejorando la eficiencia operativa y también fomentando la economía circular. Este esfuerzo conjunto demuestra cómo la innovación en logística puede contribuir al impacto positivo en la sostenibilidad y en la reducción de emisiones”, explicó Gabriel García Polignano, director ejecutivo de Celsur Logística.
“La logística inversa tiene un gran potencial en Argentina debido a las extensas distancias y a una alta dependencia del transporte por camión. Miles de camiones recorren cientos de kilómetros diariamente de regreso vacíos. Imaginen si pudiéramos llenarlos con materiales reciclables”, destacó Reinier van der Lely, Program Manager de Delterra, aludiendo al potencial que tiene esta colaboración para cambiar el sistema de gestión de residuos en el país.
Impacto
Durante la etapa que acaba de culminar se realizaron 14 retiros que llegaron a distintas provincias argentinas, movilizando recursos hacia centros de reciclaje en el Área Metropolitana de Buenos Aires, Córdoba, Corrientes y Entre Ríos. Se trata de 10.820 kilómetros recorridos y el transporte de 140 toneladas de material mixto post consumo. Se espera que en la próxima fase se cubran otros 8.000 kilómetros adicionales con nuevos cargamentos, incrementando el volumen de material reciclable transportado, sin necesidad de recorridos adicionales.
“Esta alianza marca un antes y un después en cómo gestionamos los residuos plásticos en Argentina. La logística inversa nos permite aprovechar cada trayecto y transformar cada residuo en un recurso valioso. Este modelo une a la cadena de reciclaje funcionando como un ecosistema de materiales interconectado y optimiza recursos en un país tan extenso como el nuestro”, señaló Guillermo Claus, gerente de Logística del negocio de Empaques y Plásticos de Especialidad para la región Sur de América Latina de Dow.
La sinergia entre las tres organizaciones impulsa un modelo de economía circular que, a través de un proceso eficiente y sincronizado —desde la recolección hasta el reciclaje—, asegura que los residuos plásticos lleguen al centro de reciclaje Reciclar S.A, donde se procesan y reintegran en la cadena productiva como recursos de alto valor. Este proyecto reafirma el compromiso compartido de los 3 aliados con el desarrollo de negocios que consideran la sustentabilidad y que buscan mitigar los impactos al planeta, así como generar un impulso positivo en la economía local, destacaron desde las empresas.
Transportadora Gas del Norte (TGN) cuenta con más de tres décadas conectando personas, industrias y países a través de su sistema de gasoductos. “Hemos tejido una red de talentos que le permite posicionar su liderazgo en el sector energético del país y esto sólo se logra brindándoles la oportunidad a todos esos jóvenes que quieren conectar con su futuro, aprendiendo de quienes más saben, en el lugar donde pasan las cosas”, destacaron desde la empresa. Por esto, la AOG Patagonia 2024 se presentó como una oportunidad para explorar y conectar con quienes desean formar parte de la industria del Oil& Gas a través del stand JOG “Conectá con tu futuro”. Una propuesta que, durante tres días, conjugó el arte colectivo con intereses y aspiracionesde los cientos de jóvenes que visitaron este espacio interactivo.
El “Wall de Conexiones”, como se le denominó a este mural, contó con tres preguntas relacionadas a la industria energética en donde los jóvenes, la mayoría de áreas técnicas o Ingenierías, respondían con un hilo de colores según su rango etario (16-24; 25-34; +35), qué aspecto de la energía les interesaba; qué huella querían dejar en el mundo y qué los motivaba.
Como resultado, el mural dejó una estadística muy interesante al indicar que los jóvenes en edades tempranas (16-24) están más interesados en las nuevas tecnologías, un futuro sustentable y ser parte de soluciones innovadoras, mientras que aquellos en edades comprendidas entre 25-34 años, conectaron su futuro con la eficiencia energética, la economía circular, la creación de soluciones energéticas accesibles y seguras para todos y contribuir al desarrollo del país.
Interés
Por último, aquellas personas con más de 35 años dejaron en claro su interés por la eficiencia energética y se unieron al rango etario anterior indicando su preferencia por crear soluciones energéticas para todos y contribuir al desarrollo del país.
Una obra de arte que no solo proporcionó un momento divertido y creativo, sino que también reflejó las motivaciones y proyecciones de crecimiento alineados a las operaciones de TGN, permitiendo a los jóvenes capturar el momento en el que comienzan a conectar su futuro con la empresa, remarcaron desde la compañía.
