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Medio Oriente volvió a situarse en el centro de la agenda mundial. Al convulsionado escenario que marcaba la tensión comercial entre Estados Unidos y China le siguió el enfrentamiento entre Israel e Irán. Desde un punto de vista energético, este conflicto sembró inquietud sobre la evolución del precio internacional del crudo, amenazando con impactar el negocio hidrocarburífero en cada rincón del planeta, incluida la Argentina. Con la participación de Julián Gadano y Juan José Aranguren, el séptimo episodio de la segunda temporada de Dínamo se focalizó, justamente, en evaluar el verdadero alcance sectorial de la escalada bélica.

Enmarcado en diferencias históricas, explicó Gadano, los ataques de Israel y Estados Unidos se basan en la atendible sospecha de que los iraníes -que son firmantes del Tratado de No Proliferación de las Armas Nucleares (TNP)- tienen en marcha y sumamente avanzado un programa militar de enriquecimiento de uranio. “Eso no significa que hoy cuenten con bombas atómicas, pero sí que están cerca de fabricarlas. La torta se encuentra en el horno, todavía no levó y sigue un poco cruda, pero pronto estará lista”, parafraseó el ex subsecretario de Energía Nuclear.

Sospecha lícita

El uranio, puntualizó Gadano, es el elemento más pesado que existe actualmente en la Tierra. “Está distribuido en dos composiciones isotópicas diferentes. El denominado uranio 235 posee una composición isotópica con 235 partículas en el núcleo. El 238, en cambio, no sirve para la fisión nuclear y por eso lo llamamos ‘uranio pobre’. El problema es que sólo hay menos de un 1% de uranio 235 en la naturaleza. Enriquecer el recurso significa, por ende, aumentar esa proporción de manera artificial y a través de sucesivos pasos”, detalló.

Una central nuclear convencional, prosiguió, suele requerir un enriquecimiento del 5%; es decir, un aumento de la proporción del isótopo 235 al 5%. “Para usos médicos, el porcentaje oscila en torno a un 10% y un 14%. Es difícil superar el 20% para otro fin que no sea instrumentar un programa militar”, sostuvo.

El Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), precisó el experto, determinó con mucha certeza que Irán posee 500 kilogramos del recurso al 60% de enriquecimiento. “Inclusive los iraníes admitieron tener esa cantidad, aunque alegaron que la reservaban para fines pacíficos. Es lícito que Israel y el mundo desconfíen de ese argumento. Por eso los israelíes y Estados Unidos atacaron las instalaciones que le permitían a Irán seguir enriqueciendo uranio”, resumió.

Sobreoferta petrolera

El uranio, intervino Aranguren en su carácter de ingeniero químico, es uno de los elementos metálicos más densos del planeta. “Pesa 19.00 kg por metro cúbico (m3). En otras palabras, los 500 kg con los que cuenta Irán entran en un balde de 23 litros”, cuantificó el ex ministro de Energía de la Nación.

Durante el conflicto con Israel, enfatizó, los iraníes siguieron bombeando unos 3,5 millones de barriles de crudo por día, actividad que constituye la base de su economía. “Necesitan exportar petróleo, sobre todo a China. Por lo tanto, su amenaza de interrumpir el Estrecho de Ormuz probablemente era sólo declamatoria”, señaló.

Por otro lado, expuso, hoy se verifica una sobreoferta en el mercado petrolero mundial. “Hay una producción del orden de los 104 millones de barriles diarios, en un escenario en el que Arabia Saudita está produciendo 9,5 millones de barriles, pero podría producir 13,5 millones; en el que el presidente de Estados Unidos basa su gestión en la promesa de precios bajos de la energía; y en el que China viene ralentizando el crecimiento de su Producto Bruto Interno (PBI)”, enumeró.

Este contexto tan particular, razonó, explica por qué el precio del barril muestra cierta independencia de la conflictividad bélica de Medio Oriente, respondiendo más claramente al comportamiento de la oferta y la demanda. “No es casual que en este momento el Brent se cotice a US$ 68,11 dólares, mientras que el WTI cueste US$ 64. En otra época, sus valores se hubieran elevado por encima de los US$ 100”, aseguró.

Uranio en alza

La relativa estabilidad que Aranguren describió en el mercado petrolero, acotó Gadano, no se verifica dentro del negocio uranífero internacional. “El uranio pegó un salto. Su precio, que antes del conflicto estaba en aproximadamente US$ 70 por libra, escaló hasta los US$ 77 y no volvió a bajar. Hay que considerar que por diversas razones se trata de un bien sobredemandado. La oferta actual se sitúa en 48.000 toneladas (Tn) anuales, pero se espera que la demanda destinada a reactores nucleares llegue a las 60.000 Tn para 2030, por lo que posiblemente será necesario quemar reservas. Además, el valor del uranio es muy sensible a la geopolítica, por lo que cualquier alteración de la seguridad mundial lo afecta”, indicó.

En definitiva, sintetizó el especialista, de cara al futuro deben esperarse precios altos. “Y eso va a impactar en el mercado argentino y en la minería local”, pronosticó.

Comportamiento saludable

Más allá de las perspectivas uraníferas, en una coyuntura energética en la que la tasación internacional del barril crece, pero no se dispara ni siquiera por una guerra en Medio Oriente, puede parecer llamativo que algunas compañías refinadoras muevan el valor de los combustibles a nivel local.

En ese sentido, Aranguren remarcó que los costos en los surtidores argentinos están determinados por cuatro grandes factores: la cotización del crudo, el tipo de cambio, los precios de los biocombustibles y los impuestos. “Esa última variable se encuentra desfasada. Todavía falta actualizar todo el año pasado, que fue de alta inflación, y el primer trimestre de 2025. El Ejecutivo está dejando de recaudar US$ 2.500 millones”, dimensionó.

En paralelo, afirmó, el Gobierno viene frenando los precios del mercado interno porque tiene el objetivo de mantener la inflación a la baja hasta las próximas elecciones. “El tipo de cambio es libre, pero también está planchado. Los biocombustibles han aumentado un poco en los últimos tiempos. Y el precio internacional del crudo es volátil, no lo controlamos en la Argentina”, describió.

Frente a este cuadro de situación, analizó, resulta saludable acercarse a la paridad de exportación, en lugar de recurrir a inventos como el barril criollo, que son perniciosos en el largo plazo. “Esto es lo que nos va a permitir tener precios bajos, tanto de crudo como de gas”, sentenció.

, Redaccion EconoJournal

La canadiense Nutrien, uno de los mayores jugadores del negocio de fertilizantes a nivel global, contrató al Bank of America (BofA) para explorar una eventual desinversión de su participación accionaria del 50% en Profertil, el único productor de urea del país y uno de los grandes jugadores del polo petroquímico de Bahía Blanca.

El proceso capturó el interés de empresas tanto del sector energético como también del segmento agropecuario. En la lista de compañías que presentarán ofertas para adquirir el activo figuran Pampa Energía, el holding que lidera Marcelo Mindlin, y el grupo Sielecki (ambos accionistas de TGS y este último dueño de Petroquímica Cuyo, otra de los referentes relevantes de la industria petroquímica); jugadores del mercado de gas natural, y players del negocio agropecuario como Adecoagro, que abril concretó la incorporación como accionista mayoritario de Tether, el gigante cripto detrás de la stablecoin USDT; Bunge y MSU, el grupo que encabeza Manuel Santos Uribelarrea, que además de ser uno de los mayores productores de granos del país, en los últimos años se posicionó como uno de los generadores de energía más activos del mercado. Así se desprende de un relevamiento realizado por EconoJournal entre múltiples fuentes privadas.

“Existe interés de unos 8 o 9 empresas. En 30 días hay que presentar ofertas vinculantes. Lo complicado es conseguir el financiamiento porque es un ticket grande”, afirmó un alto directivo de la industria petrolera. Se estima que la participación del 50% de Nutrien podría costar más de US$ 600 millones. Desde Nutrien evitaron realizar comentarios ante la consulta de este medio.

Expansión

El otro 50% de Profertil está en manos de YPF, la petrolera bajo control estatal, que abastece del gas natural —unos 2,5 millones de m3/día— que se utiliza como materia prima del complejo industrial. Profertil tiene en carpeta, desde hace años, una iniciativa de expansión de su complejo petroquímico en Bahía Blanca. Es uno de los proyectos de infraestructura con mejores fundamentos técnico-económicos que existen del país.

La sinergia con el desarrollo de gas natural en Vaca Muerta es evidente. La Argentina, uno de los grandes productores de granos del mundo, importa un porcentaje significativo de la urea que consume el campo por falta de oferta local.

En esa clave, la ampliación de Profertil permitiría, por un lado, cubrir esa demanda insatisfecha y abastecer también parte del consumo de Brasil y por el otro, ofrecer una nueva demanda de gas para colocar la producción no convencional del hidrocarburo. La iniciativa no logró avanzar en los últimos dos años porque la debilidad de las condiciones económicas del país imposibilitó el acceso al financiamiento de los más de US$ 1500 millones de inversión que demandará el proyecto y porque esa fragilidad macro desalentó a los accionistas —en especial a Nutrien— de ampliar su exposición de capital en la Argentina. El ingreso de un socio local en lugar de la empresa canadiense —que en 2024 informó oficialmente que empezaría a revisar su portafolio de activos en América latina para evaluar desinversiones en plantas no estratégicas— podría contribuir a dinamizar la iniciativa de expansión.

Números

La oferta de urea de Profertil, que se utiliza como fertilizante nitrogenado para la producción de cereales como el trigo, maíz, cebada, entre otros, sólo alcanza para cubrir cerca de un 60% del volumen total consumido en el mercado interno.

Profertil, que empezó a operar a comienzos de 2001, posee su planta productiva y un centro de almacenaje y despacho Bahía Blanca en el puerto de Ingeniero White. Cuenta con una capacidad nominal de producción anual de 1.320.000 toneladas de urea granulada y 790.000 toneladas de amoníaco.

La empresa cuenta con una capacidad de almacenaje de 150.000 toneladas de urea y 20.000 toneladas de amoníaco. También posee un depósito externo para despacho, mezcla y embolsado de fertilizantes. Además tiene cinco puntos de distribución en el país desde los cuales llega a productores de todo el país y el mundo.

Cuenta con dos plantas logísticas en San Martín y San Nicolás con una capacidad de almacenaje de 200.000 toneladas de fertilizantes sólidos y 75.000 toneladas de fertilizantes sólidos y 35.500 toneladas de fertilizantes líquidos, respectivamente, y con dos depósitos ubicados en Necochea y Loma Paraguaya.

, Loana Tejero y Nicolás Gandini

YPF puso en marcha cinco pilotos de autodespacho en estaciones de servicio de la red propia, con un esquema de diferenciación de precio que permitirá a los usuarios acceder a un valor de los combustibles un 5% más bajo que en la modalidad tradicional, en coincidencia con la entrada en operación del Real Time Intelligence Center (RTIC) del segmento de comercialización. Es el inicio de una estrategia de micro pricing que la compañía comenzará a aplicar con al apoyo de la digitalización de todo del segmento de downstream y el análisis de un billón de datos mediante IA.

La disponibilidad de autodespacho ya está implementada en las estaciones YPF ubicadas en las calles Pringles, Av. Dorrego y Av. Alcorta de la Ciudad de Buenos Aires, en Ovidio Lagos de Rosario y en Mariano Boedo en Chacras de Coria, Mendoza. La semana próxima sumará la sexta estación en la Avenida Constituyentes, en CABA, y durante los próximos meses la cobertura con esta modalidad de carga se irá extendiendo al resto de las provincias del país.

Los clientes que utilicen esta modalidad de autodespacho durante las 0 y las 6, en cualquier día, podrán acceder a un precio promocional (-5%) si abonan con la APP de YPF, y durante el resto del día, el precio es el habitual para esa estación. “Se trata de las primeras experiencias en las cuales la empresa aplicará un precio diferencial asociado a la demanda, mediante el monitoreo de los flujos de clientes de cada estación para optimizar la operación tanto para la rentabilidad del punto de venta como para el cliente”, explicaron fuentes de la compañía.

YPF tiene una dispersión geográfica de sus actividades de comercialización a lo largo de la Argentina, que es un factor que la diferencia de otros países con mercados más concentrados. El principal habilitador para gestionar esta complejidad es la tecnología, especialmente la capacidad de YPF para integrar diversas tecnologías en su sala de Real Time de comercialización que permite una transformación en la gestión y refinación de datos.

La estrategia de micro pricing

En ese contexto, la estrategia de micro pricing, aunque existente en otras industrias (como pasajes aéreos, hotelería, movilidad urbana), se podrá aplicar en el sector minorista de combustible y retail apalancada en la digitalización y en un ecosistema de información que se alimenta en tiempo real. Esas fuentes son variables como los stocks disponibles en salida de refinería, camiones y en cada uno de los tanques de las estaciones, la visualización minuto a minuto de la venta de combustibles en cada surtidor y cada manguera, las ventas en tienda, hasta el flujo diario del tránsito en las calles y avenidas donde están las bocas de expendio.

Esa multiplicidad de variables que interactuan permite un billón de combinaciones posibles que mediante herramientas de Inteligencia Artificial se procesan para generar las mejores alternativas de optimización de los recursos, eficiencias y experiencias de usuario. Esa capacidad de análisis también permite gestionar la estrategia de precios mediante lo que ocurre en la red propia como lo que se analiza de la competencia, en este caso las estaciones de servicios de otras banderas.

Las fuentes de la empresa explicaron que con la segmentación del precio, YPF busca actuar en función de la demanda y la interacción de todas las variables, utilizando el modelo de IA para generar un «output» que luego es analizado para la toma de decisiones, a un punto de capilaridad de la herramienta que permite que cada estación puede tener un precio distinto.

Dentro de esa multiplicidad de opciones, se incluye la capacidad de diferenciación de precios por períodos de tiempo y horarios, por días especiales o cambios en la demanda, por geografías con particularidades sea de ambiente urbano, autopistas o festividades, la presencia cercana de eventos que generen movilidad puntual e incremental (recitales, partidos de fútbol), y el comportamiento de la demanda y factores estacionales como fines de semana largos o vacaciones de invierno.

La complejidad de la coyuntura externa

Toda esta disrupción que se está generando en el downstream de YPF se está dando en una coyuntura en la cual los precios de los combustibles están fuertemente sometidos a la presión de la volatilidad del comportamiento del valor del barril internacional de petróleo, en particular del brent que es de referencia para la industria local. El barril alcanzó un pico de 75 dólares el viernes pasado, lo que llevó a las petroleras locales a un incremento en torno al 5% promedio de sus combustibles, en una movida de la que YPF se mantuvo al margen al margen.

Históricamente, YPF mantuvo una brecha de precios del 3% al 5% con la competencia. Sin embargo, en el contexto actual, ese gap se amplió al 11% promedio en la canasta de los cuatro combustibles, como primer efecto del aumento de precios del resto de las cadenas. Sin embargo, la petrolera nacional aún no percibe el corrimiento de la demanda a pesar de registrarse casos en que la nafta súper de la competencia equipara el precio de la Infinia.

Los mismos voceros explicaban que, por la volatilidad del crudo, las decisiones de precios seguirán suendo cautelosas debido a las oscilaciones del brent que viene de bajar casi diez dólares tras los primeros ataques de Israel y de los Estados Unidos a instalaciones militares de Irán, incluyendo tres enclaves de enriquecimiento de uranio. “Tomar acciones de precio en ese contexto podría ser precipitado, incluso la competencia deberia revisar ese último aumento si se consolida la tendencia a la baja de las últimas jornadas”, explicó uno de los directivos de YPF. Este miércoles el precio del barril Brent había bajado a un valor en torno a los 64 dólares.

El ejecutivo precisó que la política de precios de YPF se basa en el concepto de “spreads internacionales”, que son las diferencias de precios entre el petróleo crudo y los combustibles terminados y que adicionan de 28 a 30 dólares por barril para el gasoil, y unos 20 más por barril para las naftas. Estos indicadores son clave para la valoración del combustible en la economía. Pero a la vez, la compañía asume un “amortiguador” de esos indicadores globales como los relacionados con la «driving season» de los Estados Unidos, para adaptarlos a la economía argentina y evitar variaciones bruscas.

En todo este contexto de alta volatilidad externa, en la petrolera se espera “que la brecha de precios se resuelva a través de una convergencia mutua en la que la competencia podría bajar o YPF subir en los próximos días, pero dependerá en gran medida de la evolución del petróleo crudo”.

La nueva sala de Real Time

El proyecto de la sala de operaciones se enmarca dentro del plan 4×4 que impulsa la gestión del presidente y Ceo de YPF, Horacio Marín, y el plan Hermes, considerado el primer repositorio único de la compañía diseñado para centralizar información transversal de todos los negocios y agilizar la toma de decisiones. En esa búsqueda de contar con información más operativa y en tiempo real para la gestión diaria YPF ya había puesto en marcha el Real Time Intelligence Center (RTIC) que permite el monitoreo y control remoto de las operaciones en Vaca Muerta, y un segundo en la Refinería de La Plata.

En el caso del downstream, a la competitividad del segmento minorista en el que YPF lidera con el 56% del market share, se suma el flujo de datos de la amplia gama de negocios. Esto abarca 1.680 estaciones de servicio de bandera, de las cales 155 son propias, las 1.090 tiendas de conveniencia Full; el negocio mayorista (B2B) que atiende grandes clientes de transporte de carga, de pasajeros, minería, industrias, aviación y agro; y el negocio de química que incluye la distribución y venta a clientes mayoristas de la producción de los complejos petroquímicos en La Plata y Plaza Huincul.

Se destaca en la petrolera que la sala es única en Latinoamérica y se entiende que de su magnitud, es la primera en su tipo en el mundo, por la multiplicidad de negocios que abarca y la profundidad de análisis de datos que alcanza en cada segmento. Permite seguir la cadena de valor completa del negocio, desde las refinerías hasta la venta al cliente final, ya sea minorista o mayorista.

La inversión en la sala no fue significativa en términos de costos externos, ya que fue un desarrollo interno de YPF. Tanto el hardware -con apoyo de la Vicepresidencia de Sistemas de Tecnología- como el software, incluyendo las inteligencias artificiales e indicadores, fueron desarrollados por equipos propios. Incluso en los primeros días de pruebas ya se han logrado optimizaciones en los procesos que justifican la inversión realizada.

, Ignacio Ortiz

TGS, la compañía co-controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki y una de las principales transportistas troncales de gas natural del país, presentó su Reporte ASG 2024 (Ambiental, Social y de Gobernanza). El informe da cuenta de los avances alcanzados durante la gestión 2024 y consolida una visión estratégica de largo plazo, estructurada en torno a un Plan Estratégico.

“Este plan orienta las acciones de triple impacto de la compañía mediante compromisos concretos e indicadores clave de desempeño. A su vez, esto reafirma el compromiso con una gestión responsable, transparente y alineada con los más altos estándares internacionales en materia ambiental, social y de gobernanza corporativa”, destacaron desde la empresa.

“Este reporte refleja el camino que venimos recorriendo para integrar la sustentabilidad en el corazón de nuestra estrategia de negocio”, expresó Oscar Sardi, CEO de TGS. El ejecutivo agregó: “Es el resultado de un trabajo colaborativo que nos permite anticipar desafíos, generar valor a largo plazo y contribuir activamente a una transición energética responsable”.

Principales resultados

Entre los resultados que arrojó el reporte se destacan la emisión de un bono internacional por US$ 490 millones y la celebración de los 30 años de cotización en la Bolsa de Nueva York, participando en la ceremonia de apertura del “Opening Bell”.

También aspectos vinculados a la actualización de la matriz de riesgos estratégicos, incorporando una nueva categoría específica para riesgos ASG, los avances en la implementación de las normas ISO 14064-1:2018 e ISO 50001, fortaleciendo la resiliencia climática y la eficiencia energética y la puesta en marcha de un nuevo módulo en la Planta Tratayén (Vaca Muerta), que permite acondicionar 21 MMm³/día, con proyección de alcanzar 28 MMm³/día en el primer trimestre de 2025.

Reporte

El reporte fue elaborado bajo los estándares internacionales GRI (Global Reporting Initiative) y  SASB (Sustainability Accounting Standards Board), e incorpora un enfoque de doble materialidad, alineado con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) priorizados por la compañía. “Este enfoque posiciona a TGS entre las empresas líderes del país en materia de “reporting”, al adoptar prácticas de medición y gestión de impacto cada vez más robustas”, remarcaron desde la firma.

Por sexto año consecutivo, TGS integra el Índice de Sustentabilidad de Bolsas y Mercados Argentinos (ByMA), que distingue a las organizaciones con mejores prácticas en materia ambiental, social y de gobierno corporativo.

“Desde 2007 TGS publica su reporte de sustentabilidad y, por tercer año consecutivo, lo presenta bajo el enfoque ASG, en línea con las tendencias globales de transparencia y rendición de cuentas”, destacaron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

Nucleoeléctrica Argentina sacará de servicio este jueves a la central nuclear Atucha II para corregir algunos inconvenientes registrados. La empresa operadora de las centrales nucleares ya notificó la salida de servicio a CAMMESA, la compañía que se encarga del despacho de energía en todo el país. Atucha II quedaría fuera de operación por al menos ocho días, según indicaron fuentes de la empresa a EconoJournal. Esta parada inesperada, que coincide con el comienzo del invierno y temperaturas muy bajas que incrementan la demanda de gas natural en los hogares y para generación eléctrica, forzará a CAMMESA a despachar energía térmica más cara.

La generadora nuclear detectó dos inconvenientes que serán abordados en una parada corta. Por un lado, se realizará una intervención relacionada con las posiciones de ingreso de elementos combustibles a través de la tapa del recipiente de presión. “Hay una posición del reactor en la que realizaron un cambio de elementos combustibles y pasó que no sella como corresponde”, explicó una fuente de la empresa a este medio. Por otro lado, fueron detectadas vibraciones en el motor de una de las bombas principales, por lo que el motor será retirado y se realizarán pruebas de vacío.

Atucha II aporta 745 MW brutos al sistema interconectado nacional. Desde la empresa encargada del despacho eléctrico nacional confirmaron la salida de la central nuclear pero minimizaron el impacto. “El sistema tiene margen. Impacta principalmente en un mayor costo de reemplazo de esa generación con otra más cara, principalmente líquidos”, indicaron a EconoJournal.

Nucleoelećtrica opera tres centrales nucleares con un total de 1763 MW brutos instalados. La central de Embalse opera al 100%, mientras que Atucha I estará fuera de servicio hasta 2027 por su proyecto de extensión de vida.

La última parada programada en Atucha II

En cuanto a Atucha II, su última parada programada se ejecutó en la segunda mitad de 2024 y duró once semanas y media. Durante esa parada se realizaron tareas de mantenimiento preventivo y correctivo sobre los sistemas de la central, requeridas por la Autoridad Regulatoria Nuclear, como el reemplazo de cuatro tubos guía de sondas de medición de nivel del moderador, y la inspección de soldaduras de fijación de los tres separadores del tanque del moderador, entre otras tareas.

Las soldaduras inspeccionadas son relativas a una importante intervención realizada dentro del reactor en 2023. Nucleoeléctrica había detectado que un separador se había partido y desprendido de su posición. La empresa tuvo que realizar una compleja intervención que consistió en diseñar y construir un brazo mecánico para cortar la pieza suelta en el fondo del reactor y otro brazo para succionar y retirar los trozos del separador. Además se realizaron puntos de soldadura en los tres separadores restantes. Todas las tareas fueron aprobadas por la ARN.

, Nicolás Deza

En un contexto de transformación acelerada en el sector energético en el que la automatización y el monitoreo en tiempo real definen la competitividad de las operaciones, la comunidad de CIOs InnovaciónDigital360 lanza un webinar gratuito para abordar un componente estratégico de la infraestructura digital: el centro de control inteligente. 

El evento está pensado para responsables de tecnología, operaciones, mantenimiento y seguridad industrial. La jornada tendrá lugar el jueves 27 de junio a las 10 h (AR), con inscripción previa en esta landing oficial.

Los videowalls, corazón visual del control operacional

En centros de control como el recientemente inaugurado por YPF en La Plata, que procesa más de 200.000 señales por minuto, el videowall se convierte en la interfaz más crítica. No se trata solo de pantallas: son sistemas integrados capaces de visualizar datos físicos, químicos y económicos en simultáneo, adaptarse a escenarios de emergencia y ofrecer visibilidad centralizada en operaciones que abarcan vastas regiones sin presencia física permanente.

Estos sistemas permiten tomar decisiones remotas con precisión quirúrgica, facilitando la respuesta inmediata ante alertas, la coordinación de equipos técnicos y la optimización de la producción con menos errores, menores traslados y mayor seguridad para el personal.

Un webinar para aprender desde la experiencia en campo

El webinar contará con la participación de Susana Alvarez Vitale, CEO de Newtech Newtech Group, líder en soluciones de AV e integraciones y Christian Rodríguez, referente de la misma empresa, quien expondrá casos reales y buenas prácticas en la selección, implementación y mantenimiento de salas de monitoreo para Oil & Gas, energía eléctrica y otras industrias críticas. Además, se analizará cómo los videowalls de alta duración, los procesadores multiseñal, las estaciones ergonómicas con KVM y la conectividad satelital o híbrida se combinan para crear entornos confiables incluso en zonas remotas y hostiles. También expondrá Gonzalo Silveira, Coordinador de Implementación de C-Control, para remarcar las soluciones de software e integraciones con sistemas de las salas de control.

En el encuentro se responderán preguntas como:

• ¿Qué parámetros técnicos se deben priorizar en un videowall para ambientes de producción, refinación y otros?
• ¿Cómo se integran visualizaciones dinámicas y automatización de alertas?
• ¿Cuál es el ROI de este tipo de infraestructura?
• ¿Qué diferencias existen entre un diseño genérico y uno pensado para centros críticos?

La tecnología como puente para la eficiencia energética

La experiencia de operadores como YPF, que con una inversión de US$ 70 millones ya logró ahorros por más de US$ 300 millones en downstream, marca el rumbo de una transformación inevitable: sin automatización ni control remoto, la escala de Vaca Muerta o de otros proyectos regionales sería inmanejable. Por eso, el diseño de una sala de monitoreo ya no puede improvisarse: debe ser pensado como un ecosistema digital donde cada pieza, desde el videowall hasta la red RTIC, cumple un rol esencial.

Cómo participar

El acceso al webinar es gratuito con inscripción previa. Está dirigido a profesionales de compañías de energía, utilities, Oil & Gas y minería que estén evaluando nuevas inversiones en monitoreo inteligente. Inscripciones abiertas en: https://go.ycon.ar/RTIC

, Redaccion EconoJournal

La Cumbre Global de Captura de Carbono 2025 (#CCGS2025), el evento dedicado a impulsar una alianza estratégica global que contribuya a la implementación de las tecnologías de Captura, Utilización y Almacenamiento de Carbono, tendrá lugar el 2 y 3 de septiembre en Londres.

Basándose en el resultado que obtuvo en 2024, la CCGS2025 convocará a una asamblea diversa de más de 800 líderes destacados de la industria, incluyendo legisladores, desarrolladores de CCUS, inversores, financieros, compradores y personas influyentes clave en tecnología y cadena de suministro.

A medida que se intensifica la carrera global hacia las cero emisiones netas, las tecnologías de Captura, Utilización y Almacenamiento de Carbono emergen como una solución crucial para descarbonizar sectores difíciles de reducir.

La jornada

El camino hacia un futuro sostenible exige una ampliación rápida y sin precedentes de la CCUS, pasando de los 49 millones de toneladas métricas anuales (Mtpa) actuales a más de 100 veces esa cifra para 2050. “Para lograr este ambicioso objetivo, es imperativo un esfuerzo global unificado que trascienda fronteras, industrias y toda la cadena de suministro baja en carbono”, destacaron desde la organización del evento.

Es por esto que los responsables de la toma de decisiones se reunirán en debates de alto nivel centrados en mercados clave, como el Reino Unido, Europa, Norteamérica, Asia-Pacífico y Oriente Medio, a la vez que destacarán los avances tangibles en los proyectos de CCUS en curso.

Quienes deseen participar podrán registrarse a través de este link o adquirir más información a través del siguiente correo: marketing@leader-associates.com

, Redaccion EconoJournal

Milicic continúa fortaleciendo su presencia en Perú en MINPRO 2025, el encuentro de proveedores mineros más destacado del país. La compañía estará presente en el stand número 61, en el que presentará su trayectoria, capacidades técnicas y propuesta de valor para el sector minero peruano.

El evento, que se realizará días 24 y 25 de junio en el Centro de Convenciones de Lima, reunirá a proveedores y operadores de la gran y mediana minería del país. Abordará temáticas clave como logística, mantenimiento y procesos mineros a través de las ruedas de negocio Logistimin, Mantemin y Processmin.

La jornada

Este encuentro representa una nueva oportunidad para consolidar la presencia de Milicic en el país, en el que este año cumplió su cuarto aniversario. Milicic está ejecutando obras en infraestructura y proyecta en breve su ingreso al sector minero, destacaron desde la empresa.

“Participar con stand propio en MINPRO es un paso importante para darnos a conocer como un actor relevante en la actividad de construcciones civiles y para comenzar a vincularnos con los proveedores estratégicos de la construcción. Es la primera feria minera en la que Milicic Perú participa activamente, y representa una gran oportunidad para potenciar nuestra presencia en el país”, expresó Ricardo Pacussich, gerente comercial de Milicic Perú.

Obras en el país andino

Entre sus obras recientes en Perú se destacan las Defensas Ribereñas del Río Zaña, en Lambayeque, en colaboración con el consorcio Rovella-Inmac, y la “Protección frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal” para el consorcio Besalco-Stracon, como parte del Plan Integral de Reconstrucción con Cambios del gobierno peruano. Ambas obras están orientadas a mitigar los efectos del fenómeno de “El Niño Costero” y proteger comunidades e infraestructura crítica.

“La empresa aspira a convertirse en un socio estratégico para los sectores de minería, infraestructura y energía en Perú. La participación en MINPRO forma parte del trabajo que la compañía viene realizando para acercarse al ecosistema minero local, entendiendo sus dinámicas, prioridades y oportunidades de colaboración de largo plazo”, remarcaron desde Milicic.

, Redaccion EconoJournal

Los recientes bombardeos de fuerzas de los Estados Unidos a las instalaciones nucleares iraníes de Fordo, Natanz e Isfahán pusieron en el foco internacional las actividades que se llevaban a cabo en estos complejos, vitales para el programa nuclear del país. De acuerdo al Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) Irán había acumulado 500 kilogramos de uranio enriquecido hasta un 60%, un salto significativo que lo acercaba peligrosamente a la pureza necesaria para lograr armamento nuclear, lo que era motivo de una creciente preocupación a nivel global.

La capacidad de estas tres centrales nucleares para producir uranio enriquecido, en particular Fordo con su alto nivel de pureza, era un punto de tensión internacional, generando preguntas sobre las verdaderas intenciones de Irán y las implicaciones para la estabilidad regional y global. Si bien hasta el momento no hay constatación alguna sobre el nivel de daño de los ataques hay algunas certezas que se pueden asumir en primera instancia.

“No se bombardearon centrales nucleares que no son objetivo militar, algo fundamental que brinda tranquilidad, sino que se atacaron en principio tres instalaciones, de las cuales dos estaban dedicadas al enriquecimiento de uranio en un nivel que ya no se justificaba para fines de no proliferación, sino de inocultable destino de recurso militar”, explicó a EconoJournal, Julián Gadano, profesor de la Universidad de San Andrés, director del Programa de Energía Nuclear de la Untref, y ex subsecretario de Energía Nuclear.

El otro aspecto que destacó el especialista, es que “la eventual destrucción de esas instalaciones “no genera fugas radioctivas, o al menos se daría en niveles irrelevantes porque el uranio allí almacenado no está irradiado, no está activado, aunque se pueda generar alguna salida de material tóxico pero es algo quimico, no radioactivo”, agregó Gadano.

La no proliferación nuclear

El eje de la discusión internacional sobre la utilización del recurso nuclear por parte de Irán en los últimos años se centra en el límite entre enriquecer uranio para fines pacíficos, medicinales, investigativos y el militar. “Eso es lo que pone a Irán en una situación compleja o complicada y difícil de justificar. Porque enriquecer uranio es el solo hecho de aumentar la proporción del isótopo 235 en el material, pero esto se puede hacer a un 5% de enriquecimiento para poner en crítico una central nuclear –las centrales argentinas funcionan con uranio levemente enriqueqido a 1%– o para fines médicos se puede necesitar hasta un 20%, pero no más”, dijo el experto.

“Es decir, no hay ningún uso pacífico que requiera más del 20% de enriquecimiento, con lo cual la comunidad internacional planteó, y así se firmaron los protocolos, que más del 20% es proliferante, o sea, no hay manera de justificar que ese enriquece por encima de ese umbral si no hay un fin militar detrás, sobre todo a las cantidades que tiene Irán, que se denunciaron poseía unos 500 kilos enriquecidos al 60%”, reseñó Gadano.

En ese sentido, un informe de fines de mayo de la OIEA había advertido que Irán era el único país sin armas nucleares que producía uranio altamente enriquecido. Según el reporte del organismo control nuclear de la ONU, Irán había elevado sus reservas de uranio enriquecido a niveles cercanos al de uso militar, y advertía que Teherán ya disponía de material suficiente para fabricar varias bombas atómicas, si decidiera hacerlo.

El organismo con sede en Viena calificó la situación de «muy preocupante», por entender que Irán es el único país sin armas nucleares que produce uranio a ese nivel, una acusación a la que Teherán no respondió. El régimen venia afirmando largamente que su programa nuclear tiene fines exclusivamente pacíficos, pero el argentino Rafael Grossi, titular del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) volvió a advertir que el país está cada vez más cerca de tener capacidad armamentística.

Qué se hacía en las instalaciones atacadas

Considerada como el foco principal del programa nuclear iraní, la instalación de Fordo era un objetivo de alta prioridad. Desarrollada originalmente como una instalación militar del Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica, fue reconocida como instalación nuclear por Irán en 2009, tras alertas de inteligencia occidental. Ubicada a unos 100 kilómetros al sur de Teherán, cerca de Qom, esta planta era la mejor protegida del país, preparada para resistir ataques aéreos gracias a su ubicación en una zona montañosa y sus túneles subterráneos.

En Fordo, la actividad principal es el enriquecimiento de uranio mediante centrifugadoras. Aunque cuenta con menos centrifugadoras que Natanz, estas trabajan con uranio de mayor pureza, lo que le permite producir uranio enriquecido al 60% con mayor capacidad, de acuedo a lo que venía informando la OIEA. Este organismo había confirmado que Fordo logró enriquecer uranio hasta un 83,7%, un nivel alarmantemente cercano al grado armamentístico. Se estima que Fordo puede generar hasta 33,5 kilogramos de uranio enriquecido por mes, una cifra que agudiza las inquietudes sobre la no proliferación.

Natanz es el centro de enriquecimiento de uranio más grande de Irán, situado a unos 220 kilómetros al sureste de Teherán. Sus sofisticadas centrifugadoras trabajan para enriquecer uranio con gran rapidez. Si bien parte de sus instalaciones se encuentran en la superficie, haciéndolas más vulnerables, también posee una sección subterránea para su defensa, tal como se viene describiendo en los informes oficiales del OIEA.

Esta instalación había sido blanco de múltiples ataques. En 2010, fue gravemente afectada por el virus informático Stuxnet, que tomó el control y autodestruyó miles de máquinas involucradas en la producción de materiales nucleares. Más recientemente, un bombardeo israelí provocó un corte de energía que dañó gravemente 15.000 centrifugadoras, suceso tras el cual el OIEA reportó «contaminación radiológica química» en la planta.

A unos 350 kilómetros al sureste de Teherán, el centro de tecnología nuclear de Isfahán jugaba (suponiendo su destrucción en lo ataques) un papel crucial en el programa nuclear iraní, aunque no se dedicaba directamente al enriquecimiento de uranio. Esta instalación empleaba tres reactores de investigación y laboratorios de tecnología china.

La función primordial de Isfahán era transformar el uranio natural en gas hexafluoruro de uranio (UF6). Este gas es un componente esencial e indispensable para alimentar las centrifugadoras tanto de Fordo como de Natanz, lo que lo convierte en un eslabón fundamental en la cadena de producción de uranio enriquecido de Irán.

, Ignacio Ortiz

La petrolera YPF comenzó a aplicar en sus operaciones de fractura en Vaca Muerta tecnología de fibra óptica descartable para el monitoreo en tiempo real de cada una de las etapas de estimulación, de acuerdo a lo anunciado por su presidente y CEO, Horacio Marín. Esta experiencia se está llevando adelante con la empresa de servicios especiales Halliburton, y permite conocer en el mismo momento de la operación el impacto en el pozo y los aledaños.

Horacio Marin, presidente y CEO de YPF, anunció a través de las redes sociales que “esta tecnología ya se implementó en 27 etapas sin incidentes y permitió identificar 40 eventos de frac-hits sin registrarse horas perdidas. Es un nuevo avance en nuestra transformación tecnológica para seguir consolidando a YPF como una compañía líder en eficiencia e innovación”.

En la actualidad, el monitoreo de fracturas con fibra óptica proporciona información valiosa que ayuda a los operadores a comprender y validar el rendimiento de las fracturas, aunque sus costos a gran escala dificultaban una implementación económicamente viable. Hulliburton para ofrecer soluciones de fibra que los operadores puedan usar rutinariamente en todos los pozos, asegura haber eliminado el costo y la complejidad a través de su ExpressFiber, disposable fiber service.

Al ser descartable, esta fibra de un solo uso elimina la preocupación de dañar el cable durante la fracturación y puede bombearse al fondo del pozo en cualquier momento, antes o durante la operación de fracturación. De acuerdo a la información técnica del prestador, esta fibra se puede implementar en pozos de alcance extendido de hasta 30.000 pies (más de 9.100 metros) y soporta las condiciones del fondo del pozo durante la estimulación antes de degradarse y salir a través de las perforaciones.

Interferencias entre pozos

“El cable de fibra desechable proporciona una medición directa de la interferencia del pozo a un precio comparable al de los trazadores y el análisis de presión indirecta”, asegura la compañía de servicios en la oferta de su desarrollo que permite obtener datos de microsísmica, deformación y temperatura mediante detección acústica distribuida (DAS).

La fibra óptica descartable está diseñada para un solo uso, usualmente en aplicaciones donde se requiere desplegar y luego desechar la fibra, como en este tipo de operaciones de fracturación hidráulica de la industria de los hidrocarburos. Es decir, que a diferencia de las fibras ópticas tradicionales que son reutilizables, éstas están pensadas para ser desplegadas y luego abandonadas o degradadas en el lugar.

Su principal función es monitorear interacciones entre pozos ya perforados durante la fracturación, y como destacó Marin permite identificar lo que en la industria se conoce como «frac-hit», es decir un evento de interferencia entre pozos, donde la fracturación hidráulica de un pozo afecta a otro cercano durante su terminación. Esta interferencia puede manifestarse como un aumento de presión, y en algunos casos puede llevar a daños estructurales o reducción de la productividad.

En la actualidad, cada empresa puede realizar por pad entre 4 y 6 pozos que deben observar un espaciamiento de entre 200 y 250 metros entre si de manera de disminuir el riesgo de interferencia, por lo que es importante seguir durante las etapas de fractura una amplia gama de comportamientos físicos, adquiridos por sensores de presión y descriptos como una perturbación de presión desde una etapa de fractura “activa” a una ubicación “pasiva”.

, Ignacio Ortiz

ExxonMobil fue una de las petroleras internacionales protagonistas de la licitación de bloques de exploración de petróleo offshore realizada esta semana en Brasil. El consorcio conformado por ExxonMobil y Petrobras se quedó con diez de los 19 bloques exploratorios adjudicados en el Margem Equatorial, la nueva frontera petrolera offshore estratégica que el gobierno de Lula da Silva busca desarrollar en el norte del Brasil para sostener las exportaciones petroleras.

La petrolera norteamericana, que viene de concretar la venta de sus activos en Vaca Muerta a Pluspetrol por US$ 1700 millones, se asoció con la petrolera estatal Petrobras para competir en la última licitación de concesiones permanentes de áreas hidrocarburíferas realizada por la Agencia Nacional de Petróleo del Brasil (ANP).

El gobierno adjudicó 34 bloques ubicados en las cuencas Parecis, Foz do Amazonas, Santos y Pelotas. Los bloques rematados en las últimas tres cuencas son offshore. Las inversiones previstas por los 34 bloques ascienden a 1.456.963.000 de reales (US$ 265.525.141) solo para la primera fase de los contratos, que son de exploración.

La cuenca de Foz do Amazonas fue la que mayor atracción y participación internacional generó. De los 19 bloques rematados, Petrobras y ExxonMobil se quedaron con diez, mientras que un consorcio formado por Chevron y CNPC obtuvo nueve.

La competencia fue intensa, ya que Chevron y CNPC superaron las ofertas de Petrobras y ExxonMobil en siete de los nueve bloques que obtuvo. De los diez bloques ganados por Petrobras y ExxonMobil, la primera será operadora en cinco de los bloques y la segunda operará los restantes cinco.

«Con este resultado y la continuidad de nuestras actividades exploratorias, incluso en el Margen Ecuatorial y en la Cuenca de Pelotas, seguimos optimistas sobre nuestras posibilidades de reponer las reservas de petróleo y garantizar la seguridad energética de Brasil», destacó la presidenta de Petrobras, Magda Chambriard.

Margen Ecuatorial, la nueva frontera petrolera

La cuenca de Foz do Amazonas se ubica en el norte del país, en lo que se conoce como el Margen Ecuatorial, una zona marítima con un importante potencial petrolero debido a su cercanía geográfica con Guyana. La ANP estima que el volumen de recursos de petróleo y gas natural en la zona ronda los 30.000 millones de barriles de petróleo equivalente. Son recursos que serían críticos para sostener la producción nacional y las exportaciones de crudo frente al eventual declive del presal.

Las primeras perforaciones en el Margen Ecuatorial se realizaron en la década de 1970, sin que se produjeran descubrimientos importantes que hicieran viable la producción comercial. Hasta la fecha, la mayoría de las actividades exploratorias se han realizado en aguas someras.

Sin embargo, la industria entiende que el potencial petrolífero es relevante si se consideran los recientes descubrimientos realizados en Guyana, que están transformando al país en uno de los principales exportadores de crudo del continente.

Es por esto que Petrobras en su Plan Estratégico 2050 y Plan de Negocios 2025-2029 prevé una inversión de US$ 3.000 millones en el Margen Ecuatorial durante los próximos cinco años. La empresa definió en mayo un plan para perforar ocho pozos exploratorios, comenzando por el bloque FZA-M-59, a unos 2500 metros de profundidad bajo el nivel del mar.

El interés internacional también se vio reforzado por los avances en materia de licenciamiento ambiental, un tema que enfrenta al Ministerio de Minas y Energía con el Ministerio de Medio Ambiente y Cambio Climático.

Petrobras logró avanzar con el licenciamiento de perforación en aguas profundas en el bloque FZA-M-59, concedido por el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA). Este bloque fue adjudicado a la petrolera brasileña en una licitación de 2013.

, Nicolás Deza

Mientras Pluspetrol, la petrolera independiente argentina, crece en Vaca Muerta tras la adquisición de los activos de ExxonMobil y apunta a convertirse en uno de los principales productores de hidrocarburos de Argentina, en Perú cumplió 20 años operando Camisea. Se trata de un megayacimiento de gas ubicado en el corazón de la Amazonia peruana que se transformó en el proyecto energético más importante de ese país y uno de los más representativos de Latinoamérica.

EconoJournal pudo conocer el hito energético de Perú ubicado en Malvinas, Cusco, donde está el corazón de Camisea. Allí Pluspetrol encabeza la operación y lidera el consorcio que hoy tiene una producción de 40 millones de metros cúbicos de gas por día (mm3/d) y 53.000 barriles de petróleo asociado que se extraen desde los lotes 88 y 56. Se estima que solo esos bloques tienen reservas por 6,16 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas y 545 millones de barriles de hidrocarburos líquidos.

Al consorcio lo integran Pluspetrol con el 27,2% de la participación, la norteamericana Hunt Oil, con el 25,2%, la coreana SK Innovation con el 17,6% y la española Repsol, la argentina Tecpetrol y la argelina Sonatrach con un 10% cada una. A la fecha llevan invertidos US$ 5.400 millones.

Una tierra inhóspita

Llegar a Camisea solo es posible en avión o en barco. La explotación denominada “Offshore Inland” funciona de la misma forma que una plataforma petrolera marítima, ya que la complejidad de la geografía selvática hace inviable la construcción de caminos. La otra vía de comunicación es el río Urubamba, un serpentante curso de agua marrón que atraviesa toda la selva desde el Amazonas.

Después de un viaje de dos horas en avión desde Lima se llega al aeródromo Malvinas. Desde allí, un helicóptero permite recorrer los clusters que conforman los lotes 56 y 88. Cada instalación se une a la planta de separación de gases -contigua a las oficinas y al aeródromo- por una distancia que va de los 15 a los 25 kilómetros. El terreno cubierto de un frondoso verde oscuro hace de camuflaje a los desniveles de la tierra, que por momentos se convierte en montañas. La extracción del gas y derivados se hace desde 20 pozos, suficientes para que una mitad alcance a cubrir toda la demanda de gas de Perú y la otra, exportar en barcos de GNL hacia Asia, Europa y Estados Unidos.

“El 96% del gas lo producimos desde aquí por eso decimos que si es gas es de Camisea. El 70% del GLP del país y el 40% de la generación de energía eléctrica se hace con nuestro gas”, resaltó Germán Álvarez, Country Manager de Pluspetrol Perú y Ecuador, en conversación con este medio. “Hoy ocupamos el 0,2% de la concesión por eso no hay caminos y los ductos se construyeron bajo el concepto de Ductos Verdes, haciendo luego una reforestación de todo el tendido. No hay rutas internas ni comunicación con el resto de la civilización”, detalló.

La puesta en marcha del proyecto Camisea en 2004 implicó también el tendido de dos ductos que recorren la selva y atraviesan la cordillera de los Andes hasta llegar al océano Pacífico. También la ejecución de la planta de fraccionamiento de gas y terminal marítima de Pluspetrol en Pisco y la construcción de la planta de LNG Melchorita, la única de Sudamérica.

Las Malvinas de Perú

Camisea nace en Las Malvinas, una zona selvática ubicada en la provincia de Cusco, a 147 kilómetros de Machu Picchu. Fue denominada así por los peruanos como símbolo de la amistad con Argentina y el apoyo brindado durante la guerra de Malvinas. En una poética casualidad, una empresa argentina terminó liderando allí el proyecto que hoy es el emblema energético de Perú.

La concesión tiene 143.756 hectáreas donde se ubican los lotes 88 y 56 de donde se extrae el gas. Además, el lugar cuenta con un aeródromo preparado para recibir aviones de carga y pasajeros, tres helipuertos, oficinas y campamentos para los 1.800 trabajadores que hacen turnos de 15 días de trabajo por 15 de descanso. Las operaciones se distribuyen principalmente entre los clusters y la planta de separación de gases donde los hidrocarburos extraídos reciben el primer tratamiento que permite separar el gas seco o natural (etano y metano) que se transporta por un ducto y los gases líquidos (propano, butano y gasolina) que se inyectan en otro. Además hay personal permanente para el mantenimiento y operación de los helicópteros.

Toda la logística que implican las operaciones diarias, como la que también demandó la puesta en marcha de Camisea, se hace vía área y fluvial. El aeródromo de Malvinas está preparado para recibir aviones Antonov y continuamente llegan desde Lima charters con pasajeros. Por el río Urubamba, el mismo que aguas arriba riega el Valle Sagrado de los Incas en Machu Pichu, ingresa maquinaria pesada en buques de ultrabajo calado que navegan durante la ventana que va desde diciembre a abril. Las cargas inician en Quito, Ecuador, siguen hacia Pucalpa y luego culminan en Malvinas.

La ruta del gas

El gas de Camisea se extrae de una formación arenosa que se encuentra a 4.200 metros de profundidad. Su permeabilidad permite un gran caudal de producción con pocas perforaciones. El consorcio Camisea actualmente explota el lote 88 que posee 14 pozos en producción destinados exclusivamente al mercado interno. Se considera que sus reservas probadas y probables alcanzarían para abastecer de gas al país por 20 años. Solo este bloque cuenta con 5,02 TCF de reservas probadas. En cambio, el lote 56 -con 6 pozos y 1 TCF de reservas- está orientado al mercado de exportación.

A pocos metros de las oficinas de Pluspetrol se encuentra la Planta de Separación de gas Malvinas donde el gas se separa y se entrega a la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP) que lo inyecta en dos ductos que recorren 900 kilómetros y cruzan las montañas de la cordillera de los Andes hasta los 4.900 metros sobre el nivel del mar, altura que le valió el récord Guiness por montar el gasoducto más alto del mundo.

Desde allí, el gas se distribuye en tres puntos: los líquidos viajan por un poliducto y se derivan a la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural que Pluspetrol tiene en Pisco, a metros del océano Pacífico y donde se procesa el GLP para su distribución en camiones y barcos que viajan por el mar hasta Lima. Una parte del gas natural llega a Cañete donde está la planta de Perú LNG que despacha buques semanalmente. Mientras que otra, se transporta a Lima a la estación City Gate Cálidda, punto de distribución del gas natural por redes que va a los domicilios y a las centrales eléctricas.

Megantoni, el distrito de oro

A 25 minutos de Camisea por el río comienza el distrito de Megantoni, un pequeño poblado que alberga a la comunidad machiguenga, una las nueve etnias que habitan los alrededores del megayacimiento de gas peruano. Su población se estima en 12.000 personas, muchas de las cuales no tienen ningún tipo de contacto con la civilización y se reparten entre la selva.

Al lugar se llega a través de “chalupas”, pequeñas embarcaciones angostas que sirven de comunicación a sus habitantes. De su territorio se extrae el gas para todo el Perú y por este motivo, el distrito recibe el equivalente a US$ 300.000 diarios, es decir, unos US$ 10 millones por mes en concepto de canon gasífero. Además, el gobierno nacional percibe el 37% en regalías por la explotación del yacimiento.

Quizás por el sofocante y húmedo calor, el movimiento en Megantoni es lento y tranquilo. No hay vehículos más que motocicletas. La mayoría de las casas son de madera rodeadas de caminos bien delimitados. Tiene escuelas, hospitales, restaurantes y hoteles administrados por los locales e internet satelital. Pese al gran caudal de recursos que recibe, sus habitantes mantienen un estilo de vida rural marcado por las costumbres que los caracterizan desde la era preincainca.

Otra parte de los recursos se destina al Programa de Monitoreo Ambiental Comunitario (PMAC) que fiscaliza la preservación de la biodiversidad de Camisea junto con las prácticas tradicionales de las comunidades que viven de la pesca y la caza. “Son programas que aseguran que el cumplimiento de los compromisos ambientales suceda día a día. Las autoridades los validan con las auditorías que hacen y son participativos. El PMAC vigila nuestros procesos, si hay impacto sobre la biodiversidad y aseguran que el compromiso inicial se cumpla todos los días”, aseguró Álvarez.

En relación a los aportes económicos, el Country Manager, afirmó que en los 20 años de Camisea Perú recibió US$ 21.000 millones en regalías e impuestos a la renta. “Para la región del Cusco fueron US$ 10.300 millones en canon”, precisó. Aún así, la región evidencia un nivel de pobreza que algunos atribuyen a un problema estructural del Estado para ejecutar correctamente los fondos que recibe.

En 2008 el Estado peruano aprobó mediante la ley N° 29.230 el OXI (Obras por Impuestos), una modalidad de inversión pública que permite ejecutar infraestructura y servicios públicos con participación de las empresa privadas, y así deducir hasta el 80% de los tributos. “Los privados tenemos un rol mucho más grande en evidenciar que los beneficios se vean en la salud y educación”, opinaron fuentes de la empresa acerca de este programa.

En este sentido, desde el Consorcio afirmaron que trabajan en una cartera de obras prioritarias para ejecutar en la región: “Creemos que la legislación tuvo una curva de aprendizaje considerable y ahora tenemos la confianza suficiente para avanzar en pos de cerrar las brechas en las áreas cercanas y que haya un legado de todo este desarrollo”, afirmó Álvarez.

, Laura Hevia

El proyecto Camisea no solo implica la extracción de gas que se hace desde la selva. En 2004 cuando se conformó el consorcio que puso en marcha el ambicioso plan, las empresas que lo conforman -junto a otras compañías- se unieron para ejecutar, al mismo tiempo, las obras que permitieron el transporte y el procesamiento del gas para elaborar diferentes productos. Esta sinergia fue clave para revertir la matriz energética de Perú y lograr reemplazar las importaciones de gas.

De esta forma se montó el poliducto de la Transportadora de Gas de Peru (TGP), un caño que nace en Malvinas y tiene una extensión de 703 kilómetros que le permiten llegar hasta la Planta de Fraccionamiento de Pisco, de Pluspetrol. Un gasoducto -el más alto del mundo con 4.901 metros sobre el nivel del mar y que también nace en la selva- sirve en cambio para llevar el gas natural a la planta de licuefacción Melchorita de Perú LNG y a la planta procesadora City Gate Cálidda.

El mayor cambio que produjo la puesta en producción de Camisea es reconvertir una matriz energética que dependía del gas importado y el diesel para la generación eléctrica. Actualmente, el gas extraído de la selva cusqueña representa el 96% del consumo local, el 70% del gas licuado de petróleo (GLP) y permite el 40% de la energía eléctrica al lograr reemplazar el diésel en las centrales eléctricas.

GLP al mercado interno

En Pisco, sobre la costa del océano Pacífico, la planta de fraccionamiento de Pluspetrol elabora GLP, diesel y nafta. La locación incluye una playa de estacionamiento y carga para camiones y una terminal marítima conectada de manera subterránea que permite la carga de buques con GLP y MDBS (Medium Distillate Blending Stock) para la generación de diesel.

“La planta tiene un estándar muy alto. En sus 20 años de operación nunca hubo ningún incidente ambiental ni un solo derrame de hidrocarburos, pese a que se cargan 20 mil barriles por hora y 400 mil en un día y medio”, comentó a Econojournal Wilder Domínguez, gerente operativo.

“Las instalaciones tienen una capacidad de almacenamiento de 870.000 barriles que equivalen a 12 días del suministro de GLP de todo Perú”, detalló Dominguez. El dato no es menor si se tiene en cuenta que solo el 21% de la población peruana cuenta con gas domiciliario y la gran mayoría se abastece por medio de garrafas o balones.

La complejidad geográfica y la falta de un plan estatal para extender el consumo de gas natural explican la baja cantidad de hogares que cuentan con este servicio. Pero además, los hallazgos arqueológicos fueron en otra medida la razón por la que la extensión de los gasoductos se vio demorada. Según datos de la empresa TGP, en los últimos 20 años se produjeron 2.200 hallazgos arquelógicos sobre el tendido de las redes, lo que obligó a continuos parates en las obras. Estos incluyeron restos de culturas precolombinas, tumbas, momias y artefactos milenarios.

El GNL peruano

A 60 kilómetros de Pisco se encuentra Melchorita, la única planta de LNG de Sudamérica y la primera de Latinoamérica. En medio de dunas de arena que superan los cinco metros de altura, las instalaciones se levantan al lado de la carretera Panamericana Sur , a escasos metros del océano en una zona sumamente desértica.

La central es operada por la empresa Perú LNG, una sociedad que agrupa a la norteamericana Hunt Oil (50%), a Shell (20%), MidOcean Energy (20%) y Marubeni (10%). Su construcción demandó una inversión u$s3.800 millones y en su terminal marítima recibe buques cada 5 a 12 días con capacidad de hasta 124 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d), es decir, casi el mismo volúmen que lo que produce Argentina en un día.

El 95% de la producción de GNL de Melchorita se exporta y es Shell es el offtaker encargado de ejecutar los contratos con otros países. Fuentes de la empresa comentaron a este medio que actualmente el 65% de los buques que ingresan van hacia Asia, el 30% a Europa y un 5% a Estados Unidos y Canadá. En total la planta tiene una capacidad de 4,45 millones de toneladas anuales (MTPA) y recibe diariamente unos 20 Mm3/d de gas.

La planta de LNG de Perú fue un proyecto que comenzó a gestarse en el 2000 mientras avanzaban los planes sobre Camisea. Sus instalaciones se inauguraron en 2010 y dos años después, la empresa celebró los 100 buques exportados. En paralelo, el país desarrollaba el resto de las plantas que permiten comercializar el gas en distintos productos.

Según los datos de la compañía, la producción de LNG generó en 2022 unos u$s2.880 en divisas, mientras que en 2023 fueron u$s1.393. La diferencia se explicó en una reducción el costo del gas adquirido debido a la variación de los precios internacionales que pasaron de los u$s17,7 por millón de BTU (Mbtu) a u$s8,2 Mbtu.

, Laura Hevia

Un pozo petrolero de buen rendimiento en Vaca Muerta puede llegar a arrojar entre 1000 y 2500 barriles diarios (bbl/día) durante sus primeros meses de operación. En Bajada del Palo Oeste, por ejemplo, Vista Energy informó incluso que su pozo BPO-2801(h) alcanzó en febrero el record de 4440 barriles diarios en promedio con un pico de 5396 barriles. Sin embargo, el ingeniero en reservorios Gerardo Tennerini difundió este mes un trabajo donde detalla que más del 60% de los pozos perforados en Vaca Muerta produce en la actualidad menos de 125 barriles diarios (20 m3/día). El dato revela una característica constitutiva del shale, que es la rápida declinación de sus pozos con respecto a la producción convencional.

Como consecuencia de esa declinación acelerada, el 80% de la producción de Vaca Muerta proviene hoy de menos del 20% de sus pozos. Esta situación obliga a un ritmo sostenido de perforaciones para mantener la curva agregada de producción y si las perforaciones se detienen por el motivo que sea el impacto es de corto plazo porque la tasa de declino anual puede llegar al 80% frente a un 10% o 15% del segmento convencional.

Ante esta situación, EconoJournal decidió consultar al ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, al ex secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, y al titular de la consultora Economía & Energía, Nicolás Arceo, para saber si es un riesgo concentrarse cada vez más en el shale o si la diferencia de rentabilidad con respecto a la producción convencional no deja otra opción.

Juan José Aranguren: “La explotación tiene que ser en modo factoría”

–Si la tasa de declinación del shale es tan pronunciada, ¿es correcto apostar cada vez más por Vaca Muerta y abandonar de modo acelerado la producción convencional?

–Hoy las cuencas productoras de petróleo están llegando a un límite en la explotación convencional y cada vez se necesita tener mayor asistencia de algún otro tipo de fluido para poder explotarlas y se consume mucha más energía en producirlo que el producto que se saca. Es el caso de las cuencas maduras. Es por eso que las compañías se concentran en aquello que les permite obtener una mayor rentabilidad, como es el caso del shale.

–¿Y por qué no se explora más en convencional?

–Todo lo que es en territorio firme ya está explorado. Las compañías explotaron todas las formaciones sedimentosas que había y solo queda el mar, pero ahí es mucho más costoso. Hacer un pozo cuesta 5 o 6 veces más de lo que cuesta hacer un pozo con fractura en Vaca Muerta y antes tener que ver cuál es el resultado de la sísmica.

–¿Y la declinación acelerada del shale no debe generar preocupación?

–No veo que sea algo para alarmarse sino una característica constitutiva del shale. La explotación tiene que ser en modo factoría. Eso significa que si hoy tenemos 35 o 40 rigs y queremos duplicar la producción tenemos que ir al doble de rigs y ser cada vez más eficientes. Y lo mismo con los equipos de fractura. No hay otra alternativa. La producción no convencional tiene su mayor producción dentro de los dos primeros años y después declina muy rápidamente comparada con la convencional y por eso hay que perforar y fracturar continuamente.

–Está claro que para las compañías hoy es la decisión más lógico y racional, ¿pero el gobierno no debería generar algunos incentivos para que no toda la producción se concentre en el shale?

–Los gobiernos tienen que definir políticas públicas. El gobierno actual con el RIGI fomenta el oil & gas en el offshore, pero en el territorio hay un determinante físico porque en los yacimientos convencionales actuales el recurso se está agotando. Además, hay que tener en cuenta que una caída en los precios no solo afecta al no convencional. De hecho, los yacimientos maduros hoy tienen un costo alto que va de los 45 a 60 dólares por barril. Por lo tanto, si el precio se cae de 60 quedan en negativo. El no convencional, en cambio, hoy tiene un valor de break even que varía entre 35 y 45 dólares, depende de cómo se distribuyan los costos fijos.

–¿Es correcta la estrategia de YPF de salir de todas las áreas convencionales, incluso de algunas que son rentables como Manantiales Behr?

–Sí, porque la dirección de YPF se debe a sus accionistas. Tiene una determinada capacidad de acceder a capital y ese capital lo coloca en el lugar más rentable, salvo que quiera hacer beneficencia o que quiera hacer desarrollo regional porque si fuera una empresa pública, pero YPF no lo es, es una sociedad anónima. El estatuto requiere que todas las acciones del directorio sean en beneficio de sus accionistas, de todos sus accionistas, no de uno solo. Además, aún en el caso de Manantiales Behr, que está siendo bien explotado, que haya decidido irse no significa que vaya a irse a cualquier precio.

Nicolás Arceo: “El shale cambia la política hidrocarburífera”

–El 80% de los pozos perforados actualmente en Vaca Muerta produce menos de 50 m3/día por la rápida tasa de declinación del shale. ¿Es un error concentrarse cada vez más en el shale tomando en cuenta esa característica o la diferencia de rentabilidad con respecto al convencional no deja otra opción?

–La diferencia de rentabilidad no te deja otra opción y el volumen de recursos no convencionales es infinitamente más grande que lo que queda del convencional. Argentina no tiene recursos no convencionales para llegar a un plateau de un millón de barriles. Sin la producción no convencional no se llegaría nunca.

–¿Y eso no se podría revertir con más exploración en el segmento convencional?

–Siempre es discutible, pero Argentina está bastante explorado desde la época de la YPF estatal. Sería óptimo para Argentina tener recurso convencional barato, abundante y disponible, pero eso no está.

— ¿Y no es un riesgo para el país recostarse cada vez más sobre el sector hidrocarburífero con la vulnerabilidad que supone el shale? En 2020, durante el comienzo de la pandemia, con el desplome del precio del crudo, en Estados Unidos se frenaron las perforaciones en la cuenca shale y en apenas 3 meses la producción cayó casi un 25%.

–Eso se vio en la Argentina, cuando se derrumbaron los precios del gas a mediados de 2019 se registró un freno total en la inversión de shale gas y la producción. El impacto de señales de precios que restringen inversión y reducen rápido producción ya lo tuvimos y el caso paradigmático fue gas. Ahora bien, lo planteo en otros términos: si el gobierno da una señal de precios incorrecta a través de la configuración de política pública, en el segmento convencional, como declina poco, el efecto sobre la inversión puede ser inmediato, pero el efecto sobre la producción es de mediano y largo plazo. A partir de 2002/2003 diste una señal de precios muy desfasada de los precios internacionales, tuviste un declino pero el problema grande de producción lo tuviste casi una década después. En el shale, en cambio, es un límite a la política de precios mucho más acotada. Si bajás precios o desacoplás fuerte el precio local del internacional eso se te va a una contracción de la inversión y la producción te empieza a caer al año.

–¿La producción shale entonces puede llegar a disciplinar a la política más rápidamente cuando interviene sobre los precios?

–No lo pondría ni en potencial. Disciplinó a la política. En 2019 el gobierno había entrado en una discusión sobre si había gas a 1 dólar, 2 dólares, 3 dólares. Discutían si había que hacer un Plan Gas y cuando la producción comenzó a derrumbarse se salvó la discusión y tuviste Plan Gas a fines de 2020 porque nos quedábamos sin gas. El shale cambia la política hidrocarburífera. Una política hidrocarburífera con recurso convencional te otorga un grado de libertad infinitamente mayor del que se tiene en una producción no convencional.

–¿Es correcta la estrategia de YPF de salir de la producción convencional o debería quedarse con algunas áreas, aunque le rindan menos que el shale?

–Para mí la estrategia es correcta porque es la única forma de maximizar flujo de caja y maximizar inversión. Además, hay que tener en cuenta que para el convencional en cuencas maduras bastante depletadas lo que se necesita es un trabajo más específico pozo por pozo y eso lo va a hacer mucho mejor una empresa chica que una empresa grande como YPF que está concentrada en el shale. La decisión de salir de las áreas maduras fue correcta. Es lo mejor para YPF y también es lo mejor para el país.

Gustavo Lopetegui: “No veo un dilema. No hay dos opciones”

–¿Es un riesgo abandonar la producción convencional de hidrocarburos y concentrarse cada vez más en el shale si la tasa de declinación es tan pronunciada?

–La tecnología fracking es totalmente distinta que la tecnología del petróleo tradicional. El tradicional era como meter una pajita en una cacerola llena de agua y la pajita chupaba ese petróleo durante décadas. El shale, en cambio, consiste en sacar el petróleo que está metido adentro de las piedras. Hay que romper con un proceso muy complejo para sacarlo y declina más rápido. Requiere menos inversión inicial, pero declina más rápido. Son dos productos diferentes. Sacar el petróleo convencional que tiene Argentina es mucho más caro que hacer fracking y por eso todas las empresas se dedican a haber fracking. Ya se sabe que el fracking declina más rápido y en la medida que más se perfore va a declinar más rápido aún, pero a las empresas le están dando los números y por eso están avanzando. El declino ya está metido en los planes de negocio. Con este declino, las empresas hoy ganan plata. Por eso no veo un dilema. No hay dos opciones.

–¿Y eso no se podría revertir con más exploración en el segmento convencional?

–Lo del offshore fue un intento de buscar una alternativa, pero hasta ahora no tuvo éxito. Nadie puede decir que no hay petróleo convencional en ningún lugar de la Argentina, pero me resultaría raro porque las empresas han medido todo el terreno.

–YPF se está yendo de todas las áreas convencionales, incluso de aquellas, como Manantiales Behr, donde no pierde dinero. ¿Está bien lo que hace de poner el pie en el acelerador y salir cuánto antes de todo lo convencional?

–Qué no pierdan plata no quiere decir que no haya un costo de oportunidad por no usar esa plata para ir a otro lugar donde se puede ganar más. Así se manejan los negocios. La voluntad de YPF es irse del convencional, pero de algunas áreas no se puede ir porque nadie las quiere agarrar.

–Ante una baja de precios, la producción shale se derrumba mucho más rápido que el convencional. ¿Eso debería llevar al Estado a tratar de que el país no se recueste tanto sobre la producción shale y tratar de buscar una diversificación productiva?

–La dirigencia política no tiene mucho que opinar. El sector de Oil & Gas es el 4% del PBI. Es importante, pero es una porción pequeña. El shale se parece a la agricultura donde tenés que invertir cada año para cosechar cada año. Mientras la ecuación de precios se positiva eso va a seguir. No invertir ahora por si en el futuro el precio va a bajar no tiene ningún sentido económico.   

, Fernando Krakowiak

La petrolera YPF firmó este viernes con la empresa Quintana Energy los documentos finales para concretar el traspaso de seis áreas convencionales que integran el clúster Mendoza Sur, y que formaban parte de la primera etapa del Proyecto Andes que marcaron el inicio de desinversión de la compañía en la provincia cuyana. Quintana, una petrolera independiente creada por Carlos Gilardone, que a su vez es titular de FDC, la principal consultora especializada en el estudio de reservorios de la Argentina, pasará a operar los bloques Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, El Portón, Chihuido de la Salina y Chihuido de la Salina Sur. También tendrá una participación en Confluencia Sur (un área no operada). En fenrero de este año, Quintana tomó el control de Estación Fernández Oro (EFO), un campo de Río Negro, donde incorporó unos 80 trabajadores a su nómina.

YPF ya había logrado avanzar en la desinversión de los bloques que conformaban los clústers Mendoza Norte y Llancanelo, tras la aprobación de la provincia de las cesiones y prórrogas de las concesiones correspondientes. Ahora al hacer lo propio con Mendoza Sur cierra en la provincia la primera etapa de su estrategia que busca hacer foco en Vaca Muerta y optimizar el rendimiento de sus inversiones.

Las áreas incluidas en el clúster Llancanelo son operadas desde noviembre pasado por PCR, en tanto, que la petrolera nacional concretó la cesión de los bloques Barrancas, Vizcacheras, La Ventana y Río Tunuyán incluidas en el clúster Mendoza Norte, a Petróleos Sudamericanos, y tenía pendiente el cierre de la documentación legal con la UTE Quintana Energy, una petrolera independiente con actividad en Santa Cruz y al sur de Chile, y la compañía de servicios TSB.

La ampliación del Proyecto Andes

Esta semana, el directorio de YPF aprobó la ampliación del Proyecto Andes con un esquema de desinversión de las últimas 12 áreas convencionales, lo que incluye la emblemática Manantiales Behr, en la provincia de Chubut, y los clústers Chachahuen y Malargüe, en Mendoza, además de su participación en otros bloques en los que no es operadora.

A partir de que se logre el cierre de esta segunda etapa, YPF sólo tendrá presencia en la provincia cuyana a través de la operación de la Refineria Luján de Cuyo y los compromisos de exploración y eventual pase a desarrollo de la extensión de Vaca Muerta en el sur mendocino, algo que viene dando resultados promisorios en los últimos meses.

Para la provincia, el cierre de la cesión del clúster Mendoza Sur consolida un esquema que permite a operadores especializados impulsar la producción, revitalizar áreas maduras y fortalecer la actividad hidrocarburífera, explicaron fuentes de la gobernación al señalar que “no se trataba solo de un cambio de jugadores sino de definir y exigir qué modelo productivo seguir con el valor agregado de un desarrollo industrial en El Portón y la exploración no convencional en Cañadón Amarillo«.

Al momento de la autorización de la provincia de la transferencia del clúster, la producción en Cañadón Amarillo era de 155m3/d de petróleo y 18.000m3/d de gas; en Altiplanicie del Payún de 25m3/d; en El Portón de 2m3/d de petróleo y 11.000m3/d de gas; en Chihuido de la Salina de 50m3/d de petróleo y 200.000m3/d de gas; en Chihuido de la Salina Sur de 35m3/d de petróleo y 115.000m3/d de gas y en Confluencia Sur de 130 m³/d y 13.000m3/d de gas.

Para la provincia este modelo permite atraer nuevas inversiones, dinamizar el sector hidrocarburífero, asegurar el desarrollo sostenible de la industria en Mendoza y fortalecer el crecimiento de la producción, que logró un incremento superior al 1% en 2024 respecto de 2023, alcanzando un total de 20,6 millones de barriles anuales a pesar del declive natural de los yacimientos maduros.

Este traspaso de responsabilidadeds no solo garantiza la continuidad operativa de las áreas sino que también representa una oportunidad para generar empleo, fomentar inversiones, viabilizar nuevos proyectos y potenciar la economía local. La presencia de operadores especializados contribuye a una gestión eficiente y responsable, promoviendo la adopción de tecnologías innovadoras que optimicen la explotación de los recursos.

, Ignacio Ortiz

Como resultado de la escalada del precio internacional del petróleo, que desde que inició el conflicto bélico entre Israel e Irán, la semana pasada, aumento aumentó más de un 20%, las principales empresas refinadoras del país preparan un aumento del precio de los combustibles para las próximas horas. Así lo indicaron a EconoJournal dos altos ejecutivos del sector sin contacto entre sí.

El Brent, la cotización del crudo que se extrae en el Mar del Norte, que funciona como principal marcador del comercio internacional de derivados del petróleo, ascendió este jueves hasta los 78 dólares, casi 15 dólares por encima de lo que cotizaba a principios de junio. Con ese valor como referencia, el atraso de las naftas y gasoil en el mercado argentino supera el 20%.

Frente a ese escenario, algunas empresas empezarían a corregir durante el fin de semana el importe de los combustibles en sus estaciones de servicio. La suba, sin embargo, no está completamente definida. Será clave saber que qué decisión toma YPF, que con una participación del 55% es el mayor jugador del mercado. La petrolera controlada por el Estado comercializa los precios más baratos del mercado. La brecha con los precios de sus competidores —Raízen, Axion Energy y Puma, entre otros— se ubica en torno a un 12 por ciento.

«En términos reales, el precio de las naftas no aumenta desde abril. A diferencia de lo que sucedía hasta principios de año, cuando existía un precio doméstico del crudo descalzado del internacional que se negociaba entre productores y refinadores, hoy el mercado funciona en convergencia con el precio internacional. Tenemos que empezar a achicar el atraso en surtidor», afirmaron desde una petrolera, que prepara una suba inminente de sus precios. Las fuentes consultadas no quisieron precisar de cuánto podría ser la suba, pero podría oscilar entre un 3 y un 5 por ciento.

Garantizar el suministro

La Argentina importa alrededor de un 10% de los combustibles que se demandan a nivel local. El precio del gasoil en los surtidores locales no permite repagar el costo de importación del diesel de bajo azufre, por lo que si el desfasaje de precios no se corrige en el corto plazo es probable que se comiencen a registrar faltantes en las estaciones (los típicos conos que se colocan en algunos surtidores de cada estación para desincentivar la venta).

«Desde la flexibilización del cepo, la devaluación del peso fue del 10% y el crudo subió fuerte esta semana. Salvo por un leve aumento a principios de mes por la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL), el precio del combustible no aumenta desde hace dos meses y medio. No hay mucho margen para aguantar«, advirtieron desde una refinadora. «Además, el precio del etanol aumentó desde abril un 2,5% y el biodiesel, un 7%», agregaron.

, Redaccion EconoJournal

El Parque Arauco está ubicado en la provincia de La Rioja y acaba de finalizar el montaje de 28 aerogeneradores que en pocas semanas comenzarán a inyectar 100 megawatts (MW) de energía eólica al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Con esta nueva ampliación, que demandó una inversión de US$ 171 millones, el parque alcanzó una capacidad instalada de 250 MW. Pero los planes a futuro de Arauco contemplan sumar más proyectos renovables para aprovechar las 17.000 hectáreas que tiene todo el complejo, que está ubicado a 90 kilómetros al norte de la capital riojana. En una visita por el parque, EconoJournal entrevistó a Ariel Parmigiani, presidente de Parque Arauco, la empresa de la provincia que desarrolla el proyecto, que contó cómo es la estrategia para aumentar la capacidad de generación en los próximos años.

El objetivo es aumentar hasta 600 MW la capacidad total combinando generación eólica y solar “para lograr una energía renovable de base de alrededor de 400 MW”, explicó Parmigiani. El plan es aprovechar el fuerte viento nocturno del enorme Valle de la Puerta y la excelente radiación solar de la región cuyana de la Argentina.

En 2011 Arauco fue el primer parque eólico en conectarse al SADI. Luego de varias ampliaciones, en la actualidad opera un total de 100 aerogeneradores. Ahora Parque Arauco está por comenzar un hito importante: en un mes iniciará la construcción del primero de cuatro parques solares que tiene en carpeta. Será un proyecto fotovoltaico de 54 MW. Los paneles solares se instalarán entre los molinos eólicos. De este modo, se convertirá en el primer parque híbrido eólico-solar del país.

Parmigiani destacó que el objetivo es inaugurar el parque fotovoltaico en abril de 2026. Además, adelantó a EconoJournal que están avanzando en la Etapa IV, que implicaría la construcción de un nuevo parque eólico de 100 MW. “Estamos buscando financiamiento internacional. Antes de fin de año queremos cerrarlo”, subrayó el presidente de la empresa.

–-¿Qué significa que Arauco se convierta en un parque híbrido?

–Veníamos trabajando mucho en lo que nosotros denominamos una energía renovable de base, que debería también tener un valor. No es lo mismo tener una energía de base térmica que una renovable de base porque nosotros con estos parques podríamos llegar a un factor de capacidad renovable de alrededor de 72% y con cierta estabilidad en la línea. Incluso también estamos analizando sumar almacenamiento.

–¿Por qué energía renovable de base?

–La idea es que los parques eólicos y solares inyecten energía sobre una misma línea y se complementen. No es que vamos a despachar 600 MW, que es la suma total de las ampliaciones que tenemos proyectadas. La idea es que con todas las etapas completas Arauco despache 350 o 400 MW, pero todo el tiempo.

–De noche energía eólica y de día solar.

–Exactamente. Energía renovable de base. Y eso es algo muy bueno para el sistema. Cuando el año que viene estemos operando los parques eólicos y sumemos el parque solar, vamos a hacer pruebas piloto sobre esta complementariedad.

–Además de los parques, ¿Arauco necesita construir líneas o estaciones transformadoras nuevas?

–Nosotros a la energía eólica la despachamos principalmente entre las 15 y las 6 de la mañana. El fuerte es a la tarde y a la noche. Tenemos libre la capacidad de transporte. Para sumar solar, no tenemos que hacer una nueva estación transformadora ni construir otra línea.

–¿Cómo es el financiamiento para la construcción del parque solar?

–Por un lado, el financiamiento de los 100 MW eólicos de la Etapa III de Arauco que acabamos de inaugurar se logró con recursos propios. Vendimos el parque eólico Etapa II a Pampa Energía. Lo que ingresó por la venta de la Etapa II lo invertimos en la Etapa III. Para el proyecto solar de 54 MW ya tenemos resuelto el financiamiento, porque en 2023 emitimos un bono verde en el mercado local. Es decir, tenemos todos los fondos para poder avanzar en la construcción. Tuvimos una demora en el proyecto solar porque en 2023 no podíamos importar. Realmente nos salió bien porque al tener que esperar un tiempo ahorramos muchísimos fondos porque en este tiempo bajaron hasta un 50% los costos de la energía solar. Además, ahora se abrieron las importaciones en el país.

–¿Cuáles son los próximos proyectos de ampliación de Parque Arauco?

–Arauco tiene planificados cuatro parques eólicos por  un total de 350 MW y cuatro solares por más de 200 MW. Hasta el momento tenemos construidos tres eólicos que suman 250 MW que ya están operativos y comenzaremos a construir el primer proyecto fotovoltaico el mes que viene. Pero tenemos planificado el inicio de la construcción en breve de otros 100 MW eólicos, que sería la Etapa IV (la última ampliación eólica). Además del primer parque solar que vamos a comenzar a construir, tenemos planificados tres más que sumarán 200 MW. El segundo parque solar será de 60 MW y ya está adjudicado bajo el contrato Mater (Mercado a término de Energías Renovables). Estamos esperando que la Secretaría de Energía de la Nación defina algunas normativas porque el proyecto estuvo suspendido por los problemas de importación. Si coinciden los tiempos, podemos también inaugurarlo el año que viene. El resto de los proyectos son PPA´s (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés) del programa RenovAr y con contratos a partir del decreto 476 de julio de 2019 (permite firmar contratos de compra-venta de energía entre empresas públicas y Cammesa). Cuando completemos todas las etapas el Parque Arauco tendrá 600 MW.

–¿Qué significa el Parque Arauco para la provincia de La Rioja?

–Actualmente Arauco produce energía equivalente a lo que consume el 100% de la demanda residencial de la provincia. Si sumamos el parque solar que vamos a inaugurar en 2026 y los otros proyectos solares que ya tiene La Rioja de otras compañías, vamos a poder cubrir toda la demanda provincial. La Rioja está muy electrificada, en proporción es una de las provincias que más energía consume del país. Además, lo visitan alrededor de 6500 niños de sexto grado por año que vienen de toda la provincia a conocer el parque y participar de Winti, que es un centro ambiental y recreativo que tenemos en el complejo.

, Roberto Bellato

Las bajas emisiones de metano detectadas en Vaca Muerta y la posibilidad de reducir aún más la huella de carbono en la producción de hidrocarburos abren una ventana de oportunidad en el mercado europeo y, al mismo tiempo, podrían permitirle a las operadoras reducir costos. Así lo señaló Camilo Rincón Ramírez, gerente regional de Insight M durante el panel “Vaca Muerta frente al salto de producción: cómo mitigar emisiones y generar nuevas demandas de gas” durante el evento Midstream & Gas Day que organizó Econojournal.

El panel abordó las estrategias de reducción de emisiones que se despliegan desde el sector público y privado y cómo esto podría posicionar a la producción de Vaca Muerta en el mercado europeo, que tiene mayores exigencias ambientales, al permitirle obtener barriles de petróleo con menores emisiones. Además, les generaría a las operadoras una disminución en sus costos al permitirles detectar fugas de gases y repararlas.

Rincón Ramírez comentó que desde la compañía Insight M hace cuatro años llevan adelante en Vaca Muerta mediciones de emisiones de metano, un gas que es ochenta veces más contaminante que el dióxido de carbono. Esto implicó la toma de datos para conocer el estado de situación de la emisión de gases en la formación neuquina y hacer un “benchmark”, es decir establecer un punto de referencia: “Ese benchmark nos mostró que Vaca Muerta es una cuenca muy limpia, en términos de emisiones de metano es más competitiva que el Permian, donde nosotros tomamos datos hace más de 12 años”, aseguró el representante de Insight M.

Según los datos recabados, afirmó que la intensidad de emisiones detectadas en la formación neuquina fue de 0,43 (detecciones cada 100 pozos) contra las 1,37% que arrojó la cuenca pérmica: “El Permian está emitiendo casi tres veces más, lógicamente tiene alrededor de 320.000 pozos mientras que Vaca Muerta cuenta con 80.000. Hay un camino por recorrer, pero el punto de partida es bueno”, señaló.

Por otro lado, el representante de Insight M afirmó que la detección de fugas les permite a las compañías generar ahorros millonarios en sus costos a través de la gestión del metano: “Pudimos verificar que en Vaca Muerta las emisiones de metano se ubican al final de la cola en un 10% del total. Eso quiere decir que si yo ataco ese 10% estoy solucionando el 80% del problema», explicó.

Luego comentó que, «en ese tránsito lo que vimos es que algunas empresas reportaron ahorros de 4 millones de dólares en el año por planes de gestión de metano. Esto quiere decir que, no solo podemos tener una visión de cuidar el ambiente, sino también aprovechar esa oportunidad desde el punto de vista económico”.

En cuanto a las regulaciones que establecen los países importadores de petróleo, Rincón Ramirez dijo que, pese a que la gestión de Donald Trump en Estados Unidos dejó de aplicar sanciones por emisiones de gases de efecto invernadero, en Europa rigen desde 2017 normas ambientales que exigen a las operadoras cumplir con metas de reducción de la huella de carbono: “Ha sido un cambio muy interesante. Inicialmente pensamos que el mercado iba a caer, pero lo que vemos es un repunte porque todas las operadoras, incluyendo las de Argentina, están apuntando a este mercado de Europa”, sostuvo.

Marco regulatorio

Desde el lado del sector público, Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático de Neuquén, comentó que por primera vez el gobierno provincial puso en agenda la gestión de emisiones de gases de efecto invernadero como un asunto a solucionar. Detalló que actualmente avanzan en la implementación de la Resolución 285/25, un marco regulatorio que les permitió diseñar una respuesta climática frente a los gases que genera la industria petrolera en Neuquén y avanzar en la medición de metano, dióxido de carbono y óxido nitroso.

“Necesitamos efectivamente construir un sistema de información energético ambiental para poder tener un fundamento y una base de datos para trazarnos las políticas y normativas necesarias para abordarla la mitigación y en ese punto estamos trabajando. Vamos a hacerlo en una mesa unificada con el IAPG para poder estandarizar metodologías y procedimientos de reportes”, contó Nogueira.

En este contexto, el funcionario detalló que esto le permitirá a la provincia contar a fines de este año con un informe detallado que permita conocer la cantidad y tipo de emisiones que genera cada operadora en Vaca Muerta: “Este instrumento tan importante va a constituir la hoja de ruta para el abordaje de este desafío. En el marco de este plan de gestión de las emisiones, emitimos la resolución que estableció un programa de monitoreo y de investigación de emisiones de gases de efecto invernadero en todo el sector hidrocarburífero y la obligatoriedad a todas las empresas del sector a reportar anualmente sus emisiones”.

Nuevas tecnologías

Pablo Orlandi, CEO de Aspro Energy, se refirió a cómo desde su compañía implementaron cambios en equipos y compresores para hacerlos más eficaces con el objetivo de reducir emisiones y evitar fugas. Con una antigüedad de 40 años, la compañía es uno de los principales exportadores de compresores de Argentina con presencia en 45 países.

En este camino, lograron mejorar los servicios de compresores en toda la cadena de producción de hidrocarburos, desde el upstream hasta el downstream: «Iniciamos un trabajo con un grupo de consultores para ver dónde estaban las mayores oportunidades de reducir emisiones, tanto en el boca de pozo como en el downstream. Ese estudio arrojó que la clave en los equipos es el mantenimiento y que la contaminación ambiental surge de aquellos que están obsoletos”.

En este sentido, Orlandi explicó que en algunos casos es posible repararlos, pero que no es lo aconsejable ni eficiente cuando ya se trata de algunos muy antiguos. Por esta razón, Aspro lanzó la división interna Aspro Finance que ofrece a sus clientes la posibilidad de hacer un recambio de equipos antiguos.

, Laura Hevia

Aconcagua Energía, una petrolera independiente que opera yacimientos convencionales en la Argentina, informó este lunes que a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que avanzará en un proceso de reestructuración de su deuda que ronda los US$ 230 millones. La compañía, que difirió ayer el pago de intereses correspondientes a las Obligaciones Negociables (ON’s) emitidas en el mercado local, contrató al banco de inversión VALO Columbus para encarar la reestructuración voluntaria de sus compromisos financieros. También contrató el asesoramiento de Tavarone, Rovelli, Salim & Miani, uno de los principales estudios jurídicos del sector energético. Fuentes cercanas a la empresa indicaron que el esperan cerrar esos acuerdos en las próximas semanas para evitar caer en un concurso de acreedores.

Aconcagua, que, desde su creación, hace 10 años, apostó por una estrategia de expansión integral en el sector energético con sinergias también con los negocios de servicios petroleros y de generación eléctrica, tenía todo listo en enero de este año para lanzar un bono internacional que le permita alivianar su programa de vencimientos de deuda. Nueve bancos trabajaron en ese lanzamiento en Nueva York —entre ellos el Santander, el Bank of America (BOFA) y el Deutsche Bank, entre otros—, que finalmente no llegó porque los coletazos de la política de aranceles de Donald Trump y la caída del precio del petróleo obturaron esa ventana de oportunidad. La profundidad somera del mercado financiero local también jugó en contra: a mediados de mayo grandes compañías como Pampa Energía, Pluspetrol y Telecom —que levantó unos US$ 800 millones para viabilizar la adquisición de Telefónica— salieron al mercado y terminaron secando la plaza.

“Hoy prácticamente no hay financiamiento disponible para las empresas argentinas. El crédito que existía ya lo tomaron las empresas mejor rankeadas, las AA. Para las compañías más chicas es muy complejo conseguir. Veremos qué sucede en las próximas semanas si el precio del crudo se estabiliza de nuevo arriba de los 75 dólares por la escalada bélica en Medio Oriente”, explicó un experto bursátil. 

Preservación operativa

Frente a ese complejo escenario, Aconcagua —una compañía creada por Diego Trabucco y Javier Basso, dos profesionales con más de 25 años ligados a la industria petrolera— optó por priorizar su continuidad operativa, preservando su caja para cubrir gastos corrientes. A la empresa, que en 2023 llegó a un acuerdo con Vista para hacerse cargo de la explotación de Entre Lomas y otros campos convencionales en la cuenca Neuquina, tampoco le jugó a favor el aumento en dólares de los costos operativos registrado en la industria petrolera a raíz de la apreciación cambiaria. Esa situación afectó especialmente a las empresas que explotan yacimientos convencionales maduros o ‘viejos’. Es un negocio con márgenes más exiguos que los de Vaca Muerta que se limaron aún más por la baja del precio del petróleo registrado desde marzo. Lo que viene por delante para Aconcagua —que opera 13 concesiones convencionales en Neuquén, Río Negro y Mendoza y tiene en carpeta un ambicioso proyecto piloto en Vaca Muerta — consiste en reestructurar su perfil de deuda, que a fines del primer trimestre ascendía a US$ 229 millones con vencimientos en 2025 por US$ 75,3 millones.

«La compañía impulsará un proceso integral de reestructuración de su deuda financiera, ante las condiciones desafiantes del mercado de capitales que han dificultado el acceso a fuentes de refinanciamiento en términos compatibles con la sostenibilidad del giro ordinario de sus actividades operativas», comunicó la compañía a la CNV.

La reestructuración fue acompañada por una baja en su calificación internacional por parte de Fitch, que la colocó en ‘CCC-’, reflejando una posición de liquidez limitada y mayores riesgos de refinanciación.

, Redaccion EconoJournal

Trafigura, uno de los principales traders de combustibles del planeta, que en país comercializa la marca de combustibles Puma y opera la refinería de Bahía Blanca, empezó este lunes a importar gas natural desde Bolivia para revenderlo a generadoras eléctricas privadas en la Argentina, según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas. Lo propio hizo Gas Meridional, una empresa comercializadora, que desde hace dos semanas también comenzó a traer gas desde el país del Altiplano para abastecer el consumo de gas de otra compañía generadora.

Es la primera vez en más de dos décadas que empresas privadas pueden importar gas desde Bolivia, una actividad que hasta el año pasado estaba en cabeza de la empresa estatal Enarsa. De hecho, tanto Trafigura como Gas Meridional acordaron con Enarsa el pago de una tarifa de transporte por utilizar el gasoducto Juana Azurduy, la única conexión disponible con capacidad para importar gas desde el país que preside Luis Arce.

Apertura

Las dos operatorias constituyen un caso testigo de la apertura del mercado eléctrico que pretende el gobierno de Javier Milei, que busca que las generadoras puedan comprar el combustible de forma independiente de Cammesa, la compañía administradora del despacho mayorista eléctrico, que desde 2006 controló al suministro de gas natural, gasoil y fuel oil para las centrales termoeléctricas.

El acuerdo que alcanzó Trafigura con YPFB, la petrolera estatal de Bolivia, permitió que ayer se importaran 2,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) bajo la modalidad interrumpible. Gas Meridional también alcanzó un entendimiento bajo la modalidad interrumpible con YPFB para importar hasta 5 MMm3/día. En los últimos días se trajeron 1,1 MMm3/día del fluido. Fuentes al tanto de las operaciones indicaron a este medio que la oportunidad está en el abastecimiento de fluido para las centrales termoeléctricas que están conectadas al sistema troncal de gasoductos de Transportadora de Gas del Norte (TGN).

«Trafigura busca arbitrar en el mercado entre la necesidad de un vendedor, en este caso YPFB, y las necesidades de los compradores, que son las generadoras eléctricas. Ahí está su valor. Hasta el año pasado, la importación de gas desde Bolivia la manejaba el Estado. A partir de ahora lo harán los privados en los términos que se negocien en cada caso», explicaron desde una empresa petrolera.

Transporte insuficiente

Pese a la reversión del Gasoducto Norte, los picos de demanda de gas natural previstos para el próximo invierno en las provincias del noroeste no podrán ser totalmente cubiertos por la producción local del hidrocarburo por falta de capacidad de transporte.

Un relevamiento realizado por este medio con las distribuidoras y transportistas que operan en la región arrojó que el pico de consumo en el invierno puede superar levemente los 22 MMm3/d en las provincias del noroeste. La Cuenca del Noroeste —en franca declinación desde hace más de 10 años— aporta menos de 3 MMm3/día del fluido, en tanto que el Gasoducto del Norte está en condiciones de suministrar otros 15 millones desde la zona centro del país.

Los volúmenes en el gasoducto podrían aumentar hasta los 19 MMm3/d si se terminan con las obras en las cuatro plantas compresoras de Ferreyra y Dean Funes en la provincia de Córdoba, Lavalle, en Santiago del Estero y Lumbreras, en Salta. Pero aún así, en los días de bajas temperaturas se prevé que falte oferta de gas para cubrir la demanda de grandes usuarios y generadoras térmicas, porque no no existe capacidad de transporte disponible para llevar gas hasta el norte de Córdoba, Tucumán, Salta y Jujuy.

Más competencia

Los acuerdos de importación de Trafigura y Gas Meridional van en la dirección de la normalización del sistema eléctrico que impulsa el gobierno, que recién está dando sus primeros pasos. Se espera que se publique una batería de regulaciones en los próximos meses para profundizar esa apertura.

Hasta ahora la Secretaría de Energía publicó a comienzos de año la resolución 21/2025 que busca reintroducir la competencia en el mercado eléctrico. Uno de los puntos clave de esa apertura fue habilitar a los generadores térmicos a gestionar a partir de marzo su propio combustible para las máquinas que no tienen un contrato PPA (Power Purchase Agreement) firmado con Cammesa.

, Nicolás Deza

Trafigura, uno de los principales traders de combustibles del planeta, que en país comercializa la marca de combustibles Puma y opera la refinería de Bahía Blanca, empezó este lunes a importar gas natural desde Bolivia para revenderlo a generadoras eléctricas privadas en la Argentina, según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas. Lo propio hizo Gas Meridional, una empresa comercializadora, que desde hace dos semanas también comenzó a traer gas desde el país del Altiplano para abastecer el consumo de gas de otra compañía generadora.

Es la primera vez en más de dos décadas que empresas privadas pueden importar gas desde Bolivia, una actividad que hasta el año pasado estaba en cabeza de la empresa estatal Enarsa. De hecho, tanto Trafigura como Gas Meridional acordaron con Enarsa el pago de una tarifa de transporte por utilizar el gasoducto Juana Azurduy, la única conexión disponible con capacidad para importar gas desde el país que preside Luis Arce.

Apertura

Las dos operatorias constituyen un caso testigo de la apertura del mercado eléctrico que pretende el gobierno de Javier Milei, que busca que las generadoras puedan comprar el combustible de forma independiente de Cammesa, la compañía administradora del despacho mayorista eléctrico, que desde 2006 controló al suministro de gas natural, gasoil y fuel oil para las centrales termoeléctricas.

El acuerdo que alcanzó Trafigura con YPFB, la petrolera estatal de Bolivia, permitió que ayer se importaran 2,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) bajo la modalidad interrumpible. Gas Meridional también alcanzó un entendimiento bajo la modalidad interrumpible con YPFB para importar hasta 5 MMm3/día. En los últimos días se trajeron 1,1 MMm3/día del fluido. Fuentes al tanto de las operaciones indicaron a este medio que la oportunidad está en el abastecimiento de fluido para las centrales termoeléctricas que están conectadas al sistema troncal de gasoductos de Transportadora de Gas del Norte (TGN).

«Trafigura busca arbitrar en el mercado entre la necesidad de un vendedor, en este caso YPFB, y las necesidades de los compradores, que son las generadoras eléctricas. Ahí está su valor. Hasta el año pasado, la importación de gas desde Bolivia la manejaba el Estado. A partir de ahora lo harán los privados en los términos que se negocien en cada caso», explicaron desde una empresa petrolera.

Transporte insuficiente

Pese a la reversión del Gasoducto Norte, los picos de demanda de gas natural previstos para el próximo invierno en las provincias del noroeste no podrán ser totalmente cubiertos por la producción local del hidrocarburo por falta de capacidad de transporte.

Un relevamiento realizado por este medio con las distribuidoras y transportistas que operan en la región arrojó que el pico de consumo en el invierno puede superar levemente los 22 MMm3/d en las provincias del noroeste. La Cuenca del Noroeste —en franca declinación desde hace más de 10 años— aporta menos de 3 MMm3/día del fluido, en tanto que el Gasoducto del Norte está en condiciones de suministrar otros 15 millones desde la zona centro del país.

Los volúmenes en el gasoducto podrían aumentar hasta los 19 MMm3/d si se terminan con las obras en las cuatro plantas compresoras de Ferreyra y Dean Funes en la provincia de Córdoba, Lavalle, en Santiago del Estero y Lumbreras, en Salta. Pero aún así, en los días de bajas temperaturas se prevé que falte oferta de gas para cubrir la demanda de grandes usuarios y generadoras térmicas, porque no no existe capacidad de transporte disponible para llevar gas hasta el norte de Córdoba, Tucumán, Salta y Jujuy.

Más competencia

Los acuerdos de importación de Trafigura y Gas Meridional van en la dirección de la normalización del sistema eléctrico que impulsa el gobierno, que recién está dando sus primeros pasos. Se espera que se publique una batería de regulaciones en los próximos meses para profundizar esa apertura.

Hasta ahora la Secretaría de Energía publicó a comienzos de año la resolución 21/2025 que busca reintroducir la competencia en el mercado eléctrico. Uno de los puntos clave de esa apertura fue habilitar a los generadores térmicos a gestionar a partir de marzo su propio combustible para las máquinas que no tienen un contrato PPA (Power Purchase Agreement) firmado con Cammesa.

, Nicolás Deza

El informe mensual elaborado por laCámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) indicó que durante abril de 2025 la producción del sector creció un 1% respecto al mes anterior, como resultado de incrementos planificados en los niveles de fabricación.

No obstante, al comparar con el mismo mes del año pasado, se observaron caídas en todos los subsectores, con excepción de los productos básicos intermedios e inorgánicos. En el acumulado del año, los niveles de producción continúan reflejando una tendencia negativa.

En cuanto a las ventas locales, la reseña de la Cámara registró un incremento del 17% en comparación al mes de marzo 2025, impulsado por un mayor volumen de comercialización en casi todos los subsectores, salvo en finales termoplásticos y básicos orgánicos e inorgánicos. Sin embargo, frente al mismo mes de 2024, el crecimiento fue moderado, con una variación positiva del 4%. Por su parte, el acumulado del año muestra una caída del 15 por ciento.

Exportaciones

Respecto a las exportaciones, el informe señala una disminución del 2% en abril respecto al mes anterior de este año. Esta baja también se refleja en la comparación interanual, aunque el acumulado del primer cuatrimestre muestra una suba del 28%, destacando el esfuerzo de las empresas por sostener su inserción internacional pese a la volatilidad del contexto.

Por su parte, el informe realizado por la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) señaló que durante abril de 2025 la producción creció un 3% respecto del mes anterior, registrando además una suba del 8% en la comparación interanual y del 4% en el acumulado del año. Las ventas locales mostraron un incremento mensual del 4%, aunque se observó una caída del 7% interanual y del 8% en el acumulado. En cuanto a las exportaciones, se registró una leve baja del 2% en abril respecto a marzo, pero con incrementos del 14% en términos interanuales y del 43% en el acumulado anual.

Balanza comercial

Durante abril de 2025, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 5,92% inferior al mismo mes del año anterior, con descenso del 3,15% en las importaciones, mientras que las exportaciones crecieron un 0,88%.

En cuanto al uso de la capacidad instalada, de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta registró que durante abril de 2025 tuvo un uso promedio del 43% para productos básicos e intermedios y del 70% para productos petroquímicos.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante abril 2025, fueron de 257 millones de dólares, acumulando un total de US$ 1.020.000.- millones en el primer cuatrimestre del año.

“El desempeño de abril confirma una leve recuperación en algunos indicadores, como producción y ventas locales, aunque los desafíos persisten en el frente interanual y en el sostenimiento del crecimiento exportador. Es clave que la tendencia de mayor consumo doméstico se consolide para potenciar la demanda y es clave para nuestro sector al ser `Industria de Industrias´ ”,destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Redaccion EconoJournal

El gobierno licitó la semana pasada otros 8 cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) para afrontar la mayor demanda del invierno. Fuentes al tanto de la negociación aseguraron a EconoJournal que siete barcos se le adjudicaron a TotalEnergies y el restante a British Petroleum por un precio que se ubicó en torno a los 12 dólares por millón de BTU.

En el informe que elevó a la Cámara de Diputados en abril, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, informó que este año estaba previsto importar 29 barcos equivalentes a 1600 millones m3 de gas natural.

La estimación inicial era que esos cargamentos podrían demandar unos 740 millones de dólares, superando los 671 millones del año pasado cuando se importaron 28 cargamentos (inicialmente estaba previsto consumir 30, pero terminaron siendo dos menos).

Hasta el momento ya se llevan importados 22 cargamentos para la terminal de Escobar. En marzo se licitaron 6 cargamentos que fueron adjudicados a British Petroleum a un precio promedio de 13,66 dólares por millón de BTU. En abril se licitó un segundo cargamento de 8 barcos y todos volvieron a adjudicarse a British Petroleum por 11,47 dólares por millón de BTU en promedio.

La expectativa inicial era poder importar menos barcos durante 2025, pero las demoras en las obras de reversión del Gasoducto Norte terminaron modificando los planes. Esa reversión es necesaria para poder llevar el gas de Vaca Muerta al norte argentino.

, Fernando Krakowiak

La Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA) llevará adelante una nueva edición de su reunión anual en la que participarán los principales referentes de la industria química y petroquímica, quienes analizarán las oportunidades que ofrece el sector. La jornada tendrá lugar del 20 al 23 de octubre en Cancún, México.

“La jornada organizada por APLA se  ha consolidado a lo largo de cuatro décadas como un espacio clave para generar alianzas  estratégicas, desarrollar nuevos negocios, intercambiar conocimientos y profundizar el análisis de las tendencias globales que impactan a la cadena de valor”, destacaron desde la organización.

La edición 2025 se llevará a cabo en el exclusivo Grand Fiesta Americana Coral Beach, e  introduce una novedad que transformará por completo la experiencia de los participantes: la  modalidad All Inclusive.

¿Cómo funciona esta nueva modalidad?

El sistema propone paquetes integrados de Inscripción + Alojamiento All Inclusive en el hotel  sede, o bien Inscripción + Conference Pass, que simplifican la logística, optimizan la inversión y  brindan mayor agilidad y comodidad a cada asistente.

“Con todos los servicios incluidos, más y  mejores espacios disponibles y atención permanente, se potencia el networking y la organización  de reuniones estratégicas de manera ágil y efectiva”, remarcaron

Reunión anual

Desde la organización precisaron que el encuentro será el espacio ideal para generar alianzas estratégicas y encontrar nuevas  oportunidades de negocio.  También, para  expandir la red profesional en contacto directo con líderes y colegas del sector.  

La jornada reunirá un programa de conferencias con las principales tendencias y desafíos de la industria y gracias a esto y su programa de actividades sociales, culturales y deportivas se generará un espacio de networking.

Edición anterior

La edición anterior, realizada en 2024 en Cartagena, Colombia, contó con la participación de 928 asistentes de 325 empresas y 36 países, con una destacada presencia de perfiles directivos y gerenciales (60%), consolidando a la Reunión Anual de APLA como un encuentro estratégico para toda la cadena de valor industrial de la región.

Inscripción

La inscripción ya se encuentra abierta y toda la información está disponible en el sitio oficial del evento:

Email: reunionanual@apla.lat

, Redaccion EconoJournal

Emilio Nadra, chief business officer de Compañía General de Combustibles, y Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía & Energía, analizaron en el Midstream & Gas Day, organizado por EconoJournal, las dificultades para compatibilizar el proyecto exportador con las particularidades de cada una de las cuencas productoras.

Nadra planteó que, para consolidar un proyecto exportador de gas, primero hay que ordenar el mercado interno, permitiendo que las cuencas compitan en condiciones equitativas, con precios más transparentes y contratos más flexibles. Para eso propuso salir gradualmente del esquema del Plan Gas, eliminando distorsiones como los cupos y el papel monopólico de CAMMESA, para liberar demanda insatisfecha y fortalecer la base productiva que sostendrá las exportaciones.

Por su parte, Arceo advirtió que no debe sobreestimarse una baja en el precio del gas tras la salida del Plan Gas, ya que factores como el alto costo de capital y la ventana de gas seco seguirán marcando el precio de largo plazo, por encima de los 3 dólares por millón de BTU. Aseguró que el desarrollo del gas asociado permitirá absorber estacionalidad y abastecer terminales de GNL, siempre que su precio sea competitivo. Por lo tanto, sugirió la necesidad de implementar un esquema flexible y mixto de abastecimiento que viabilice proyectos exportadores sin distorsionar precios internos.

–¿Cómo edificar un proyecto de exportación de gas y petróleo teniendo en cuenta la heterogeneidad del mercado interno? –preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

Emilio Nadra: –Uno de los focos en los que trataría de mirar esta dimensión de la heterogeneidad tiene que ver con el hecho de que Vaca Muerta es una parte muy relevante, pero no es todo. Incluso en el crudo, el parque de refinación local necesita crudos pesados que están en las cuencas maduras. Hay derechos de exportación que afectan indistintamente a los crudos que se exportan y a los crudos que se venden al mercado interno. En el gas es mucho más complejo porque la participación del gas en la matriz está por encima del 50%, pero se abastece desde múltiples cuencas con realidades distintas. Hay cuencas con producción y productividad crecientes y cuencas con producción y productividad decrecientes que abastecen los mismos mercados. Además, el diseño tarifario se hizo con criterio de netback como si hubiera gas en todas las cuencas y esa realidad hoy no existe. Eso también hay que replantearlo. El país también tiene gas asociado que tiene una formación de precios que no tiene nada que ver con el gas seco, pero hay una demanda con mucha estacionalidad que requiere tanto gas asociado como seco. Hay que lograr que las cuencas compitan, pero que el mercado esté abastecido con su estacionalidad.

–¿Lo que usted propone es que haya precios diferentes para distintas cuencas?

E.N.: –Si hay mercados van a competir y si una cuenca no puede acompañar la productividad cederá ese mercado a otras cuencas, pero eso requiere que la infraestructura se redireccione. Sin duda hay que mirar y desarrollar los mercados de exportación, pero hoy hay un mercado interno subabastecido. La región del litoral tiene 20 millones de m3 con demanda frustrada. ¿Cómo hay que readecuar los sistemas para ir a buscar esa demanda? Esa demanda debería ser la más conveniente para el sistema argentino. Hoy en la misma ruta entre Neuquén y Buenos Aires hay distintas tarifas de transporte.

–¿Cómo se empalma con el libre mercado desde un mercado que ha sido muy administrado por el Estado en los últimos años?

E.N.: –Lo primero que diría es que como punto de partida el Plan Gas jugó un papel muy importante en coordinación de expectativas, en abastecer la demanda, en acompañar la estacionalidad y en permitir contratos a plazos. Ahora vamos a un entorno más competitivo en el que las cuencas tendrán que competir. ¿Cómo van a competir? Tomando conciencia de esa heterogeneidad donde hay realidades distintas, capacidades de transporte distintas entre las cuencas, productividad y producción distinta entre las cuencas. El otro tema es cómo se va saliendo gradualmente del Plan Gas acompañando la competencia entre cuencas y productos, sin afectar los contratos que hoy existen, pero dando flexibilidad pareja. Los cupos de exportación son un corset del que hay que salir, del abastecimiento de CAMMESA hay que ir saliendo. Hay que ir permitiendo gradualmente que se contractualicen los privados. Hay pasos concretos para dar. En marzo salió una resolución que permitió a los generadores comprar. Ahora bien, si los precios pueden ajustar a la baja cuando hay excesos puntuales de oferta, también deberían ajustarse al alza cuando hay incremento de oferta. En ese caso, a diferencia de lo que decía Federico (Veller) me parecen relevantes dos medidas que se pueden tomar. Una medida sería que sea CAMMESA la que participe en la contratación de esos faltantes porque sino CAMMESA participa en una subasta con límite de precios con el 90% del Plan Gas y mientras tanto los generadores compran con un precio mucho más alto para sustituir gasoil. No se necesita hacerlo a través del margen de un generador, sino que haya competencia de gas para abastecer una demanda.

–Lo que está diciendo es que los costos no están debidamente transparentados porque lo que hizo el gobierno en marzo fue decirle a CAMMESA que del 100% del volumen contratado que tenía de gas, 75% está obligado a tomarlo y con el otro 25% hay que buscar un mecanismo de competencia. ¿Lo que dice es que, en el invierno, cuando falta gas, no se está visibilizando ese precio?

E.N.: –Sería deseable que esos costos sean transparentes para que las cuencas compitan. Incluso bajo el Plan Gas existe un 30% de la inyección para el segmento industrial como si los usuarios no tuvieran capacidad de contratarse. Con los excedentes actuales eso debería bajarse y permitir que la industria se contractualice.

–El Plan Gas fijó un precio de 3,5 dólares por millón de BTU y como ese precio fue definido por la intervención del Estado está instalada la idea de que si se abre el juego a la competencia ese precio va a bajar. Sin embargo, la escuchaba a Soledad Lysak (directora Gas Cono Sur de TotalEnergies) y ella decía que no sabía cuánto iba a bajar.

Nicolás Arceo: –Coincido bastante con Soledad. En general hay una visión en el mercado de que la salida del Plan Gas a lo largo de 2028 va a permitir una caída muy sustantiva en el valor del gas en el mercado local. Hay una visión compartida de que iríamos a un precio del gas por debajo de los 3 dólares por millón de BTU. Yo no veo un precio tan bajo en el mercado local. Es cierto que vas a tener un volumen de gas asociado muy significativo. Lo más relevante que pasó en el mercado de gas natural a lo largo del último año fue el desarrollo de La Calera, el primer yacimiento con un GOR (Gas‑Oil Ratio) en torno a los 3000 (NdR: scf/bbl,pies cúbicos estándar de gas por cada barril de petróleo producido), un yacimiento de petróleo con un volumen de gas asociado muy significativo. Si sumamos la producción de gas en black oil y volatile oil más las áreas con un GOR bajo en la ventana de wet gas hoy representan 20 millones de m3/día. Si la producción de shale oil, con la configuración actual por ventana, se va al millón de barriles, van a pasar a representar 40 millones de m3/día, pero si las áreas localizadas en wet gas con bajo GOR más el hub norte se desarrolla más fuerte, cambian los vectores de desarrollo de acá a fines de la década del 30, vamos a tener un volumen de gas asociado por encima de los 50 millones de m3/día. Hay un factor depresivo en el precio. Pero ahora voy hacia afuera. Estados Unidos tiene un GOR más alto que la Argentina, es cierto que tiene una participación de GNL muy fuerte, pero el Henry Hub en los Estados Unidos con un costo de capital infinitamente menor que en la Argentina está por encima de los 3 dólares por millón de BTU. ¿Qué es lo que quiero destacar? La ventana de dry gas (gas seco) va a seguir determinando el precio del Plan Gas más allá de los problemas estacionales en el mercado spot por el gas asociado. En la Argentina hay un costo de capital más alto que en los Estados Unidos y los proyectos de LNG que hay en cartera implicarían la necesidad de duplicar la producción de gas a lo largo de la próxima década para abastecer las terminales licuefactoras de exportación.

–Si se duplica la producción de gas, ¿no puede traccionar una baja del precio?  

N.A.: –No veo un precio por debajo de los 3 dólares por millón de BTU ni un precio del gas en la Argentina por debajo del precio del gas natural en el Golfo de México. Me parece que el riesgo para la industria es setear un precio esperado de acá a 2030 que no se va a terminar cumpliendo en términos de la política. Y no son lo mismo en términos de competitividad del sector industrial y de las tarifas residenciales 2 o 3 dólares por millón de BTU. Ahora bien, uno puede pensar los proyectos de LNG con caño dedicado como un ladrillo fijo, las empresas abastecen a lo largo de todo el año con el desarrollo de sus áreas en general localizadas por quienes son los actores en la ventana de dry gas, o en realidad lo que se puede pensar es que va a haber una parte de ese ladrillo que se va a abastecer de esa forma, pero que si buena parte de esos productores estacionalizan su producción de gas en la ventana de gas seco para tener el pico en invierno, en el verano van a poder contratar parte del gas asociado disponible en el mercado siempre que el precio de adquisición sea menor a su costo de desarrollo. ¿Qué quiero decir con esto? Falta mucho, pero uno podría pensar que las términales de LNG van a permitir desestacionalizar los excedentes de gas natural a lo largo del año, en términos del impacto que podría tener el gas asociado sobre los precios de verano con un volumen de arriba de 50 millones de m3/día.

E.N.: –Estoy muy de acuerdo con lo que plantea Nicolás. Creo que el producto de exportación plano que es deseable para buscar mercados y ser competitivos en lo que ofrecemos no dialoga bien con el tipo de estacionalidad que tenemos en el mercado interno. Aunque en este momento podamos poner como referencia los precios del Plan Gas como precios mínimos de exportación, la lógica es que con el tiempo los contratos se firmen libremente a los precios que las partes acuerden y puede pasar que haya demanda del mercado interno que pague más la exportación si el producto es distinto. Si tiene mucha estacionalidad, requiere más infraestructura y más esfuerzo en el upstream. No es el mismo producto un ladrillo plano que un producto con estacionalidad. Por supuesto, los grandes proyectos que van a dar volumen pueden permitir compensar parte de la estacionalidad de excedente de verano.

–Daniel Rideneler hablaba antes de todo el esfuerzo de inversión que va a requerir poder ofrecerle un producto en firme a Brasil y después ver si el precio da o no da en función de la estacionalidad que tiene Brasil. Ahora, si se piensa el sistema de transporte hacia abajo, si hay mucha concentración de gas en Vaca Muerta y parte de la exportación de GNL viene de Vaca Muerta y hay que revertir la declinación de Cuenca Austral, ¿qué se hace con la direccionalidad del gas que viene desde la Cuenca Austral si se cae la producción? ¿Cómo se hace para abastecer la zona sur?

N.A.: –En primer término, hay que decir que tenemos 255 TCF de recursos contingentes en Cuenca Neuquina, con lo cual sobra gas natural por 150 años. Tenemos gas para abastecer el norte, para abastecer las términales licuefactoras en el Golfo San Matías y tenemos potencialmente gas para ir revirtiendo el (Gasoducto General) San Martín para abastecer el norte de la Patagonia, en un futuro lejano.

–¿Más de 5 años?

N.A.: –Sí, hoy hay un volumen de Cuenca Austral que si las terminales licuefactoras en Golfo San Matías se abastecen con gasoducto dedicado no debería haber problemas de abastecimiento como mínimo hasta el 2030. Si se empieza a tener problemas de abastecimiento en Patagonia Norte porque el volumen de Cuenca Austral no te garantiza para abastecer toda Patagonia Sur y Patagonia Norte en algún momento comenzarás a revertir partes del San Martín.

, Redaccion EconoJournal

Argentina y Brasil firmaron en noviembre un memorando de entendimiento sobre integración gasífera y conformaron un grupo bilateral para viabilizar las exportaciones. Argentina quiere colocar parte de la producción de Vaca Muerta en el país vecino, pero por ahora se sabe poco sobre las condiciones que exigen del otro lado de la frontera. Para conocer la posición brasileña en primera persona, EconoJournal invitó al Midstream & Gas Day a la presidenta de TBG, Angélica Laureano; la directora ejecutiva del IBP, Sylvie D’Apote; el director de Gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Marcello Weydt; y el Senior director de Alvarez & Marsal, Rivaldo Moreira Neto.

Las múltiples aristas del debate pivotearon entre dos grandes ejes: la demanda brasileña de un gas a precio competitivo y las alternativas de suministro que maneja Brasil.

El contexto general esta marcado por la necesidad brasileña de garantizar su suministro frente al declive en la producción y exportación de gas de Bolivia. Es también el factor estructural que llevó a los gobiernos de Javier Milei y Luiz Inácio «Lula» da Silva a rubricar en noviembre un memorando de entendimiento.

Gas a un precio competitivo

El memorando ordenó el mapa con las distintas rutas posibles para la llegada de más molécula argentina al Brasil. No obstante, los expositores invitados coincidieron en que esas opciones están atadas a la competitividad final del gas argentino frente a otras alternativas de suministro, como la producción doméstica o el acceso a gas natural licuado (GNL) global.

Angélica Laureano, presidenta de TBG, una de las principales compañías transportistas de gas en Brasil, subrayó que la oportunidad para la Argentina es con un gas a precio competitivo. «El volumen de Bolivia está disminuyendo en unos 2 o 3 millones de metros cúbicos diarios al año, así que estimamos que para 2030 no tendremos más. Nos alegra poder contar con el gas de Argentina, pero todo depende del precio que pueda alcanzar en Brasil», afirmó.

TBG opera el gasoducto Gasbol del lado brasileño. El ducto de 3150 km. de extensión tiene una capacidad de entrega nominal de 30 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) en la frontera con Brasil, pero Bolivia actualmente está mandando apenas 12 MMm3 diarios.

A su turno, la directora ejecutiva del Instituto Brasileño del Petróleo y Gas (IBP), Sylvie D’Apote, remarcó que el gas argentino deberá competir en precio con el GNL y demás alternativas. «Hay lugar para el gas argentino pero tendrá que luchar por su lugar en la matriz gasífera, no solo por el precio, sino también por otras características. Hoy es un gas interrumpible, un gas de oportunidad, pero mañana puede aportar flexibilidad a esta mezcla que tenemos», explicó.

Entre las alternativas también está la producción de gas asociado en las operaciones petroleras offshore en las aguas de presal, aunque actualmente la gran mayoría de esas moléculas son reinyectadas en los pozos para estimular la producción de crudo. Brasil técnicamente produce 130 millones de metros cúbicos de gas a diario, pero reinyecta 80 de esos millones.

D’Apote también señaló dos proyectos centralmente de gas offshore, Raia y Sergipe Aguas Profundas, que en conjunto tienen el potencial de añadir hasta 34 MMm3/d a la red brasileña entre 2028 y 2029.

Integración tarifaria regional

A la hora de desagregar los costos que componen el precio final del gas, los expositores brasileños puntualizaron en las tarifas de transporte. El director de Gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Marcello Weydt, dijo que el gobierno esta trabajando con la Argentina en la elaboración de un tratado que establezca reglas en materia tarifaria y operativa.

Weydt consideró que, desde el punto de vista brasileño, “el mayor desafío es la integración tarifaria, porque si lo analizamos ya estamos integrados, ya tenemos puntos de conexión, y realizamos inversiones, pero lo que impide esta multiplicación es entrar en este círculo virtuoso de la integración tarifaria”.

El desafío tarifario también es interno. El funcionario subrayó que están conversando con las principales transportistas en Brasil para revisar las tarifas de transporte y distribución, que juntas suponen un costo de cuatro dólares por cada millón de metros cúbicos del lado brasileño.

«Estamos discutiendo tarifas a corto plazo, tarifas de interconexión y tarifas de gas en tránsito, precisamente para facilitar este proceso. Tenemos un gran ejemplo: la propia integración europea«, dijo Weydt.

La demanda de gas en la industria

Por el lado de la demanda, los expositores remarcaron que la industria brasileña tiene una capacidad ociosa del orden del 40% a raíz de la disminución de los volúmenes desde Bolivia y consecuentemente precios del gas más caros. También se destacaron potenciales oportunidades en el largo plazo, como el abastecimiento de gas para la industria siderúrgica.

El Senior director de Alvarez & Marsal, Rivaldo Moreira Neto, explicó que la demanda firme de gas en Brasil no ha crecido en los últimos 15 años por una decisión política de privilegiar el abastecimiento de gas para la generación termoeléctrica, en perjuicio de otras demandas, como la industrial. «Los precios subieron y no hubo más oferta de contratos para que la industria en Brasil pueda continuar consumiendo gas en sus procesos», dijo.

La petrolera estatal Petrobras sigue siendo un actor dominante en el mercado, concentrando todavía el 75% de la comercialización de gas en Brasil y con perspectivas de crecimiento por su participación en nuevos proyectos. Sin embargo, Moreira Neto resaltó que la apertura del mercado a la competencia representa oportunidades para la Argentina en el corto y mediano plazo. Una es el suministro de GNL para terminales de regasificación e inclusive para proyectos de generación off grid.

En el largo plazo, la oferta argentina puede despertar nuevas demandas industriales. Una es el reemplazo del carbón por el gas en la industria siderúrgica para reducir las emisiones en la producción de acero.

«Vemos un potencial interesante para el contrato a largo plazo, hay demanda a ser desarrollada y hay espacio para contratar a largo plazo, especialmente en algunas industrias. Nosotros no vemos a Brasil llegando a una matriz de un 50% de gas, pero es posible crecer en ondas de crecimiento, especialmente en sectores como la siderurgia», dijo el consultor.

, Nicolás Deza

En el último panel de debate de la edición 2025 de Midstream & Gas Day, referentes de las dos principales constructoras del país aseguraron que en el medio local hay suficiente capacidad para encarar nuevos proyectos de infraestructura que ayuden a desarrollar la actividad sectorial a gran escala.

Según Carlos Coletto, gerente de la Unidad de Negocio de Gas y Petróleo de SACDE, no es casual que la presentación de las empresas constructora haya quedado para el cierre del evento organizado por EconoJournal. “Como esta jornada lo marca, los constructores llegamos al final, cuando ya no hay tiempo y todo el mundo está ansioso por irse o por empezar a operar”, bromeó el directivo.

A criterio de Alejo Calcagno, director de Operaciones para la Región Sur en Techint E&C, para prever la posibilidad de concretar con éxito nuevas obras de envergadura conviene repasar lo realizado en los últimos tiempos. “En ese sentido, estuvimos al frente de emprendimientos como el Gasoducto Perito Moreno -GPM- (ex Gasoducto Presidente Néstor Kirchner -GPNK-), la Reversión del Gasoducto Norte (RGN), el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y el segundo módulo del Proyecto Duplicar de Oleoductos del Valle (Oldelval)”, enumeró.

Lo que afortunadamente se viene dando en la Argentina, definió Coletto, es “un círculo virtuoso”. “La primera gran iniciativa después de muchos años, que fue el GPM, nos puso a prueba como empresas y como país. Desde entonces llevamos adelante una serie de desarrollos de manera impecable. Más allá de algún paralelismo con lo hecho, los desafíos venideros nos plantean una oportunidad de crecimiento mayor al logrado hasta ahora”, avisó.

Aparte de la disponibilidad de equipos y materiales, indicó, los máximos retos a sortear se vinculan con la búsqueda, la capacitación y la formación de nuevos cuadros de responsabilidad. “En esa dirección, siempre estamos muy cerca de la Unión Obrera de la Construcción de la República Argentina (UOCRA) y de las universidades”, resaltó.

Así como en su momento Techint E&C llevó profesionales de la Argentina para realizar proyectos en otros países de la región como Perú, México o Chile, acotó Calcagno, hoy la empresa cuenta con recursos humanos capaces de colaborar con las iniciativas del ámbito doméstico. “No vamos a reemplazar a todo el personal local, pero sí traeremos profesionales en posiciones clave que nos permitan utilizar el personal en más de un emprendimiento a la vez”, aclaró.

Hito de infraestructura

No es del todo correcto, analizó Coletto, decir que el VMOS es la mayor obra de infraestructura de los últimos 50 años. “En la Argentina se han ejecutado otras iniciativas de mucha importancia. Lo que sí debe reconocerse es que no hay registro de un oleoducto de estas características en las últimas décadas”, reformuló.

También es cierto, sostuvo, que está previsto que el contrato de construcción del ducto culmine antes que la terminal de Punta Colorada. “Por eso puede hablarse de un adelanto tácito en cuanto a su nivel de avance”, reveló.

Tal como precisó Calcagno, el caño alcanzará los 437 kilómetros de extensión, tendrá 30 pulgadas de diámetro y contará con 28 válvulas de bloqueo a lo largo de su recorrido. “En esta primera etapa se están construyendo dos estaciones de bombeo: una en la cabecera, en Allen, y otra en Chelforó, antes de cruzar el Río Negro. A esas instalaciones se sumará una trampa de scraper. Además, se prevén futuras ampliaciones con estaciones de bombeo”, especificó el representante de Techint E&C.

Inicialmente, detalló, la capacidad de transporte será de 500.000 barriles por día. “Va a arrancar con 180.000 cuando se ponga en marcha únicamente la primera estación de bombeo y después va a subir a 500.000. A futuro, cuando esté todo el proyecto completo, la capacidad se situará entre los 700.000 y los 800.000 barriles”, adelantó.

De los 437 km totales, apuntó Coletto, restan menos de 37 km para terminar la apertura de pista y que todo el trazado quede marcado con la franja de trabajo requerida. “Venimos soldando con doble junta desde la segunda estación (en el km 190), estamos a punto de alcanzar los 40 km iniciales de soldadura automática en campo, y empezamos a bajar cañería de zanja”, agregó el ejecutivo de SACDE.

Flexibilidad y eficiencia

En relación con otros momentos del país, afirmó Coletto, por estos días se han flexibilizado mucho los procesos para poder operar con los proveedores, lo cual simplifica el desenvolvimiento de las compañías constructoras. “No obstante, uno siempre se prepara para la situación de mercado que haya que afrontar, y planifica los trabajos y las gestiones a fin de resolver las problemáticas que puedan surgir. Hoy estamos más cómodos, pero eso no significa que no hubiéramos cumplido nuestros objetivos en otro contexto”, aseveró.

El crecimiento de la industria de Oil & Gas, enfatizó Calcagno, configura una realidad indudable a escala nacional. “Los proyectos están apareciendo uno tras de otro. Hay cada vez más anuncios relacionados con el gas natural licuado (GNL). Y también vislumbro un fuerte crecimiento de la minería”, destacó.

Chile, ejemplificó, produce el 24% del cobre que se consume en todo el mundo. “De este lado de la cordillera, en tanto, tenemos el mismo potencial por explotar. Si se ponen en marcha los cuatro o cinco mayores emprendimientos cupríferos que hay en carpeta, las exportaciones podrían representar un tercio de las previstas para Vaca Muerta”, comparó.

Si bien las obras mineras todavía se encuentran un paso atrás, señaló, cuando se activen significarán una competencia por los recursos industriales. “Habrá que encontrar la manera de administrarlos y compartirlos. Será vital elevar los niveles de eficiencia y productividad, incorporar soluciones de Inteligencia Artificial (IA), promover la digitalización de todos los procesos, y optimizar los recursos disponibles para que rindan el doble de lo que rinden hoy”, recalcó.

, Redaccion EconoJournal

(LA RIOJA).- El Parque Eólico Arauco (PEA) finalizó este jueves el montaje de 28 aerogeneradores que aportarán 99,4 MW de potencia al proyecto renovable ubicado en la provincia de La Rioja. Se trata del PEA III, una ampliación que elevará la potencia instalada de Arauco a 250 MW a partir de 100 aerogeneradores instalados a 90 kilómetros al norte de la capital provincial.

Además, en julio comenzarán las obras para la construcción de un parque solar de 50 MW que estará ubicado en medio de los molinos eólicos. El parque fotovoltaico podría estar operativo en abril de 2026. De esta forma, el Parque Arauco, una empresa de la provincia de La Rioja, se convertirá en el primer parque hibrido de generación de energía eólica y solar del país. En la empresa provincial estiman una nueva ampliación (Etapa IV) del parque eólico por 100 MW de potencia para 2027.

Etapa III

La construcción de la Etapa III de Arauco demandó una inversión de US$ 145 millones. La energía que generará esta etapa será inyectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) a partir de un PPA (Power Purchase Agreement) con Cammesa que habilita el decreto 476 de julio de 2019 que permite firmar contratos de compra – venta de energía con empresas públicas como Arauco. El nuevo parque solar de Arauco estará bajo los contratos del Mater (Mercado a Término de Energías Renovables).

Los aerogeneradores, que están en las últimas pruebas y entrarán en operación en octubre, son de la compañía Siemens Gamesa SG 3.4-132 y cada uno cuenta con una capacidad de generación de 3,55 MW. El parque tiene un factor de capacidad de más de 40% y se consolidó como el desarrollo renovable más importante del norte argentino.

En la inauguración de los 28 aerogeneradores de Arauco, el gobernador Ricardo Quintela señaló que “haber logrado el objetivo es una satisfacción no solamente para nosotros sino también para la Argentina. Este parque va a comenzar el mes que viene a construir 50 MW solares. Esto visibilizará a la provincia de La Rioja como pionera en el trabajo de la energía limpia”.

Por su parte, el secretario de Energía de La Rioja, Alfredo Pedrali, expresó que “estamos emocionados por cumplir el compromiso tomado al principio de la gestión, de darle vuelta a esta empresa y hacerla lo que es hoy: una firma pujante, reconocida por todo el sector, que nunca para de mejorar”.

Arauco

La primera etapa del Parque Eólico Arauco se inició en 2009. Fue el primer parque en conectarse al SADI cuando en 2011 comenzó a inyectar energía eólica al sistema nacional. Con los años amplió su capacidad a 50 MW. A partir de la primera licitación del Programa RenovAr, la empresa provincial amplió en 100 MW desarrollando la Etapa II del proyecto. En 2022, Pampa Energía adquirió por US$ 171 millones la Etapa II del Parque Eólico Arauco S.A.P.E.M., concretando una de las mayores inversiones privadas en la historia de la provincia.

Parque Arauco se posicionó en el top 3 de los proyectos eólicos más eficientes del país dentro de un universo de 67 parques en funcionamiento, según un ranking que realiza Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista. Actualmente, la compañía opera tres parques eólicos -dos propios y uno administrado para terceros- y cuenta con 100 aerogeneradores activos.

, Roberto Bellato

El grupo energético Aconcagua Energía junto a la Asociación Civil Proyecto Puente lanzaron una nueva serie de capacitaciones online. El objetivo de esta iniciativa, que también fue impulsada en 2024, consiste en brindar herramientas prácticas que ayuden a fortalecer la gestión y la competitividad de empresas y emprendedores Río Negro, Neuquén y Mendoza. La empresa presentó una nueva propuesta de actividades de capacitación y formación. Se trata de tres actividades, independientes entre sí, que buscan brindar a las personas de herramientas para el mejor manejo de sus entornos digitales para sus organizaciones.

Las capacitaciones tendrán una duración de cinco encuentros semanales y virtuales de dos horas cada uno y serán brindadas por profesionales de Proyecto Puente, una organización cuyo objetivo es reducir la brecha digital y con ello trazar un puente digital y sostenible hacia el futuro.

Juan Crespo, gerente de Relaciones Institucionales e Inversión Social de Aconcagua Energía, destacó: “Creemos que la capacitación es clave para potenciar la competitividad y la innovación en nuestra comunidad. Por eso, seguimos generando espacios de encuentro y aprendizaje que aportan valor real a empresas y emprendedores”.

Actividades

Los talleres comenzarán a desarrollarse durante el mes de junio finalizando en agosto/septiembre y las personas podrán optar por la capacitación que deseen realizar. En este sentido los talleres que se brindarán son:

• “Desarrollo de sitios web”, utilizando Google SITES aprenderán a utilizar esta plataforma y la tecnología para construir un sitio. Inicia el viernes 27 de junio | Horario: 18 a 21 h.

• “Power BI”, a lo largo de esta actividad las personas aprenderán a unir y utilizar diferentes fuentes de datos, analizarlos y presentar éstos a través de informes y taleros de control, accediendo a la información dentro y fuera de la organización, casi en cualquier dispositivo. El curso iniciará el viernes 01 de agosto | Horario: 18 a 21 h.

• “Herramientas en la Nube”, aprenderán a utilizar recursos online para gestionar, compartir y proteger información en la nube. Inicia el viernes 05 de septiembre | Horario: 18 a 21 h.

¿Quiénes pueden participar?

Se priorizará la preinscripción de aquellas personas que residan en Río Negro, Neuquén y Mendoza, y podrá participar una persona por empresa. “Buscamos priorizar el desarrollo de las personas e instituciones de las provincias donde nos encontramos trabajando, es también una forma de contribuir al desarrollo local”, señaló Lorena Pérez, desde Aconcagua Energía. “Estas actividades permitirán adquirir o actualizar conocimiento contribuyendo al progreso empresarial”, concluyó la referente de Inversión Social de la empresa.

Marcelo Dos Santos, miembro fundador de Proyecto Puente, agregó: “este trabajo junto a Aconcagua Energía nos permite acercar conocimientos prácticos a quienes buscan crecer y adaptarse a los cambios tecnológicos. Celebramos la oportunidad de seguir proponiendo este tipo de capacitaciones que fortalecen a las comunidades en general”.

Para preinscribirse los interesados deberán registrarse en este enlace donde podrán anotarse para cualquiera de las 3 propuestas.

Cabe destacar que, para el desarrollo de este ciclo, la articulación con instituciones es clave. En este sentido el mismo cuenta con el apoyo logístico y acompañamiento institucional de: la Secretaría de Energía y Ambiente de la provincia de Río Negro, la Municipalidad de Catriel, la Municipalidad de Cipolletti, la Municipalidad de Neuquén, la Municipalidad de Malargüe, la Municipalidad de Luján de Cuyo, la Municipalidad de Tupungato, la Cámara de Empresas de Servicios Petroleros de Río Negro (CASEPE), la Cámara Empresarial de Servicios de Río Negro (CES), la empresa provincial EDHIPSA y la Cámara Mendocina de Empresas de Servicios Petroleros (CaMESPe), según precisaron desde Aconcagua Energía.

Capacitación en sostenibilidad empresarial

Además del ciclo de capacitación en herramientas digitales, Aconcagua Energía se encuentra promoviendo entre las empresas de su cadena de valor y otras interesadas, la participación en el programa SPARK. Se trata de una propuesta de formación y desarrollo en temas de sostenibilidad que lleva adelante Pacto Global de Naciones Unidas, sin costo, y disponible para todas las organizaciones interesadas en iniciar su gestión en materia de sustentabilidad.

SPARK es un programa diseñado para acompañar a las empresas (sin importar su tamaño) brindándoles herramientas para que continúen con su desarrollo, prosperando, fomentando la creación de empleo, la reducción de la pobreza y el crecimiento económico sostenible.

, Redaccion EconoJournal

A la hora de proyectar la expansión del mercado gasífero a nivel regional, hay que tomar en cuenta que Vaca Muerta posee un significado para la Argentina y otro distinto para el resto del mundo. Con esa definición arrancó Daniel Rideneler, director general de Transportadora de Gas del Norte (TGN), su participación en la edición 2025 de Midstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal. “Para el país, la formación representa la potencialidad de cambiar la matriz económica que tenemos. Podemos prever para los próximos años unos niveles de producción de 1,5 millones de barriles equivalentes de petróleo, además de materializar proyectos de exportación regional vía gasoducto y de comercialización de gas natural licuado (GNL), estimando ingresos por entre 30.000 y 35.000 millones de dólares”, calculó.

Sin embargo, acotó, para el mercado global esos números resultan poco significativos. “El mundo puede estar un poquito mejor con los recursos de Vaca Muerta, pero sin ellos no le pasa nada. Los sustituirá”, advirtió.

El primer hidrocarburo que puede monetizarse, indicó, es el crudo. “Si esto se diera de manera secuencial y hoy fuese el día cero, que obviamente no lo es, el día uno habrá que producir petróleo, el día dos tendremos que expandir nuestra infraestructura de oleoductos para llevar ese recurso a la costa y recién el día tres nos daremos cuenta de que el crudo tiene gas asociado, lo que tornará necesario hacer plantas de tratamiento y conseguir mercados para el fluido. Ahora bien, lo que está pasando hoy es todo eso junto”, argumentó.

Puntualmente en el ámbito gasífero, subrayó, la prioridad debe ser llegar a los mercados vecinos. “Fundamentalmente pienso en Chile, donde ya contamos con infraestructura y debemos reconstruir la confianza, y en Brasil, que engloba varios mercados en sí mismo, aunque es cierto que también exportamos a Uruguay y que Paraguay nos viene avisando que en unos años querrá consumir el recurso”, sintetizó.

Cinco condiciones

El escenario vigente se caracteriza por un elevado interés por concretar proyectos en el Cono Sur. De acuerdo con Leopoldo Macchia, vicepresidente comercial de Tecpetrol, es hora de aprovechar las riquezas gasíferas de Vaca Muerta, aparte de la infraestructura construida, la declinación de la producción de Bolivia y la creciente demanda de naciones como Chile y Brasil. “La calidad de la roca es fantástica. Son casi 300 billones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés). Y dado que la Argentina sólo usa 1,8 TCF anuales, estamos hablando de 150 años de consumo”, graficó.

Para poner en valor esos recursos y abastecer a la región, aseguró, será primordial apostar por el GNL, un negocio con mucha flexibilidad, pero que depende en demasía de los precios internacionales. “La idea sería llegar a Chile, donde tenemos experiencia, y después a Brasil, que representa un desafío mayor”, anticipó.

En 2018, recordó, cuando arrancó el desarrollo masivo de Fortín de Piedra, Tecpetrol logró retomar las exportaciones de gas al centro chileno. “Un año después alcanzamos una penetración de un 30% en esa zona. Hoy estamos por encima del 65%”, comentó.

La semana pasada, reivindicó, el yacimiento insignia de la empresa batió un récord de 25 millones de metros cúbicos (m3) diarios, el 17% de la oferta argentina. “Ese volumen es más o menos la producción promedio que tuvo Bolivia”, comparó.

Para incrementar las exportaciones a Brasil, argumentó, deberán darse cinco condiciones. “El primer punto, que ya cumplimos con éxito, es arribar a ese mercado vía Bolivia. El segundo, contar con un precio competitivo. El tercero, construir infraestructura. El cuarto, avanzar en la coordinación regulatoria y tarifaria, y firmar acuerdos país-país para darle previsibilidad a todos los actores. Finalmente, conseguir que Brasil esté dispuesto a contratar en firme y a largo plazo”, enumeró.

En pleno crecimiento

En su flamante 20° aniversario, Pampa Energía se encuentra produciendo casi el 10% del gas que hoy se obtiene a escala nacional. “Somos el tercer productor no convencional en Vaca Muerta, con dos grandes yacimientos como El Mangrullo y Sierra Chata. Y más allá del medio local, que obviamente es nuestro objetivo principal, venimos trabajando mucho en los mercados regionales, principalmente en el área metropolitana de Chile”, precisó Santiago Patrón Costa, director comercial de Pampa.

La empresa, confirmó, empezó a exportar a la zona de Bio Bio, que todavía no contaba con acceso al gas neuquino. “A partir de mayo activamos los primeros contratos. Ya estamos exportando 250 decámetros, con la idea de ampliar ese volumen prontamente”, aseguró el directivo.

Para los próximos meses, anticipó, se espera un gran desarrollo en el norte chileno, mercado que competirá en cierta proporción con Brasil. “En suelo brasileño fue clave avanzar con una prueba piloto para entender cómo funcionaba todo el sistema. Con la baja del precio del Brent, a partir de octubre nuestro país se volverá más competitivo. Eso se reforzará el año que viene, más allá de que los costos de transporte todavía siguen siendo altos, gracias al precio mínimo de exportación que implicará el nuevo Plan Gas”, puntualizó.

Para favorecer las exportaciones, reconoció, el Gobierno contribuyó con la sanción de la Ley Bases, que cambió el paradigma de comercialización del gas. “A eso debe sumarse el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) que permitirá la ejecución de nuevas obras de infraestructura hechas totalmente por privados, sin intervención del Estado”, celebró.

Tres etapas

Hace ocho meses Harbour Energy adquirió los activos de Wintershall Dea a nivel mundial. Mariano D´Agostino, vicepresidente comercial de la firma, dio cuenta del impacto positivo de esa transacción para la Argentina. “Básicamente cambiaron las expectativas de crecimiento. Hoy tenemos tres pilares fundamentales: el proyecto Fénix, ubicado en la Cuenca Marina Austral; y los activos Aguada Pichana Este y San Roque (que nos abre posibilidades en la ventana de crudo), en Vaca Muerta. Adicionalmente, nos entusiasma la integración de un cuarto pilar: el consorcio Southern Energy, que nos asegura números rápidos para elevar al menos un 50% nuestra producción actual, que oscila en torno a los 10 y 11 millones de m3 diarios”, cuantificó.

En cuanto a la cobertura regional, el experto habló de una integración dividida en tres etapas. “En estos momentos estamos en la instancia de llegar rápido, testear y ser 100% interrumpibles. La siguiente fase, con foco en Chile, debería apuntar a alcanzar una mayor firmeza estacional en el verano. Recién después se puede pensar en contratos de extensión anual que funcionen durante varios años, meta que requerirá inversiones de entre US$ 3.000 millones y US$ 4.000 millones”, proyectó.

Brasil, acotó, será un mercado clave para el GNL. “Allí nuestro recurso será más competitivo que el producido en el resto del mundo. La gran incógnita pasa por el bajo factor de carga que tendrán sus siete terminales, sobre todo en un comienzo. Se está viendo si Brasil tiene capacidad de contratar GNL en modo firme o no, pero definitivamente es el mercado al que llegaremos con los mejores costos”, remarcó.

Objetivo superador

La integración regional tiene que ser un objetivo que trascienda la coyuntura política. Así lo cree Gabriela Aguilar, Country Manager para la Argentina y VP para Latinoaméríca de Excelerate Energy. “Los sectores público y privado deben trabajar conjuntamente en la coordinación que necesita ese proceso”, afirmó.

La región se encuentra en buena medida integrada, desde su óptica, no solamente en materia eléctrica, sino también mediante gasoductos capaces de transportar 660 millones de m3 diarios. “Por otro lado, hay 10 terminales de importación de GNL (siete en Brasil, dos en Chile y una en Argentina) que representan alrededor de 180 millones de m3”, agregó.

El valor del GNL, expuso, depende de cada país, cuyas características son muy diferentes. “La Argentina, por ejemplo, tiene una estacionalidad muy marcada. Hoy nuestra terminal está regasificando entre 18 y 20 millones de m3 para garantizarle una mayor seguridad energética al mercado. En el caso de Brasil, en tanto, el factor estacional está ligado a las fluctuaciones de la hidroelectricidad”, describió.

En toda la región, señaló, se observa una demanda gasífera contenida. “Necesitamos desarrollarla entre todos. Se precisa articular la producción de Vaca Muerta, eliminar los cuellos de botella técnicos y regulatorios, y armonizar los marcos normativos de Chile, la Argentina, Bolivia y Brasil”, enumeró.

“Hay una enorme oportunidad de crecimiento a partir de la consolidación de la Argentina como exportador del recurso. También se percibe un gran potencial de desarrollo en el GNL de menor escala, ya que la región no está totalmente conectada. En virtud de la cuestión ambiental, podrían convertirse todas las centrales que hoy están consumiendo carbón o combustibles líquidos”, completó.

, Redaccion EconoJournal

El peso que en los últimos años adquirió la generación de energía renovables en Chile sobre el total de la matriz transformó las condiciones en que ese mercado requiere el gas natural argentino, que si bien puede resultar económico y confiable, debe adaptarse a la nueva realidad para avanzar hacia contratos de largo plazo.

En el cierre del Midstream & Gas Day organizado por Econojournal, el futuro del mercado del gas fue el eje del análisis de Luis Le-Fort Pizarro, manager Energy Management de la generadora chilena Colbún; Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana; y Leandro Colosqui, CFO de la transportadora GasAndes.

A las puertas de un posible punto de inflexión en la nueva etapa del vínculo gasífero entre ambos países, Le-Fort Pizarro consideró que el gas argentino puede seguir atendiendo el mercado de generación de Chile, pero debe atender y adaptarse a la lógica energética de las nuevas energías.

“El gas tiene importantes desafíos porque la generación renovable en Chile alcanzó un desarrollo muy grande, muy competitivo en precio y en particular en la hora sol que es su mayor recurso, y está buscando ampliar ese desarrollo a través de soluciones de almacenamiento que desafían un suministro de 24/7, como puede ser el gas, por lo que contratarse a largo es complicado”, dijo Le-Fort Pizarro.

En similar sentido, Hollweck coincidió en que el mercado eléctrico trasandino “necesita flexibilidad en los volúmenes, en las condiciones de despacho, porque es un mercado que cambia casi horariamente. Entonces esa flexibilidad que se requiere en una negociación libre entre comprador y vendedor es lo que está faltando aún en el marco regulatorio, para poder acordar las mejores condiciones para ambas partes. Hoy el mercado existe, la infraestructura está, pero con esa liberación se encontrarían las condiciones para hablar de contratos a tres o más años”.

Para Colosqui hay una demanda de 10 MMm3/d promedio de la cual la mitad se “apuntana cada vez más (se vuelve cada vez más flexible), por lo que toda la estructuración contractual que fue pensada para ciclos combinados y transporte firme como un ladrillo ya no es así. Es ahí donde esa flexibilidad tiene un costo porque hoy se está topeando el límite de la capacidad de todo el sistema de transporte porque algunas cuantas horas del día la demanda no está pudiendo traer el gas de Argentina que quisiera”.

El CFO de GasAndes agregó que ante la particularidad que está tomando la demanda de los offtakers chilenos, “el gasoducto puede expandirse por mayor compresión o por loops y esos costos no serían muy distintos respecto de la tarifa actual”, pero más allá de obras insistió en que “en los próximos dos años muchos de los contratos que originaron la infraestructura actual van a tener que ser revisados para buscar un producto que permita viabilizar a la demanda chilena lo que necesita, con contratos que permitan traer gas de Argentina, pero con algún seguro de regasificiación”.

Sobre ese punto el gerente de Generadora Metropolitana consideró que hoy se está trabajando con contratos que son herencia de un modelo de negocios anterior básicamente plano. El mercado no funciona de esa manera y va para un mercado donde va a ser todavía más empuntado, en el que necesitamos gas de las 19 de la tarde a las 23 de la noche durante algunos meses del año”.

“Entonces la propuesta es ver cómo podemos trabajarlo y aún viendo los precios de la energía en el mercado spot, que estos días estuvieron arriba de 300 dólares en ese rango horario, estamos dispuestos a compartir ese valor, pero la estructura contractual no lo permite y claramente lo que quisiéramos es combinar el pago de infraestructura de gasoducto con la regasificación de manera de bajar nuestra póliza de seguro contra el posible corte”, reseñó Hollweck.

En el cierre, Le-Fort Pizarro insistió en la necesidad de “que el gas sea flexible, pero no pagando infraestructura porque el sistema está desafiado por más renovables y baterías que van a llegar de aquí al fin de 2026, cerca de 5000 Mw de almacenamiento que van a tomar parte de la demanda nocturna que el gas y las térmicas estaban dando”. Pero se abre la oportunidad de mirar hacia otras regiones que no sean el centro de Chile que permitirían hablar de crecimiento de volúmenes utilizando otras estructuras existentes”.

, Ignacio Ortiz

El proyecto Eco-Refinerías del Sur para producir combustible de aviación sostenible en Chubut contará con el respaldo de Axens, un proveedor global de tecnologías y servicios para la producción de combustibles limpios. La iniciativa se inscribe en la demanda de alternativas sintéticas que se está gestando en la aviación internacional en general y la europea en particular para reducir sus emisiones de CO2.

GreenSinnergy GmbH, una empresa alemana especializada en el desarrollo de proyectos sustentables, y Axens firmaron un memorándum de entendimiento para explorar el desarrollo de proyectos de combustible de aviación sostenible (SAF por sus siglas en inglés) en la Argentina y en toda América Latina.

El acuerdo establece que GreenSinnergy liderará el desarrollo de los proyectos, mientras que Axens actuará como licenciante oficial de tecnologías clave, incluyendo la captura de CO2, la purificación de hidrógeno, la síntesis Fischer-Tropsch y la mejora del queroseno y nafta finales.

La alianza se centrará inicialmente y priorizará el desarrollo del proyecto Eco-Refinerías del Sur (ERS) en Chubut. La iniciativa, liderada por GreenSinnergy GmbH junto a los especialistas argentinos Ismael Retuerto y William Hughes, había sido presentada formalmente en diciembre en el Senado de la Nación con el acompañamiento del gobernador del Chubut, Ignacio «Nacho» Torres.

«Este proyecto viene a reunir condiciones o particularidades muy especiales a partir del extraordinario recurso eólico de la Patagonia, de la disponibilidad de tierra, disponibilidad de infraestructura en una provincia como Chubut, con lo cual estamos convencidos que es un proyecto no sólo para Argentina sino para América del Sur y ceñero en materia de e-fuels y de SAF sintético», dijo Retuerto ante una consulta de EconoJournal.

Proyecto en Chubut

El proyecto ERS busca producir combustibles sintéticos de aviación a partir de la producción de hidrógeno verde. La alianza con Axens incluye la búsqueda de inversores para dar inicio a la construcción de la primera etapa del proyecto, que contempla una capacidad de producción de 100.000 toneladas anuales de SAF.

La primera etapa contempla la construcción de 750 MW de potencia eólica, que se podría ampliar en etapas sucesivas llegando hasta los 2.500 a 3.000 MW de generación, desarrollados con la menor distancia posible entre los sitios de alto potencial eólico registrado y la zona costera óptima para los procesos de desalinización, electrólisis, procesos de FT y puerto de despacho.

La inversión necesaria para la primera etapa es del orden de US$ 2500 millones. La capacidad de producción luego puede ser ampliada hasta 500.000 toneladas anuales en restantes etapas ya que se cuenta con disponibilidad de terrenos para dicha escalabilidad.

El proyecto asume la condición de funcionamiento Off Grid (fuera de red) en su mayor demanda energética y una conexión de soporte adicional desde el SIN en extra Alta Tensión.

La energía eólica será la principal fuente energética, que combinada con agua de mar desalada alimentará el proceso de electrólisis para la obtención de hidrógeno verde y el posterior proceso de generación del combustible, mediante la combinación con CO2 a través del proceso Fischer-Tropsch.

Dada las limitaciones de fuentes de CO2 de origen biogénico en la región, GreenSinnergy analiza la posibilidad de utilizar tecnologías de captura directa de CO2 del aire (DAC) en combinación con tecnologías de captura de CO2 de fuentes industriales regionales, asegurando que la producción del combustible cumpla con lo establecido en el Reglamento Delegado 1185/2023 de la Unión Europea.

, Nicolás Deza

El sector de Oil&Gas tiene el desafío de poder sortear diferentes cuellos de botella a fin de aprovechar la riqueza de los recursos gasíferos con los que cuenta Vaca Muerta y dinamizar, a su vez, otros segmentos productivos. Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega – empresa dedicada a la industria del gas natural y la petroquímica-, dio cuenta de sus planes para acompañar el crecimiento de la industria y adelantó que “en enero y febrero vamos a terminar una obra que nos va a permitir producir dos millones de metros cúbicos (m3) de C3+, lo que en la jerga se conoce a la producción de propano, butano y gasolinas. Además, tenemos planeado llevar a cabo otra iniciativa para incrementar esa capacidad a 2,5 millones de m3. Hoy estamos produciendo 1,7 millones de toneladas por año de líquidos asociados al gas natural y procesamos cerca de 36 millones de m3 día”.

“Compañía Mega podría rápidamente ejecutar un proyecto de tres millones de toneladas de C3+, con una opcionalidad de etano para atender los cuellos de botella que tiene el upstream. Todo esto convive con alternativas en las que podamos buscar sinergia. Somos muy eficientes en el acondicionamiento y procesamiento de los NGLs (líquidos de gas natural)”, destacó el CEO de la compañía en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.

Ampliación de su planta en Bahía Blanca

Compañía Mega es una de las empresas clave en lo que respecta a la separación y fraccionamiento de líquidos asociados al gas natural de Vaca Muerta. En ese sentido, Córdoba detalló: “Estamos realizando un nuevo tren de fraccionamiento en Bahía Blanca que nos va a permitir producir unas 2.300 toneladas adicionales, pero para eso vamos a necesitar mayor capacidad de bombeo”.

El ejecutivo de la firma precisó que ante ese panorama la empresa planea llevar a cabo dos plantas de bombeo para impulsar el crecimiento de la producción. “Este es el primer paso para llegar a unas 7.000 toneladas por día”, remarcó Córdoba.

“Nosotros podemos llegar a las 3,5 millones de toneladas por año. Es algo posible para Mega, pero hay que buscar el formato adecuado para atender la necesidad que tiene el sector”, consideró Córdoba.

Cuellos de botella

Tras ser consultado sobre los proyectos que posee la compañía y el crecimiento de Neuquén y Vaca Muerta, el CEO de Compañía Mega advirtió que a medida que se puede sortear un cuello de botella que se encuentra cercano a la planta de Bahía Blanca, aparecen otros más a lo largo de toda la cadena. “La clave es pensar más allá de esas 7.000 toneladas porque hay un enorme potencial en el upstream y nosotros queremos ser un socio estratégico. Por eso llevamos adelante las distintas obras para otorgarle más eficiencia al tratamiento de los NGL”, sostuvo.

Por último, Córdoba se refirió al recurso humano con el que cuenta la Argentina y concluyó: “Hay un recurso humano espectacular en la Argentina, por eso debemos buscar las soluciones más eficientes. Tenemos que juntar la resiliencia con la creatividad, eso nos va a diferenciar”.

, Loana Tejero

La empresa transportista TGS y la operadora Pluspetrol en asociación con YPF, llevan adelante dos de los mayores proyectos actualmente en marcha de procesamiento de líquidos del gas natural, conocidos en la industria como NGLs, que sumarán su oferta a la capacidad ya disponible en el mercado.

La calidad del gas asociado de Vaca Muerta abre nuevas oportunidades de aprovechamiento de los líquidos que caracterizan la riqueza de ese hidrocarburo y que se identifican en la amplia disponibilidad de productos como propano, butano y gasolina fundamentalmente, generando un negocio de alto valor agregado al core de producción gasífera.

Sergio Cavallin, Corporate Commercial Development Manager de Pluspetrol y Claudia Trichilo, directora de Operaciones de TGS, dieron detalles de los avances de ambos proyectos al participar del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal. Aunque en distintas etapas de desarrollo, las dos iniciativas están generando el interés de otras compañías que ante la proyección creciente de producción de gas requerirán el servicio de separación y procesamiento a mayor escala.

Pluspetrol tiene en el bloque de La calera uno de sus desarrollos emblemáticos en asociación con YPF. Produce petróleo, pero también unos 14 MMm3/d de gas rico, fuera de especificación, a un grado tal que en esas condiciones no puede ser despachado directamente al mercado. Si bien, la compañía Mega ya hace parte de esa separación y el área cuenta con otras facilities de superficie, a medida que vaya subiendo la producción de crudo habrá mayor necesidad de nueva infraestructura.

“Por un lado, hay un gran problema que hay que solucionar, pero por otro es una enorme oportunidad -explicó Cavallin-. Para tener idea del tamaño de la oportunidad que hay por delante, si se alcanzara la capacidad de producir 100 millones de metros cúbicos de gas rico, no sólo pensando en el gas asociado sino en lo que aportan otras áreas de transición como La Calera, de allí podrían salir 12 millones de toneladas por año de componentes licuables, en etano, propano, butano, gasolina que representan unos US$ 5.000 millones por año en facturación”.

Se trata de una importante contribución a la idea de potenciar Vaca Muerta que tiene la industria en su conjunto con un negocio que irá creciendo en escala en la misma medida que suba la producción, ya que la riqueza de los líquidos del gas genera otra unidad de negocios en los proyectos que permite multiplicar por cuatro el precio de la caloría. “Este gas se vende entre tres y cuatro dólares, pero los NGLs se venden entre diez y doce dólares porque ya se trata de insumos petroquímicos” que tienen alta demanda internacional, explicó el directivo.

Esta solución proyectada en escala tiene un impacto en el negocio en general, más allá que se lo piensa en una sucesión de etapas. “Eso podría tener un impacto en la disminución del precio del break-even de un área de crudo de 5 dólares en promedio en Vaca Muerta y puede tener un impacto en el break-even del precio del gas este de hasta 2 dólares. Y bajar el precio del gas nos haría más competitivos y más resilientes al no tener que bajar actividad cuando bajan los precios en el mercado internacional”, aseguró.

Pluspetrol e YPF participan en partes iguales en el proyecto y las compañías pretenden poner en marcha su primera etapa a principios del año próximo, atado a la Decisión Final de Inversión (FID), que podría sumar el interés de participación de grupos locales, asiáticos y estadounidenses.

El proyecto de TGS

En el caso de TGS, la empresa transportista de gas está trabajando en una nueva planta desde hace un par de años con un proyecto oportunamente valuado en unos US$ 2.500 millones, lo que ya por entonces era reflejo de las oportunidades que se vienen abriendo a proyectos vinculados al aprovechamiento del gas asociado.

“Tenemos desde 2018 un sistema de captación de gasoductos que fue creciendo desde aquel momento y ahora tiene 182 kilómetros de caño, entre 36 y 30 pulgadas, y eso termina en una planta de acondicionamiento que empezó con una capacidad para extraer 5 millones de metros cúbicos de gasolina. Y este año terminamos la instalación de un segundo módulo de acondicionamiento que los llevó a 28 millones de metros cúbicos en total, con la particularidad de que este módulo y el anterior están listos para pasar a procesamiento”, explicó la Directora de Operaciones de TGS.

Estos módulos están funcionando en la actualidad extrayendo la gasolina de los gases, pero ya tienen instalados los turboexpander para que, cuando se tome la decisión, poder pasar los equipos a recuperar otros hidrocarburos asociados como respuesta a una necesidad imperiosa ante la calidad del gas. Esto es asi, porque si se quiere poner el recurso en especificación para entrar a los gasoductos de transporte, no alcanza con sacarle la gasolina, sino que hay que tomar también el C2 o etano, el C3 o propano y superiores.

“Esta recuperación de propano y superiores está dividida en tres partes, de las cuales la primera se da en la planta de TGS en Tratayen (Neuquén) donde se hace la extracción de “la sopa” inicial y que se analiza sumar dos módulos más para llevar la capacidad de procesamiento a 43 millones de metros cúbicos día. La segunda etapa trazada es la construcción de un poliducto para llevar esa materia inicial hasta la zona de Bahía Blanca, en donde se estaría instalando la tercera etapa que es el fraccionamiento, para recuperar aproximadamente 2,8 millones de toneladas, más instalaciones de almacenaje y despacho”, detalló Trichilo en el Midstream & Gas Day.

En el último año, TGS avanzó con el desarrollo de ingeniería de las distintas etapas, para las cuales ya tiene ofertas concretas por los equipos y tiene lanzada una licitación por el montaje para poder cerrar el número final que le permita ajustar la tarifa que estará ofreciendo a los distintos interesados, que son los productores en Vaca Muerta, para subirse a este proyecto. “Estamos trabajando para poder tener esto en servicio, al menos en una etapa temprana, para el 2028, y después seguirían las sucesivas ampliaciones porque tenemos los terrenos ya comprados y está todo pensado en un crecimiento modular”, agregó la especialista.

El financiamiento podrá venir también en etapas que acompañarán el primer hito de capacidad mas sus potenciales ampliaciones. La idea inicial es ofrecer el servicio a través de una tarifa con la búsqueda de financiamiento por parte de TGS, pero también se analiza la posibilidad de que terceros quieran participar con equity, ya que no se trata del único proyecto de este tipo en la industria.

Por lo tanto se podría avanzar en iniciativas simultáneas que puedan compartir un único poliducto con diferentes plantes de procesamiento o la alternativa que mejor cierre en lo operativo y económico, para lo cual -aseguró Trichilo- hay conversaciones abiertas.

, Ignacio Ortiz

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) llevó adelante una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica, bajo el lema “El desafío de la competitividad. Cómo impulsar una industria petroquímica más eficiente, moderna y resiliente”, en el Auditorio del Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El encuentro contó con una nutrida asistencia de referentes del sector, autoridades, profesionales y representantes del sistema científico-académico.

Guillermo Petracci, director de Unipar Argentina y presidente de la Jornada en esta edición, fue el encargado de la apertura destacando: “Hoy estamos acá para hablar de futuro. Las oportunidades para nuestro sector requieren que cambiemos el enfoque. Necesitamos renovar nuestra actitud frente a los desafíos y asumir el protagonismo que el momento exige. Somos parte de la solución a los desafíos del desarrollo. Hay mucho que podemos mejorar desde la gestión, la eficiencia, la inversión en procesos y en personas. Lo que hagamos hoy puede definir el lugar que va a ocupar nuestro sector petroquímico en los próximos 20 años”.

Al mismo tiempo, Petracci brindó un repaso de la agenda prevista para la jornada, marcando así el inicio del evento. A lo largo de los distintos paneles, se compartieron conceptos y reflexiones que dejaron en evidencia los principales desafíos y oportunidades del sector petroquímico.

El evento

En el panel 1, denominado “Claves Económicas para una Industria Competitiva”, participaron Diego Coatz, de la Unión Industrial Argentina (UIA); Pablo Giorgi, de OPIS (Dow Jones); y Jorge de Zavaleta, de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®), como moderador del espacio. En el mismo, se analizaron los factores macroeconómicos, productivos y globales que inciden en la competitividad del sector. Por su parte, Giorgi presentó un diagnóstico del escenario internacional marcado por sobreoferta y presión en los márgenes, subrayando que la competitividad seguirá dependiendo del acceso a materias primas baratas, donde Argentina tiene ventajas naturales. Mientras que, Coatz, destacó la necesidad de consolidar el orden macroeconómico y avanzar en una agenda micro que reduzca el costo argentino, potencie la productividad, promueva la inversión en infraestructura y modernice el sistema tributario y laboral, colocando al desarrollo industrial como motor clave del crecimiento sostenido.

En el panel 2, titulado “Del Algoritmo de la Inteligencia Artificial al Impacto Competitivo Real”, llevado adelante por Sandra Urrutia de YPF Química; en el que expusieron Dorlysu Moreno, Julieta Suárez, Mora Puricelli y William Pilaszek, todos integrantes de YPF S.A. A través de experiencias concretas, los panelistas mostraron cómo la inteligencia artificial ya está transformando procesos industriales clave en áreas como logística, entrenamiento y planificación operativa. Se presentaron herramientas como Gema, un entrenador virtual para contratistas, y Optimax, una plataforma de optimización en tiempo real que permite alinear operaciones con objetivos económicos y energéticos. Se destacó el rol central de las personas en esta transformación, la necesidad de fomentar habilidades digitales y el impacto real de estas innovaciones en la competitividad del sector.

Otros ejes

El panel 3, “Resiliencia Climática de la Infraestructura Industrial”, fue coordinado por Rodrigo Pontiggia, experto en gestión ambiental y adaptación climática, y contó con las exposiciones de Inés Camilloni (CIMA, UBA–CONICET) y Juan Pablo Sitá, especialista en Gestión de Riesgos y en Salud, Seguridad y Medio Ambiente. Se abordó la necesidad urgente de incorporar estrategias de adaptación ante el cambio climático en la planificación industrial, poniendo énfasis en el conocimiento científico actualizado, el análisis de riesgos climáticos locales y la preparación operativa frente a eventos extremos. Se destacó que la resiliencia debe ser parte de los planes de continuidad de negocio, integrando desde infraestructura crítica hasta formación del personal y seguros ambientales, en un contexto donde las amenazas climáticas ya impactan de forma directa sobre la productividad y la seguridad de las operaciones.

En el panel 4, “Impulsando la Competitividad desde la Ciencia y la Tecnología”, la conversación estuvo guiada por Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®, y en formato entrevista, expusieron Darío Genua, secretario de Innovación, Ciencia y Tecnología de la Nación, y el Dr. Daniel Salamone, presidente del Directorio del CONICET. Por un lado, Genua subrayó que el desarrollo de los recursos humanos es un factor clave para el crecimiento industrial, y que debe pensarse con visión de largo plazo, articulando esfuerzos entre el Estado y el sector privado. También remarcó que esto implica hacerlo con innovación, educación y tecnología, y destacó el carácter transversal de la petroquímica en todas las cadenas estratégicas del país. Mientras tanto, Salamone sostuvo que la transformación productiva e industrial que demanda nuestro país requiere una apuesta decidida por el conocimiento científico como motor estratégico del desarrollo. Desde el CONICET se impulsa una articulación con el sector privado y entre el sistema científico-tecnológico y el sector productivo, con el objetivo de generar innovación con impacto real.

El panel 5, “Materias primas competitivas para el desarrollo de la industria”, fue moderado por Pablo Popik, de Compañía MEGA S.A., y tuvo como expositores a Juan Ignacio de Urraza (Transportadora de Gas del Sur – TGS), Jorge H. Foglietta (J.H. Foglietta Consulting LLC), Fernando Ahuad (PetroCuyo) y Bernardo Novis Ribeiro (Braskem). A partir del potencial de Vaca Muerta, se analizó la oportunidad única que tiene la industria petroquímica Argentina de acceder a gas rico en líquidos como etano y propano, esenciales para la expansión de la cadena de valor. Se destacó la necesidad de escalar el desarrollo del midstream, adoptar modelos logísticos eficientes y generar alianzas regionales para industrializar localmente o exportar esos recursos. Los oradores coincidieron en que la clave estará en aprovechar esta ventana histórica con decisiones audaces, inversión en infraestructura y una planificación que priorice competitividad, integración y sostenibilidad.

En el panel 6, “La sustentabilidad es competitividad”, Pablo Leidi, director de Sustenomics y fundador de ComunicaRSE, entrevistó a Sebastián Bigorito, director general y CEO del Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible (CEADS). La conversación giró en torno a cómo la sostenibilidad dejó de ser una agenda de nicho para convertirse en un factor estratégico de competitividad, cada vez más exigido por regulaciones, mercados y financiamiento internacional. Bigorito advirtió sobre los impactos de la nueva geopolítica en la agenda climática y el trilema energético, y subrayó la necesidad de pasar de una transición energética aspiracional a una pragmática. También llamó a profesionalizar la gestión sostenible en las empresas, con foco en la adaptación, la resiliencia y la integración de la sostenibilidad en el gobierno corporativo como vía para generar valor.

Finalmente, en el “Panel de CEOs”, la Jornada concluyó con las reflexiones estratégicas de cinco figuras clave del sector: Guillermo Petracci (Unipar), Tomás Córdoba (Compañía MEGA S.A.), Javier Sato (PetroCuyo), Marcos Sabelli (Profertil S.A.) y Matías Campodónico (Dow Latin America). La moderación estuvo a cargo de Jorge de Zavaleta (CIQyP®). El intercambio apuntó a trazar líneas de acción concretas desde el liderazgo empresarial para fortalecer al sector petroquímico argentino. Además, todos coincidieron en la necesidad de fortalecer la competitividad desde adentro de las organizaciones, a través de eficiencia operativa, innovación, transformación cultural y liderazgo técnico. También destacaron la oportunidad estratégica que representa Vaca Muerta y la disponibilidad de recursos energéticos y tecnológicos para relanzar inversiones. A su vez, valoraron las señales económicas que empiezan a estabilizarse y llamaron a superar la lógica de la escasez con una mirada de abundancia, cooperación público-privada y compromiso con el desarrollo sustentable.

En el discurso de cierre de la Jornada, que estuvo a cargo de María Florencia Rodríguez Mandrini, de YPF S.A., como presidente del Instituto Petroquímico Argentino (IPA®), se destacó que la competitividad del sector ya no puede medirse solo por la eficiencia operativa, sino que implica también sostenibilidad, innovación, colaboración y visión de largo plazo. Subrayó que el IPA® continuará siendo un espacio de diálogo, conexión e impulso para el desarrollo de una industria petroquímica que evoluciona integrando ciencia, tecnología, talento y compromiso intergeneracional. “La competitividad también es una cultura”, expresó, con respecto al espíritu colectivo y transformador que atravesó toda la Jornada.

La jornada

La Jornada del 2025 tuvo el apoyo institucional y organizacional de empresas como PetroCuyo, YPF Química, Unipar, y Compañía MEGA S.A., como sponsors. Mientras que, PLAPIQUI; la Sociedad Argentina de Construcción y Desarrollo Estratégico S.A. (SACDE); la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA); OPIS, una empresa de Dow Jones; la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®); Cyclus; ECOPLAS; el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET); la RedACTIVOS, interface entre los emprendimientos productivos de personas con discapacidad y las empresas; la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral; y la Secretaría de Innovación, Ciencia y Tecnología, acompañaron como Partners a la Jornada.

Nuevamente esta edición de la Jornada del el IPA®, fue un evento neutro en carbono por tercer año consecutivo, monitoreada por Cyclus, especializada en soluciones tecnológicas para el reciclaje y la economía circular. Una vez más, Cyclus, se encargó de medir y compensar la huella de carbono del evento, reafirmando su compromiso con la transformación sostenible de la industria.

, Redaccion EconoJournal

Mauricio Martin, vicepresidente ejecutivo de Midstream & Downstream de YPF, aseguró que el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), una megaobra de oleoducto y terminal portuaria, está avanzando según lo previsto. “Vamos a lograr financiar el 70% del proyecto. Esa ya es una realidad desde el punto de vista financiero, mientras que, desde el punto de vista operativo, con el aporte de los 7 socios, la obra ya se está concretando en el terreno”, aseguró el ejecutivo en Mindstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal en el Club Hípico.

“Estuve en Chelforó donde se estaba montando la planta de doble junta, la soldadura automática, y la verdad es que es un placer ver que empresas locales están llevando adelante un proyecto de tal magnitud con gran capacidad de integración local”, sostuvo Martín. El hombre de YPF reconoció que la parte onshore y offshore de la terminal es una de las más críticas, pero adelantó que están llegando ya las chapas para poder realizar las primeras partes del parque de 6 tanques que se van a construir en la costa, dijo que la tubería marina ya está adjudicada y que se está avanzando con la licitación de las monoboyas.

–Horacio Marín (CEO de YPF) comentó el otro día que la parte más crítica de la construcción del proyecto VMOS la ve en la parte portuaria. Argentina hace años que no construye una terminal de exportación en un lugar como Punta Colorada donde no hay un enclave de servicios. ¿Cómo encaran ese desafío? –le preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

–Es un gran desafío el oleoducto en sí mismo. Lo estamos llevando adelante con empresas locales e internacionales de primer nivel. Estuve en Chelforó donde se estaba montando la planta de doble junta, la soldadura automática, y la verdad es que es un placer ver que empresas locales están llevando adelante un proyecto de tal magnitud con gran capacidad de integración local. Al mismo tiempo la parte onshore y offshore de la terminal es una de las más críticas. Están llegando ya las chapas que están configurándose para poder realizar las primeras partes del parque de 6 tanques que se van a construir en la costa, que van a permitir la carga de buques de 1 o 2 millones de barriles de capacidad de evacuación. La parte offshore es una de las más desafiantes porque hay varias empresas que concurren en forma simultánea para poder llevar adelante este proyecto. Estamos en etapa de licitación, tanto de las monoboyas como de la tubería marina. La tubería marina ya está adjudicada. En la parte del tendido hay dos tecnologías que compiten. Una es la de Tow-in que consiste en construir en tierra y tirar la línea semisumergida para llevarla entre 7 y 9 kilómetros para adentro. La otra tecnología es el s-lay que consiste en construir la tubería, soldarla e ir desplegándola con un buque especial. Muchos de esos buques están operando en el Mar del Norte y la escala que tiene este proyecto, de cortas distancias, es un aspecto desafiante para quienes están concursando. Ocho empresas están concursando por este proyecto, conjuntamente con las que nos van a proveer las monoboyas. Las monoboyas tienen características muy especiales. Las estamos adquiriendo tipo llave en mano. Se está configurando como una compra única a los fines de ganar productividad, obtener mejor capacidad de entrega y con eso poder mancomunar varias empresas que coexisten y que van a concurrir en el mismo tiempo y lugar para poder llevar adelante el proyecto.

–¿Hace cuánto que no se hace un proyecto de este tipo?

–Aquí en Argentina creo que la última fue la que hicimos en Chubut, Termap (Terminales Marítimas Patagónicas S.A.). Creo que fue la última infraestructura en la cual nos introdujimos mar adentro para poder constituir capacidad de transporte de gran escala. Es 1 millón de barriles aproximadamente lo que cargamos en Termap. Aquí vamos a tener la capacidad de amarrar buques de 2 millones de barriles, con lo cual eso nos da una escala suficiente para poder llegar a mercados muy competitivos, el asiático fundamentalmente, que demanda buques de mayor escala para alimentar a sus complejos industriales.

–¿Cuánto más competitivos pueden ser este proyecto una vez que esté materializado?

–El proyecto es competitivo por la escala que va a ganar. Estamos en el orden de los 550 mil barriles y el oleoducto tiene la capacidad de llegar con un 10% más de inversión a los 700 mil barriles. Hoy tenemos 7 socios, esperemos que se sumen algunos más, dado que el proyecto ya está mostrando capacidades de delivery en materia de ejecución. Con los 550 mil barriles vamos a poder cargar buques de 2 millones de barriles y eso ya nos da una escala significativa. El costo de los buques, en lo que refiere a la contratación es entre 2 y 3 dólares menores de lo que tenés cuando contratás un Suezmax. Nos encontramos en un nivel de competitividad de escala mundial.

–Marín decía hace unos días que probablemente en junio se cierre el Project finance por 1700 millones de dólares para financiar parte del proyecto. Si tengo que pensar hace cuánto que Argentina no cierra un Project finance de ese tipo deben ser más de 20 años. ¿Qué dificultades ves? Te lo pregunto porque si después el país no puede conseguir tasas competitivas cuando le ponés una tasa de descuento, al proyecto no cierra.

–El equipo de CFO de YPF, juntamente con los socios que han estado en Estados Unidos en una ronda de trabajo junto con los bancos que van a financiar el proyecto, prácticamente lo han logrado. A fin de mes deberíamos tener alcanzado el Project finance. Son cerca de 1700 millones de dólares junto a algún aporte local de fondos. Vamos a lograr financiar el 70% del proyecto. Esa ya es una realidad desde el punto de vista financiero, mientras que, desde el punto de vista operativo, con el aporte de los 7 socios, la obra ya se está concretando en el terreno. El proyecto tiene muy poco riesgo de no concretarse. Es una necesidad de la industria. La proyectamos hace mucho tiempo atrás, con muchas barreras que hubo que sortear. Estamos en un buen curso para llevar adelante no solamente VMOS sino también los proyectos de LNG a futuro.

, Fernando Krakowiak

El director de Gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Marcello Weydt, aseguró este miércoles que dentro del grupo de trabajo bilateral conformado con Argentina están trabajando en la elaboración de un tratado que establezca reglas en materia tarifaria y operativa. «Observamos varios elementos necesarios para promover esta integración. Este tratado será un elemento importante para regular y permitir que el gas fluya conjuntamente a través de todos los países que serán una vía de paso en este proceso en el que estamos creando un mercado competitivo”, afirmó el funcionario al exponer en un panel del Midstream & Gas Day, organizado por EconoJournal, junto a Soledad Lysak, directora de Gas Cono Sur de TotalEnergies, bajo la moderación de Roberto Brandt.

“No vemos ningún problema con que este tratado regule el flujo de gas dentro de los sistemas, y quien entre dependerá de la competitividad del precio y no de la infraestructura”, aseguró Weydt.

En ese conjunto de decisiones a adoptar en la región para fortalecer un mercado gasífero, Weydt consideró que, desde el punto de vista brasileño, “el mayor desafío es la integración tarifaria, porque si lo analizamos ya estamos integrados, ya tenemos puntos de conexión, y realizamos inversiones, pero lo que impide esta multiplicación es entrar en este círculo virtuoso de la integración tarifaria”.

Al respecto, aseguró que hay un “constante diálogo con todos los transportistas del lado brasileño, de Argentina y de Brasil para aprovechar una oportunidad única, porque el factor limitante, que es la inversión, ya lo tenemos”.

Llegar rápido y más lejos

Soledad Lysak se refirió a la experiencia de TotalEnergies de haber podido concretar a comienzos de abril la primera exportación de testeo de gas natural a través de la red de ductos de Bolivia, lo que “permitió comprobar que se puede llegar rápido, pero ahora para llegar lejos y realmente tener un impacto y que las exportaciones regionales y esta integración pueda ser relevante y duradera es necesario ir en conjunto con los demás productores y con los gobiernos”.

“La gente de YPFB, con una posición muy amena de colaboración tanto en su visión como productor, también como país de tránsito, dejó en claro que tienen la voluntad de que la integración ocurra, que las tarifas no estaban escritas en piedra, lo cual también es importante y necesitamos que todos aunemos esfuerzos”, agregó la directora de Gas Cono Sur de TotalEnergies.

Weydt, en otro momento de la charla, planteó los escenarios internos que Brasil afronta para la integración que suma demanda agregada para los productores de ambos países. “Hoy, nuestra industria está estancada. No hubo crecimiento porque en los últimos 14 años tuvimos una legislación que no favorecía la expansión de los ductos, es decir, de la infraestructura para el crecimiento del mercado. Y cambiamos este panorama en 2021, cuando se aprobó una nueva legislación sectorial para expandir la demanda y generar más competitividad”.

“Vemos un enorme potencial de suministro en Argentina porque Brasil inyecta el gas asociado debido a la escasez de infraestructura, y los nuevos proyectos ya cuentan con la infraestructura necesaria para el transporte —agregó el funcionario—. Pero necesitamos nuevas inversiones en ductos de transporte en regiones donde los ductos ya prestan servicio a varios segmentos. Es una industria que actualmente tiene alrededor del 40% de la industria nacional inactiva y podría estar consumiendo gas natural, pero hay que discutir el precio como gran desafío para los productores nacionales y también para los productores de Argentina y de Bolivia”.

En el cierre, Lysak planteó la dinámica interna de los precios que se puede esperar en Argentina en el corto plazo, con la vigencia del Plan Gas y el compromiso del Gobierno de revisar los componentes de fijación de ese precio para exportación, excluyendo la volatilidad de la referencia de la cotización del crudo Brent.

“Cuando surgió el Plan Gas, la producción era la mitad de lo que es hoy y ese crecimiento fue posible gracias a que existió una competencia donde todos ofertamos nuestro mejor precio para poder incrementar la producción. Y después de que el Plan Gas se vaya, espero que seamos todos inteligentes para entender que US$3 y US$3,6 es el precio mínimo y máximo que hace posible que una producción se mantenga. O de lo contrario tendremos un escenario en donde queremos comernos la cabeza unos a otros y puede que los precios bajen, pero la producción también decline porque el precio no está”, opinó la directora de TotalEnergies.

“Entonces —concluyó—, después del Plan Gas veo esos dos posibles escenarios. Espero que todos trabajemos en conjunto y no queramos llegar rápido para tener un año de ventaja de precio que alguna comercializadora pueda hacer una diferencia ese año. Necesitamos trabajar en contratos a largo plazo”.

, Redacción Econojournal

La nueva edición del Midstream & Gas Day llevada a cabo por EconoJournal se desarrolló con una novedad: por primera vez se midieron las emisiones de Gases de Efecto Invernadero generadas por la organización y los asistentes.

La jornada tuvo lugar en el Club Hípico Alemán de Buenos Aires y reunió a referentes del sector energético y de la cadena de valor. Desde el comienzo, referentes de Svant, el software neuquino desarrollado por la empresa Proshale, invitaron a los asistentes a completar un formulario con información sobre su movilidad y alojamiento.

A partir de esos datos la compañía calculó las emisiones asociadas al encuentro, datos que servirán como base para acciones de compensación y para la toma de decisiones más responsables y sostenibles.

El impacto

En base a esta medición, EconoJournal avanzará en acciones concretas para reducir y compensar sus emisiones. En esa línea, Svant entregó cuadernos con información relevante para las organizaciones que desean comenzar a medir y gestionar sus emisiones y cómo el software puede ayudar en el proceso.

Para Svant y EconoJournal esta experiencia marca un paso importante: medir las emisiones de un evento abierto y multisectorial con el fin de generar encuentros cada vez más sustentables.

, Redaccion EconoJournal

La industria oil & gas tiene el desafío de superar el reciente contexto internacional de baja del precio del barril de petróleo para escalar la producción de Vaca Muerta. José Biondi, gerente de Innovación y Tecnología de Vista Energy, remarcó que en este escenario “es determinante poner el foco en la eficiencia en la operación”. El ejecutivo destacó que lograr mayor competitividad es clave para superar “el escenario internacional actual que es muy complejo”.

“Hace tres o cuatro meses el escenario era completamente distinto. Sabemos que estamos en una industria con altibajos, es algo normal. La respuesta que tenemos es la agilidad, como ya hemos hecho en distintos escenarios y contextos”, indicó este miércoles el ejecutivo de Vista Energy en el Midstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal.

Biondi participó del panel “Los desafíos del sistema de Midstream” junto a Ricardo Hösel, CEO de Oldelval; Gustavo Martin, VP Comercial Cono Sur del Tenaris; y Guillermo Blanco, vicepresidente de Otamerica Argentina.

Oportunidad

Biondi subrayó que Vista está atravesando un cambio muy importante con la adquisición del área La Amarga Chica en Vaca Muerta: “Estamos parados en este escenario como primer productor independiente de petróleo del país y uno de los principales productores de petróleo de Vaca Muerta. Eso nos da la oportunidad para hacer foco en la eficiencia. Hay una oportunidad enorme para ser más competitivos, especialmente en lo que refiere a costo-pozo”.

Eficiencia

Biondi describió cómo es el foco que tiene Vista en la eficiencia: “Tenemos una plataforma basada en tecnologías que nos permiten tener todavía mucho camino por recorrer para ser más eficientes. Estamos trayendo tecnología y revaluando nuestra cadena de abastecimiento para capitalizar esa eficiencia”.  

Como ejemplo de eficiencia, Biondi destacó que Vista está haciendo casing drilling (perforación y revestimiento en un solo paso) desde que comenzó el desarrollo en Vaca Muerta. Además, señaló que “es clave pensar la cadena de abastecimiento y en cómo construimos los pozos. Con canteras de cercanía, nos abastecemos de nuestra arena de fractura desde Río Negro, donde tenemos nuestra propia subsidiaria”.

Además, Biondi destacó que “tenemos el primer rig eléctrico (equipo de perforación) operando en Vaca Muerta. También, con nueva tecnología, estamos por automatizar la perforación de las secciones curvas. Contabilizamos 10 horas de eficiencia como un logro excelente. Significa que por cada equipo perforador enganchamos un pozo más al año. Esto lo tenemos que multiplicar por todos los equipos que tenemos. Para todo esto se requiere estar preparados para crecer”.

El ejecutivo contó que en siete años Vista Energy pasó de producir 20.000 barriles diarios a 80.000 barriles y que, con la adquisición de La Amarga Chica, “ya estamos arriba de 100.000 barriles”. Está todo dado para que, con infraestructura, podamos crecer a otras tasas”, aseguró. “Son ejemplos. Lo importante es que tenemos que seguir concentrándonos para lograr aún una mayor eficiencia”, concluyó Biondi.

Escenario internacional y midstream

Por su parte, Gustavo Martín, VP Comercial Cono Sur del Tenaris, afirmó que “el 35% de la producción industrial del planeta está en China. Esto generó desequilibrios que hacen que otros mercados reaccionen. Estados Unidos está comenzando a tomar medidas y se generó incertidumbre en el mundo. Por esto se están atrasando inversiones”.

La baja de la demanda mundial y el aumento de la oferta por la decisión de la OPEP de incrementar su producción provocaron que el precio del barril pase de 85 a 65 dólares. “Esto a la Argentina le pega. La capacidad de inversión de las petroleras en el país está relacionada al cash flow operativo. Con esto se financian. La baja en el precio internacional claramente genera un impacto. Quizá esta velocidad que veníamos viendo genere una ralentización una balanza energética”, describió Martin.

Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, se refirió a los desafíos del midstream: “Con el proyecto Duplicar y el Rosa Negra de Otamerica, la capacidad de evacuación de la cuenca en Vaca Muerta es de 750.000 barriles, que son unos 550.000 barriles hacia el Atlántico y 200.000 a Chile y para alimentar la refinería de Luján de Cuyo”.

Además, indicó que “para fin de mes estamos firmando el contrato con tres cargadores principales del proyecto Duplicar Norte, que sería la ampliación aguas arriba de Allen (conectará Allen con Rincón de los Sauces), para conectar el hub norte de Vaca Muerta. Es una obra de US$ 380 millones y 200 kilómetros de ductos de 24 pulgadas. Va a tener una puesta en marcha temprana a fines de 2026 y se va a terminar a finales de 2027”.

“Con la terminación del proyecto Duplicar Norte y del Vaca Muerta Sur, la capacidad de evacuación de Vaca Muerta pasará a 1.200.000 barriles”, afirmó Hosel.

Guillermo Blanco, vicepresidente de Otamerica Argentina, afirmó que “tenemos que actuar como un pulmón para que no se frene la producción, por eso tenemos una capacidad de tancaje (storage capacity) de 300.000 barriles con seis tanques de 50.000 m3 cada uno, de los cuales ya hay tres en operación. Además construimos un muelle para la salida del producto”.

“El muelle no es común, está a 2 kilómetros de la costa, con una pasarela en el medio de la ría de Bahía Blanca. Puede manejar desde Panamax hasta Suezmax, es decir, buques que mueven hasta un millón de barriles. Estamos dando una respuesta a la necesidad que hay hoy de realizar exportaciones. En la actualidad se están exportando 200.000 barriles a través de este sistema”, concluyó Blanco.

, Roberto Bellato

La revisión quinquenal tarifaria aprobada este año por el gobierno nacional permitirá a las distribuidoras de gas modernizar su servicio y adecuarlo a las exigencias de los contratos de concesión. El diagnóstico fue compartido este miércoles por representantes de Metrogas y Naturgy en un panel sobre el segmento regulado de gas en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.

El gobierno oficializó a fines de abril los aumentos de tarifas que percibirá el segmento de distribución de gas natural y de electricidad durante los próximos cinco años. La revisión tarifaria también compromete a las distribuidoras a ejecutar planes de inversión.

Metrogas se comprometió a ejecutar un plan de inversiones que a valores de hoy asciende a 210.000 millones de pesos. Las erogaciones que Naturgy realizará serán muy similares, del orden también de los 210.000 millones de pesos.

Para las distribuidoras, la normalización tarifaria implica no solo eliminar la incertidumbre por el lado de sus ingresos sino también poder proyectar la mejora de la infraestructura.

«Nos da previsibilidad para encarar proyectos que no se podían realizar y de esa manera realizar un catch up de la infraestrucura que requiere un servicio como la distribución de gas, y a la vez pensar en nuevos proyectos para desarrollar cada vez un mejor servicio», dijo Sebastián Mazzucchelli, CEO de Metrogas.

Por otro lado, el CEO de Naturgy, Gerardo Gómez, ponderó que la compañía no tiene deuda y que la previsibilidad tarifaria mejora el acceso al mercado. «Lo más importantes es que vamos a poder repartir dividendos en los próximos años, es una señal muy importante tanto interna como para el país. La última vez que repartimos dividendos fue en el 2011″, explicó Gómez.

Modernización

Los representantes de Metrogas y de Naturgy subrayaron que gracias a la certidumbre tarifaria ya están realizando y proyectan nuevas inversiones en tecnología para modernizar la operación y el servicio que brindan a sus clientes.

«Vamos a invertir en lo que es medición de grandes clientes, en nuevas implementaciones de software y aplicativos que acompañan el proceso de digitalizacion que estamos viviendo dentro de Metrogas. Hoy el 97% de las gestiones que realizan nuestros clientes con Metrogas son por canales no presenciales», puntualizó Mazzucchelli.

«Venimos muy retrasados en tecnología y estamos trabajando al respecto. Incorporamos inteligencia artificial para atender a los clientes, también teleinformación de las estaciones reguladoras y haremos un cambio en el sistema comercial tanto para Naturgy BAN como para el NOA«, dijo Gómez.

, Nicolás Deza

Rodolfo Freyre, VP Gas & Energía de PAE detalló los avances de proyecto de exportación de GNL del consorcio Southern Energy. “La idea es estar operando a fines de 2027 y que el segundo barco llegue en 2028, para lo cual necesitamos tener un caño dedicado en el invierno de 2028 y estar con los dos barcos operando full time”, aseguró en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal este miércoles en el Club Hípico. El ejecutivo remarcó que cuando conversa con los potenciales clientes sobre el proyecto «el foco no está en la confianza sino en ser competitivo con el precio”. También sostuvo que la exportación de GNL puede servir de complemento para la integración energética con Brasil. “Southern Energy es un complemento bueno para Brasil porque si bien no está focalizado en el mercado brasileño por la flexibilidad que requiere Brasil es una buena alternativa para el gas por gasoducto”, aseguró.

–¿En qué estado se encuentra el proyecto de Southern Energy?

–El año pasado cuando participé de este evento estábamos todavía en la etapa inicial, ni siquiera habíamos firmado los acuerdos definitivos. El 4 de julio del año pasado firmamos los acuerdos definitivos, aunque sujetos al FID (Decisión Final de Inversión). El FID se concretó para el primer barco el 1 de mayo de este año. Lo lindo para contar de ese proyecto es la velocidad con la que se hizo. Hace 14 meses estaba visitando el barco Hilli en Camerún y desde ese momento hemos podido firmar los acuerdos definitivos y sumar socios. Me parece que se armó un consorcio muy interesante en cuanto a diversidad con YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. También presentamos la adhesión al RIGI, que lo obtuvimos. Federico (Veller) comentó que obtuvimos un permiso de exportación. Vale la pena remarcar que se otorgó un permiso de exportación de gas por 11,5 MMm3/día de exportación por 30 años es algo inédito para Argentina. Se trabajó muy bien con la Secretaría de Energía para poder obtener eso. Y se obtuvieron todos los permisos ambientales en Río Negro. Haber logrado todo esto en un año es algo súper relevante para Argentina. Ahora viene la segunda etapa, que es el segundo barco, que todavía no tiene firmado el FID. Hay una serie de cuestiones que se tienen que cumplir en los próximos meses, entre ellas la ampliación del RIGI. El RIGI es fundamental para este tipo de proyectos. Sin RIGI esto no hubiese sucedido. Lo otro fundamental es que entre esta semana y la que viene vamos a presentar un nuevo permiso de exportación para este segundo barco de casi 16 MMm3/día. Estamos hablando de casi 6 millones de toneladas, unos 27 MMm3/día en total y unos 2500 millones de dólares de ingresos para el país, aunque esto último depende del precio del GNL.

–Ese segundo proyecto involucra un gasoducto dedicado de la cuenca neuquina, ¿cuándo piensan licitar ese gasoducto?

–Nosotros inicialmente visualizamos este proyecto como estacional porque era un barco y había capacidad excedente en el verano. Durante el proceso de maduración del proyecto, nos dimos cuenta que íbamos a estar muy apretados en cuánto a números. Entonces encontramos este otro barco para complementar, darle masa crítica y justificar un caño. Hoy lo que me ocupa buena parte del tiempo es el caño dedicado. Este tema es fundamental para el proyecto porque sin caño dedicado no hay segundo barco. De acá a fin de año vamos a estar trabajando para poder lanzar todo el proceso. Acordate que el Hilli llega a mediados de 2027. Después va a llevar un tiempo el sistema de amarre y comisionado, que debería ser corto en el caso del Hilli porque es un barco que ya opera. La idea es estar operando a fines de 2027 y que el segundo barco llegue en 2028, para lo cual necesitamos tener un caño dedicado en el invierno de 2028 y estar con los dos barcos operando full time.

–Generar la comercialización y encontrar los offtakers debe ser súper complejo. El otro día Marcos Pourteau decía que tienen firmados acuerdos de confidencialidad con cerca de 30 empresas interesadas, ¿cuán difícil es el proceso de generar confianza para demostrar que Argentina puede exportar GNL en 2027?

–Es súper complejo. Hemos recibido varias propuestas de players de diferentes partes del mundo. Hay un abanico grande de interesados con distintos perfiles de consumidores. La particularidad que tiene nuestro proyecto es que no estamos vendiendo como un proyecto tradicional greenfield de LNG en Estados Unidos que requeriría project finance y contratos de 15 o 20 años. Como no estamos requiriendo eso, no estamos visualizando una comercialización de 15 años. Estamos con un foco de mercado de corto plazo. Eso nos amplió el interés por parte de distintos clientes. Noto muchísimo interés en Argentina como nuevo punto de suministro mundial. Tener una opción más es muy bien recibida. Cuando planteás el proyecto, el foco de los clientes no está en la confianza sino en ser competitivo con el precio. Obviamente, también tienen que estar las garantías por si fallás. La clave es la competitividad que pueda tener el GNL argentino frente a otras alternativas.

–Teniendo en cuenta la primera etapa del Hilli que supone el aprovechamiento de capacidades existentes, más allá de la construcción de este gasoducto de 15 kilómetros y la infraestructura marítima, ¿tienen confianza para lograr un precio competitivo?

–Si se ven los precios 2028/2030 se puede observar que están cayendo. Las proyecciones que hay dan GNL puesto en Río Negro más bajo, pero creemos que estamos ahí. Estamos buscando algunas estructuras creativas comerciales para ver cómo atender ciclos de precios bajos. Al entrar el segundo barco hay sinergias. Hoy el Hilli es subóptimo en cuanto al almacenaje que tiene. Si viene un barco a cargar no puede hacer una carga full. Tiene que hacer carga parcial, desamarrarse, estar dos o tres días y volverse a amarrar para completar la carga. Todo eso lleva 5 o 6 días. Eso es competitivo. Con los dos barcos se soluciona parte de ese problema porque hace carga parcial, se mueve, hace carga parcial el otro barco y se va. No es el óptimo, pero mejora respecto de la situación inicial en la que estamos. Estamos buscando estructuras creativas que nos mitiguen los escenarios de precios bajos con los clientes y las hay. Cuando hablamos con traders y players globales hay inclinación para buscar soluciones y mitigar la volatilidad en el precio.

–¿Este proyecto de Southern Energy puede cumplir un rol en la integración energética con Brasil?

–Sí, definitivamente. No es este proyecto o la exportación regional sino este proyecto y la exportación regional. Hay que tratar de maximizar la infraestructura existente con Chile y darle más continuidad. Con Brasil la lógica es empezar a través de Bolivia, sobre todo en el interrumpible. Hay mucha inversión por hacer para ir a algo firme. Southern Energy es un complemento bueno para Brasil porque si bien no está focalizado en el mercado brasileño por la flexibilidad que requiere Brasil es una buena alternativa para el gas por gasoducto.

, Redaccion EconoJournal

El subsecretario de Combustibles Líquidos, Federico Veller, aseguró este miércoles que el gobierno busca generar certidumbre y respeto absoluto de los contratos para volver a generar confianza. “Tanto la certidumbre como el respeto de los contratos nos va a permitir poder pensar en contratos de 5 o 10 años para realizar la infraestructura necesaria para exportar a Brasil o Chile”, aseguró el funcionario al participar en la inauguración del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal en el Club Hípico. Veller analizó explicó también la redefinición del esquema de precios mínimos del gas ya no atado al Brent que se anunció la semana pasada y detalló los avances en el grupo de trabajo que se creó con Brasil para evaluar alternativas de exportación. “No está en la intención de esta administración tomar una decisión de cuál es la mejor alternativa. Esa decisión corre por cuenta del sector privado, que tiene que sopesar los beneficios y riesgos y terminar eligiendo cuál es el camino”, agregó.

–El recurso del gas está y las productoras han hecho una curva de aprendiza en lo que respecta al abaratamiento del gas de Vaca Muerta con el aumento de productividad de los pozos. El desafío es recuperar mercados regionales, que muchas veces se desatendieron y maltrataron, y armar una red de mutua confianza y comercialización con Brasil. ¿Qué está haciendo el gobierno para potenciar esas oportunidades? –le preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

—Lo que está haciendo el gobierno lo resumiría en dos aspectos: generar certidumbre y respeto absoluto de los contratos. Si logramos llevar adelante estas dos cuestiones vamos a recuperar esa confianza que hemos perdido. ¿A qué me refiero con certidumbre? La primera certidumbre viene dada por una medida muy importante que se tomó el año pasado que es la Ley Bases. La Ley Bases en el capítulo hidrocarburos genera certidumbre absoluta para aquellos exportadores que tienen el derecho de exportar el hidrocarburo. Una vez obtenida esa autorización no hay ningún funcionario que pueda cambiarla. Esto es fundamental que se entienda para poder establecer contratos plurianuales, como hemos impulsado desde agosto del año pasado, y para convertir esos contratos con visión 2026/2028 en contratos que vayan más allá de 2030. Además, permite a compañías como Southern Energy tener la certeza de una autorización de exportación por los próximos 30 años y que está basada en una ley que lo respalda. Eso simplifica y muestra lo que para esta administración significa la palabra certidumbre. La segunda clave es el respecto a los contratos. Tenemos una larga historia de no respetarlos. Tenemos varios ejemplos para mostrar nuestra convicción más absoluta de respeto a la propiedad privada. Por un lado, hemos tomado la decisión firme de cumplir a rajatabla el Plan Gas hasta 2028. Son contratos que permitieron revertir el declino de producción de gas y tener las expectativas que hoy tenemos hacia el futuro. El Estado argentino ha firmado con las productoras compromisos hasta fines de 2028 por un volumen muy importante, equivalente al 70% u 80% de la producción, y se decidió cumplirlo. Además, hemos otorgado autorizaciones de exportación a Chile y dimos clara certidumbre de cumplir el contrato firme, haciendo prevalecer un contrato firme por sobre uno spot del lado argentino. Tanto la certidumbre como el respeto de los contratos nos va a permitir poder pensar en contratos de 5 o 10 años para realizar la infraestructura necesaria para exportar a Brasil o Chile.

–¿Cuánto tiempo puede llevar reeducar a ese sistema de actores que están seteados para sobrevivir en un escenario de mucha volatilidad e incertidumbre y a los que ustedes les piden confiar en el largo plazo?  

–Creo que va a llevar cierto tiempo. Espero que no mucho más de un año. Estamos en plena transición. La semana pasada tomamos una decisión muy interesante en este sentido que tiene que ver con que CAMMESA empieza a operar en el spot. Todos los inviernos muchos comercializadores e industriales estaban acostumbrados a no contractualizar a sabiendas de que iba a haber un Estado detrás que siempre los iba a rescatar. Se buscaba la ventaja de corto plazo de comprar barato y luego maximizarlo y no asumir el riesgo de no tener el gas. A partir de que CAMMESA pueda jugar en el spot y de que los generadores se hagan cargo de comprar su propio combustible, eso empieza a cambiar. Son señales que le estamos dando al mercado. Tenemos que acostumbrarnos a trabajar de otra manera. Los privados tienen que empezar a medir los riesgos sin tener al Estado siempre detrás para que asuma las consecuencias.

–Acaban de anunciar la semana pasada la redefinición del esquema de precios mínimos del gas ya no atado al Brent.

–La reducción de precios mínimos tiene que ver con responder a una necesidad que vemos en el mercado. Esto lo plantean clientes chilenos y brasileños que representan a la demanda de gas industrial de generación en los países vecinos. Ellos dicen que la volatilidad del Brent afecta la toma de decisiones de largo plazo. Por otra parte, generaba una distorsión con respecto al precio que se utiliza en el mercado interno. Creo que es una buena señal sacar volatilidad e igualarlo a las mismas condiciones que se toman en cuenta en cada cuenca para definir los precios internos. Tiene que ver con generar esas condiciones que permitan tomar decisiones de largo plazo.

–Usted es el principal representante del gobierno argentino en el grupo de trabajo con Brasil que está evaluando alternativas para integrarse en materia de gas natural. ¿Qué nos puede contar sobre lo que se está discutiendo en ese espacio?

–Para los que no saben, en noviembre se firmó un MOU en Brasil entre el Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Economía. A partir de enero iniciamos una serie de reuniones. El primer logro es poner sobre la mesa un objetivo común y tratar de entender dónde están los cuellos de botella y las asimetrías regulatorias. Cuáles son las piedras que tenemos que sacar del camino para lograr que esa integración sea exitosa. Se revisaron en conjunto diferentes alternativas de exportación de gas, diferentes alternativas de infraestructura necesaria para incrementar los volúmenes de gas con una demanda de Brasil muy importante. Hemos invitado a la mesa a los actores privados, tanto productores, transportistas como clientes. No está en la intención de esta administración tomar una decisión de cuál es la mejor alternativa. Esa decisión corre por cuenta del sector privado, que tiene que sopesar los beneficios y riesgos y terminar eligiendo cuál es el camino.

–Hay un proyecto del gobierno para avanzar con una reforma del sector eléctrico para permitir que las generadoras vuelvan a comprar combustibles, ¿cuál puede ser el impacto en el mercado de gas natural?

–Está relacionado con lo que comenté antes sobre la posibilidad que tienen los generadores de administrar su combustible, aunque obviamente en un porcentaje porque hay que cumplir los contratos vigentes, como el Plan Gas. Es una agenda muy interesante y vamos a ir administrando la transición. Es muy relevante para la normalización del mercado de gas y electricidad.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, habilitó el uso de biocombustibles para embarcaciones fluviales y marítimas. Por normativa, este sector estaba exceptuado de la mezcla obligatoria de biodiesel o bioetanol con combustibles fósiles, como la minería o las centrales eléctricas. En los hechos, implica una ampliación del mercado para los productores de biocombustibles derivados del aceite de soja como el biodiesel y de la caña de azúcar y el maíz, como es el bioetanol.

La medida se instrumentó mediante la resolución 252 publicada este martes en el Boletín Oficial, que destaca “la utilización de biocombustibles en estado puro o mezclados en distintos porcentajes con combustibles fósiles en embarcaciones fluviales y marítimas, a elección del usuario, y siempre que el motor propulsor de la embarcación sea compatible con estos combustibles”.

En rigor, la normativa habilita el uso de biocombustibles para cubrir la demanda de combustible en el sector marítimo. La utilización será de manera voluntaria. Es decir, no tendrá una mezcla con carácter obligatorio como ocurre con las naftas y el gasoil para los vehículos del parque automotor en el mercado local.

Además, el uso de biocombustibles en el sector naval será libre y el precio estará determinado por la negociación sin regulación entre los actores privados.

En los considerandos, la resolución subraya que “en la actualidad el uso de biocombustibles en embarcaciones marítimas se encuentra en aumento, en tanto tienen el potencial de reducir significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero del sector marítimo”.

Bunker

La normativa también modifica la resolución 689 para incorporar al rol de “Operador de Bunker” en el Registro de Operadores de Biocombustibles y Mezcladores. El registro ya definía el rol de los elaboradores, mezcladores, comercializadores y almacenadores.

El operador de bunker es específico al sector marítimo y, según la definición de la normativa, es “todo aquel que se especializa en el suministro de biocombustibles para barcos, ya sea con o sin instalaciones propias de almacenaje para el desarrollo de la actividad”.

El operador de bunker deberá contar con una constancia de inscripción como almacenador en el registro de biocombustibles; certificado de auditoría de seguridad de las instalaciones de almacenaje; habilitación en materia de medioambiente; currículum vitae del responsable técnico de la planta, del cual surja la aptitud del mismo para el manejo de las instalaciones; habilitación por sistema registral en Aduana; y, por último, en caso de no contar con instalaciones propias deberán acreditar el contrato con empresa inscripta bajo la categoría almacenador.

, Roberto Bellato

Después de tres meses de las históricas inundaciones de Bahía Blanca, que dejaron 18 muertos y 1.500 evacuados, Transportadora Gas del Sur (TGS) volvió a poner en operación por completo el Complejo Industrial Cerri. La planta gasífera está en la localidad homónima, ubicada a 10 kilómetros de Bahía Blanca y es clave para el sistema gasífero del país. Por el fuerte temporal había quedado fuera de servicio y totalmente sumergida bajo el agua por el desborde de los arroyos Sauce Chico, Saladillo García y Saladillo Chico durante el temporal del 7, 8 y 9 de marzo.

La localidad de General Cerri fue una de las zonas más afectadas por el temporal en el distrito de Bahía Blanca. De hecho, la mayoría de los evacuados fueron de esta ciudad de diez mil habitantes. Un estudio del INTA y la Universidad Nacional del Sur sobre los daños que causó el temporal estimó que el caudal que provocó la inundación en Cerri fue de 3.675 metros cúbicos por segundo (m³/s). “El volumen de agua que ingresó en pocas horas a General Cerri se asemeja al de un gran río nacional en régimen de crecida y equivale a más del doble del flujo promedio de las Cataratas del Iguazú”, señala el estudio.

El complejo de TGS había quedado fuera de servicio el viernes 7 de marzo. La zona de la planta gasífera más afectada fue el área de separación y fraccionamiento de líquidos porque quedó totalmente bajo el agua. Allí se extraen componentes como etano, propano y butano y luego se reinyecta el gas metano restante en el sistema de transporte para su distribución a hogares e industrias.

Por el temporal, el volumen de gas transportado por el gasoducto Neuba II se redujo 44% al pasar de 31,7 a 17,7 millones de m3 (unos 14 millones), según cifras oficiales del ENARGAS. Entre el 8 y 9 de marzo, CAMMESA, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, había ordenado a algunas generadoras eléctricas dejar de operar con gas natural y pasar a combustibles líquidos.

En el Complejo Cerri, TGS produce líquidos derivados del gas natural (etano, propano, butano y gasolina natural). La planta industrial tiene una capacidad anual superior a 1.050.000 toneladas y es una de las principales abastecedoras del mercado local.

Además, en Cerri se realiza el fraccionamiento y envío de líquidos por ductos hacia la Planta Galván en el puerto de Bahía Blanca, también de TGS, donde está la planta de almacenamiento antes de su despacho al mercado local y regional.

Ciento por ciento operativo

Para la recuperación del Complejo Cerri trabajaron no solo colaboradores de TGS que llegaron de distintos puntos del país, sino también más de 150 proveedores y contratistas de servicios y materiales, “cuyo trabajo coordinado y compromiso resultaron clave para la recuperación del complejo”, destacó la transportista de gas en un comunicado.

“En nombre de todo TGS, quiero agradecer profundamente a nuestros colaboradores, proveedores, contratistas, vecinos y a toda la comunidad de Bahía Blanca por su apoyo incondicional y su compromiso durante estos meses. Lo que logramos en este tiempo récord no solo demuestra capacidad técnica, sino también una enorme vocación de servicio, solidaridad y sentido de pertenencia. Gracias a todos por ayudarnos a poner nuevamente de pie una instalación clave para la energía del país, luego de lo tristemente sufrido”, afirmó Oscar Sardi, CEO de TGS.

“A pesar de la magnitud del evento climático y del hecho de que el complejo alberga dos plantas compresoras esenciales para el sistema de transporte de gas natural, TGS nunca interrumpió la provisión del servicio”, indicó la compañía.

“Gracias a una rápida respuesta operativa y a la implementación de maniobras extraordinarias, la compañía logró mantener la continuidad del suministro con los más altos estándares de seguridad, garantizando así el abastecimiento de gas natural en todo momento”, concluyó TGS.

, Roberto Bellato

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) reeligió a Edgardo Volosin, director ejecutivo de Edenor, como presidente de la entidad, en el marco de la Asamblea General Ordinaria.

«La decisión, respaldada por el voto unánime de los asociados, refleja la confianza en el trabajo realizado y el valor de sostener una mirada estratégica para afrontar los. desafios del sistema eléctrico nacional», destacaron desde la Asociación.

Designación

Volosin iniciará su tercer año al frente de Adeera. Cuenta con una trayectoria en el ámbito de la distribución eléctrica y una activa participación en espacios técnicos. «Bajo su liderazgo, la Asociación fortaleció su posicionamiento institucional y promovió el desarrollo tecnológico y el compromiso con una transición energética sostenible», indicaron desde Adeera.

Volosin expresó: «Agradezco poder continuar en este camino junto a representantes de todo el país. El trabajo colaborativo y la búsqueda de consensos serán fundamentales para seguir impulsando soluciones que fortalezcan al sector».

Acompañarán la gestión los vicepresidentes Horacio Nadra (Edet), Juan Carlos Blanco (Edesur), Claudio Puértolas (Epec), Lisandro Peresutti (Epe) y Fernando Pini (Edes). Las secretarías estarán a cargo de Ariel Palumbo (Edemsa) e Hilario José Bistoletti (Secheep); mientras que Gustavo Piuma Justo (Edea) será prosecretario.

El equipo se completará con Mario Moya (Epen) como tesorero, Alberto Velarde (Apeba) como protesorero, y Jorge Alegre (Energía de Misiones) y Alfredo Aun (Dpec) como integrantes de la Comisión Revisora de Cuentas.

«La nueva conformación reafirma el carácter federal de Adeera, que nuclea a empresas distribuidoras públicas, privadas, mixtas y cooperativas en todo el país», remarcaron.

, Redaccion EconoJournal

La negociación final entre Nación y las gobernación de Neuquén y Río Negro para allanar el proceso de reprivatización de las cinco represas del Comahue, ubicadas en los ríos Limay y Neuquén, finalmente se destrabó con un acuerdo político que, entre otros puntos, permitirá que las dos provincias cobren un canon del 1% por el uso del agua (cada una).

La información fue asegurada a EconoJournal por fuentes privadas y cercanas al sector público ligadas al proceso de venta del paquete accionario del complejo Chocón-Arroyito, Alicurá, Piedra del Águila y Planicie Banderita, centrales encargadas de producir el 25% de la energía hidroeléctrica de Argentina. Se espera que Nación publique los pliegos licitatorios en los próximos días.

El lanzamiento de la licitación estaba prevista para fines de abril, pero se dilató en la búsqueda de que los gobernadores Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck y el Ministerio de Economía -que encabeza Luis ‘Toto’ Caputo- pudieran encontrar una posición común que evite que las provincias impugnen políticamente el proceso de reprivatización. Lo que resta ahora es que el gobierno salve aspectos administrativos finlaes para hacer pública la licitación.

Antecedentes

Amparadas en el Artículo 124 de la Constitución que fue incorporado en la reforma de 1994, que transfirió a las provincias la propiedad de sus recursos naturales, Neuquén y Río Negro reclamaban una participación en el paquete accionario de las represas. La falta de un acuerdo sobre el rol que debían ocupar al vencerse los contratos de concesiones de las empresas que operan las centrales, llevó a sucesivas prórrogas durante los últimos dos años.

En el medio de esta puja, las dos provincias aprobaron leyes propias que regulan el uso del agua de los ríos para generación eléctrica y establecen el cobro de un canon hídrico. En el caso de Neuquén, se determinó un valor de US$ 0,0050 por metro cúbico utilizado. Río Negro, en cambio, dictó en su ley que los concesionarios deberán retribuirle un 5% del monto facturado en sus ventas al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Ninguna de las dos normas fue reglamentada.

Por su parte, la postura de Nación hasta entonces fue la de sostener que el monto de regalías era suficiente para considerar que las provincias recibían una retribución por el uso del agua, aunque luego les dio la posibilidad de aplicar un esquema por medio del cual podrán cobrar en ‘especie’ las regalías hidroeléctricas, fijadas en un 12% de la venta de la energía.

Nuevo modelo

En agosto del año pasado, el presidente Javier Milei le puso la firma al Decreto 718/2024 que echó por tierra cualquier participación accionaria de las provincias y ordenó a la Secretaría de Energía llamar a concurso público para la venta del paquete accionario. Además, estableció la transferencia de las acciones correspondientes a las empresas estatales Energía Argentina (Enarsa) y Nucleoléctrica Argentina (Nasa), en consonancia con la transformación de las empresas del Estado dispuesta en la Ley Bases.

La decisión de Nación reconocía a las dos provincias a cobrar un 12% de regalías, pero las dejaba afuera de los activos de las empresas, algo que tiene correlato inmediato con el modelo de libre mercado que promulga el gobierno y con la reforma del Estado que implicó su retiro de varias empresas, entre ellas algunas energéticas como las represas.

Precio diferencial

Otro de los aspectos salientes de la nueva licitación tuvo que ver con el establecimiento de un precio diferencial para la energía, un dato que fue revelado por EconoJournal en abril pasado. La decisión de Economía finalmente fue la de establecer como condición a las empresas que se adjudiquen las represas estarán obligadas a vender durante los primeros dos años, un 95% de la energía producida para abastecer la demanda prioritaria o residencial. La licitación contempla, a su vez, que esa energía tendrá un precio diferencial que estará fijado por la Secretaría de Energía y que oscilaría entre los US$ 15 y 20 por megawatt hora (MWh), es decir, por debajo de la mitad del costo monómico que cotiza cerca de los 68 dólares.

En cambio, el 5% restante podrá comercializarse a precio libre en el Mercado a Término (MAT), recién a partir del último cuatrimestre del año. El pliego prevé que el porcentaje que los nuevos concesionarios puedan contractualizar libremente en el MAT aumentará en el tiempo: la cuota de ‘libre comercialización’ podría ampliarse un 10% adicional cada 12 o 24 meses.

La razón por la que la gestión de Milei decidió avanzar en este modelo tiene que ver con evitar una disparada en los precio de la energía eléctrica que se plasme luego en las facturas de luz que reciben los hogares o que el Estado nacional deba desembolsar una masa más alta de subsidios energéticos.

, Laura Hevia (desde Neuquén)

La ciudad de Neuquén volverá a convertirse en la sede de uno de los eventos más esperados del año por el sector de la construcción y la infraestructura. Se trata de la nueva edición de Edifica Neuquén, una de las exposiciones más importantes del país en su rubro, según precisaron desde la organización.

La jornada, que este año se desarrollará bajo el lema “Sinergia e innovación constructiva para un Neuquén en crecimiento”, tendrá lugar en el Centro de Convenciones Domuyo,emplazado en la Isla 132 de la ciudad de Neuquén y su entrada será libre y gratuita.

El encuentro promete superar el éxito de su edición anterior – que reunió a más 45.000 visitantes y 130 empresas y marcas expositoras-, y consolidarse,así como uno de los epicentros nacionales de la obra pública y la innovación tecnológica. “Edifica Neuquén será el escenario perfecto para invertir, crecer y conectar con quienes están liderando el futuro del país”, precisaron.

Una plataforma para la innovación

Edifica Neuquén será un hub de negocios, innovación y conocimiento. En esta nueva oportunidad contará con espacios al aire libre, sectores cubiertos, capacitaciones prácticas con certificación para operarios y profesionales, presentaciones de productos y servicios innovadores y disertaciones de referentes y especialistas del sector.

También habrá rondas de negocios público-privadas y experiencias culturales y artísticas con el fin de acercar la construcción a la ciudadanía. Desde grandes compañías desarrolladoras hasta estudiantes de carreras técnicas, todos tendrán un lugar.

Un epicentro federal con mirada internacional

Su convocatoria se extenderá a empresas, profesionales y gobiernos de todo el país, desde Jujuy hasta Tierra del Fuego, así como a invitados y entidades de diferentes países.

El evento está dirigido a constructoras, empresarios, arquitectos, desarrolladoras inmobiliarias, ingenieros, instaladores, técnicos, consultores, diseñadores, aplicadores, proveedores de materiales, maquinarias y herramientas y a estudiantes de carreras afines.

Una oportunidad única de cara al futuro

“El objetivo del evento es claro. Se trata de reunir a toda la cadena de valor del sector de la construcción en un único lugar, fomentando el intercambio de ideas, la capacitación técnica y las oportunidades comerciales. También, la meta será impulsar la sinergia entre las diferentes empresas ya que quienes participen podrán exhibir sus productos, generar negocios y conectarse con las principales figuras del sector”, indicaron.

La exposición contará con espacios abiertos, domos cerrados y disertaciones de expertos internacionales.

Un polo que crece al ritmo de Neuquén

“Con el impulso de la obra pública de la provincia, el desarrollo Vaca Muerta y la expansión constante de edificaciones privadas, Neuquén se posiciona como una de las provincias con mayor crecimiento del país. Este panorama de crecimiento exponencial convierte a Edifica Neuquén 2025 en un imán para inversores, desarrolladores y empresas del rubro”, plantearon desde la organización.

El real estate tendrá su espacio en Edifica 2025, con el lanzamiento de el Congreso Real Estate Neuquén, titulado: ¨Palpitando desarrollos en el corazón de Vaca Muerta¨, que contara con spikers y presencia de: Arq. Rodrigo Demarchi como moderador, Mauro Squillari de Acindar, y el cierre estará a cargo del prestigioso Arquitecto Damian Tabakman. “La apuesta por la infraestructura, la tecnología y la innovación convierte al encuentro en un evento estratégico para quienes buscan hacer crecer sus negocios en un entorno productivo y dinámico”, aseguraron.

Edifica Neuquén 2024: ¿cuál fue su impacto?

La primera edición de Edifica Neuquén contó con la presencia de empresas desarrolladoras, inmobiliarias, fabricantes de maquinarias y utilitarios, empresas de sistemas constructivos y viviendas, fabricantes de herramientas y materiales, empresas proveedoras y fabricantes de decoración, quienes exhibieron allí sus productos y servicios.

• Contó con más de 45.000 visitantes y más de 130 firmas expositoras y con la cobertura en medios regionales, nacionales e internacionales
• Estuvo presente el Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT)
• Participaron organismos internacionales y cámaras binacionales
• Se llevó a cabo el lanzamiento de créditos y líneas de financiamiento provinciales
• La jornada fue declarada de interés legislativo por la Cámara de Diputados de Neuquén
• Fue tendencia en redes sociales durante los 3 días en los que se desarrolló

¿Querés ser parte de esta nueva edición?

Las inscripciones para expositores y sponsors ya están abiertas. Quienes deseen ser parte pueden comunicarse al contacto oficial:

Teléfono: +54 9 299 4567290 (Marcos Galian – Productor/Comercializador)

Instagram: @edificaneuquen

Facebook: Edifica Neuquén

Sitio web: edificaneuquen.ar

“Edifica Neuquén 2025 ya está en marcha. Será el evento clave para ser parte del presente y futuro de la construcción, la infraestructura y el desarrollo tecnológico en la Argentina”, concluyeron desde la organización del evento.

, Redaccion EconoJournal

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el CEO de Eni, Claudio Descalzi, firmaron este viernes en la ciudad de Roma un acuerdo para el desarrollo conjunto de una de las fases de “Argentina LNG”, proyecto diseñado para explotar los recursos de Vaca Muerta y abastecer los mercados internacionales. El acto contó con la presencia del presidente Javier Milei, junto a su par de Italia Giorgia Meloni.

YPF y ENI ya habían firmado un Memorando de Entendimiento el 14 de abril y en esta ocasión, según dejaron trascender las partes, se definieron «los pasos requeridos para alcanzar la decisión final de inversión de esta fase del proyecto, que incluye la producción, tratamiento, transporte y la licuefacción de gas mediante unidades flotantes con una capacidad total de 12 millones de toneladas de GNL por año».

«Estamos avanzando muy rápido con Eni. Confiamos que antes de fin de año podremos alcanzar la decisión final de inversión y hacer realidad esta fase del proyecto, que es clave para el futuro energético de nuestro país”, destacó Marín tras el acto.

La iniciativa implica la instalación de dos unidades flotantes con capacidad de 6 Millones de toneladas por año (MTPA) cada una. Se prevé que el primer barco comenzará a estar operativo en el año 2029 y en los próximos meses se conocerán nuevas compañías internacionales que manifestaron su interés en sumarse al proyecto.

El proyecto “Argentina LNG”, liderado por YPF, incluye en sus tres etapas a empresas nacionales e internacionales como Shell, ENI, PAE, Pampa Energía, entre otras y tiene como objetivo exportar gas por 15 mil millones de dólares anuales durante 20 años de manera constante desde el 2031.

Proyecto estratégico

Este proyecto es considerado por el Gobierno argentino como estratégico para el país dado que, en el contexto mundial actual, el GNL se posiciona como una fuente clave de suministro energético confiable. En ese sentido, se estima que la demanda de gas natural licuado representa más de un tercio del comercio mundial y se prevé que se duplique para 2050.

Luego de la rúbrica del acuerdo, los mandatarios compartieron una cena privada donde pudieron conocer mas del proyecto a nivel global y los próximos pasos que darán ambas compañías hasta llegar a la Decisión final de Inversión (FID) que se espera alcanzar en diciembre próximo.

, Ignacio Ortiz

Raízen, el gigante brasileño que es propiedad del grupo Cosán y de Shell, empezó formalmente a sondear el interés real de empresas del mercado energético por sus activos en la Argentina. En concreto, Raízen autorizó al BTG Pactual —el banco de inversiones más grande de América latina— a firmar acuerdos de confidencialidad (NDA’s, por su sigla en inglés) con compañías interesadas en adquirir la refinería de Dock Sud, una de las plantas con mayor capacidad de conversión del parque local, y su red de más de 890 estaciones de servicios en el país. Así lo indicaron a EconoJournal dos fuentes privadas sin contacto entre sí.

A fines del primer trimestre Raízen comunicó el inicio de un proceso de revisión estratégica de todo su porfolio de activos a nivel regional como consecuencia de la necesidad de enfrentar una delicada situación financiera que motivó el recambió de la mayor parte del top management de la empresa. No está claro, en ese contexto, si Raízen busca desprenderse de su negocio en la Argentina, que a diferencia de otras actividades del grupo que cerraron un 2024 con pérdidas registró un sólido balance económico durante el año pasado e incluso encuentra a la empresa en pleno desarrollo de una inversión de US$ 700 millones para modernizar su planta en el sur de Buenos Aires.

La firma de NDA’s con al menos dos empresas da cuenta que el holding brasileño está dispuesto a evaluar una eventual venta de un activo ‘sano’ para intentar enderezar su negocio en Brasil, que podría obligarla a concretar desinversiones por alrededor de US$ 3000 millones, según indicaron fuentes privadas. Una de las compañías interesadas es Trafigura, uno de los mayores traders de materias primas y derivados del planeta, que en el país opera la refinería de Bahía Blanca y la red de la marca Puma.

Interesados

La rúbrica de esos acuerdos de confidencialidad —que son apenas una condición necesaria para abrir una negociación formal— no garantizan en lo más mínimo que la compañía brasileña concrete su salida de la Argentina. Para eso, deberá encontrar una contraparte que quiera desembolsar una cifra que oscilaría entre los 1500 y los 2000 millones de dólares; por encima de los US$ 950 millones que pagó la brasileña a Shell en 2018 para desembarcar en el país.

A priori, parece complejo que un jugador del mercado doméstico esté dispuesto a estirarse hasta esos montos. Fuentes privadas indicaron a EconoJournal que el área de Downstream de YPF también evaluará una eventual sinergia de la refinería de Dock Sud y del parque de estaciones de Raízen con el complejo refinador y la red de comercialización de la petrolera bajo control estatal. Pero no será sencillo que eso suceda porque, por un lado, la compañía que preside Horacio Marín está lanzada a financiar proyectos de infraestructura ligados al desarrollo de Vaca Muerta, como el VMOS, la nueva terminal de exportación en Río Negro, y el Argentina LNG, la iniciativa para exportar Gas Natural Licuado. Y por el otro, porque es difícil que la Comisión Nacional de Defensa a la Competencia (CNDC) autorice que YPF, que ya controla un 55% del mercado de combustibles, se quede con los activos de Raízen, el segundo jugador del mercado.

Negociación incipiente

En cualquier caso, las conversaciones de jugadores del mercado local de combustibles con BTG Pactual son incipientes y de limitada probabilidad de ocurrencia. No sólo por los valores que involucra la operación —que demandará de un delicado proceso de acercamiento entre las aspiraciones del vendedor y las ofertas de los potenciales compradores—, sino también porque desde lo estructural la Argentina tampoco ofrece certezas.

En lo económico, si bien la macro luce más ordenada (con estabilización cambiaria e inflación decreciente en mayo), la mayoría de los inversores internacionales están a la espera de ver qué sucede durante el segundo semestre del año y conocer qué resultados cosecha La Libertad Avanza (LLA) en las elecciones de medio término.

Un alto directivo del sector petrolero lo puso en estos términos: “Cuando se compra un yacimiento de petróleo en Vaca Muerta, uno desembolsa dólares para obtener dólares por la exportación de crudo, pero cuando se invierte en un activo de refinación, uno invierte dólares para recuperarlos en pesos mediante la venta de combustibles. El riesgo es mucho mayor«. «Por eso, es clave saber si el plan macroeconómico de (Javier) Milei es consistente o no”, concluyó.

, Nicolas Gandini

La Bolsa Argentina de Carbono (BACX) inició este viernes las operaciones de la primera plataforma de trading digital para los mercados de carbono. Este desarrollo permitirá operar en el mercado voluntario argentino a través de un sistema digital que permite listar y negociar créditos de carbono verificados de todos los estándares internacionales, con requisitos de transparencia y trazabilidad, se explicó en el evento realizado en sus oficinas de Buenos Aires.

Adrián Cosentino, director de BACX y ex presidente de la Comisión Nacional de Valores (CNV), describió los aspectos técnicos y los resguardos jurídicos de la plataforma, destacando que cuenta con estándares internacionales de seguridad, gobernanza y mecanismos de mitigación de riesgo

Cosentino explicó que la plataforma está diseñada para asegurar que cada operación de compraventa de créditos de carbono sea “transparente, trazable y verificada bajo los estándares internacionales más representativos a nivel global. Estamos poniendo a disposición del mercado nacional la tecnología más segura y confiable existente en el mundo, para garantizar la gobernanza de las operaciones financieras”.

Iniciativas de Certificación

BACX también presentaron tres iniciativas argentinas de certificación de carbono que utilizarán su plataforma para transaccionar sus créditos emitidos, y el primero de los casos expuestos fue de la compañía forestal Unitán, con créditos por sus operaciones en Chaco y Formosa.

Precisamente, durante el evento, se realizó una demostración en tiempo real de la apertura de una cuenta y de una transacción de compraventa digital que estuvo a cargo de Unitán, que vendió los primeros bonos a la empresa Fugran, dedicada a la protección sanitaria de cereales almacenados y subproductos.

También se analizó la oferta de Nideport, con un proyecto en Misiones de soluciones basadas en la naturaleza; y la provincia de Misiones, que se convirtió en el primer proyecto jurisdiccional subnacional en avanzar en la certificación de la reducción de la deforestación y degradación de bosques nativos en la provincia.

“Al facilitar la compraventa de estos créditos verificados, BACX busca abrir una vía estratégica para que Argentina genere divisas a partir de un nuevo activo financiero”, expresó Alejandro Guerrero, CEO de BACX. El directivo explicó además, que el modelo operativo de la plataforma se apoya “en socios estratégicos como ACX y Lockton, que aportan conocimiento especializado en áreas como trading, riesgo, escalabilidad del mercado y financiamiento”.

Asimismo, Guerrero detalló que BACX aspira a convertirse “en la entidad que impulse el desarrollo y la promoción de proyectos nacionales, operando como un instrumento que colabore con el desarrollo productivo y competitivo de Argentina, y sirviendo de puente entre la acción climática y las necesidades de inversión”.

Por su parte, Alejandra Scafati, vicepresidenta de BACX y especialista en mercados de carbono, señaló la puesta en marcha de BACX “se alinea con la Estrategia Nacional para el Uso de Mercados de Carbono (ENUMeC) del país, que contempla el uso de estos mercados para el cumplimiento de sus metas climáticas”.

, Redacción EconoJournal

Tras tres ediciones en Córdoba y Entre Ríos en esta oportunidad Rosario será la sede que albergará la 4° Edición del Congreso Internacional de Maíz (CIM), el evento en el que toda la cadena se reunirá para discutir el presente y pensar el futuro de este cultivo.  En el marco de Agroactiva, el gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, fue el encargado del lanzamiento oficial del CIM en el auditorio del stand que la provincia posee en la muestra.

El funcionario, que estuvo acompañado por el ministro de Desarrollo Productivo provincial, Gustavo Puccini; por la vicegobernadora de Santa Fe, Gisela Scaglia, y de Córdoba, Myrian Prunotto; y por el fundador del CIM y CEO de La Pastelera Producciones, Joaquín Pinasco, remarcó la importancia de que el Congreso llegue a Santa Fe, subrayando la centralidad que el maíz tiene para la provincia.

En este sentido, el mandatario agradeció que el CIM se lleve a cabo en su provincia y, particularmente en Rosario, que fue elegida “como sede de este evento tan importante a nivel mundial”.

El evento

“Es una ciudad que viene superando enormes desafíos y que hoy vuelve a estar en la agenda internacional. Hace un tiempo, un evento de estas características era impensado en Rosario, pero hoy vemos cómo vuelven los espectáculos masivos, los eventos culturales, deportivos, científicos. Este congreso no sólo pone al maíz y a la producción en el centro del debate global, sino que también proyecta a Rosario como una ciudad preparada para recibir al mundo», sostuvo Pullaro.

Por su parte, Puccini hizo hincapié en la importancia estratégica del maíz, tanto para la provincia como para el país, destacando el crecimiento que el cultivo ha tenido en los últimos años y en la expectativa de que recupere el total del área pérdida a manos del spiroplasma.

Además destacó “el trabajo conjunto que venimos impulsando” entre las provincias que integran la Región Centro, al asegurar que “esta mirada productiva y federal, articulada entre Santa Fe, Córdoba y Entre Ríos, es una señal clara de que el camino para el desarrollo del país es con más producción”.

“El CIM representa una gran oportunidad: no sólo porque se trata de uno de los cultivos más relevantes para nuestra economía, sino porque nos permitirá debatir, analizar y proyectar hacia dónde va el mundo en materia agroindustrial», afirmó Puccini.

A su turno, Prunotto, manifestó su alegría de que el evento llegue a Santa Fe, siendo testigo de que era una idea que se había forjado en Córdoba y destacó la importancia de la Región Centro en la discusión productiva y de desarrollo.

Impacto

Al mismo tiempo, el fundador del CIM, Joaquín Pinasco, manifestó su alegría de llegar a Rosario con “un Congreso que nuclea conocimiento y que trata de darle un valor agregado a los productores, ingenieros, contratistas y asesores, construyendo conocimiento de cara a una agricultura regenerativa pensando en el ambiente, el productor y la industria”.

“Esperamos miles de productores con una grilla de conocimiento y ciencia que va a superar los 100 oradores nacionales e internacionales. Estamos construyendo una reunión global del cultivo más importante del mundo y que eso suceda en Argentina y más particularmente en Rosario, Santa Fe, nos llena de orgullo. De la mano de la Región Centro, La Pastelera Producciones SRL y la articulación también del Consejo Federal de Inversiones (CFI), Argentina vuelve a estar en el foco de la Agricultura regenerativa moderna», finalizó.

La cita será en el Salón Metropolitano de Rosario el 27 y 28 de agosto, con entrada libre y gratuita (cupos limitados) previa inscripción en congresointernacionaldemaiz.com.ar.

, Redaccion EconoJournal

Debido al creciente aumento en los accidentes viales en las rutas que conducen a los yacimientos de Vaca Muerta, el gobierno de Neuquén anunció la emergencia vial y determinó limitar la circulación del tránsito pesado en horas pico. La decisión se da días después que la gestión del gobernador Rolando Figueroa anunciara un acuerdo con la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para que diez empresas petroleras financien la ejecución del bypass de Añelo que permitirá contar con una vía paralela a la Ruta 7.

El actual colapso de las rutas provinciales se hizo evidente en las últimas semanas cuando se registraron varios accidentes fatales en las rutas que comunican Neuquén, San Patricio del Chañar y Añelo, vías que permiten el acceso a Vaca Muerta. Según los datos aportados a EconoJournal por la Coordinación de Tránsito de la zona Añelo-El Chañar, en los últimos meses se registraron cinco víctimas fatales, tres de las cuales fueron entre esta semana y la anterior. En la mayoría de los casos, los choques fueron protagonizados por vehículos que trasladan a trabajadores petroleros o camiones vinculados a la industria. Desde enero a abril, se contaron un total de 53 accidentes en el tramo de la Ruta 7, entre Chañar y Añelo, en el cruce de la Ruta 7 y la Ruta 8, y en el cruce de la Ruta 51.

Con el objetivo de reducir la siniestralidad vial y garantizar la seguridad en las rutas que conducen a Vaca Muerta, el gobierno creó esta semana el Consejo Provincial de Tránsito y convocó a diferentes autoridades públicas como la Policía, divisiones de Tránsito, ministros, organismos de emergencia y también a los sindicatos de Petróleo y Gas Privado de Rio Negro, Neuquén y La Pampa, y Unión Obrera de la Construcción de la República Argentina (UOCRA) para evaluar medidas urgentes. Además, llamó a participar a la CEPH y al Sindicato de Camioneros.

Las medidas

Tras la reunión, la gestión de Figueroa anunció que en las próximas semanas se restringirá el tránsito del transporte pesado en las franjas horarias de 7 a 10 y de 18 a 21 horas. Además, se implementará una baja en la máxima permitida, controles de tránsito cada 10 kilómetros y operativos sorpresa.

También anunciaron un paquete de obras que incluyen la demarcación horizontal con pintura reflectiva, cartelería led, semáforos reprogramados, la eliminación de giros peligrosos y la colocación de reductores de velocidad. Además, esto incluye la reparación de la calzada en la Ruta 7 y la rehabilitación de la balanza ubicada en Picada 19 (El Chañar) junto con la creación de playas de estacionamiento para camiones.

Por otro lado, en un plazo de 30 días a seis meses, el gobierno neuquino afirma que elaborará una mejora integral de la infraestructura que incluye el bacheo y señalización de las rutas, la reconstrucción de rotondas, la coordinación con la provincia de Río Negro y la incorporación de tecnología para la implementación de radares inteligentes, alertas luminosas y monitoreo en tiempo real del tránsito. Por último, el plan incluye la construcción de nuevos baipases, campañas de tránsito y sanciones a infractores.

Demoras de la industria

La convocatoria al Consejo de Tránsito se da unos días después de que la provincia de Neuquén acordara con la CEPH el aporte financiero para construir el bypass de la Ruta 7, una vía paralela que permitirá descomprimir el tránsito en la zona más álgida de Vaca Muerta.

La Cámara junto a diez empresas petroleras acordaron el 22 de mayo aportar u$s50 millones para la pavimentación de 51 kilómetros sobre las rutas provinciales 8 y 17, en el tramo correspondiente a la circunvalación de Añelo. El acuerdo implicó el compromiso de YPF, PAE, Tecpetrol, Vista, Shell, Pluspetrol para el aporte de US$ 6,8 millones cada una. Mientras que Total Energies, Pampa Energía, Chevron y Phoenix sumarían otros 2,58 millones cada una.

Una de las principales trabas que aún demora los primeros pasos de la obra tiene que ver con la formación del fideicomiso que permita a las compañías instrumentar de manera adecuada el aporte de esos fondos y garantizar su uso en la construcción de la nueva ruta. En el medio, a la gestión de Figueroa le urge llevar adelante medidas que permitan mejorar el estado actual de las rutas y la infraestructura de Vaca Muerta. Por esta razón, una de las propuesta del gobierno neuquino fue que la construcción sea ejecutada por las mismas empresas y, mediante una donación de cargo, la nueva ruta se traspasaría a la provincia. Posteriormente, Neuquén podría devolver los US$ 50 millones con lo recuperado a través de los peajes.

, Laura Hevia

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) llevará adelante una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica, bajo el lema “El desafío de la competitividad. Cómo impulsar una industria petroquímica más eficiente, moderna y resiliente”, en el Auditorio del Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el próximo martes 10 de junio.

La Jornada convoca cada año a ejecutivos, autoridades públicas, instituciones académicas y profesionales de primer nivel. “Tal como ha ocurrido en ediciones anteriores, el encuentro representa una oportunidad para el intercambio de conocimientos, la actualización profesional y el networking entre actores clave de la industria química y petroquímica de Argentina y la región”, destacaron desde la organización.

En este sentido y a días del encuentro, el presidente de esta edición, Lic. Guillermo Petracci, referente del sector y actual director de Unipar Argentina, destacó que “el 2025 viene siendo un año desafiante, donde toda la cadena de la industria petroquímica está movilizada, con necesidad de modernizarse y ganar en competitividad. Las Jornadas son una oportunidad de encuentro y reflexión para continuar evolucionando y adaptándonos a lo que se espera del sector: que se consolide como un modelo de industria de valor para nuestro país”.

La jornada

El evento del IPA® contará con la participación de destacados profesionales, especialistas y representantes del sistema científico, académico e institucional, quienes compartirán su mirada sobre los principales retos y oportunidades que enfrenta la industria. Entre los temas destacados se encuentran la aplicación de inteligencia artificial en procesos productivos, la resiliencia climática, la sustentabilidad como motor de competitividad, el análisis del panorama comercial mundial y regional, y el diálogo entre la industria y el sector I+D.

“El gran cambio está en nuestras manos, puertas adentro de las organizaciones. La eficiencia ya no puede ser parcial: los bajos márgenes de rentabilidad exigen excelencia en cada proceso”, subrayó Petracci, quien también hizo hincapié en la necesidad de formar talento técnico especializado y desarrollar capacidades logísticas competitivas.

El IPA® invita a todos los actores del sector químico y petroquímico –empresas, instituciones, universidades y profesionales independientes– a sumarse a este espacio estratégico para será construir una agenda compartida que potencie el desarrollo de una petroquímica sustentable y con visión de futuro.

Para más información e inscripciones acceder en este link

, Redaccion EconoJournal

San Joaquín Combustibles, la empresa argentina dedicada a la distribución mayorista de combustibles, lanzó “Tu Nuevo Combustible”, una campaña que propone una mirada renovada sobre la relación con el cliente. “No se trata solo de lo que se entrega, sino de cómo se entrega: con empatía, escucha activa y una comprensión profunda de las necesidades particulares de cada cliente mayorista”, precisaron desde la empresa.

El objetivo que se han fijado desde la empresa consiste en estar más cerca de sus clientes. “Esta campaña nace de una convicción: nuestro trabajo no termina en el despacho de combustible. Empieza en el vínculo con el cliente, en entender lo que necesita, acompañarlo en sus desafíos y brindarle un servicio que realmente le sirva y le simplifique su operación”, explicó Nicolás Reartes, gerente comercial de San Joaquín Combustibles.

La campaña

Según indicaron desde la empresa: “la iniciativa busca reflejar el estilo de trabajo que San Joaquín viene construyendo: cercano, ágil, transparente y comprometido”. Con foco en la atención personalizada y la mejora continua, la empresa se posiciona como un socio estratégico para transportistas, industrias, flotas y operadores que requieren una solución confiable y humana.

“‘Tu Nuevo Combustible’ también representa una nueva energía en nuestra forma de hacer las cosas. Estar cerca no es solo una frase: es una decisión diaria, una actitud”, agregó Reartes.

Por último, desde la empresa destacaron: “Con esta campaña, San Joaquín reafirma su propósito de crecer junto a sus clientes y de transformar la experiencia de abastecimiento mayorista en una verdadera relación de confianza”.

, Redaccion EconoJournal

YPF oficializó esta semana su salida de Santa Cruz al cederle las diez áreas que controlaba a Fomicruz, la empresa provincial de energía. Uno de los puntos clave del acuerdo firmado el lunes es el compromiso que debió asumir la petrolera bajo control estatal para sanear los pasivos ambientales que deja luego de operar ocho décadas en la provincia patagónica. Lo que está ocurriendo en esa jurisdicción es seguido con atención en el sector porque podría constituir un caso testigo que sentará jurisprudencia para el resto de la industria.

YPF está terminando de cerrar un acuerdo con la Universidad de Buenos Aires y el Conicet para precisar cuáles son esos pasivos ambientales. Fuentes de la provincia confirmaron a EconoJournal que la petrolera pondrá a disposición seis equipos durante los próximos dos años, y cuatro durante los dos años siguientes, para llevar adelante las tareas de cierre de pozos. Cada uno de esos equipos especiales puede cerrar unos seis pozos por mes y el costo estimado que demanda el cierre de cada pozo es de alrededor de US$ 200.000, aunque esa cifra podría reducirse por cuestiones de escala, según detallaron fuentes empresarias. Se estima que en los próximos cuatro años, podrían abandonarse definitivamente unos 1000 pozos improductivos.

El gobierno de Santa Cruz tiene previsto licitar en pocas semanas las áreas revertidas y se presentarían las mismas empresas que estuvieron negociando con YPF, es decir, Clear, Crown Point, Roch, Ingeniería Alpa y Patagonia Resources.

Un caso testigo

El Directorio de YPF decidió en febrero del año pasado desprenderse de sus yacimientos convencionales para concentrarse en la explotación de hidrocarburos en Vaca Muerta. Al mes siguiente inició formalmente el proceso de venta y cesión de 55 campos maduros en Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Río Negro, Neuquén y Tierra del Fuego.

Santa Cruz constituyó uno de los casos más complejos porque la petrolera no pudo conseguir compradores para sus campos y terminó negociando con la gobernación de Santa Cruz, que dirige Claudio Vidal, la reversión de las áreas a la provincia.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF reconoció en marzo de este año la relevancia que adquirió esa negociación durante una exposición que realizó en el CeraWeek en Houston. “El traspaso de campos maduros es un proceso gigante, el primero que se lleva adelante desde la reforma constitucional de 1994. Santa Cruz y Tierra del Fuego van a ser el leading case (caso testigo, en inglés) que de ahora en más apliquen las empresas cuando quieran quieren devolver áreas a las provincias, en especial cuando los pasivos son más altos que los activos, como nos pasó a nosotros. En Tierra del Fuego, hicimos una licitación y nos pidieron la hermana, la tía, el scalextric y poner plata encima (sic). Lo que marca eso es que salimos tarde (de las áreas) y eso no se puede hacer. Entonces, estamos negociando con las provincias para hacer lo que hay que hacer, que es abonar los pozos secos y revertir”, explicó.

Las áreas que deja

El acuerdo sellado el lunes oficializó la cesión de diez bloques: Cerro Piedra – Cerro Guadal Norte, Barranca Yankowsky, Los Monos, El Guadal- Lomas del Cuy, Cañadón Vasco, Cañadón Yatel, Pico Truncado – El Cordón, Los Perales – Las Mesetas, Cañadón León – Meseta Espinosa, Cañadón de la Escondida – Las Heras. A su vez, el convenio incluye las concesiones de transporte asociadas a las áreas. El siguiente paso es la publicación del decreto provincial que ratificará el acuerdo.

 “Quiero agradecer al gobernador y a su equipo de trabajo por la comprensión y el avance de esta negociación que fue ardua pero muy honesta respecto a las posiciones de cada una de las partes. De esta manera YPF viabiliza los activos de Santa Cruz para que la empresa provincial continúe con el desarrollo de la industria convencional santacruceña y nuestra compañía pueda enfocarse en las áreas no convencionales en el marco de la estrategia 4×4”, dijo Marín el lunes.

“La salida de YPF no es un retroceso, como algunos quieren hacer creer. Es, en realidad, una oportunidad única para impulsar un modelo de gestión más eficiente, transparente y enfocado en el desarrollo local. Desde el gobierno provincial vamos a trabajar para garantizar la continuidad de la actividad, proteger los puestos de trabajo y asegurar que los beneficios de la producción hidrocarburífera se traduzcan en mejoras concretas para los santacruceños”, sostuvo el jefe de Gabinete del Gobierno de Santa Cruz, Daniel Álvarez.

, Redaccion EconoJournal

Vista Energy, la segunda operadora de shale oil en la Argentina fundada por Miguel Galuccio, concretó la emisión de un nuevo bono por US$ 500 millones en el mercado internacional. La emisión cuenta con una tasa de interés de 8,5% y un vencimiento promedio de siete años.

Según detallaron desde la petrolera, de los fondos recaudados, US$ 300 millones se destinarán a cancelar un crédito puente otorgado por el Banco Santander para la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica.

Se trata de una de las áreas estratégicas de Vaca Muerta que le permitieron a Vista convertirse en el mayor productor independiente de petróleo de Argentina, con una producción actual superior a 110.000 barriles equivalentes por día, de los cuales exporta el 50%. La empresa pagó US$ 900 millones en efectivo a Petronas y transfirió a la petrolera malaya 7.297.507 acciones, equivalentes a otros US$ 300 millones.

Es el segundo campo de shale oil de Vaca Muerta en términos de producción, con unos 80.000 barriles equivalentes de petróleo diarios. El área está ubicada entre Aguada Federal y Bajada del Palo Oeste, dos bloques operados por Vista. Además cuenta con infraestructura de tratamiento por 160.000 barriles diarios (bbl/d) de crudo.

Inversión

Desde Vista precisaron que los US$ 200 millones restantes se orientarán a inversiones en otros bloques que posee Vista en la formación no convencional. El objetivo de la firma es llegar a exportar al menos el 60% de su producción para 2026.

En línea con esas metas, a fin de 2024 la compañía había realizado su primera emisión de un bono internacional. En esa oportunidad fue por un total de 600 millones de dólares, con una vida promedio de diez años y una tasa de 7,6 por ciento.

Esa operación registró órdenes por 2.400 millones de dólares, lo que representó una sobresuscripción de cuatro veces el monto emitido.

, Redaccion EconoJournal

«Alentando al Deporte«, la iniciativa de Vista Energy y Fundación Laureus Argentina que cuenta con el acompañamiento de las provincias de Neuquén y Río Negro, cerró una nueva edición en la que se anunciaron los ganadores que recibirán apoyo económico y técnico por parte de ambas entidades.

El encuentro se llevó a cabo en la sede de Vista Energy en Neuquén en el cual fueron reconocidos los ganadores que recibirán acompañamiento para fortalecer sus carreras y proyectos deportivos e incrementar su impacto en las comunidades.

En la jornada participaron el gobernador Rolando Figueroa; el fundador, presidente y CEO de Vista, Miguel Galuccio; y el presidente de la Fundación Laureus Argentina, Hugo Porta.

Sinergia

En el encuentro se destacó el compromiso conjunto del sector privado, el tercer sector y los gobiernos provinciales en el fortalecimiento del deporte como herramienta de transformación social.

“Este es un claro ejemplo del trabajo conjunto entre el sector público, el sector privado y el tercer sector, uniendo capacidades para generar más y mejores oportunidades. El trabajo se hace en equipo, tratando de buscar las soluciones para la ciudadanía. De esta manera, la neuquinidad se trabaja y se defiende todos los días», destacó Figueroa.

Galuccio sostuvo: “Hoy celebramos y reconocemos a quienes se animan a darlo todo para llegar más lejos. Cada atleta y cada organización que acompañamos representa el espíritu que nos moviliza: compromiso, trabajo en equipo y una vocación profunda que los lleva a realizar esfuerzos extraordinarios”.

El ejecutivo de Vista expresó que “es una enorme satisfacción compartir esta iniciativa con Hugo (Porta), y con el gobernador Figueroa, con quienes compartimos la convicción de que el deporte tiene el poder de cambiar realidades”, sumó.

“Es fundamental trabajar en equipo con el objetivo de permitir el desarrollo del deporte y sus beneficios. Alentando el Deporte es un ejemplo de cómo la alianza entre el sector público, el sector privado y la sociedad civil puede generar cambios más profundos y sostenidos en el tiempo”, afirmó Porta.

Impacto

El encuentro también contó con la presencia de Julieta Corroza, ministra de Desarrollo Humano, Gobiernos Locales y Mujeres de la provincia del Neuquén; María Fernanda Villone, secretaria de Deportes, Cultura y G. Ciudadana; Luís Sepúlveda, intendente de la localidad de Huinganco; Luis Bertolini, intendente de Plottier; Lucas Páez, intendente de Senillosa; entre otras autoridades.

En Neuquén, se postularon 44 atletas de 24 disciplinas deportivas diferentes, y 17 organizaciones sociales de 20 localidades de la provincia.

Este jueves se reconocerá a los ganadores de Río Negro, en una jornada que se realizará en las oficinas de Vista Energy en el Paseo de la Costa. Participarán autoridades provinciales y municipales, junto a representantes de la empresa y Fundación Laureus Argentina. En esa provincia, se presentaron 15 atletas, 8 disciplinas y 4 organizaciones sociales.

Acompañamiento

Alentando el Deporte busca identificar y acompañar a jóvenes atletas y organizaciones sociales que promueven la inclusión, el desarrollo comunitario y la formación de valores a través del deporte.

Ganadores individuales – Provincia de Neuquén:

• Abril Garzón, 19 años, ciclismo – Huinganco

• Lautaro Aguilar, 29 años, atletismo adaptado – Neuquén

• María Paz Rondo, 11 años, gimnasia artística – San Martín de los Andes

• Felipe Bruni, 13 años, gimnasia artística – Villa La Angostura

• Catalina Herrera, 16 años, squash – Neuquén

• Oriana González, 18 años, tiro con arco – Neuquén

• Lucía Monje, 18 años, patín carrera – Senillosa

• Esteban Silva, 19 años, tiro con arco – Plottier

• Ignacio Rettig, 15 años, bádminton – Neuquén

Ganadores individuales – Provincia de Río Negro:

• Martina Escudero, 29 años, atletismo – Cipolletti

• Iara Figueroa, 20 años, judo – Cipolletti

• María Pía Frullani, 16 años, patín artístico – Cipolletti

• Lautaro Lisanti, 17 años, beach handball – Cipolletti

• Axel Rosales, 17 años, boxeo – Cipolletti

• Mila Sophié Celescinco, 14 años, judo – Cipolletti

Organizaciones sociales deportivas ganadoras – Provincia de Neuquén:

• Fundación SOMOS (Taekwondo) – Chorriaca, Taquimilán, Las Ovejas, Varvarco

• Club Stábile (Vóley) – Centenario

• Club Social y Deportivo Petrolero Argentino (Básquet) – Plaza Huincul

• Club Andino (Escalada y Parkour) – Villa La Angostura

• Hualas Patagónico (Hockey) – San Martín de los Andes

• Club Atlético Cumbres (Vóley) – San Martín de los Andes

• Asociación de Rugby y Hockey Los Conejos – Plottier

Organizaciones sociales deportivas ganadoras – Provincia de Río Negro:

• Círculo Italiano (Fútbol) – Villa Regina

• Alas del Alma (Fútbol, Boccias, Atletismo y Newcom) – Cipolletti

• Club San Martín (Fútbol) – Cipolletti

, Redaccion EconoJournal

BARILOCHE.- «Sabemos que las boyas y los caños subterráneos son el cuello de botella del Vaca Muerta Sur (VMOS) «, aseguró Horacio Marín, presidente y CEO de YP, durante la entrevista que dio por Zoom en el Encuentro de Energía y Producción 2025 realizado este miércoles en esta ciudad.

El CEO de la empresa controlada por el Estado destacó que el proyecto es «la primera obra de infraestructura que no hace el ‘Estado bobo’ (sic), sino las empresas con los activos» y anunció que durante el mes de junio «van a entrar 1700 millones de dólares en préstamos sindicados de varios bancos internacionales»; un monto que representa más de la mitad de los cerca de US$ 3000 millones proyectados para el megaproyecto.

Marín planteó, a su vez, que el VMOS representa un puntapié clave para el desarrollo energético y minero del país. «Toda la industria está haciendo un aporte al país porque estamos siendo el cebador inicial para que en cinco años se desarrolle y consolide el petróleo, el gas, el litio y el cobre».

Más jugadores

Durante su exposición, Marín anticipó que «se sumarán nuevos jugadores» al meproyecto. No detalló posibles actores, pero aseguró que hay propuestas concretas y diálogos permanentes.

«Por ahora tenemos posición dominante porque somos los impulsores del proyecto y tenemos la gente para hacerlo; pero luego de finalizar la obra nosotros nos retiramos de los puestos relevantes de la compañía VMOS, porque no es nuestra importancia el poder, sino el hacer», agregó en relación a la política activa de sumar accionistas.

El cuello de botella de VMOS

El interés rionegrino está puesto en la nueva terminal de exportación que estará instalada en Punta Colorada, además de posicionar a la provincia como «la principal puerta de salida de Vaca Muerta», tendrá impacto económico a partir del canon fijo que percibirá mensualmente, además del desarrollo de prestadores locales y empleo del 80% de la mano de obra local.

Marín reconoció que la supervisión de la provincia y la alta calificación de las empresas contratadas para el proyecto —la mayor parte de las obras fueron adjudicadas a la UTE Techint-Sacde— aseguran que el oleoducto de 437 kilómetros de longitud esté completamente soldado hasta tres meses antes de lo previsto. Ayer, la Secretaría de Hidrocarburos provincial comprobó que el VMOS avanza 2,5 km por día con soldaduras automatizadas.

Sin embargo, las boyas y los caños subterráneos para la base portuaria en Punta Colorada son el foco de atención para «pelear el tiempo».

«En las obras siempre hay un cuello de botella. En nuestro caso sabemos que el cuello de botella es lo portuario», reconoció Marín. Además de la complejidad de la obra, «nueva para lo que estamos acostumbrados en Argentina», el CEO identificó que la llegada a tiempo de los materiales e insumos son uno de los factores clave. «Ya están llegando los materiales, que era nuestra preocupación», dijo, «pero en unos meses vamos a ver, yo creo que vamos bien y que vamos a sostener el ritmo».

GNL: Tercera Fase de GNL

Una de las grandes incógnitas que dejó la entrevista del evento barilochense fue el nombre de la firma que «inminentemente» formará parte de la tercera fase de Argentina GNL.

En pocas horas, una comitiva conformada por el presidente Javier Milei y también integrada por Marín, partirá a Roma. Allí, este viernes YPF y la empresa italiana ENI firmarán un acuerdo preliminar que representa un paso más en la concreción de la tercera fase del proyecto Argentina LNG.

«Luego de este acuerdo va a entrar una empresa muy importante que todavía no puedo decir quién es», anticipó el entrevistado. En este mismo marco, informó que hay «reuniones muy cercanas con ENI y muy pronto va a ingresar la nueva compañía. Es una muy importante y creo que para Argentina va a ser muy importante esa inversión». Y añadió que «podríamos cerrarlo con los tres y posiblemente alguna otra argentina con un porcentaje menor».

Respecto a la tercera fase del proyecto que avanza con la empresa italiana, aseguró que «la decisión final va a estar antes de fin de año». Respecto a las ventajas de este acuerdo y de la entrada de una nueva firma, es que ENI trabajará de manera directa con los nuevos actores. «Vamos a ir en directo con dos barcos con esta compañía y podemos ganar hasta un año de tiempo», aseguró. Los buques de esta tercera fase están planteados para comenzar a operar en 2030-2031.

, Florencia Montenegro (desde Río Negro)

Luego de que Pampa Energía comprara a fines del mes pasado el 10,17% de las acciones en circulación de la Geopark, el Consejo de Administración de la petrolera colombiana anunció este martes la adopción de un plan de derecho de accionistas para proteger a la firma de una posible compra hostil, estrategia de defensa comúnmente conocida en el mundo corporativo como “píldora venenosa”.

Geopark comunicó en mayo de 2024 la compra de activos de Phoenix Resources en Vaca Muerta, pero el gobierno de Neuquén nunca aprobó la transacción y Phoenix hizo valer en mayo de este año una cláusula que habilitada a cualquiera de las dos compañías a retirarse del acuerdo si la autoridad regulatoria no avalaba la compra en el plazo de un año. Una vez caída la operación, Pampa Energía avanzó con una compra de acciones de Geopark significativa que encendió todas las alarmas dentro de la compañía.

Pampa busca aprovechar una ventana de oportunidad. De hecho, el banco de inversión Jefferies informó que GeoPark cotiza con un descuento del valor liquidativo (NAV, por sus siglas en inglés) de alrededor del 40%. Eso significa que el precio actual en bolsa de las acciones de GeoPark está 40% por debajo de lo que Jefferies estima que debería valer si se reflejara completamente el valor real de sus activos.

La píldora venenosa

No está claro si Pampa busca seguir avanzando con la compra de más acciones, pero por las dudas el Consejo de Administración de Geopark adoptó por unanimidad un plan de derechos de los accionistas de duración limitada por 364 días.

“La Junta Directiva de la Compañía, en consulta con sus asesores, adoptó el Plan de Derechos para proteger el valor de GeoPark y de todos sus accionistas, dada la inusualmente rápida y significativa acumulación de acciones ordinarias de la compañía por parte de un solo accionista”, informó la empresa a través de un comunicado.

El plan de derechos está diseñado para reducir la probabilidad de que cualquier accionista obtenga influencia o control indebidos sobre la compañía mediante la acumulación en el mercado abierto, sin pagar a todos los accionistas una prima de control adecuada o sin otorgar al Consejo de Administración tiempo suficiente para emitir juicios fundamentados y tomar medidas que beneficien los intereses de la compañía y de todos sus accionistas.

Según el plan, los derechos serán ejercibles si una entidad, persona o grupo adquiere la titularidad efectiva del 12% o más de las acciones ordinarias en circulación de GeoPark (incluidos los derivados) en una transacción no aprobada por el Consejo de Administración.

En ese caso, cada accionista, menos el que activó el plan con la compra hostil, tendrá derecho a adquirir acciones ordinarias adicionales con un valor de mercado igual al doble del precio de ejercicio del derecho.

Esto significa, por ejemplo, que, si Pampa Energía se quedara con el 50% de las acciones de Geopark, automáticamente se emitirían acciones nuevas para el otro 50% de los accionistas equivalentes al doble de su tenencia. De este modo, Pampa Energía dejaría de tener el 50% y pasaría a tener el 33,3% del total ya que su participación quedaría licuada.

, Redaccion EconoJournal

(TANDIL). – Jorge Brito, presidente del Banco Macro y uno de los principales accionistas de la empresa de generación de energía Genneia, analizó el escenario económico a un año y medio de la asunción del gobierno de Javier Milei. En un diálogo con periodistas durante la inauguración del parque eólico Elbita, el empresario ponderó la estabilidad económica para realizar inversiones y remarcó que la baja de la inflación y del tipo de cambio real permiten tener una mirada a largo plazo. Sin embargo, advirtió que “hay incertidumbre con el nivel de actividad”. También destacó que “la minería y el petróleo son los sectores ganadores con el cambio de modelo económico”. “No descarto que si la Argentina continúa en este proceso de estabilización los proyectos se van a poder financiar con fondos externos y también en el mercado local”, subrayó.

—¿Cómo está viendo el gobierno de Javier Milei a un año y medio de gestión?

–La estabilidad económica permite invertir y visualizar el negocio de largo plazo. Creo que Milei tomó las medidas que todos sabíamos que había que tomar en la Argentina. No era algo simpático, pero tomó la decisión de hacerlo. Esto es muy importante como país y para mí es muy importante por la visión a futuro que pueda tener como empresario.

—¿Qué análisis hace de la actualidad económica?

–Vemos con mucho entusiasmo la estabilidad que se logró a través de lo fiscal. La estabilidad del tipo de cambio y tener las bandas de flotación dan estabilidad a futuro. Las renovables es un negocio que nosotros miramos a muy largo plazo. En otros momentos de la Argentina tal vez actuábamos de una manera intuitiva, pero hoy tenemos un diagnóstico más claro del contexto y del futuro.

—¿Qué medidas faltan tomar en materia económica?

–Un montón. Sería mago si supiera. Creo que ahora están sentadas las bases para ir resolviendo problemas. La falta de capacidad de transporte de energía en el país es un problema. Si analizamos distintos sectores vamos a detectar problemas similares. Si hablo como presidente del Banco Macro, al mirar la relación préstamos-PBI vemos que es la más baja de la región. Hoy con un tipo de cambio estable, hay una idea de dolarizar un poco la economía, poder generar depósitos y también préstamos en dólares. Son todas cosas que acompañan a la relación préstamos-PBI, que está muy relacionada con el desarrollo de los países. Esa relación se puede incrementar y eso va a ayudar a levantar el consumo y a que las empresas inviertan. Analizando esto desde Genneia, de cada 10 pesos que invertimos siete son por financiamiento. Para nosotros el costo del capital es importantísimo. Hasta acá toda la financiación que conseguimos fue externa. En otros países se hace una combinación. No descarto que si la Argentina continúa por este proceso de estabilización se van a poder financiar proyectos también en el mercado local.

—¿Qué otros indicadores está mirando de la macro?

–El cambio del modelo económico trae ganadores y perdedores. Esto es así. Pero vemos que la estabilización va a traer muchos más beneficios que la inestabilidad. En el proceso de estabilización vamos a ver cuán profunda es la inversión de los sectores ganadores y tal vez veremos cómo se reconvierten otros sectores que producían determinados productos en la Argentina y hoy les cuestan competir y tendrán que importar. Tenemos que entender que es un proceso de estabilización y que inexorablemente trae aparejadas algunas rispideces. Creo que la inflación va a seguir bajando. Con lo que hay incertidumbre es con el nivel de actividad. Y en este punto es muy importante el tema de los préstamos bancarios para que los bancos puedan financiarse y prestar dólares a los sectores que pueden pagar los dólares.

—En el sector petrolero y minero se habla del encarecimiento de los costos. ¿Cómo es esto en las energías renovables?

–La minería y el petróleo son los sectores ganadores con el cambio de modelo económico. Empezó a fluir mucha inversión en esos sectores que tienen riquezas naturales muy importantes. Claramente el tipo de cambio se apreció. El salario en dólares que había tiempo atrás era ficticio. Eso se revirtió fuertemente. Pero, por otro lado, el petrolero y el minero fueron sectores afectados a nivel precios internacionales. La tonelada de litio cayó de 55.000 dólares a 10.000 dólares. El petróleo no en ese nivel, pero tuvo una caída. No soy especialista, pero creo que tenemos que ser eficientes no sólo por el tipo de cambio. Ahora tenemos que ser eficientes también en otros aspectos y ser competitivos con el resto del mundo.

—¿Cómo ve al sector renovable?

–Tenemos recursos inmensos. Pero se requiere de inversiones importantes en transporte de energía, que hoy es el tema más relevante del sector. El parque que acabamos de inaugurar tiene 162 MW, pero no tiene 250 MW porque no hay capacidad de transporte de energía. Para construir una línea de alta tensión se requiere de inversiones a largo plazo. Por eso es relevante la estabilidad económica. Nosotros estamos capacitados técnicamente y estamos en condiciones de participar en las obras de transporte.

, Roberto Bellato

TGN presentó su décimo séptimo reporte de Sustentabilidad, que rinde cuentas a sus partes interesadas directas y a toda la cadena de valor sobre la responsabilidad y el compromiso que la compañía asume en materia ambiental y social.  

El informe fue elaborado en base a las guías del Global Reporting Iniciative (GRI), GRI 2 y GRI 11. “El Reporte puede considerarse complementario a la Comunicación del Progreso (CoP), edición 2025, en función de los diez principios propuestos por el Pacto Mundial de Naciones Unidas (UNGC)”, informaron desde la compañía.

Daniel Ridelener, director general de TGN, expresó: “Creemos que el desarrollo energético debe ir de la mano del respeto por las formas de vida de las comunidades locales, en línea con los principios del Pacto Global. Por eso hoy vemos cómo se han fortalecido los procesos de diálogo basados en la Debida Diligencia, que nos permite identificar riesgos emergentes y mejorar nuestras prácticas de operación”. 

“En línea con esa visión, el Reporte de Sustentabilidad 2024 de TGN destaca la creación del Comité ASG (Ambiental, Social y Gobernanza) que impulsa la agenda de trabajo de la compañía en diversas hojas de ruta trazadas sobre las materialidades críticas de interés tanto para la propia empresa como así también para la industria del Oil & Gas”, destacaron desde la firma.

Desarrollo

El abastecimiento del mercado interno -y regional- desde el yacimiento de Vaca Muerta movilizó la ampliación -y reversión- del sistema de transporte de TGN. En 2024 TGN llevó adelante la reversión de las plantas compresoras Ferreyra y Deán Funes, atendiendo tanto la integridad del sistema como la seguridad pública. También la empresa comenzó a operar y a mantener el Gasoducto de Integración Federal (GIF), que conecta con las plantas compresoras de TGN, La Carlota (Gasoducto Centro – Oeste) y Tío Pujio (Gasoducto Norte). 

“Nuestro proyecto se centró en cómo revertir el flujo en la zona de Córdoba. Esto generó un cambio en la dinámica de trabajo”, destacó Carlos Ranzani, director de Operaciones. Además, precisó: “Quedará asentado que, a partir de este momento, el sistema cambió. Y que la gente de TGN aportó lo suyo para que este cambio fuera posible.”

Durante el mismo ejercicio, TGN creó la sociedad Gasoducto Vicuñas S.A.U. con el propósito de desarrollar un proyecto de abastecimiento de gas natural por ductos para la minería en las provincias de Salta, Jujuy y, eventualmente, Catamarca. 

El Programa de Gerenciamiento de Integridad ejecutó sus planes anuales, el de reemplazo de revestimientos originales sobre 19 kilómetros de ductos, el de pruebas hidráulicas sobre casi 70 kilómetros de cañerías en el sistema troncal Norte y las obras de adecuación en cruces en los ríos de las Piedras y Mojotoro, en Salta.

Conectados con el ambiente

En lo que respecta a la gestión de impactos ambientales directos sobre áreas de proyecto, y en el marco de las obras de Reversión del Gasoducto Norte, se siguieron lineamientos estrictos de gestión ambiental, considerando la mitigación y compensación de impactos.

En la Planta Compresora La Carlota, se coordinó un plan de compensación ambiental con el objetivo de restaurar y recuperar el área natural afectada por la obra.  Así es que se realizó la forestación de cinco ejemplares de árboles nativos por cada árbol o arbusto retirado, totalizando la implantación de 850 ejemplares de árboles autóctonos en áreas disponibles de la misma planta.

“En línea con la Ambición Climática, TGN busca asegurar la consistencia y la registración de los venteos de seguridad no programados de plantas compresoras. Su análisis permite discriminar causas y prever acciones para su disminución.  Desde 2019 a 2024, se redujeron en un 80% la cantidad de venteos no programados”, aseguraron desde la empresa.

Asimismo, todas las acciones cumplen con el Indicador de Calidad Ambiental #1 “Control de la Emisión de Gases de Combustión” de la Resolución ENARGAS 818/19 y la legislación provincial en la materia, que reflejan estándares de la EPA (Agencia de Protección Ambiental de EE.UU). La campaña anual de medición (sobre NOx y CO) se realiza en “Invierno de Gas” y los resultados se presentan al ENARGAS mediante un protocolo específico. TGN cumple con este indicador de calidad ambiental sin desvíos en los últimos 20 años.

Conectados con la comunidad

La construcción de diálogos con la comunidad permitió una gestión responsable, integrada y orientada al largo plazo en los que la seguridad, el ambiente, la integridad siguieron siendo los pilares indeclinables de la compañía. En la provincia de Salta, se llevaron adelante, 15 obras de ingeniería, en zonas de alta complejidad, sin paralización de actividades.

En su edición 2024, el Programa Cadena de Valor, se centró en la formación de proveedores de localidades cercanas al gasoducto GNEA (norte de la provincia de Santa Fe, Chaco y Formosa). Al abordaje de conocimientos sobre estrategia de negocios y administración basada en la gestión de proyectos, se procuró que conozcan el ecosistema del sector gasífero (producción, transporte y distribución), y los aspectos regulatorios más importantes.

El Programa de Prevención de Daños de TGN abarcó 119 talleres y charlas en los que participaron más de 1400 personas, entre maquinistas, bomberos voluntarios, agentes de seguridad, etc.

A través de los programas educativos, Juntos, Club de Ciencias, TC2000 va a la escuela y el programa de visitas guiadas, entre otros, se logró alcanzar a 8560 alumnos, 330 docentes y 80 voluntarios de 15 provincias.

En el plano interno, se realizaron 50 incorporaciones, las cuales el 80% se registraron en la Dirección de Operaciones, promoviéndose la incorporación de mujeres en roles que históricamente han sido ocupados por hombres. También en 2024, se presentó la Política de Diversidad e Inclusión, expresando el compromiso en la gestión diaria y en todas las actividades que se llevan adelante.  Además, se diseñó un programa educativo que alienta la formación técnica en escuelas primarias y fomenta la educación superior técnica en secundarias, previsto a iniciase en 2025.

Asimismo, el Centro de Transferencia de Conocimientos (CTC) desarrolló su programa anual de capacitación, con 11.287 horas de formación.

, Redaccion EconoJournal

El sistema de riesgos del trabajo fue diseñado para brindar protección integral a los trabajadores frente a accidentes y enfermedades laborales, garantizando cobertura médica, rehabilitación, pago de salarios y compensaciones en caso de incapacidad. En términos generales, la arquitectura normativa vigente permite cumplir ese objetivo. Sin embargo, en la práctica, ese entramado se encuentra en peligro, erosionado por un circuito judicial que se ha ido deformando con el paso del tiempo y se fue distorsionado en su operatividad.

Uno de los aspectos más preocupantes es la designación y remuneración de los peritos médicos judiciales, cuya intervención se ha convertido en el epicentro de una creciente y preocupante litigiosidad.

Tal como lo establece la Ley 27.348, los peritos deberían integrar cuerpos médicos forenses, ser seleccionados por concurso y percibir honorarios fijos por su labor. Lejos de eso, hoy el mecanismo permite que cualquier profesional se inscriba en un listado, sin control de idoneidad, y que su remuneración dependa directamente del resultado económico del juicio en el que interviene. Es decir: del porcentaje de incapacidad que él mismo diagnostica.

Impacto

Esto ha llevado a que, tanto la Superintendencia de riesgos del trabajo (SRT), como las ART estén realizando esfuerzos investigativos, algunos en instancias avanzadas, para desentramar posibles fraudes que están a la vista de todos. Por citar algunos ejemplos: reclamos de 92% de incapacidad por hernias con el trabajador prestando tareas de manera normal y habitual mientras se desarrolla el proceso. Incluso, hay varios casos donde inexplicablemente la sumatoria de la incapacidad reclamada supera el 100%.

Este sistema genera incentivos distorsivos de una gravedad institucional considerable. En lugar de garantizar imparcialidad, objetividad y rigor técnico, habilita una lógica en la cual mayores niveles de incapacidad asignada se traducen en mayores beneficios económicos para los peritos intervinientes. El conflicto de intereses es evidente, y sus consecuencias están a la vista: indemnizaciones desproporcionadas e irreales, dictámenes inconsistentes y un volumen de juicios que no se condice con la evolución real de los accidentes de trabajo.

Las cifras hablan por sí solas. Solo en este año se estima que se superarán los 132.000 juicios por riesgos del trabajo, un récord histórico que no puede explicarse únicamente por la conflictividad laboral. Detrás de ese número se esconde una cadena de incentivos económicos que desvía el espíritu del sistema: estudios jurídicos que promueven demandas con expectativa de altos retornos, peritos que maximizan evaluaciones, y un circuito que convierte la reparación del daño en una oportunidad de renta.

Sostenibilidad financiera

El impacto de esta situación no es abstracto. La creciente litigiosidad compromete la sostenibilidad financiera del sistema, encarece los costos laborales, desalienta la inversión y pone en riesgo la generación de empleo formal al mismo tiempo que pone en jaque la seguridad jurídica y competitividad de las provincias.

Las ART se ven obligadas a destinar recursos crecientes a afrontar litigios en lugar de fortalecer los programas de prevención y mejora continua. Las empresas, en especial las pequeñas y medianas, enfrentan un entorno de creciente incertidumbre jurídica y económica. Y los trabajadores, paradójicamente, son los más perjudicados cuando el sistema pierde capacidad de respuesta ante los casos genuinos.

La solución no pasa por legislar más o nuevas normas, sino por aplicar lo que ya está vigente. La justicia debe conformar los cuerpos médicos forenses en un sistema abierto y transparente, garantizar que los peritos actúen con independencia técnica y que sus honorarios no estén condicionados al resultado del proceso. Solo así podrá restaurarse la confianza en un sistema que nació para proteger a muchos y no para enriquecer a unos pocos.

Es tiempo de poner fin a estas prácticas que desvirtúan la esencia del sistema de riesgos del trabajo. Porque cuando los mecanismos de control fallan, y se transforma en negocio lo que debiera ser un resguardo, el daño ya no es individual: es estructural.

(*) Gerente General de Meopp ART Mutual.

, Gonzalo De la Sierra (*)

BAHÍA BLANCA (enviada especial).- Oiltanking Ebytem (OTE), la compañía que opera la terminal de exportación de crudo de Puerto Rosales en Bahía Blanca, inauguró este martes la ampliación de su terminal de exportación, una obra que requirió una inversión de casi 600 millones de dólares y que permitirá acompañar los envíos de Oldelval y el crecimiento de Vaca Muerta.

“La infraestructura energética es tan estratégica como la producción misma. Solo con esta logística moderna, escalable y eficiente podremos transformar el potencial de nuestros recursos en bienestar para todos”, afirmó Guillermo Blanco, vicepresidente de Otamérica Argentina, en diálogo con EconoJournal durante el acto de inauguración que se llevó a cabo hoy en esta ciudad. 

La ampliación de Oiltanking es uno de los desarrollos logísticos más importantes vinculados al crecimiento de Vaca Muerta y a la infraestructura exportadora del país que permitirá incrementar la exportación de petróleo del país en 300.000 barriles/día, equivalentes a u$s 8.000 millones anuales. Actualmente la terminal despacha unos 60.000 metros cúbicos por día, de los cuales el 60% se destinan a exportación y el resto se transporta hacia refinerías para el mercado interno. 

Para acompañar el crecimiento de Oldelval, la empresa Otamérica, que opera 13 terminales de exportación en seis países, llevó adelante la construcción de seis nuevos tanques de almacenamiento de 50.000 m³ cada uno que incrementarán la capacidad total de 480.000 a 780.000 m³. Además incorporó una nueva estación de bombeo, una subestación eléctrica y un nuevo muelle de 2.000 metros con dos posiciones operativas para permitir el ingreso de buques Suesmax, Aframax y Panamax de hasta 160.000 toneladas. De esta forma, no solo permitirá sumar buques con mayor capacidad sino que también prevé que puedan operar en condiciones climáticas desfavorables, algo que no ocurría con las monoboyas. 

En el acto que organizó en Puerto Rosales, la compañía presentó esta nueva ampliación que demandó dos años y medio de ejecución y cinco millones de horas hombre de trabajo. La inauguración contó con la presencia del subsecretario de Combustibles Líquidos de Nación, Federico Veller, el intendente Coronel Rosales, de Rodrigo Aristimuño, autoridades del Consorcio de Puerto Rosales, de Prefectura Naval y de la provincia de Buenos Aires,entre otros. 

“Esto representa una revolución que estamos poniendo en marcha para la argentina petrolera”, agregó el vicepresidente de la firma tras agradecer a las empresas operadoras y a las provincias y Nación “que entendieron nuestro esfuerzo y nos ayudaron con los permisos”. 

Ampliar el muelle para el Suezmax

La construcción generó 1.000 puestos de trabajo y un derrame en la población local. Para Oiltanking, este proyecto es una muestra “de una visión clara de largo plazo” y, en este sentido, Blanco anunció que proyectan una nueva ampliación del muelle que permitirá la carga de tres buques en simultáneo.

Blanco explicó que el nuevo muelle inaugurado hoy con forma de L se ampliaría incorporando un lateral,de manera  tal que quedará como una T. De esta forma, permitirá el amarre de tres buques en simultáneo. Hoy la empresa recibe unos 9 barcos por mes, con esta ampliación podría llegar a recibir entre 15 a 30. 

Además, la empresa buscará obtener financiamiento para una obra de dragado que lleve a 18 metros la profundidad y que permita que los buques Suesmax puedan ser cargados en su totalidad. Actualmente, este tipo de embarcación podría ingresar, pero no completar su carga debido a la falta de profundidad. 

Por otro lado, el representante de la compañía comentó a EconoJournal que “se decidió reemplazar las antiguas monoboyas por el muelle de carga lo cual facilita a los operarios abocarse a una sola tarea”. En este sentido, comentó que se incorporó un 20% más de personal a la planta actual. “A algunos de ellos los hemos enviado al exterior a entrenarlos en una terminal que tiene el mismo tipo de brazo, el mismo tipo de ganchos. Mandamos a México un equipo de jugadores claves y hemos traído gente de afuera también para que venga aquí a entrenar a nuestra gente”. 

El vicepresidente de Otasa explicó que el destino final del crudo es parte del negocio de las mismas operadoras que almacenan el petróleo en sus almacenes, pero al mismo tiempo, señaló que esta ampliación podría permitirle a nuestro país abrirse a nuevos mercados en el mundo:  “El comprador es el que pone el buque y obviamente decide el destino. En ese circuito una gran cantidad de buques va hacia la zona del Golfo de México, para Estados Unidos y toda esa zona influencia, otro porcentaje a Europa y una porción mucho menor va para Asia. Con la posibilidad de cargar Suezmax, se podría llegar a muchas refinerías en el mundo que hoy están preparadas para recibir este tipo de barcos”, aseguró. 

, Laura Hevia

The Energy Circle y The Net Zero Circle, por IN-VR, anuncian una nueva edición del Argentina Energy Week Summit & Exhibition 2025, en un momento clave para el futuro de las energías limpias en el país. La Argentina superó los 7.100 megavatios de potencia renovable instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), según datos oficiales de CAMMESA. La cifra representa un hito histórico para el sector, con más de 460 MW incorporados solo en los primeros meses de 2025.

Sin embargo, el país aún se encuentra lejos de alcanzar el 20% de participación renovable en la matriz energética, como establece la Ley 27.191, cuya vigencia finaliza a fin de este año. Hoy, la cobertura de demanda con renovables ronda apenas el 16,3%.

En este contexto de logros y desafíos, IN-VR lanza la nueva Guía para Inversores en la Argentina, un recurso estratégico pensado para apoyar a empresas e instituciones interesadas en explorar oportunidades en energías limpias y minerales críticos. La guía ya está disponible para socios y aliados del Argentina Energy Week.

Guía para Inversores

Una visión actualizada del entorno económico, legal y fiscal argentino, con foco en proyectos estratégicos de litio, cobre, hidrógeno y energía solar disponible aquí.

¿Qué esperar del Argentina Energy Week Summit & Exhibition 2025?

Transición energética con presión de plazos: A menos de ocho meses del vencimiento de la Ley 27.191, el evento será clave para debatir su renovación y el futuro del marco legal para renovables.

Panorama eólico y solar: Más del 60% de la capacidad instalada renovable es eólica, mientras que el mercado solar ya supera los 1.900 MW. ¿Cómo seguir escalando?

Mercado a Término (MATER): Hoy representa el 45% de la capacidad eólica y el 39% de la solar. Su evolución será central para el financiamiento privado de nuevos proyectos.

Infraestructura y transmisión: El cuello de botella actual para nuevas renovables. Se necesita inversión urgente en redes y expansión del sistema.

Guía de oportunidades: La nueva Guía para Inversores de IN-VR identifica las provincias clave, marcos regulatorios, incentivos fiscales y proyectos en curso para acelerar la toma de decisiones de empresas energéticas.

Una década de avances y un punto de inflexión regulatorio

Desde 2015, con la sanción de la Ley 27.191, Argentina multiplicó por diez su capacidad instalada renovable. Pero el horizonte 2025 exige definiciones: ¿se renovará la ley? ¿Habrá un nuevo marco normativo? ¿Qué lugar ocupará el gas como respaldo?

Estas preguntas estarán en el centro del debate durante el summit.

Argentina Energy Week Summit & Exhibition 2025

19, 20 y 21 de agosto de 2025

Buenos Aires, Argentina

Para participar, acceder a la guía o explorar oportunidades de asociación, contactarse con:

luana@in-vr.co o completar este formulario.

, Redaccion EconoJournal

Siemens lanza una nueva edición de su concurso de eficiencia energética. Se trata de una iniciativa que desde hace nueve años impulsa la formación de talentos jóvenes con vocación de liderar la transición energética en la Argentina, Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador y Perú.

El certamen está dirigido a estudiantes de carreras de ingeniería y tiene como objetivo promover el desarrollo de proyectos reales que aborden desafíos vinculados al uso eficiente de la energía con aplicabilidad real en sus ciudades y/o países.

A través de esta experiencia, los participantes accederán a capacitaciones técnicas, acompañamiento por parte de especialistas de Siemens, y a la posibilidad de aplicar los conocimientos para generar soluciones de alto impacto ambiental, social, tecnológico y económico, según precisaron desde la firma.

“Desde Siemens creemos que la educación es el pilar fundamental para seguir desarrollando tecnología con el propósito de que mejore la calidad de vida de las personas e impulse el crecimiento de las industrias y las infraestructuras donde operamos. Este programa hace parte de nuestro interés en crear un semillero de talentos desde las aulas, acompañándolos en su proceso de aprendizaje para que sean los protagonistas del futuro donde la transición energética es vital y nuestra región juega un rol fundamental en ella.”, destacó Eduardo Gorchs, CEO Siemens Sudamérica.

Formación

El programa, que comenzó en Argentina en 2017 y se volvió regional en 2021, incluye la participación de estudiantes de Sudamérica, sin Brasil, que pueden estar en cualquier ciudad de los países que componen la región. A la fecha participaron más de 760 alumnos y a lo largo del tiempo la participación femenina creció en un 30%.

 “La compañía alemana invita a las estudiantes a que participen del concurso y contribuyan con sus ideas y conocimientos a la construcción de casos que puedan impactar positivamente en los sectores en que los enfoquen localmente. También invita a que todas las universidades y las facultades de ingeniería de los países se animen a inscribirse para que haya mayor participación de estudiantes e instituciones académicas del interior”, expresaron desde Siemens.

Para participar de la edición del concurso 2025, los estudiantes deberán registrarse a partir del 21 de mayo en este link. Las charlas informativas comenzarán el 26 mayo y para inscribirse a las mismas, se debe completar un formulario que se aloja aquí.

Durante cinco meses, los equipos conformados por estudiantes y docentes tutores desarrollarán proyectos con el acompañamiento de especialistas de Siemens de cada país y de la región. Los casos finalistas recibirán premios que incluyen equipamiento tecnológico para los laboratorios universitarios que se compone de: software de monitoreo, equipamiento de la familia SENTRON para la medición y monitoreo de instalaciones, capacitaciones y licencias para el uso del SENTRON Powermanager; entre otros beneficios para los estudiantes que estén en el primer, segundo y tercer lugar.

Evaluación

La evaluación final estará a cargo de un jurado mixto compuesto por expertos de Siemens y referentes externos del sector energético tanto del sector privado como de cámaras y asociaciones afines a la temática del concurso; de esta forma se pueden aunar criterios de revisión que proporcionen un feedback de valor para cada estudiante, docente y universidad.

Además del impacto formativo y técnico que les permite estar en contacto con referentes y pares profesionales de la región, Siemens ha hecho un acompañamiento a los estudiantes que han participado del certamen y con gusto ha identificado que algunos de ellos se han incorporado a la compañía o al ecosistema de partners y clientes con los que trabaja de manera permanente en múltiples proyectos. De esta manera, el espíritu de formar profesionales que lideren la transición energética se sostiene en el tiempo y los convierte en embajadores e impulsores de operaciones más competitivas, eficientes, sostenibles y escalables bajo estándares de sustentabilidad y ciberseguridad.

, Redaccion EconoJournal

El Centro Argentino de Ingenieros (CAI) informó que este miércoles 4 comienza la Semana de la Ingeniería. En esta oportunidad, el evento se centrará en la Inteligencia Artificial (IA) bajo el lema “IA Ahora: Transformando las organizaciones, liderando el futuro”. La presidencia estará a cargo de Andrés Tahta, director general Partner Management LATAM AWS (Amazon Web Services), reconocido por su liderazgo en la transformación digital de la región, según precisaron desde el CAI.

Cambio tecnológico

«La inteligencia artificial representa el mayor cambio tecnológico de nuestra generación y está transformando industrias enteras a una velocidad sin precedentes. En esta Semana de la Ingeniería queremos mostrar cómo Argentina puede posicionarse a la vanguardia de esta revolución. No se trata sólo de adoptar tecnología, sino de crear el ecosistema adecuado donde la IA pueda generar valor real para las organizaciones, potenciar el talento local e impulsar la competitividad del país en la economía global del conocimiento”, expresó Andrés Tahta.

La Semana de la Ingeniería 2025 reunirá referentes de la industria, la academia y el sector público para explorar cómo la IA está redefiniendo la ingeniería y los modelos organizacionales. “El crecimiento exponencial de la IA y la IA generativa no solo está transformando a las organizaciones, sino que representa una oportunidad histórica para el país en términos de desarrollo, innovación y crecimiento económico”, aseguraron desde el CAI.

Agenda

Entre los ejes centrales del evento se destacan: las oportunidades de la IA para la Argentina con la presencia de Marcos Ayerra, secretario de la PyME, Emprendedores y Economía del Conocimiento de la Nación; el potencial transformador de la IA en el sector energético; el impacto de la tecnología en la sustentabilidad y el desarrollo de soluciones aplicadas a la emergencia climática; y las profundas transformaciones que la IA está generando en el ámbito educativo.

El evento culminará el viernes 6 con el cierre institucional a cargo del presidente del CAI, Pablo Bereciartua, quien destacará los principales aprendizajes y desafíos que plantea la IA para el futuro de la ingeniería.

La inscripción es gratuita y la agenda completa se puede consultar a través de este link.

La Semana de la Ingeniería cuenta con el apoyo institucional de Argencon, la entidad que promueve el crecimiento de economía del conocimiento y el posicionamiento de la Argentina como líder en la prestación de servicios del conocimiento a nivel global.

, Redaccion EconoJournal

Patagonia Gold, cuyo mayor accionista es el empresario Carlos Miguens Bemberg, ex dueño de Cervecería Quilmes, confirmó la inversión de US$ 40 millones para desarrollar el proyecto de oro y plata Calcatreu, ubicado en la provincia de Río Negro. El anuncio es relevante, además, porque podría ser el primero de una serie de proyectos metalíferos en la provincia luego de que se volviera a autorizar la actividad.

El proyecto tiene la aprobación ambiental y la autorización otorgada por el gobierno de la provincia de Río Negro. En la actualidad se encuentra en la etapa de construcción inicial y podría iniciar la operación en 2026.

El financiamiento se viabilizó a través de Black River Mine (BRM), firma controlada por el empresario Carlos Miguens Bemberg, según señaló un comunicado difundido este lunes por Patagonia Gold. Miguens Bemberg, que además participa en negocios del sector energético y del agro, “posee y controla 200.717.161 acciones ordinarias, que representan el 43,2% de las 465.051.490 acciones ordinarias de la compañía actualmente en circulación”.

La inversión se concretó a través de Patagonia Gold Canadá, que cotiza en la Bolsa de Valores de Toronto (TSX Venture Exchange), que “emitió un total de 40 millones de acciones preferentes a un precio de US$1 por acción”, señaló la minera.

Calcatreu

El proyecto Calcatreu está ubicado al sur de Río Negro, a 85 kilómetros de la localidad de Ingeniero Jacobacci. El depósito de oro y plata fue descubierto en 1997. A partir del año siguiente la empresa Aquiline Resources Incorporated, por entonces propietaria de los derechos del área, avanzó con los trabajos de exploración. Pero en julio de 2005, en medio del debate sobre su impacto ambiental, la legislatura provincial prohibió la utilización de cianuro en la minería a través de la ley 3981.

En diciembre de 2011 se sancionó la ley 4738 que creó un Consejo Provincial de Evaluación Ambiental Minera (COPEAM). De ese modo, la minería dejó de estar prohibida, pero en los años siguientes no se aprobó ningún proyecto. Recién en diciembre de 2023, la Legislatura sancionó la ley 5703, que facilitó la evaluación de proyectos mineros. Luego, el proyecto Calcatreu pasó a manos de la minera canadiense Pan American Silver y en 2018 lo adquirió Patagonia Gold.

En noviembre de 2024, el COPEAM aprobó la Declaración de Impacto Ambiental del Calcatreu autorizando la construcción y desarrollo del proyecto para la extracción de oro y plata en un área de 16.291 hectáreas. La iniciativa también fue validada en una audiencia pública.

La industria minera espera que Calcatreu sea la punta de lanza de otra serie de proyectos. De hecho, en Río Negro hay unas diez iniciativas de exploración que cuentan con capitales canadienses.

El proyecto Calcatreu tiene aproximadamente 746.000 onzas equivalentes de oro contenidas de categoría de recursos minerales medidos e indicados y 390.000 onzas contenidas de recursos minerales inferidos, según remarca el comunicado. Además, Patagonia Gold tiene derechos mineros en varias provincias argentinas.

, Roberto Bellato

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó que la petrolera pondrá en marcha este mes un sistema de precios diferenciales según banda horaria, lo que le permitirá vender nafta y gasoil más barata después de la medianoche, que es cuando la demanda baja. La medida se implementará a partir del 24 de junio luego de la inauguración de una sala de control de estaciones de servicio. Desde esa sala se va a monitorear la evolución del suministro en tiempo real.

“Gracias al trabajo que estamos realizando con los Real Time Intelligence Center detectamos diferentes variables. Sabemos que a las 3 AM no se compra mucha nafta. Por eso vamos a bajar los costos fijos a la noche porque perdemos plata. Hicimos los cálculos en casi todas las estaciones de servicio y vamos a bajar los costos de las naftas en esas horas y vamos a poner autoservicio”, aseguró durante su exposición en el evento “Energía Chubut, tierra de futuro”, organizado por la gobernación de la provincia

“Esto es para que la gente tenga una mejora respecto a los precios. Pero también es una mejora para nosotros como compañía. Es una ventaja para el usuario y para YPF”, agregó el ejecutivo.

La empresa estatal complementará este esquema con el de autodespacho nocturno de combustibles optimizar sus costos operativos y poder ofrecer menores precios en las horas de menos demanda. Hasta el momento, hay solo dos estaciones de YPF en la Ciudad de Buenos Aires habilitadas para brindar autodespacho.

Se trata de un sistema de micro pricing (microprecio) que será monitoreado en tiempo real desde la petrolera. Fuentes al tanto de la iniciativa indicaron a EconoJournal que este esquema se aplicará paulatinamente. En principio será en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en el AMBA y en principales ciudades del país y luego llegará al resto de las estaciones distribuidas en todos los puntos de la Argentina.

Salida de Manantiales Behr

Marín también se refirió a la salida de la petrolera bajo control estatal de los campos convencionales que posee la provincia de Chubut y agradeció al gobierno provincial y al intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili. Además, informó que: “En la próxima reunión del Directorio vamos a buscar la aprobación de la venta de Manantiales Behr (un yacimiento tiene más de 100 años de actividad) porque hay que saber salir”.

“Manantiales Behr está en el momento preciso para salir y que ingresen compañías medianas ya que produce alrededor de los 4.000 m3 por día y tiene mucho futuro en lo que respecta a la producción terciaria e YPF no puede continuar invirtiendo comparativamente respecto a Vaca Muerta”, anticipó Marín.

“En Chubut hicimos un proceso extraordinario de salida. Por supuesto que tuve sentimientos encontrados, pero sabemos que eso era lo mejor para YPF, para la provincia y para la Argentina. Creo que varias personas en Chubut están convencidas que este proceso que llevamos a cabo era lo que había que hacer”, remarcó.

YPF y energía nuclear: explotación de uranio en Chubut

El presidente de YPF remarcó la importancia de la energía eólica en Chubut, que será clave en el futuro para producir hidrógeno. En ese sentido, indicó que la petrolera tiene inversiones sobre ese segmento por lo que proyectan seguir creciendo. Aun así, precisó que las inversiones grandes, de cara al 2030, serán en energía nuclear.

“Estamos trabajando con Chubut porque hay una mina de uranio. Estamos colaborando con la provincia y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) para aportar la parte empresarial privada y la eficiencia, para que haya licencia social. En caso de que haya éxito en los reactores modulares, la idea será desarrollarlos y que alguna ciudad de la provincia se convierta en un polo exportador de energía a través de la Inteligencia Artificial (IA). Debemos estar preparados”, planteó Marín.

, Loana Tejero

Norpatagónica, representante técnico oficial de las válvulas esféricas y excéntricas de las marcas Valbol y Esferomatic, presente en la cuenca Neuquina, lanzó su nueva propuesta FlowCare con el objetivo de redefinir los estándares del soporte en operaciones de alta exigencia y brindar intervenciones rápidas con personal capacitado y un enfoque basado en resultados.

“Con más de tres décadas de experiencia en soluciones industriales y móviles, nos ponemos del lado de la operación, fortaleciendo la confiabilidad y disponibilidad en operaciones de ductos y procesos, también reduciendo downtimes de producción innecesarios por recambios frecuentes de este tipo de piezas”, precisaron desde la compañía.

Impacto

Desde la empresa explicaron que este servicio de postventa está basado en tres ejes: la reparación y puesta en valor, la puesta en marcha y la calibración en campo.

El primer eje tiene como objetivo impulsar la ejecución de diagnósticos técnicos directamente en planta para detectar fallas, analizar parámetros operativos y condiciones de uso. “Las intervenciones inmediatas permiten reducir tiempos muertos y mitigar riesgos operativos, devolviendo al equipo su funcionalidad óptima en base a criterios técnicos”, indicaron desde Norpatagónica.

El segundo punto está referido a la puesta en marcha. Esto es así porque la nueva apuesta de Norpatagónica ahora se extenderá al corazón de las operaciones: el campo. Con servicios como asistencia técnica en sitio, puesta en marcha de equipos y mantenimiento programado, la empresa acompañará a los clientes allí en donde más lo necesiten. Además, podrán gestionar los turnos de manera ágil y online a través de FlowCare, con la garantía de respaldo directo en cada intervención.

Por último, desde la firma precisaron: “Una de las incorporaciones más valoradas por nuestros clientes en operaciones remotas es el servicio de Calibración en Campo. A través de personal altamente capacitado, realizamos el ajuste preciso de equipos y sistemas directamente en sitio, optimizando su rendimiento sin necesidad de traslados”.

, Redaccion EconoJournal

El Gobierno nacional prorrogó este lunes la emergencia del sector energético hasta el 9 de julio de 2026, en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de transporte y distribución de gas natural. También prorrogó hasta la misma fecha la intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), y el período de transición hacia subsidios focalizados.

Según lo dispuesto por el Decreto 370/25 que firmó el presidente Javier Milei y los once ministros de su gabinete, la prorroga de la emergencia energética le permite al Ministerio de Economía demorar la modificación del esquema de segmentación de subsidios implementado por el gobierno de Alberto Fernández.

En materia tarifaria no se esperan cambios sustanciales este año ya que el objetivo principal del gobierno es bajar la inflación y estabilizar la macroeconomía. En ese contexto, se definió recientemente en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) un incremento cercano al 15% para las distribuidoras que se aplicará en 30 cuotas mensuales por sobre la inflación.

Régimen de subsidios

La norma publicada este lunes en el Boletín Oficial prorroga los alcances de le Emergencia Energética declarada por el Decreto 55 del 16 de diciembre de 2023 y prorrogada por el Decreto 1023 del 19 de noviembre de 2024, ratifica la potestad de la Secretaría de Energía de continuar con la reestructuración del régimen de subsidios a la energía.

En los fundamentos de la decisión, el Ejecutivo resalta “los principios de gradualidad, progresividad, previsibilidad y transparencia que deben regir el proceso de reducción de los subsidios y la adecuación de las tarifas que pagan los usuarios residenciales, que aún está pendiente la simplificación y mejora de los criterios de focalización de los beneficiarios”, a tono con lo señalado oportunamente por un fallo de la Corte Suprema de la Nación.

Además, plantea que “la anticipación y progresividad con que se deben resolver y comunicar las acciones de gobierno, en relación con la política energética en general y tarifaria y de subsidios en particular, está relacionada con el deliberado fin de dar a los usuarios previsibilidad, en cuanto a la programación económica individual y familiar, y certeza en relación con los procesos”. Es así que el Gobierno promueve el paso gradual de un régimen generalizado de subsidios que comprende un universo de casi 10 millones de hogares a un esquema focalizado.

El gobierno había avanzado en la reestructuración de los subsidios energéticos a través del Decreto 465/2024 que inicialmente iba de junio a noviembre de 2024 y fue prorrogado hasta el 31 de mayo de 2025. En ese proceso de focalización se identificaron 1.590.964 hogares que, estando categorizados en el Nivel 2 (bajos ingresos), recibían subsidios que no habían solicitado. Además, se detectaron 370.008 solicitudes de inscripción con titulares fallecidos. Esta depuración permitió que 666.269 usuarios de electricidad y 306.409 de gas natural pasaran a otras categorías.

Servicios de gas y electricidad

La prórroga de la emergencia busca consolidar las reformas estructurales necesarias. Si bien el segmento de altos ingresos (Nivel 1) cubre cerca del 100% del costo monómico del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), los niveles 2 y 3 aún muestran una cobertura insuficiente (29,97% y 45,68% respectivamente en abril de 2025).

La Secretaría de Energía está implementando un programa de acciones esenciales para garantizar la sostenibilidad y continuidad del servicio, incluyendo reformas normativas y ajustes para reconstituir el régimen económico y recaudatorio del MEM. Se destaca el «Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026» y la convocatoria para sistemas de almacenamiento de energía («Almacenamiento Alma GBA») para mejorar la confiabilidad del servicio en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

En el segmento de gas natural, el decreto subraya que, a pesar del significativo aumento en la cobertura del costo de abastecimiento del gas para la demanda prioritaria (del 18,7% en enero de 2024 al 74,5% en marzo de 2025), el precio facturado aún no refleja plenamente los costos reales. Sin embargo, se destaca la reanudación de las exportaciones de gas natural en firme a países vecinos y el avance de proyectos clave, como el tercer proyecto adherido al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que prevé la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) desde 2027.

La declaración de Interés Público Nacional de la iniciativa privada para el incremento de la capacidad de transporte de gas natural en la Ruta Tratayén – Litoral Argentino (Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno) es otra muestra del compromiso con la expansión de la infraestructura gasífera para potenciar las exportaciones.

El decreto también repasa la desregulación del mercado del Gas Licuado de Petróleo (GLP), eliminando los «Precios Máximos de Referencia» para las etapas de fraccionamiento, distribución y venta al público de garrafas, buscando que los precios de los productores se ajusten a la paridad de exportación. Ene se nuevo esquema se reestructuró la ayuda que, hasta el presente, se ha dado a través del Programa Hogares con Garrafas (Hogar).

En cuanto a los biocombustibles, se establecieron nuevos precios mínimos de adquisición para el bioetanol y el biodiésel, con el fin de dar previsibilidad a la cadena productiva, garantizar el suministro y respaldar la competitividad de los productores locales.

, Ignacio Ortiz

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) espera firmar acuerdos con empresas mineras antes de que finalice el 2026 para reactivar la minería de uranio en el país. Otro objetivo es sentar las bases para volver a enriquecer uranio, según lo manifestado este viernes por el presidente de la CNEA, Germán Guido Lavalle, en un mensaje institucional por el Día Nacional de la Energía Atómica que contó con la participación del responsable del nuevo Plan Nuclear y presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel y autoridades de otras empresas de la industria nuclear argentina.

En un acto realizado dentro del edificio del reactor RA-10 que se está terminando de construir en Ezeiza, Guido Lavalle explicó que la CNEA debe apoyar el desarrollo de nuevas empresas de base tecnológica.

«La empresa más joven que aquí me acompaña es Dioxitek, tiene más de 30 años. Es decir, no generamos nuevas empresas en más de 30 años. Esa es la tarea que desde el Estado tenemos que hacer, que haya condiciones para que surjan muchas empresas más«, dijo.

La máxima autoridad de la CNEA además trazó cinco objetivos que la institución quiere cumplir en 2026: realizar la puesta en marcha (iniciar la operación) del reactor multipropósito RA-10, comenzar el reacondicionamiento de la Planta Industrial de Agua Pesada, realizar la puesta en marcha del Centro Argentino de Protonterapia, reactivar la minería de uranio y comenzar enriquecerlo.

Minería de uranio

La producción argentina de uranio cesó en 1995 con el cierre de la mina de Sierra Pintada en Mendoza. La CNEA ahora tomó la decisión de reactivar la actividad a partir de las minas sobre las que tiene derechos, como la mendocina Sierra Pintada y Cerro Solo en Chubut, a través de acuerdos con empresas mineras.

«Conocemos bastante bien en dónde hay uranio. Hay varios proyectos, uno podría ser la reactivación de Sierra Pintada, otro empezar con la factibilidad de Cerro Solo. Pero aparte de esos activos que la CNEA tiene hay actores privados que tienen sus derechos mineros y la ley argentina permite la exportación del uranio, con el requerimiento de que se abastezca el consumo local y solo después se exporte. Pero más allá de esa condición a las empresas mineras locales e internacionales les interesa, así que estamos conversando con todas ellas, en particular en estos proyectos, apuntando a firmar acuerdos este año o el próximo«, expandió Guido Lavalle sobre el tema en una presentación reciente que realizó para la Fundación Foro Estratégico para el Desarrollo Nacional.

La provincia de Chubut le había reclamado a la CNEA este año que devuelva las minas de uranio que tiene concesionadas en la provincia, entre ellas Cerro Solo, el mayor yacimiento de uranio del país. Sin embargo, la institución habría avanzado en los últimos meses con gestiones internacionales para encontrar inversores para desarrollar ese yacimiento.

Los recursos razonablemente asegurados en Cerro Solo ascienden a 4420 toneladas de uranio. Un documento de la CNEA del 2020 indica que allí se podrían llegar a producir entre 500 y 550 toneladas anuales. Como dato de referencia, su producción anual alcanzaría a cubrir la demanda anual de 220 toneladas de uranio de las centrales nucleares argentinas y exportar el resto.

Enriquecimiento de uranio y agua pesada

El otro punto alto de los anuncios de la CNEA es la intención de volver a enriquecer uranio en el país, una capacidad industrial que resulta indispensable tener si se proyecta el desarrollo y exportación de reactores modulares pequeños. Prácticamente todos los diseños de reactores de este tipo proyectan utilizar combustible nuclear con uranio enriquecido entre un 5 y 20%, lo que en la industria se conoce como combustibles HALEU.

La CNEA logró enriquecer uranio a principios de la década de 1980 en el actual Complejo Tecnológico Pilcaniyeu, en Río Negro. Lo hizo a escala piloto con el método por difusión gaseosa. Pero la intención es dar un salto a la tecnología de enriquecimiento por centrífugas. «La tecnología evolucionó y en la CNEA tenemos un grupo trabajando en el desarrollo de máquinas centrífugas capaces de enriquecer uranio», explicó Guido Lavalle.

Por otro lado, la institución atómica apunta a firmar este año o el próximo contratos con la canadiense Candu Energy para restablecer la producción de agua pesada en la Planta Industrial de Agua Pesada en Neuquén.

ACR-300, el «CAREM 2.0»

El presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel, enfatizó que en el centro del nuevo Plan Nuclear Argentino está el proyecto ACR-300, un reactor modular patentado por INVAP. En ese sentido, trazó una línea evolutiva en la que este diseño vendría a suponer una suerte de reactor «CAREM 2.0».

«Imaginen si pudiéramos agarrar esta idea brillante que es el CAREM y volver al diseño y traer un CAREM 2.0, hacer algo con la ventaja de tener todo este conocimiento y práctica. Bueno, lo hicimos, esa nueva iteración se llama ACR-300, una maravilla tecnológica de 300 MW diseñada completamente por ingenieros argentinos en INVAP y que hoy es parte central del programa nuclear para que Argentina se ponga a la vanguardia de esta revolución tecnológica y energética», dijo Reidel.

Esta definición del responsable de la agenda sectorial nuclear responde a la decisión de la CNEA de redefinir los alcances del proyecto CAREM. Guido Lavalle estableció que ya no se buscará desarrollar una versión comercial con módulos de mayor potencia y que el esfuerzo se concentrará en terminar el desarrollo del reactor prototipo de 32 MW que está en el complejo Atucha.

La prioridad del nuevo plan nuclear será en cambio la construcción de cuatro módulos del ACR-300 en Atucha. «Cuando construyamos estos cuatros módulos queremos licenciar esta tecnología en el resto del mundo. Acabo de regresar de una misión oficial a París y a Viena, en donde trabajé con los actores en ambos lados para asegurarnos de que el proceso de producción en Atucha de nuestro nuevo reactor sea recibido en el resto del planeta sin ningún inconveniente y a alta velocidad», añadió Reidel.

, Nicolás Deza

(TANDIL). – Bernardo Andrews, CEO de Genneia, participó de la inauguración del nuevo parque eólico La Elbita en Tandil e hizo referencia a uno de los cuellos de botella que aquejan al sector eléctrico: la falta de infraestructura y redes de transporte. El ejecutivo precisó: “Desde Genneia estamos dispuestos a crear consorcios para desarrollar las líneas de alta tensión y destrabar el destrabar el principal cuello de botella que tiene el mercado eléctrico”. Su propuesta surge luego de que el Gobierno nacional estableciera las obras prioritarias para la ampliación del sistema de transporte eléctrico nacional que deberán ser financiadas y ejecutadas por empresas privadas a fin de mitigar los cortes de servicio en todo el país.

El Parque La Elbita cuenta con 162 MW de capacidad instalada y abastecerá de energía renovable a grandes usuarios industriales del Mercado a Término (MATER). Sin embargo, y aunque destacó el trabajo realizado por la compañía, Andrews precisó que la iniciativa no terminó siendo de 250 MW puesto que no existe suficiente capacidad de despacho. “Los países que se encuentran en una transición económica generan mecanismos para dar señales a fin de que el sector invierta. Nosotros debemos trabajar en un marco regulatorio que de credibilidad. Hoy tenemos la prioridad de bajar la carga fiscal y a veces nos olvidamos del rol del Estado como regulador, pero lo necesitamos para este tipo de normativas”, consideró el referente de Genneia.

“Con la regulación adecuada podemos romper los cuellos de botella. Hay que regular los monopolios naturales, generar transparencia, y contratos a largo plazo para que los jugadores entren en un escenario de competencia. Creo que eso va a suceder y en tres o cuatro años podríamos tener una expansión de las líneas de transmisión, algo que no hubo en los últimos 35 años”, añadió.

Andrews se refirió al nuevo parque solar y al escenario económico de la Argentina y sostuvo: “Cuando iniciamos este parque había una crisis en la balanza de pagos. Uno tenía que estar loco para encarar un proyecto así, pero creíamos que era relevante porque iba a permitir ahorrar electricidad y combustible para el país”.

“Ahora con el acceso a los dólares y la salida del cepo es más fluida la importación de equipos. El ordenamiento de la macroeconomía es una situación que nos permite tomar decisiones con menos incertidumbre y, en consecuencia, tener plazos más cortos y competitivos”, aseveró en referencia a las medidas impulsadas por el gobierno de Javier Milei.

Impulso al sector minero

Andrews también adelantó que la empresa va a invertir en una línea de transmisión en Salta y en Catamarca para abastecer a la industria minera con energía renovable.

“Consideramos que también debemos destrabar los cuellos de botella con baterías para generar almacenamiento. Queremos participar de las obras que nos permitan solucionar los problemas de infraestructura para poder seguir creciendo en renovables. Sumado a lo de Salta y Catamarca, vamos a hacer lo mismo en Cuyo y en la provincia de Buenos Aires a fin de destrabar los sitios en los que hay recursos renovables”, planteó.

, Loana Tejero

Genneia, la compañía dedicada a la generación de energías renovables en la Argentina, inauguró el Parque Eólico La Elbita, ubicado cerca de Tandil. Se trata de su tercer desarrollo eólico en la provincia de Buenos Aires y el octavo en el país. La iniciativa demandó una inversión de US$ 240 millones. La compañía prevé para fines de 2026 sumar 15 parques de energía renovable, ocho eólicos y siete solares, para alcanzar una capacidad instalada superior a los 1,7 GW (945 eólicos y 800 MW solares).

El parque se encuentra ubicado sobre una extensión de 1.464 hectáreas y cuenta con 36 aerogeneradores Vestas de última generación. Además, posee una potencia instalada de 162 MW y está destinado a abastecer a grandes usuarios industriales bajo el régimen del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Genneia tiene un 20% del total de la potencia instalada renovable de la Argentina, alcanzando el 22% de la generación de energía eólica y el 16% de la solar. Entre sus principales clientes se destacan Vista, Shell, Mercedez Benz y McCain.

Desde la empresa precisaron que el parque generará aproximadamente 705.000 MWh anuales de energía eólica, equivalente al consumo eléctrico de 175.000 hogares, y permitirá evitar la emisión de más de 315.000 toneladas de CO₂ al año. Estará destinado en su totalidad a abastecer clientes industriales.

Inauguración

El evento de inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por Jorge Brito, uno de sus accionistas principales; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO; representantes del resto de los accionistas y directivos de la empresa. Por parte de las autoridades, además del intendente de Tandil, Miguel Lunghi, participó el interventor de ENRE, Osvaldo Rolando; el gerente de coordinación operativa de Cammesa, Alfredo González Beltrán; y el subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni; además de clientes, proveedores y representantes de la comunidad.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, explicó: «Este es un parque eólico de clase mundial gracias al trabajo que hicimos con nuestro equipo. Es uno de los parques más grandes de la provincia. No es más grande porque tenemos el cuello de botella vinculado a las líneas de transmisión. Vamos a llegar a más de 1.700 MW de operación en muy pocos años”.

A su vez, el ejecutivo instó a resolver los límites del sistema vinculados a la falta de infraestructura de transporte para dinamizar los proyectos. “Esto requiere un diálogo inteligente sobre lo que significan los monopolios naturales de la Argentina. Este va a ser nuestro dialogo a futuro para salir de las limitaciones que tenemos». 

Cesar Rossi, presidente de Genneia, adelantó: “En la actualidad tenemos 12 parques que demandaron US$ 1300 millones de inversión. Estimamos tener 15 parques en operación con una inversión total de US$ 1800 millones. Este parque es un ejemplo de la participación de los actores públicos y privados”.

Financiamiento

Desde Genneia precisaron que la inversión del proyecto se efectuó gracias a un esquema de financiamiento mixto a través de inversores locales e internacionales. A su vez, la empresa obtuvo el respaldo del Banco de Desarrollo de los Países Bajos (FMO) y FinDev Canadá, que otorgaron un préstamo corporativo de US$ 85 millones a 10 años. También se sumaron inversores a través de emisiones de bonos verdes.

La inauguración forma parte del plan de inversiones 2022–2026 de la empresa, que suma un total de US$ 900 millones, y que incluye a los parques solares de Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan y Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza.

, Roberto Bellato y Loana Tejero

Compañía General de Combustibles S.A. (CGC), brazo energético de Corporación América, informó que en Asamblea de Accionistas del pasado viernes 23 de mayo aprobó por unanimidad un aumento de capital de US$ 150 millones.

La operación se anuncia luego del reciente ingreso de CGC a Vaca Muerta, cuando adquirió el 49% de la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos del área “Aguada del Chañar”, operada por YPF S.A. Aguada del Chañar contiene dos yacimientos: Loma Colorada (gas) y Bosque Chañar (petróleo). La alianza entre las petroleras comenzó en 2023 con la exploración de Palermo Aike, yacimiento ubicado en Santa Cruz, considerado como el segundo recurso shale de la Argentina en importancia. 

Primer paso

“El ingreso a Vaca Muerta marca un primer paso de CGC en un play donde consideramos que vamos a seguir creciendo, a la vez que continuamos preparándonos para desarrollar Palermo Aike en la provincia de Santa Cruz, lo que podría ser el segundo reservorio shale del país”, aseguró Hugo Eurnekian, presidente y CEO de CGC, a través de un comunicado distribuido por la empresa.

En cuanto a la operación, Eurnekian destacó que “este aumento de capital potenciará el crecimiento de la compañía. Estamos viviendo un momento histórico en cuanto a la diversidad de oportunidades que presenta la Argentina”.

Corporación América es un conglomerado con inversiones diversificadas en América latina y Europa, con participaciones relevantes en los sectores de energía, aeropuertos, agroindustria, servicios, infraestructura, transporte y tecnología. Además de CGC, Corporación América controla Corporación América Airports, que actualmente opera 52 aeropuertos en Argentina, Brasil, Uruguay, Ecuador, Italia y Armenia.

, Redaccion EconoJournal

Pluspetrol, una de las cuatro mayores productoras de hidrocarburos de la Argentina, abrió la convocatoria a una nueva edición de Young Trails, su programa global de incorporación de jóvenes profesionales.

“El crecimiento de la industria energética en Argentina requiere talento formado y comprometido. Con nuestro programa de Young Trails buscamos sumar jóvenes que quieran desarrollarse y ser parte del futuro energético del país convirtiéndose en protagonistas de los desafíos que nos plantea una industria en constante evolución”, afirmó Martin Safronchik, gerente de Recursos Humanos de Pluspetrol Argentina.

Desde el 28 de mayo en adelante jóvenes graduados o próximos a graduarse podrán postularse para sumarse a los equipos de Exploración & Producción o áreas Staff, con vacantes disponibles en Buenos Aires y Neuquén y Mendoza.

Convocatoria

La iniciativa está dirigida a perfiles de ingeniería, geología, geofísica, derecho, administración de empresas, ciencias de datos, ciencias políticas, economía, finanzas, informática, matemáticas, relaciones internacionales, recursos humanos, relaciones laborales y carreras afines.

“Con más de una década de historia, Young Trails promueve el desarrollo profesional de nuevas generaciones, acompañando su crecimiento en una empresa dinámica, innovadora y en constante transformación. Esta edición se lanza en un contexto en el que Pluspetrol refuerza su compromiso con la formación técnica y el acceso a oportunidades educativas”, precisaron desde la firma.

Los interesados pueden postularse en a través de este link.

También podrán encontrar más información en redes sociales de la compañía:

• LinkedIn: Pluspetrol
• Instagram: @pluspetrol.arg
• Facebook: Pluspetrol Argentina
• X: @pluspetrolArg

, Redaccion EconoJournal

El ministro de Economía y Producción de Tucumán, Daniel Abad, informó que la petrolera WICO analiza realizar inversiones en Tucumán con el fin de ampliar el cupo de bioetanol en sus combustibles, como ya hizo en Córdoba. También adelantó que la empresa planea desarrollar una cadena de estaciones de servicios de bandera propia en suelo tucumano y en la región NOA.

Así lo manifestó tras reunirse con Fernando Riccomi, presidente de WICO Combustibles; Jorge Rocchia Ferro, presidente de la Compañía Azucarera Los Balcanes ─que maneja los Ingenios La Florida y Cruz Alta─ y de la Unión Industrial de Tucumán; Mariano Santillán, director de Biocombustibles y Bioenergía de Córdoba y el gerente del Instituto de Promoción del Azúcar y Alcohol de Tucumán (IPAAT), Jorge Etchandy.

Si bien el corte obligatorio nacional de bioetanol es de 12% y de biodiésel 5%, WICO inauguró en diciembre de 2024 en Córdoba la primera estación de servicio que ofrece nafta con 17% de bioetanol (E17) y gasoil con 20% de biodiésel (B20). La intención de la compañía es ampliar el cupo también en Tucumán.

Impacto

“Tenemos en Tucumán una provincia productora de bioetanol que es lo que hoy se entrega a otras petroleras para el consumo de naftas. La idea de WICO es venir a hacer inversión e instalarse en la provincia con su propia bandera. Nosotros estamos en el camino de favorecer las inversiones privadas. En todo aquello que genera valor agregado económico a través de inversión y valor agregado social que es la contratación de manos de obra”, aseguró Abad.

El ministro adelantó que se crearon equipos de trabajo para poder seguir adelante y que en el corto plazo estiman que van a poder hacer un convenio que permitirá que la petrolera se instale en Tucumán con el asesoramiento del gobierno de Córdoba, provincia en la que ya opera.

El representante de la petrolera, Fernando Riccomi, explicó: “En Argentina existen solamente siete empresas con capacidad de refinación habilitadas por Secretaría de Energía de la Nación para poder ser refinadores primarios de petróleo y Wico es una de ellas”. 

“Como toda petrolera, WICO tiene una necesidad de incluir un corte de biocombustibles. El acuerdo que estamos tratando de buscar con Tucumán es un modelo exitoso que se aplicó en la provincia de Córdoba donde básicamente el corte de biocombustibles es mucho mayor y se busca que en principio lo utilice la flota pública pero que sea realmente para toda la sociedad”. 

Aun así, el ejecutivo de WICO advirtió que hacen falta inversiones. “Encontramos una excelente recepción en el Gobierno de Tucumán. Ante esto, como buen empresario privado, cuando hay recepción de la parte pública, siempre la articulación entre lo público y lo privado es lo que funciona”, analizó.

El empresario destacó el valor de Tucumán dentro de la industria nacional de biocombustibles remarcando que son grandes productores de bioetanol de caña de azúcar, lo que permitirá el desarrollo de una zona productiva muy grande del país, alcanzando a toda la región del NOA.

Inversión

En cuanto a los volúmenes de inversión, Riccomi detalló que se podrían establecer plantas de blendeo para poder producir combustible en suficiente volumen y calidad para abastecer a toda la región. “Esta es la inversión que queremos hacer. No solamente son inversiones en cuanto a lo económico, sino son inversiones que van a distribuir trabajo, porque todo esto no funciona solo y hace falta gente que pueda operar todo este tipo de plantas”, indicó el representante de WICO. En cuanto a la inversión en números ejemplificó: “Hay un piso de 100.000 dólares a 400.000 dólares por cada estación de servicio”.

“La planta de blendeo son muchos millones. Todo depende del volumen que se vaya a aplicar. Ahora tenemos que hacer el estudio de factibilidad, queremos que la provincia nos ayude en todos los sentidos posibles, desde el punto de vista impositivo, de desarrollo y de apoyo. Por la conversión que tuvimos con el ministro Abad, todo esto se va a llevar adelante. Es un lindo puntapié para arrancar”, detalló Riccomi.

En representación de los industriales azucareros tucumanos, Rocchia Ferro manifestó: “Creemos que es un impulso extraordinario que venga una petrolera con la voluntad.  Para Tucumán es una extraordinaria noticia. Siempre el Gobierno de la provincia nos acompaña. Estamos muy contentos de poder dar esta noticia y darle la bienvenida a WICO que confía en Tucumán y al Gobierno de Córdoba por su ayuda”.

Santillán, por parte del gobierno cordobés, expresó: “El desarrollo agropecuario, es la salida que tienen las provincias para desarrollar sus economías y poder mejorar la rentabilidad de sus campos y producciones agropecuarias. Creemos en el cambio climático y por eso entendemos que los biocombustibles son la transición energética para el futuro. Creemos en el federalismo, por eso estamos acá y por eso entendemos que la experiencia que hizo la Provincia de Córdoba tiene que ser útil para que el resto de las provincias”.

, Redaccion EconoJournal

La provincia de Neuquén puso en marcha una licitación pública para adquirir los primeros peajes que se instalarán sobre las rutas 7 y 17 y que permitirán cobrar el paso a vehículos pesados que circulen por el Corredor Petrolero. De esta forma, el gobierno neuquino inicia su plan para recaudar fondos que permitan financiar obras viales, hacer su mantenimiento, operaciones y reparaciones.

El proceso fue oficializado en el Boletín Oficial N° 4441 del pasado 23 de mayo y ordena al Ministerio de Infraestructura iniciar el proceso para la provisión, instalación y puesta en marcha de Puestos de Control de Peaje y Pesaje Dinámico Tipo Weigh-In-Motion (Wim). Además, determina un presupuesto de 1.945 millones de pesos y un plazo de ocho meses corridos para finalizar el proceso. La apertura de sobres se realizará el próximo 24 de junio.

Los nuevos controladores implicarán la implementación de una balanza dinámica tipo Wim y una estación de peaje electrónico tipo “Free Flow” que realizarán el cobro del paso a todo el tránsito pesado y automóviles no radicados en Neuquén, dejando afuera a los vehículos livianos con patentes registradas en el territorio de la provincia.

El gobernador Rolando Figueroa informó que los primeros puestos de peaje estarán ubicados en las rutas 7 y 17. Se trata de dos de las vías más transitadas por aquellos vehículos que circulan hacia Añelo: “Vamos a cobrar peaje, pero no le vamos a cobrar al ciudadano neuquino”, afirmó el mandatario.

Funcionamiento

Desde la provincia indicaron que se instalarán pórticos que permitirán la lectura de patentes a través de lectores que funcionarán en ambas manos de las rutas donde se coloquen. En cuanto a las balanzas, informaron que para el primer puesto a instalar el pesaje se controlará solo en la mano ascendente de la Ruta 7, es decir, en la que permite el ingreso a la localidad de Añelo.

El pórtico a instalar albergará los sistemas de peaje y una balanza de peso en movimiento tipo WIM que permite el pesaje automático de vehículos en movimiento, sin la necesidad de detener el flujo vehicular. “Su principal finalidad es el control de peso por eje y peso bruto vehicular, a fin de preservar la infraestructura vial y aplicar sanciones cuando corresponda”, informaron desde el gobierno.

Por otro lado, aclararon que si bien el pesaje punitivo deberá hacerse con balanzas estáticas o fijas aprobadas, calibradas y contrastadas “es muy importante contar en un paso previo con dos balanzas dinámicas de preselección y varios sensores para la medición”.

Operación

Tanto la operación de estos nuevos controladores como la recaudación de los fondos y el mantenimiento de las rutas quedará a cargo de Vialidad Provincial, tal como lo determinó la Ley provincial N° 3439 aprobada el pasado 23 de mayo por la Legislatura provincial.

La norma, que contó con amplio aval de los legisladores neuquinos, determina que el peaje se establecerá con prioridad en las rutas 5, 6, 7, 8, 17, 51 y 67. Es decir, en todas aquellas que permiten el tránsito hacia Añelo, Cutral Có y Rincón de los Sauces. En la lista también figura la Ruta provincial 67, inaugurada en septiembre del año pasado y que conecta a la capital neuquina con el punto neurálgico de Vaca Muerta, a través de una traza paralela a la Ruta 7.

Si bien al momento de la redacción de la ley se fijó la posibilidad de licitar peajes en conjunto con otras provincias, teniendo en cuenta el tráfico que la actividad petrolera también genera en Río Negro, fuentes de esa provincia consultadas por Econojournal aseguraron que no consideraron viable este proyecto.

, Laura Hevia

El consorcio Southern Energy, que encabeza Pan American Energy (PAE) junto con YPF, Pampa, Harbour Energy y la noruega Golar, ya firmó unos 30 acuerdos de confidencialidad (Non Discloruse Agreements, NDA) con empresas interesadas en importar Gas Natural Licuado (GNL) producido en la Argentina. Así lo aseguró este jueves Marcos Pourteau, gente de Proyecto de Southern Energy, en un webinar organizado por Megsa (Mercado Electrónico de Gas S.A.) sobre la iniciativa para exportar gas desde una terminar flotante de licuefacción instalada frente a las costas de Río Negro que estará operativa en 2027.

El consorcio contactó a más de 40 potenciales offtakers (compradores) que “demostraron mucho interés por el GNL argentino”, según indicó Pourteau. Asimismo, el ejecutivo destacó que “al día de hoy tenemos alrededor de 15 propuestas avanzadas en términos y condiciones específicas para una compra-venta de GNL”. “El objetivo de Southern Energy es convertirse en un proveedor confiable para sus clientes y los países importadores de GNL”, subrayó.

El directivo también destacó que los mercados potenciales de Southern son Brasil, Europa y, sobre todo, Asia. “El mercado asiático demanda en la actualidad 411 millones de toneladas anuales (MTPA) y se espera que prácticamente se duplique en 2040 y consuma alrededor de 700 MTPA”, remarcó.

El consorcio Southern Energy lo integran PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%) y Harbour Energy (15%) y Golar (10%), que provee los buques de licuefacción. Es la primera iniciativa de exportación de GNL en la Argentina.

Decisión final de inversión

Pourteau también adelantó que en julio está previsto que Souther Energy firme la Decisión Final de Inversión (FID) para la instalación en el Golfo San Matías del barco MKII, el segundo buque de licuefacción de gas natural que forma parte de la segunda fase del proyecto de exportación de GNL. A principios de mayo Souther firmó con Golar LNG un acuerdo para la instalación por 20 años del buque en el Golfo San Matías, tal como publicó EconoJournal.

De este modo, el MKII se sumará al Hilli Episeyo, el primer barco acordado entre las partes del consorcio Southern Energy que ya tuvo la firma de la Decisión Final de Inversión el pasado 2 de mayo, lo que confirma que dejó de ser solo un proyecto y pasó a ser un compromiso firme de los socios. La primera fase del proyecto, que tendrá al buque Hilli Episeyo, fue aprobado dentro del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).

Buques

El primer buque contará una capacidad de 2,45 MTPA de GNL, el equivalente a 11,4 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) a capacidad nominal, y estará operativo en octubre de 2027. Mientras que el MKII, actualmente en proceso de conversión en el astillero CIMC Raffles en Yantai (China), tendrá una capacidad de 3,5 MTPA (15,6 MMm3/d) y está previsto que entre en operación en el último trimestre de 2028.

Las dos terminales flotantes de licuefacción se ubicaran próximas y en la costa de Río Negro. En conjunto, tendrán una capacidad de 6 MTPA y 27 MMm3/d de gas natural y operaran todo el año. El Hilli utilizará inicialmente el volumen excedente de la red de gasoductos existente. Para el buque MKII, Southern Energy tiene la intención de construir un gasoducto de 500 kilómetros dedicado desde la Cuenca Neuquina hasta el golfo.

El proyecto de Southern tiene el permiso de impacto ambiental aprobado y la habilitación de la Secretaría de Energía para exportar gas natural a largo plazo. Según el consorcio, es un proyecto de exportación con una duración de 30 años, cuya vigencia se extiende desde el 1º de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.

“Southern Energy es el proyecto de exportación de GNL más importante de la Argentina y está avanzando a velocidad récord para asegurar la conexión del país al mercado mundial de Gas Natural Licuado”, concluyó Pourteau.

, Roberto Bellato

Ejecutivos de empresas productoras, distribuidoras y transportistas de gas, referentes del área de midstream y funcionarios públicos analizarán los desafíos y oportunidades del sector en un nuevo evento organizado por EconoJournal. La jornada tendrá lugar el miércoles 11 de junio, en el Hípico Alemán, en Buenos Aires.

El objetivo será debatir sobre la apertura del mercado energético y la ampliación de la infraestructura como pilares para consolidar un proyecto de exportación, haciendo hincapié en las oportunidades de integración regional y también en la normalización del mercado gasífero, a partir de la aprobación de la Revisión Quinquenal Tarifaria de las empresas reguladas.

Agenda

El evento será inaugurado a las 8.30 por Federico Veller, subsecretario de Combustibles. Luego se hará foco en la agenda del mercado regional de gas natural con Daniel Ridelener, director general de TGN; y Angélica Laureano, presidenta de TBG Brasil.

También se ahondará sobre los proyectos estratégicos de infraestructura como el Vaca Muerta Sur y el Floating LNG de Southern Energy. Allí conversarán Gustavo Gallino, VP de Infraestructura de YPF; y Rodolfo Freyre, VP de Gas & Energía de Pan American Energy (PAE).

Desafíos

Otra de las temáticas que estarán presentes en la jornada serán los desafíos que existen en el sistema del Midstream. Sobre este punto disertarán Ricardo Hösel, CEO de Oldelval; Gustavo Martin, VP Comercial Cono Sur del Tenaris; Guillermo Blanco, vicepresidente de Otamerica Argentina; y José Biondi, gerente de Innovación y Tecnología de Vista.

Soledad Lysak, directora de Gas Cono Sur de TotalEnergies; Marcello Weydt, director de gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil; y Sylvie D’Apote, directora ejecutiva de IBP; Gabriela Aguilar, country manager Argentina y VP Latam de Excelerate Energy; y Leopoldo Macchia, VP Comercial de Tecpetrol; expondrán cuáles son las oportunidades de integración gasífera en el Cono Sur. Serán moderados por Roberto Brandt y Felipe Maciel (EIXOS).

Exportación

Gracias a los proyectos de expansión en infraestructura a la Argentina se le abre una oportunidad para convertirse en un país exportador de gas a nivel global. Es por esto que, Emilio Nadra, Co- CEO de CGC; y Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía; explicarán cómo edificar un proyecto exportador sin desatender la heterogeneidad de las cuencas productoras en el mercado interno.

Otros ejes

Casi llegando al mediodía, la jornada se abocará a exhibir cuáles son las alternativas para expandir el mercado regional de hidrocarburos. De ese panel participarán Mariano D´Agostino, VP Comercial de Harbour Energy; Santiago Patrón Costa, director comercial de Pampa Energía; Sergio Cavallin, Corporate Commercial Development Manager de Pluspetrol; y Rivaldo Moreira Neto, Senior director de Alvarez & Marsal; moderados por Daniel Nuñez (MEGSA). 

Luego tendrán lugar las distribuidoras de gas natural. Sebastián Mazzucchelli, CEO de Metrogas; Gerardo Gómez, CEO de Naturgy; y Jaime Barba, presidente de Camuzzi; moderados por el periodista Santiago Spaltro dialogarán sobre el segmento regulado después de la Revisión Quinquenal Tarifaria.

Habrá un bloque dedicado a los proyectos de expansión del sector del Midstream sobre el que expondrán Tomás Córdoba, CEO de Compañía MEGA; y Claudia Trichilo, directora de Operaciones de TGS; moderados por la periodista Laura Hevia. Y también se analizará cómo mitigar las emisiones y generar nuevas demandas de gas frente al salto de producción de Vaca Muerta de la mano de Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático de Neuquén; Pablo Orlandi, CEO de Aspro Energy; y Camilo Rincón Ramírez, gerente regional de Insight M; moderados por Tomás Ocampo (Unblock).

Agenda regional e infraestructura

Los últimos dos paneles estarán dedicados a ofrecer la visión de los offtakers de gas natural en Chile y a la capacidad de construcción que posee la Argentina para encarar nuevos proyectos de infraestructura. Del primero formarán parte: Luis Le-Fort Pizarro, Energy Management Manager de Colbún; Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana; y Leandro Colosqui, CFO de GasAndes. En el segundo estarán Alejo Calcagno, Operations Director- South Region de Techint E&C; y Carlos Coletto, Head of Oil & Gas Business Unit de Sacde; quienes serán moderados por el periodista Mariano Espina. 

, Loana Tejero

AES Argentina, la compañía dedicada a la generación de energía eléctrica, anunció una nueva inversión de US$ 150 millones para la expansión de su parque eólico Vientos Bonaerenses, ubicado entre las localidades de Bahía Blanca y Tornquist, en la provincia de Buenos Aires.

El proyecto incrementará la capacidad instalada del parque en 102,4 megavatios (MW) mediante la incorporación de 16 nuevos aerogeneradores.

Impacto

Desde la compañía expresaron que la obra generará cerca de 400 empleos directos durante los 18 meses de construcción, lo que permitirá impulsar el desarrollo productivo local, contribuyendo al fortalecimiento de la matriz energética nacional.

“Esta ampliación refleja nuestra visión de largo plazo y compromiso con el desarrollo energético del país. En AES trabajamos para seguir ofreciendo energía sostenible, segura y confiable a nuestros clientes”, afirmó Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina.

Esta iniciativa forma parte del plan estratégico de la compañía para acelerar la transición energética en la Argentina, a través de soluciones innovadoras y sostenibles para clientes industriales y comerciales, según precisaron desde AES.

En la actualidad, AES Argentina cuenta con una capacidad instalada 4.203,6 MW y con un portafolio diversificado entre energía hidroeléctrica, térmica y eólica, con 10 plantas de generación: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos; ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno nacional avanza con la quita de subsidios en barrios cerrados y zonas con alto poder adquisitivo. La primera medida se conoció la semana pasada cuando pasó al Nivel 1 (altos ingresos con tarifa plena) a 15.518 usuarios de Puerto Madero y countries de Nordelta que estaban en el Nivel 2 (bajos ingresos) y Nivel 3 (ingresos medios) y recibían subsidios en sus facturas. Según indicaron fuentes oficiales a EconoJournal, el próximo foco estará puesto en distintas zonas de las provincias de Córdoba, Santa Fe, Mendoza y de la Patagonia.

La intención es identificar y recategorizar a hogares que reciben subsidios en las tarifas eléctricas, pero que, por sus ingresos mensuales, podrían pagar la tarifa plena de electricidad. Quien está a cargo del plan es Antonio Milanese, subsecretario de Transición y Planeamiento Energético, quién asumió en diciembre del año pasado con la misión principal de mejorar la eficiencia en la asignación de subsidios a las facturas de electricidad y gas natural. Milanese tiene a su cargo el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), la herramienta que permite a los usuarios a acceder a los subsidios estatales.

El relevamiento de los usuarios se enmarca en un período de transición del esquema de segmentación actual dividido en N1, N2 y N3, pero que tiene como objetivo final ir a una tarifa focalizada. Este lunes, el gobierno también implementó una medida para reducir los descuentos en las tarifas de gas del Régimen de Zona Fría para usuarios titulares de más de un medidor. Ambas medidas, tanto en las facturas de electricidad y como en gas natural, son parte del Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados vigente desde el 1 de junio de 2024 hasta el próximo 31 de mayo.

Identificación de zonas

La geolocalización de usuarios es sobre determinadas zonas que el gobierno interpreta que son habitadas por hogares de altos ingresos, pero que reciben subsidios estatales en las tarifas de electricidad porque están registrados en el Nivel 2 y Nivel 3.

El esquema consiste en la identificación de áreas geográficas como barrios cerrados o countries, clubes de campo y zonas exclusivas. “El Estado Nacional asume que estos usuarios poseen una manifiesta capacidad contributiva”, remarcó la cartera energética para argumentar el relevamiento de usuarios.

La geolocalización se hace mediante la utilización de herramientas tecnológicas como el GIS (Sistema de Información Geográfica) que permite gestionar y analizar datos geográficos. El gobierno también utiliza la base de datos espaciales PostGIS, que sirve para manipular datos geométricos y cartográficos para, por ejemplo, localizar puntos en un área.

En el caso del relevamiento sobre usuarios del AMBA, la Secretaría de Energía también utilizó otras herramientas como los datos abiertos provistos por ARBA (Agencia de Recaudación Provincia de Buenos Aires (ARBA) y el OPISU (Organismo Provincial de Integración Social y Urbana), organismo descentralizado del Ministerio de Hábitat y Desarrollo Urbano de la provincia de Buenos Aires.

«Todavía no tenemos el dato de a qué zonas de alto poder adquisitivo de Córdoba, Mendoza, Santa Fe y la Patagonia se les va a quitar el subsidio porque tenemos que llevar adelante un trabajo conjunto con los gobiernos provinciales, municipales y los entes reguladores de cada provincia», señalaron a EconoJournal fuentes de la Secretaría de Energía.

Resolución

La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, publicó el lunes en el Boletín Oficial la resolución 218/25 donde establece “los lineamientos y la metodología básica del Procedimiento para la Revisión de la Categorización Asignada en el RASE”. Desde el gobierno explicaron a EconoJournal que “la resolución permite aplicar criterios de exclusión por georeferencia”.

Para los hogares detectados por el relevamiento oficial, la resolución establece un procedimiento de revisión individual, donde los usuarios afectados podrán presentar un reclamo a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD). Lo deberán hacer bajo el trámite “Solicitud de revisión de subsidios energéticos”, con carácter de Declaración Jurada, y serán responsables de aportar las pruebas que justifiquen su inclusión, aclaró la cartera energética.

, Roberto Bellato

La Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica (ADEERA) informó este jueves al Gobierno nacional que la limitada infraestructura de laboratorios existentes en el país no permitirá a las empresas prestadoras del servicio cumplir con la realización de los ensayos de Declaración de Conformidad, en los términos que dispuso esta semana la Secretaría de Industria y Comercio.

El argumento esgrimido es que esos ensayos en los equipos no sólo generarían un retraso sustancial en los plazos de disponibilidad de los medidores sino que, además, representan un costo importante en dólares, por lo cual solicitaron que las pruebas se puedan realizar por muestreo estadístico.

La respuesta de la entidad que nuclea a las empresas distribuidoras, que lleva la firma de su presidente, Edgardo Volosin, director ejecutivo de Edenor, está dirigida al Secretario de Industria y Comercio, Esteban Marzorati, en relación a la Resolución 165/2025 publicada en el Boletín Oficial, por la cual se aprobó el Reglamento Técnico y Metrológico para los Medidores de Energía Eléctrica en Corriente Alterna (RTM) vigente.

La resolución observada por Adeera prevé en su Anexo, en particular el punto 13 de Procedimiento y ensayos para la Verificación Primitiva, que a fin de comprobar que los medidores se ajustan a los requerimiento de la autoridad regulatoria, deben ensayarse para realizar su Verificación Primitiva o contar con la Declaración de Conformidad por parte del fabricante, importador o representante, que acredite que satisfacen los requisitos establecidos.

El RTM detalla los ensayos a cumplimentar, normativa relacionada como la resolución de Industria y Comercio 276/2024, que también refiere a que la atribución del carácter legal de un Instrumento de Medición se satisface con la Aprobación de Modelo y la Verificación Primitiva o la Declaración de Conformidad. La nueva normativa establece que los ensayos correspondientes a la verificación primitiva de los medidores reglamentados, estarán a cargo de un laboratorio de ensayos acreditado por la Secretaria de Comercio o el INTI.

Rerquisitos de ensayos

Así, los fabricantes, importadores, o representantes estarán obligados a facilitar todas las operaciones o gestiones necesarias para llevar a cabo la verificación, la cual exige que cada lote de medidores cumpla con los requisitos establecidos por el Reglamento para los ensayos de tensión resistida a frecuencia nominal, de marcha en vacío, de arranque, de la influencia de la variación de la corriente, de la constante y verificación general, preferentemente en ese orden.

Ante ese requisito, la Asociación explicó que “el crecimiento vegetativo de la demanda, del orden del 2,3% anual, implica la compra incesante de medidores, en proporción similar o superior sobre el número de instalados, dado que deben cubrirse de nuevos suministros, el reemplazo de equipos dañados u obsoletos para concretar avances tecnológicos, y la instalación de medidores inteligentes”.

La absoluta mayoría de los medidores que el mercado provee, es de origen extranjero ya que esos equipos no se producen en el país, aseguraron desde Adeera. La entidad citó un relevamiento propio por el cual se identificaron para los años 2019 y 2021 una cantidad de medidores importados por las distribuidoras que ascendió de 605.653 y 672.725 equipos nacionalizados. Ese número de equipos requeridos, que hoy se estima superior, no incluye a Cooperativas Distribuidoras de Energía.

En consecuencia, las distriuidoras consideraron que el contexto normativo vigente para poder instalar cada medidor de energía adquirido, las asociadas y todos las distribuidoras de energía eléctrica del país, deberían contar con las pertinentes Declaraciones de Conformidad, lo cual implica la realización de los referidos ensayos, en cada medidor.

Ese requerimiento se contrapone, explicaron, con los tiempos de ejecución de los ensayos metrológicos exigidos que son para un equipo monofásico de 2,77 horas de ensayos, y uno trifásico 1,27 horas de ensayo. Es decir que “para satisfacer las necesidades de ensayo en la cantidad de medidores referida se requeriría una media de 83.500 horas de ensayo”.

Ante ese nivel de demanda, Adeera aseguró que “definitivamente, la infraestructura actual de laboratorios en el país, aprobados o no por el INTI, no puede satisfacer estos requerimientos de ensayos”.

Impacto económico

Pero, además, se advirtió sobre el impacto económico que tiene la ejecución de la medida para el proveedor, ya que la realización de los ensayos de Declaración de Conformidad podría producir un aumento en el costo de los medidores monofásicos electrónicos de un 71% y de los medidores inteligentes de un 28%.

Por cuanto el rango de costo de ensayo es de 12 a 20 dólares por equipo, que se deben adicionar al costo del medidor de energía; para un medidor electrónico oscila entre 20 y 25 dólares por equipo, mientras que el costo de un medidor de energía Inteligente oscila entre 55 a 65 dólares por equipo.

La nota elevada a Industria que explicita las implicancias que conlleva la resolución, motivó la solicitud de Adeera de que “se establezca que los ensayos de Declaración de Conformidad, previstos en el punto 13.3 del RTM, puedan ser realizados bajo muestreo estadístico” en condiciones similares o iguales a lo previsto para en el Ensayo de Tensión Resistida a Frecuencia Nominal de medidores con caja aislante de protección II.

Por ende, se pide también que el informe de ensayo resultante represente el cumplimiento de lo previsto en el RTM para todos los medidores de energía inscriptos en el lote que representa dicha muestra estadística.

, Ignacio Ortiz

El gas natural ha sido un motor del desarrollo humano durante milenios. Gracias a los avances tecnológicos, es ahora una de las fuentes de energía no renovable más utilizadas y considerada como un energético vital en la denominada transición energética. Si bien tiene distintos usos, el principal es como combustible utilizado para mover máquinas, calefaccionar y generar electricidad.

Entre los países con gran potencial para el desarrollo de este recurso hidrocarburífero, se encuentra la Argentina que ha sido siempre un país con abundantes recursos energéticos en relación con su demanda interna. Su matriz energética es muy amplia y variada, ya que posee abundantes y diversas fuentes de energía que van desde los hidrocarburos convencionales y no convencionales que se encuentran en el subsuelo de las cuencas sedimentarias, hasta zonas con inmejorables vientos, niveles significativos de radiación solar y grandes variaciones de mareas, disponibilidad de biomasa y geotermia. También son importantes tanto el recurso hidroeléctrico que ha sido aprovechado históricamente, como el desarrollo tecnológico nuclear.

Los recursos energéticos que dominan su matriz energética hoy en día son los hidrocarburos convencionales y no convencionales a saber: petróleo, gas natural y gas licuado de petróleo (GLP). Estos se utilizan principalmente en los sectores de transporte, industrial y residencial. Por ejemplo, para mover máquinas (en el transporte, campo y en la construcción), para generar electricidad, para distribuir gas a viviendas, comercios e industrias y para producir plásticos y otros insumos. Hoy en día, los hidrocarburos representan aproximadamente un 88% (petróleo 34,5% y gas natural 53%) del total de la matriz energética argentina.

Explotación de recursos naturales

La presencia y explotación de recursos naturales y puntualmente hidrocarburíferos posibilitan la integración energética de Argentina con el resto de los países (limítrofes o no limítrofes) sobre la base de esquemas de cooperación internacional. Dicha integración tiene como premisa básica proteger la soberanía y los intereses nacionales, entre los cuales se encuentra como prioridad cuidar el abastecimiento de la demanda interna argentina. Así, por ejemplo la Argentina mantiene relaciones de integración energética con sus países limítrofes, principalmente mediante interconexiones de gas natural y envíos de GLP a Bolivia, Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay.

A lo largo de su territorio, la Argentina cuenta con la presencia de recursos hidrocarburíferos, tanto convencionales como no convencionales, que se encuentran distribuidos en formaciones denominadas cuencas hidrocarburíferas o sedimentarias. Estas cuencas sedimentarias tanto terrestres como marítimas cuentan con presencia de hidrocarburos convencionales y no convencionales. Algunas de ellas se encuentran en actividad y otras no, debido a factores como la falta de infraestructura y la oposición de grupos socio ambientales y comunidades originarias. Cada una de ellas se ubica en una región geográfica distinta y posee características geológicas propias.

El siguiente mapa muestra cuáles son en la Argentina las principales cuencas hidrocarburíferas en explotación tanto de recursos convencionales como no convencionales (color rojo) y permite identificar a qué región de Argentina corresponde cada una de ellas. También están representadas otras áreas terrestres y marinas que aún no han sido explotadas y/o suficientemente exploradas (color azul).

Entre las cuencas actualmente en explotación, la Neuquina, ubicada en el centro del país, se posiciona hoy en día como el epicentro de la industria petrolera en la Argentina. Ella debe su nombre a la Provincia de Neuquén. Posee una superficie de aproximadamente 160.000 km2 que se despliega a lo largo del subsuelo de las provincias de Neuquén (centro, este y norte), Mendoza (sur y sudoeste), Río Negro (norte y noroeste) y La Pampa (sudoeste). Su profundidad varía entre los 700 y los 4000 metros de profundidad.

Cuenca Neuquina

La extracción de hidrocarburos en la cuenca Neuquina tiene relación con el lugar geográfico donde se explota. Así, se puede dividir en tres “ventanas” dependiendo de la franja terrestre de donde se lo extraiga. En la franja del oeste, se obtiene más petróleo crudo; en la del este, mayor concentración de gas natural; mientras que en el centro, una combinación de ambos.

Dentro de esta cuenca se encuentran diversas formaciones que conforman los yacimientos más significativos de hidrocarburos no convencionales de Argentina. Así, la columna estratigráfica de la cuenca cuenta fundamentalmente con tres secciones con marcadas condiciones oleogenéticas: formaciones Los Molles, Vaca Muerta y Agrio, que en algunas zonas exceden en conjunto los 2.800 m de espesor.

La formación geológica Vaca Muerta marca hoy en día el eje central de la explotación hidrocarburífera de la Cuenca. Esta cuenta con una superficie de más de 30.000 km2 descubiertos y una profundidad de entre 2100-3000 metros. Está ubicada mayormente en la provincia de Neuquén, una pequeña parte en el oeste de la Provincia de Río Negro y otra menos significativa al sur de la Provincia de Mendoza. La formación Los Molles, segunda en importancia, cuenta con una superficie de 15.913 kilómetros cuadrados y una profundidad media de 3.810 metros. Por último, la formación Agrio se encuentra ubicada en la zona norte de la provincia de Neuquén y es compartida con la provincia de Mendoza. Abarca un área de aproximadamente 1.000 km2.

Para mostrar la magnitud de la extensión territorial de la cuenca Neuquina y dentro de ella, la extensión de la formación Vaca Muerta, puede decirse que la superficie de dicha cuenca corresponde a casi la mitad de la superficie de diversos países de la Unión Europea (UE), como por ejemplo la República de Italia, mientras que respecto de Vaca Muerta, su superficie es apenas superior a la de regiones como el Piamonte y la Lombardía.

Estas formaciones cuentan con abundantes recursos hidrocarburíferos convencionales (gas natural y petróleo medanito) como así también potencialidad de recursos no convencionales (shale gas, tight gas sands – arenas compactas, shale oil, etc.). Los hidrocarburos no convencionales presentes en esta cuenca se extraen de capas de arcillas y arenas compactas. Entre ellos se encuentra el shale gas, gas natural de arcillas compactas o de esquisto, alojado en la roca madre, y cuyas características geológicas hacen que la misma presente una muy baja permeabilidad. El gas alojado en estas formaciones no puede moverse con facilidad dentro de la roca, salvo en períodos muy prolongados de tiempo, lo que ha derivado en el empleo de la técnica de fractura hidráulica (fracking) del reservorio, a fin de mejorar la permeabilidad y permitir la explotación económica. Dicha fractura suele realizarse de modo horizontal dados los más altos rendimientos obtenidos en los primeros períodos de explotación. También existe en la Cuenca Neuquina, potencialidad de recursos de tight gas (de arenas compactas), cuya explotación es similar a la de shale, aunque las estimaciones en cuanto al nivel de recursos probados y no probados son aún menos precisas.

No convencional

El descubrimiento de Vaca Muerta y la aparición del hidrocarburo no convencional (shale gas y tight gas) en el año 2014, posibilitaron una mejora en el precio reconocido a las provincias productoras, mayor captura de renta hidocarburífera de parte de empresas productoras y un camino hacia la posibilidad de lograr el autoabastecimiento energético, que estaba comprometido en aquel momento por el declive en la producción del convencional.

Entre las principales empresas que se encuentran actualmente explotando hidrocarburos en Vaca Muerta figuran: i) empresas privadas de capitales extranjeros como: la francesa Total,​ las estadounidenses Exxon Mobil y Chevron y la holandesa Shell, ii) empresas privadas de capitales nacionales como: Pan American Energy (PAE), Pluspetrol y Tecpetrol y iii) la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), entre otras.

La actividad hidrocarburífera es la principal en la cuenca Neuquina pero no la única. Las provincias que la conforman cuentan además con diversas, numerosas y vastas actividades productivas que contribuyen a su desarrollo regional, como por ejemplo turismo, ganadería, agricultura, minería, aprovechamientos hidroeléctricos, etc.

Dicha Cuenca tiene un potencial en petróleo y gas natural que crece día a día con el descubrimiento de nuevos yacimientos y el perfeccionamiento y arribo de tecnologías capaces de explotarlos en forma abundante y más eficiente. Por su parte y a diferencia de formaciones similares cuenta con un gran porcentaje de reservas probadas que favorecen su viabilidad comercial, es decir, que el costo de producción se justifica por las ganancias que ofrece. Aprovechando sólo el 25% de Vaca Muerta a escala industrial, se podría llegar a obtener una producción de 1 millón de barriles de petróleo por día y 150 millones de metros cúbicos de gas natural diarios para los próximos años 2028/2030.

De las provincias que la conforman, Neuquén ha sido de alguna manera el epicentro de la industria petrolera de dicha Cuenca, principalmente enfocada en la explotación de Vaca Muerta, gracias a la presencia de una sólida estructura organizativa institucional nutrida de calidad técnica.

Dicha explotación hidorcarburífera de Vaca Muerta, enfocada en el modelo de Estados Unidos de América, representa para la Argentina la oportunidad de lograr la reducción de sus importaciones y el eventual aumento de exportaciones de hidrocarburos y derivados con generación auténtica de divisas y de recursos fiscales decisivos para equilibrar la balanza comercial y las cuentas públicas del país. También, una significativa contribución a los fondos públicos nacionales y provinciales por recursos fiscales provenientes del régimen tributario de las regalías, cánones y otros tributos nacionales, provinciales y municipales que gravan estas actividades. Asimismo, la generación de puestos de trabajo y desarrollo regional sobre la base de la diversidad y motorización de actividades productivas distintas de la propia hidrocarburífera. Por su parte y teniendo en cuenta su viabilidad comercial representa una oportunidad para empresas extranjeras que deseen invertir y operar.

Desarrollo del GNL

Por otra parte, el desarrollo de GNL comienza a ser cada vez más significativo. Su producción es considerada una de las apuestas más importantes de Vaca Muerta (como la segunda formación de shale-gas del mundo) que amplía las expectativas de exportación a Brasil, Chile y el resto del mundo. Hoy en día, se estar llevando a cabo diversos proyectos que, con capacidades de producción de alrededor de 2,4 millones de toneladas anuales, buscan posicionar al país como un importante proveedor de este recurso energético para el mundo. Estos proyectos son el resultado de un plan y una política nacional hidorcarburífera uniforme tendiente a la explotación y aprovechamiento de sus recursos naturales.

La viabilidad de la explotación hidrocarburífera de Vaca Muerta y de los mencionados proyectos de GNL tienen el apoyo de las políticas públicas. Estas buscan hoy en día garantizar la libertad para explotar hidrocarburos y sus derivados, promoviendo la apertura del mercado argentino al mundo. Por su parte, el nuevo Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en el marco de la Ley Bases y Puntos de Partida, ha contribuido decisivamente en el despegue productivo del GNL de Vaca Muerta. Dicho Régimen es una herramienta que busca estimular la inversión extranjera en la Argentina. Para ello, cuenta con una serie de beneficios impositivos, aduaneros, tributarios y cambiarios para inversiones que superen el mínimo de US$200 millones que permiten dar estabilidad, seguridad jurídica y un sistema eficiente de protección de derechos adquiridos a quienes deseen invertir en áreas como la hidorcarburífera.

Ahora bien, no puede pasarse por alto la situación compleja en términos de abastecimiento de gas de hoy en día atraviesan los países de la Unión Europea como consecuencia del conflicto entre Ucrania y Rusia. Esto ha llevado a los países a continuar afianzando sus matrices energéticas hacia la generación con energías renovables y a buscar nuevas alternativas de importación de gas a países como Estados Unidos de América, Australia y Catar.

Es aquí donde Argentina mediante su potencial hidrocarburífero de Vaca Muerta se posiciona como país mega productor de gas natural y GNL capaz de ser una alternativa para el mercado europeo. Ello teniendo en cuenta también que el gas natural, dentro de los combustibles fósiles, es el más amigable con el ambiente respecto de lo que son el carbón y los hidrocarburos líquidos. Sin embargo, se debería analizar también el impacto de variables como por ejemplo el costo de transporte, entre otras.

Lo cierto es que la Argentina e Italia siempre han mantenido una relación sólida entre Estados, fundamentada en valores compartidos y en un profundo y vasto legado histórico y cultural que se ha ido construyendo con el paso de las décadas. La cooperación entre ambos países es constante y constructiva, no solo a nivel bilateral, sino también en el marco de los foros multilaterales, donde trabajan juntos para promover la paz, la democracia y el respeto a los derechos humanos. La relación entre ambos países puede ser definida como “especial” ya que verdaderamente es una piedra angular de la política exterior de ambos estados.

En función de lo expuesto, la cooperación energética entre ambos países es posible y viable. Por un lado, el sistema argentino necesita ser fortalecido, actualizado e internacionalizado y en esto Italia a través de sus empresas puede jugar un papel importante insertándose en todos los niveles de las cadenas productivas con su maquinaria, su know how y su tecnología. Por el otro, el potencial hidrocarburifero argentino de Vaca Muerta (principalmente de gas natural y GNL), la viabilidad económica que existe para su desarrollo y la libertad que existe para su exportación representan, sin lugar a dudas,  una nueva alternativa de gas para la República de Italia y resto del mercado europeo que contribuya en la planificación de sus políticas energéticas.

(*) Abogado especialista en energía y recursos naturales y consultor legal en regulación energética, transición y sustentabilidad.

, Lucas Panno (*)

YPF, la petrolera bajo control estatal, comunicó este miércoles por la tarde que finalizó las obras que estaba llevando a cabo en el Complejo Industrial de Plaza Huincul destinadas a incrementar el procesamiento del petróleo de Vaca Muerta. En la actualidad, el 80% del crudo procesado procede de las operaciones de la compañía en la formación no convencional.

La empresa finalizó la construcción de un nuevo horno y una estabilizadora de naftas en solo 26 meses. A su vez, se instaló un nuevo compresor de gases de topping que reducirá los costos de operación y optimizará su funcionamiento. Se trata de obras que demandaron una inversión aproximada de 55 millones de dólares.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las nuevas instalaciones de Plaza Huincul y aseguró: “El plan para mejorar la productividad y la eficiencia en todos nuestros complejos industriales está dando resultados y el complejo de Plaza Huincul es una muestra”.

Control

El ejecutivo de YPF también destacó que los trabajos se hicieron sin ningún tipo de incidente y con los más altos estándares de seguridad. A su vez, anunció que la refinería neuquina contará con su propio centro de monitoreo inteligente de última generación, al igual que el resto de los complejos de YPF en el país.

Esto es así ya que durante los primeros días de abril la empresa puso en operación el nuevo Real Time Intelligence Center (RTIC) de su Complejo Industrial La Plata, lo que le permite tener un control en tiempo real de 180.000 variables de ingeniería con el objetivo de mejorar su desempeño con resultados de generación de valor. Por lo tanto, espera replicarlo en todos sus complejos.

Desde la petrolera de bandera detallaron, a través de un comunicado, que las reformas que se realizaron en el Complejo son las más importantes en los últimos 50 años.

El Complejo Industrial de Plaza Huincul produce nafta súper y premium y gasoil grado 2 y combustibles para aviones que se distribuyen en toda la Patagonia Norte. Además, posee la principal planta de metanol del país que abastece al mercado nacional e internacional.

, Redaccion EconoJournal

La minería es uno de los sectores que promete atraer más inversión extranjera directa. Los proyectos de cobre y litio se multiplican y las expectativas crecen. Algunas proyecciones oficiales indican que podría llegar a quintuplicar sus exportaciones en los próximos diez años. Sin embargo, los especialistas advierten que hay que ser cautelosos porque el desarrollo minero es lento. Para analizar cuál es el verdadero potencial de la actividad, Dínamo, la propuesta audiovisual de EconoJournal conducida por Nicolás Gandini, invitó a Facundo Huidobro, gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera; Enrique Gatti Rappalini, presidente de Cerámica Alberdi; y Flavia Royon, ex secretaria de Minería y ex secretaria de Energía de la Nación.

“Creo que estamos delante de una nueva ola de proyectos mineros en Argentina, pero hay que entender que la minería es un negocio que demanda tiempo. El proyecto Lindero que llevó adelante Facundo (Huidobro) llevó 30 años desde la exploración”, señaló Royon. No es que hay una sobre expectativa, sino que hay que explicar la industria. La minería tiene una fase de exploración que puede demorar muchísimos años y puede ser fallida, pero donde también se genera trabajo. Poner un proyecto en producción es un desafío que puede demandar muchísimo tiempo”, agregó la ex funcionaria que ahora se desempeña como secretaria ejecutiva de la Mesa del Litio.   

Ninguno de los grandes proyectos que hoy se anuncian, aclaró, entrarán en producción antes de los próximos tres años. “En estos momentos hay una veintena de emprendimientos operativos en el país. Sólo en Salta, en los últimos tres años se construyeron cinco proyectos. Y todavía no hemos visto nada en relación con el potencial que posee la Argentina”, aseguró Royon, quien ponderó la incidencia positiva del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

La mención del RIGI hizo que Fernando Krakowiak, editor de EconoJournal, indagara sobre el tema: “¿Fue un error del Gobierno fijar un plazo de sólo 45 días hábiles para que la autoridad de aplicación se expida sobre la solicitud de adhesión de los proyectos?”.

“Se trata de un plazo demasiado ambicioso”, respondió Royon, pero el espíritu del RIGI es aprobar la ejecución de proyectos que efectivamente se construyan. “No todo lo que se presenta tiene que ser aprobado sin observaciones”, opinó.

Herramienta clave

Resulta imprescindible, acotó Facundo Huidobro, conocer cómo son los procesos de aprobación de las iniciativas mineras en el país. “Nuestra minería está absolutamente basada en la exploración. De ahí surge la necesidad de ser muy dinámicos en la etapa inicial de los proyectos. Hay que considerar que la mayor parte de las empresas mineras están cotizando en la bolsa y necesitan una respuesta rápida de sus accionistas para saber si perforan o se retiran”, argumentó el gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera, quien comparte una mirada favorable sobre el RIGI.

Es posible, intervino Enrique Gatti Rappalini, que 45 días sea un plazo muy reducido para incluir o no a una iniciativa minera en un programa de incentivos, ya que los proyectos suelen tener una estructuración de financiamiento compleja, al depender del arribo de millonarios capitales extranjeros. “De todos modos, no hay dudas de que el RIGI se ha convertido para la minería en una herramienta importantísima, sobre todo por la posibilidad de disponer libremente de los dólares, más allá de los diversos beneficios fiscales implicados, incluyendo las facilidades de pago del Impuesto al Valor Adquirido (IVA)”, indicó el presidente de Cerámica Alberdi, empresa que está llevando adelante el proyecto PSJ Cobre Mendocino.

Confianza empresarial

No es la primera ocasión, remarcó Krakowiak, en la que se ofrecen garantías a los inversores de la industria extractiva local. “Con la Ley de Inversiones Mineras o el caso Chevron-YPF, por ejemplo, el Estado incumplió sus promesas. ¿Por qué esta vez sería diferente?”, cuestionó.

De acuerdo con Gatti Rappalini, en esta oportunidad el contexto es mucho más favorable para el desempeño del sector. “Confiamos en el RIGI porque la minería será uno de los cuatro vectores de desarrollo de la Argentina, junto con la industria de Oil & Gas, el conocimiento y la tecnología, y el campo”, justificó el empresario.

En esa misma senda, Huidobro detalló que en los últimos 10 años prácticamente no se registraron descubrimientos de cobre significativos a nivel mundial. “Lo que hoy estamos viendo es un gap en el mercado que en el futuro los proyectos argentinos podrán aprovechar”, vaticinó.

No es realmente que el Estado alguna vez haya incumplido sus garantías por no querer cumplir, aclaró Royon, sino por no poder hacerlo. “El problema de la falta de dólares es recurrente. Pero hoy con Vaca Muerta eso está cambiando, además de que la sociedad entendió que no se puede vivir con déficit permanente. Hay que aprovechar este contexto lo antes posible”, expuso.

Almendras y cianuro

En este escenario, destacó Gatti Rappalini, PSJ Cobre Mendocino podría convertirse en el primer emprendimiento que vuelva a producir el metal rojo en la Argentina gracias a sus ventajosas características: posee un tamaño mediano, demanda una inversión de entre 500 y 600 millones de dólares, y su ubicación a sólo 2.200 metros sobre el nivel del mar admite operar los 365 días del año. “Es mucho más viable avanzar con esta iniciativa que con otras tasadas por encima de los u$s 2.000 millones. Estamos en el proceso de obtención de financiamiento. Nos viene yendo bien. Vamos a usar una técnica de flotación de sulfuros, sin recurrir a ninguna sustancia prohibida en Mendoza. Creemos que podemos construir el proyecto en un plazo de entre 18 y 24 meses”, adelantó.

Un proyecto cuprífero emblemático para Salta como Taca Taca, apuntó Huidobro, representa una inversión muy alta y tiene márgenes de rentabilidad limitados, por lo que cualquier intervención del Estado en lo tributario puede causar mucho daño. “A eso debe sumarse el desafío que representa la falta de infraestructura, tanto energética como logística. Y todo lo que tiene que ver con la capacitación de recursos humanos y la permisología”, especificó.

En cuanto a la cuestión ambiental, a pedido de Royon el directivo de Mansfield Minera recordó una anécdota pintoresca. “Una vez, cuando estábamos empezando a hablarle a la comunidad de San Antonio de los Cobres sobre no temerle al proceso de lixiviación para producir oro, hice entrega de unas bolistas con almendras. Mientras todos los presentes las comían, les conté que íbamos a usar una solución cianurada en nuestro proyecto, pero que la cantidad de cianuro implicada era menor que la que estaban consumiendo”, comparó.

Lejos de aquietarse, el debate se intensificó con Krakowiak poniendo el foco en la resistencia social que han despertado algunos proyectos y en la desconfianza que suscitan las autoridades regulatorias en algunos puntos del país. Para saber cómo prosiguió la charla, pueden visitar el siguiente link.

, Redaccion EconoJournal

La energía solar atraviesa un punto de inflexión en la Argentina. Por un lado, el costo de las plantas fotovoltaicas registró una caída de forma notable impulsada principalmente por la baja global en el precio de los paneles solares. En los últimos dos años el costo total de instalación se redujo hasta un 35 % lo que volvió más accesible la adopción de esta tecnología. A su vez, el panorama energético local también cambió. Aunque el precio de la electricidad sigue siendo bajo en términos regionales, la apreciación del peso argentino y la progresiva quita de subsidios han encarecido el costo del kWh medido en dólares, situación que ya empieza a reflejarse en la estructura de costos de muchas industrias.

Frente a este escenario, desde la empresa tecnológica Huawei advierten que “ambos factores —menores costos de inversión y mayor precio relativo de la energía— configuran un escenario ideal: hoy invertir en energía solar permite un repago más rápido, con mejores indicadores financieros como TIR (Tasa Interna de Retorno) y ROI (Retorno de la Inversión)”.

En 2024, el contexto macroeconómico ayudó puesto que bajaron las tasas de interés y aparecieron líneas verdes con incentivos especiales. Pero en 2025, esa tendencia se estabilizó y los préstamos en pesos dejaron de ser tan atractivos al simularlos en el flujo de caja de proyectos solares, frenando el financiamiento a gran escala. “Frente a este nuevo escenario, empresas como MultiSolar, en alianza con Huawei, redoblan la apuesta con modelos innovadores. Uno de ellos es el PPA On Site, una solución pensada para eliminar las barreras de entrada”, aseguraron desde la compañía tecnológica.

¿Qué es un PPA On Site?

PPA proviene del acrónimo Power Purchase  Agreement (Acuerdo de compra de energía). En este acuerdo, dos privados realizan un contrato en el que una parte se compromete a generar una determinada cantidad de energía, en este caso mediante una planta solar, y la otra parte se compromete a comprarla a un determinado precio.

“On site” o “en el sitio” se refiere a que la fuente de generación de energía, en este caso la planta solar, estará emplazada en el mismo punto donde se consume, o sea en el predio industrial del cliente que comprará esa energía.

En términos concretos, en este modelo MultiSolar instala una planta en las inmediaciones del cliente y este, sin hacer ninguna inversión, simplemente paga por la energía que la planta genera mes a mes a un valor (US$/kWh) convenido y durante un periodo de contrato. Al finalizar el periodo de contratación, que suele ser de 10 años, la planta pasa a ser propiedad del cliente y todo el remanente energético (mínimo 10 años más) queda a beneficio del receptor de la planta.

Se trata de un contrato privado mediante el cual la empresa instaladora MultiSolar EPC financia, construye y opera una planta solar dentro del predio de su cliente industrial. “El esquema libera al usuario de cualquier inversión inicial ya que solo abona mensualmente la energía producida, con una tarifa estable y generalmente inferior a la de la red pública, mientras el proveedor asume el mantenimiento y los riesgos técnicos. Al concluir el contrato, la planta se transfiere sin costo adicional al cliente, de modo que la energía generada durante el resto de su vida útil se traduce en ahorro directo y refuerza tanto la competitividad como la reputación ambiental de la empresa”, detallaron desde Huawei.

Beneficios

Uno de los grandes atractivos del modelo PPA es que traslada el riesgo operativo de la planta al proveedor. Tomando como ejemplo a una metalúrgica pequeña o mediana: su experiencia está en los materiales, los tratamientos térmicos y el mecanizado CNC, no en la gestión de una planta solar. Para sus dueños o gerentes, la incertidumbre técnica sobre la operación y el mantenimiento puede ser una de las principales barreras a la hora de instalar paneles fotovoltaicos. “Con el PPA esa preocupación se diluye. Como el ingreso del proveedor depende directamente del desempeño de la planta es él quien debe garantizar que los períodos fuera de servicio sean mínimos. Si la instalación falla, el cliente vuelve a comprar energía a la distribuidora y la rentabilidad del proveedor se ve afectada. El operador, por lo tanto, tiene un incentivo económico directo para garantizar un funcionamiento continuo y elegir la tecnología más confiable”, aseguraron desde la compañía.

En el caso de MultiSolar, las instalaciones bajo este esquema se diseñan exclusivamente con inversores Huawei, una marca que ofrece presencia local, servicio posventa y un ecosistema de monitoreo avanzado que facilita el mantenimiento predictivo y la detección temprana de fallas.

, Huawei

TB Cargo presentó su nueva APP que tiene como objetivo lograr un mayor control,  visibilidad y generar ahorros significativos en tiempos de gestión, en línea con su meta de dar pasos en materia de innovación y digitalización para negocios de transporte terrestre de cargas nacionales e internacionales. Se trata de una nueva solución logística que estará a mano de todos los usuarios de tranpsorte terrestre nacional en internacional, disponible en Apple Store y Google Play.

“El camino de innovación recorrido por la empresa, que en la actualidad opera regionalmente en siete países de Latinoamérica y España, fue proyectado organizativamente en búsqueda de la excelencia operacional y la mejor experiencia para todos sus clientes, a través de la implementación de portales Intranet y QHSE, SAP como sistema de gestión y gerenciamiento de inventarios, soluciones de ingeniería para Proyectos y la automatización de procesos y telemetría para las industrias de Petróleo, Gas y Minería”, destacaron desde la firma.

“Desarrollar un software propio nos da la flexibilidad de adaptar y añadir funcionalidades que se ajusten a las necesidades de nuestros clientes y sus proyectos. Nuestro enfoque siempre ha estado en añadir valor con un fuerte énfasis en la innovación”, destacó Lisandro Garmendia, presidente del grupo TB Cargo.

Impacto

Mediante su nueva APP TB Cargo brindará los siguientes beneficios:

• Mayor control y visibilidad garantizando seguimiento en tiempo real de la ruta del transporte.
• Significativos ahorros en tiempos de gestión con la automatización de procesos y reducción de tareas administrativas y llamadas.
• Mejor atención para el cliente al ofrecer actualizaciones constantes que garantizan una mejor experiencia.
• Mayor seguridad de la carga y los choferes proporcionando información exacta y conexión directa a la posición de los vehículos.
• Protección del medioambiente reduciendo el impacto de la huella de carbono.

, Redaccion EconoJournal

Ante el desafío de reducción de costos en Vaca Muerta, Tecpetrol lleva adelante un proceso de mejora y optimización continua de sus operaciones de perforación y fractura, las cuales se impulsan desde el Real Time Operation Center (RTOC) montado a cientos de kilómetros en la torre corporativa de la compañía, en la Ciudad de Buenos Aires.

La necesidad de reducir costos unitarios y lograr un lifting cost competitivo en los proyectos de gas y petróleo no convencional está revelando un “salto tecnológico” que permite avances significativos en eficiencia, pero también un cambio cultural profundo.

La sala de control que pudo recorrer EconoJournal, en el piso 22 de la Torre Techint en Retiro, es el centro neurálgico de esa transformación, desde donde se monitorean en tiempo real la perforación, terminación, workover y pulling de todos los pozos operados por Tecpetrol en América Latina, es decir las distintas locaciones en la Argentina como en Bolivia, Perú, Colombia, Ecuador y México. Esto le permite a la compañía la centralización de las operaciones y la gestión de datos.

Como parte de un grupo industrial, la petrolera aplica una “lógica de fábrica” al desarrollo de pozos con la optimización continua, automatización y estandarización de procesos. Los equipos que se monitorean tienen más de 350 actividades definidas, y entre las operaciones que se siguen se cuentan los procesos de entubación de casing, el coiled tubing, la navegación direccional, la cementación, la fractura, el registro wire line y la seguridad del pozo.

Tecpetrol implementa herramientas de inteligencia artificial para optimizar sus operaciones, entre las cuales las principales aplicaciones son los sistemas de automatización de procesos que, mediante técnicas de machine learning que calculan los parámetros óptimos para una perforación eficiente. En cambio, toda la etapa final de control y monitoreo de producción se lleva a cabo en salas montadas en cada una de las locaciones en las que opera la compañía.

En la sala, por ejemplo, se lleva adelante el proceso basado en software de reciente implementación que optimiza la orientación de la herramienta de perforación en ramas horizontales de más de 3.500 metros y que permite el envío automático de comandos para ajustar parámetros operativos clave, como la presión diferencial y el caudal.

En números, la sala es operada por 6 personas por turno en un régimen de 12 horas por día, demandó US$ 2 millones de inversión en obra, software y hardware, cuenta con soporte de ingeniería 24×7, procesa 3 millones de datos por hora, cuenta con 55 alarmas operativas, con el aporte de 7 softwares de ingeniería, 196 sensores en cada equipo de perforación y 406 variables a monitorear y puede monitorear 10 pozos en simultáneo.

El equipo de trabajo estándar que ocupa la sala en dos turnos de 12 horas está integrado por un Ingeniero de Sala, un Company Representative con experiencia en campo, un Especialista en Geonavegación, un Especialista en Direccional, un Ingeniero de Fractura, y un ingeniero de workover y pulling.

Un nuevo paradigma de producción

Desde la sala de control no solo se monitorea sino que también se aplican tecnologías, se envían comandos y se operan directamente los taladros. Este cambio implicó una transformación cultural significativa en la industria porque históricamente, el «Company Man» era la máxima autoridad. Sin embargo, la centralización del conocimiento en la sala de control y toda la información procesada con inteligencia artificial, modificó el paradigma.

Este «salto tecnológico» se ve reflejado en la incorporación de taladros con software avanzado y aplicaciones que permiten la automatización de procesos. «Ya venimos de mejorar muchísimo la eficiencia de tiempo en la perforación y en la completación de pozos«, afirmó uno de los especialistas, al recordar que de perforar un pozo en 32 días, Tecpetrol logró reducir el tiempo a 18 días, un avance que se vuelve más desafiante a medida que se optimiza la curva de rendimiento, pero que no detiene la búsqueda de nuevas mejoras.

La clave de este progreso radica en la confiabilidad, repetitividad y seguridad que estas nuevas tecnologías aportan, con lo que se logran los objetivos de “ya no solo ganar tiempo en días, sino ganar eficiencia y reducir costos.».

Un ejemplo concreto de esta innovación es la perforación direccional en Vaca Muerta. Tradicionalmente, esta se realizaba con un motor de fondo, donde el taladro se mantenía quieto y el trépano avanzaba por la acción del fluido. Sin embargo, este método presentaba limitaciones en pozos de mayor longitud. La alternativa es el sistema de rotación direccional (RSS, por sus siglas en inglés), que permite perforar rotando la cañería, lo que reduce la fricción y facilita pozos de hasta 3500 metros.

Pero semanas atrás, Tecpetrol logró perforar un pozo de 3500 metros con motor de fondo, utilizando la tecnología Smart Slide. Esta aplicación, impulsada por inteligencia artificial, reduce el tiempo que le tomaría a un operador direccional orientar el trépano de 20 a 25 minutos a solo segundos. Además, la incorporación del sistema Dual AgitatorZP que genera pulsos electromagnéticos evita que la cañería se adhiera al pozo, facilitando el empuje. El resultado: un pozo perforado en medio día más que con RSS, pero con un 30% de reducción en costos.

Continuous Pumping, salto en completación

La innovación no se detiene en la perforación. En la etapa de completación, Tecpetrol ha sido pionera en implementar el Continuous Pumping. Este sistema elimina la «interetapa,» el tiempo de 25 a 30 minutos que se perdía abriendo y cerrando válvulas entre fracturas de pozos.

Al no detener el bombeo y realizar la transición en vivo entre pozos, lograron reducir este tiempo a solo dos minutos. «Siempre es mejor tener la máquina prendida,» se explica en el RTOC al precisar que las paradas y arranques de bombas pueden generar fallas.

Con la automatización del Continuous Pumping, la meta es pasar de 8 a 10 etapas de fractura por día a 11 o 12, un avance notable si se considera que Vaca Muerta comenzó con apenas tres etapas diarias una década atrás.

La clave para el futuro es la reducción de costos, la eficiencia y la disminución de la tasa de fallas, todo de una manera integral, para la cual la colaboración con empresas del ámbito de la inteligencia artificial, refuerza esta visión. El camino a seguir de factory model, se afirma en Tecpetrol, ratifica un proceso industrializado donde la tecnología y la inteligencia artificial son pilares fundamentales para seguir optimizando las operaciones en Vaca Muerta.

, Ignacio Ortiz

Al norte del Gran Buenos Aires, en el Parque Industrial Pilar, Pampa Energía inauguró en 2017 la Central Termoeléctrica Parque Pilar, una de las centrales generadoras más modernas del parque termoeléctrico argentino. Nacida al calor de la Resolución 21/2016 que apuró la construcción de distintos proyectos para atender a una demanda eléctrica urgente, la historia de esta joven central de 100 MW de potencia eléctrica es también un motivo de orgullo para Wärtsilä, ya que Pampa Energía no solo eligió por primera vez un diseño completo de planta del gigante finés, sino que también le confió la operación y el mantenimiento del activo.

Para Wärtsilä, Parque Pilar es un ejemplo de las soluciones de generación firme y flexibles que la compañía puede ofrecer a la red eléctrica nacional para acompañar la creciente penetración de las energías renovables y su generación variable, según lo señalado por representantes de la empresa durante una recorrida de EconoJournal por la planta. También contaron que están ofreciendo su tecnología de baterías para las empresas que competirán en la licitación de almacenamiento AlmaGBA.

«Tenemos la responsabilidad de velar por las instalaciones existentes, que en Argentina son 15, más una central en Uruguay», indicó Javier Ricciarelli, Managing Director para Argentina y Uruguay de Wärtsilä.

Termoeléctrica Parque Pilar

Inaugurada en agosto de 2017, Parque Pilar en unos meses cumplirá ocho años de operación comercial. La central termoeléctrica propiedad de Pampa Energía es fundamentalmente una planta de «peaking«, es decir, que sirve para cubrir los picos de demanda eléctrica cuando la generación de base es insuficiente.

Las plantas de pico necesitan de tecnologías flexibles, capaces de arrancar y parar para complementar las variaciones en la demanda. En ese sentido, Parque Pilar cuenta con seis motores eléctricos Wärtsilä de 16,6 MW de potencia por unidad, totalizando prácticamente 100 MW, configurados para consumir tanto gas natural como fuel oil.

La planta destaca por su muy alto nivel de disponibilidad: durante el año, esta 99,7% del tiempo disponible para despachar energía si así lo demanda CAMMESA, la compañía administradora del despacho eléctrico nacional.

Parque Pilar viene registrando un promedio de 3000 horas de operación por año, lo que arroja un factor de carga de 30%. Lo usual es que genere energía al 100% de la potencia, aunque es capaz también de despachar cada motor de forma individual si CAMMESA pide menos potencia.

Los motores son técnicamente capaces de alcanzar el 100% de su potencia en 15 minutos. De hecho, los representantes de Wärtsilä recordaron que Parque Pilar fue una de las plantas con las que se ejecutó el arranque en negro del sistema interconectado nacional en el recordado apagón total del día del padre de 2019, gracias a su capacidad para comenzar a generar a plena potencia de forma rápida.

Además de otorgarle el diseño de planta y su construcción, Pampa Energía tercerizó a Wärtsilä la gestión de la planta, a través de un contrato de full operación y mantenimiento. “Es la primera vez que se le logra vender a Pampa una planta de la tecnología Wärtsilä y es también la primera vez que Pampa delega en un tercero la operación de un activo”, subrayó Federico Romano, gerente de Contratos de Wärtsilä.

Tecnología muy competitiva

El origen del proyecto Parque Pilar se remonta a la Resolución 21/2016, por la que el gobierno de Mauricio Macri convocó a empresas a ofertar nueva capacidad de generación térmica, en la emergencia eléctrica nacional declarada en ese entonces.

De hecho, Wärtsilä participó en siete centrales de generación térmica que fueron adjudicadas a través de esa convocatoria a distintas generadoras, incluyendo Parque Pilar y una planta gemela en Ingeniero White, ambas para Pampa. «De los siete contratos ninguno se incumplió en el plazo de entrega y con ninguno de los clientes tuvimos problemas», destacó Ignacio Aguirre, gerente de Desarrollo de Negocios de Wärtsilä.

La Resolución 21/2016 fijó precios elevados para la energía despachada por estas plantas debido a las condiciones peculiares de la convocatoria, que demandaba una entrega ultrarápida de los proyectos, pero sin garantizar un despacho continuo. Wärtsilä subraya que Parque Pilar ya estará amortizada cuando el contrato actual venza en 2027 y que, por su tecnología, será muy competitiva frente a las máquinas turbovapor existentes en el sistema argentino.

Un producto flexible para cada cliente

En Wärtsilä entienden que el valor de sus productos reside en la flexibilidad. La compañía explica que el diseño de sus motores eléctricos es inherentemente flexible: puede adaptar sus productos a los requisitos de potencia y las necesidades de cada cliente y entregarlos en los plazos estipulados gracias a su modularidad.

La minería es un rubro en donde esa flexibilidad de diseño es apreciada. Actualmente hay cuatro proyectos mineros que utilizan motores eléctricos de la empresa finesa, con tres de estos ubicados a 4000 metros o más de altitud. Son los mismos motores que en las centrales eléctricas, pero construidos con una menor potencia.

También provee sus motores eléctricos para las grandes industrias. Un ejemplo es la planta malteadora de Boortmalt en Santa Fe, en donde se utiliza cogeneración: al combustible empleado en las calderas que generan el calor para el tostado de los cereales se le da un segundo uso para impulsar un motor de 10 MW.

La empresa también ofrece otro tipo de soluciones de generación, como es el caso de baterías para almacenamiento de energía. Precisamente, la compañía esta cotizando su tecnología de baterías de litio ferro fosfato para las empresas que están interesadas en participar en la licitación de almacenamiento AlmaGBA, la primera subasta de baterías estacionarias para suministrar energía a la red que se realizará en el país.

En un contexto internacional de alta demanda de turbinas a gas natural para centrales generadoras y con plazos de entrega que se han estirado, en Wärtsilä creen tener una cartera de productos alternativos que se adaptan a las necesidades de cada cliente y que pueden ser entregados en plazos menores.

«Wärtsilä logró encontrar un punto de equilibrio en cuanto al diseño de productos que tienen mucha versatilidad en pocos componentes y entonces puede llegar rápidamente a entregar un producto en función de la necesidad. Ya sea un motor más grande o más chico, con más o menos ciclindros, se adapta rápidamente», concluyó Romano.

, Nicolás Deza

MGAS Comercializadora, la empresa comercializadora de gas del holding brasileño J&F, proyecta que se podrían montar en el sur de Brasil 1800 MW nuevos provistos con gas natural argentino si se construyera un gasoducto para conectar Uruguaiana con Porto Alegre. Del lado argentino, la infraestructura esta lista para un mayor suministro a Uruguaiana, puesto que el Gasoducto del Mercosur se encuentra mayormente ocioso. Sin embargo, un directivo subrayó que la importación de GNL dificulta la integración gasífera regional.

El grupo J&F, el conglomerado privado más grande del Brasil, marcó presencia en un seminario sobre integración gasífera en la región que organizó la semana pasada el Ministerio de Minas y Energía del Brasil. El directivo Rodrigo Senne habló en representación de MGAS y de la compañía generadora Ambar Energía, ambas empresas de J&F.

El portafolio de centrales térmicas a gas natural de Ambar Energía en Brasil asciende a 1653 MW de potencia. Esto incluye la Central Termoeléctrica Uruguaiana de 640 MW, comprada a la firma argentina SAESA en 2001.

La central en Uruguaiana opera desde su inauguración con gas transportado a través del Gasoducto del Mercosur, consumiendo 2,8 millones de metros cúbicos diarios cuando se encuentra activa y a plena potencia.

Ambar Energía proyectaba competir con Uruguaiana y otras de sus plantas térmicas en la mega licitación de potencia en reserva (LRCAP 2025) en junio, pero el certamen fue suspendido por el gobierno brasileño.

Potencial para tres termoeléctricas nuevas

Senne explicó que el gasoducto del Mercosur esta diseñado para entregar hasta 15 MMm3 diarios en la frontera con Brasil y que se encuentra subutilizado, por lo que hay margen para exportar más gas para generación eléctrica.

En todo caso, el déficit de infraestructura para aprovechar esa oportunidad se encuentra del lado brasileño. Senne presentó un estudio de MGAS que indica que sería posible viabilizar la construcción de al menos tres termoeléctricas con una potencia total de 1800 MW y que consumirían 9 MMm3 diarios.

El vehículo propuesto para lograrlo sería una licitación específica que remunere potencia y energía en el verano argentino. Pero también haría falta construir el segundo tramo del Gasoducto Uruguaiana Porto Alegre (GASUP) para conectar la localidad de Uruguaiana con la localidad de Triunfo, de forma tal de montar las nuevas centrales termoeléctricas a lo largo de esa traza. El tramo tendría una extensión de 593 km y una capacidad projectada de 15 MMm3 diarios.

«Sería importante si se pudiera con los compañeros argentinos aprovechar la oportunidad de ese sobrante de gas de verano que tiene la Argentina para poder construir ese gasoducto y realizar una licitación para colocar tres termoeléctricas entre Uruguaiana y Porto Alegre. Se podría tener entre 30 y 40 millones de metros cúbicos disponibles que podrían llegar al punto de entrega en Paso de Los Libres, en donde ya llega el gasoducto de TGM (Transportadora de Gas del Mercosur) con una capacidad de 15 millones. Actualmente son utilizados 2,9 millones para la termoeléctrica Uruguaina», analizó el directivo de MGas.

Terminales de GNL «no favorecen la integración regional»

Sobre el final de su exposición, el directivo de MGas subrayó que la agenda de integración gasífera lleva algunas décadas en carpeta pero sin suficientes avances. Consecuencia de esto, Brasil avanzó con la instalación de terminales de regasificación, que se transformaron en un problema para esa integración.

«Pasaron 25 años y no logramos crear el famoso anillo energético que es la conexión entre el sur de Brasil, el norte de Bolivia y Argentina, y aprovechar esos recursos energéticos. Se perdió mucho tiempo poniendo terminales de GNL en la costa de Brasil, que no favorecen a la integración regional, están completamente en contra de esta, porque las divisas que salen van a parar a armadores extranjeros en Europa y Estados Unidos», criticó Senne.

«Estamos haciendo actualmente una reforma del sector eléctrico brasileño y deberíamos estar pensando un poco en la visión de integración, no sólo en la visión del menor costo«, concluyó el directivo.

Los negocios energéticos de J&F

El grupo J&F que comandan los hermanos Wesley y Joesley Batista controla Ambar Energía y MGas. Esta última es una empresa comercializadora de gas en Brasil que ya firmó con Tecpetrol, TotalEnergies y Oilstone contratos o acuerdos de compra de gas para suministrar al mercado brasileño.

Además de los negocios de comercialización de gas y generación en Brasil, el grupo J&F también esta ingresando en el negocio petrolero en Vaca Muerta. J&F compró la petrolera Fluxus a fines de 2023, que contaba con activos en Bolivia.

En paralelo a esa operación, Fluxus había firmado un acuerdo con la petrolera Pluspetrol para adquirir la totalidad de los Bloques 1 y 2 y el Bloque Centro del campo Centenário en Neuquén, además del 33% del campo Ramos en Salta. La provincia de Neuquén no convalidó aún la transferencia de los bloques a Fluxus.

, Nicolás Deza

El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa tendrá elecciones el próximo 22 de julio con la lista Azul y Blanca, del actual secretario general Marcelo Rucci, como única nómina. De esta forma, el titular del gremio petrolero más poderoso del país y con presencia en Vaca Muerta continuará su mandato hasta 2029.

Los integrantes de la lista oficial hicieron ayer la presentación formal de la lista ante la Junta Electoral que funciona en el edificio de la Mutual de Empleados y Obreros de Petroleros Privados (MEOPP) en el centro de Neuquén. El momento coincidió con el aniversario de la muerte de Guillermo Pereyra, quien lideró el gremio petrolero por 38 años.

“Fue un día especial, cargado de sensaciones. La confianza de la gente nos ratifica que hicimos las cosas bien. Que no haya una lista opositora es consecuencia del trabajo en conjunto«, expresó Rucci durante el acto que encabezó en el lugar.

La lista Azul y Blanca llevará nuevamente a Rucci como secretario general y a Ernesto Inal como secretario adjunto, permitiéndoles continuar en el cargo por cuatro años más a partir de diciembre y hasta 2029.

«En estos tres años y medio de gestión tuvimos la fortaleza de entender qué era lo importante: nuestras familias y nuestros trabajadores», agregó el secretario general.

Recordaron a Pereyra

Rucci recordó a Pereyra al cumplirse un año de su fallecimiento y aseguró que «perdimos a nuestro máximo referente, un hombre que siempre estuvo. Con Guillermo Pereyra compartimos charlas que nos marcaron, nos forjó para no abandonar nunca las banderas de la dignidad, de la familia y del orgullo de ser petroleros. Llegué hasta acá gracias a él, pero también gracias a muchos grandes compañeros como Richard Dewey, el Negro Marín y Ricardo Astrada, entre tantos que lucharon siempre del mismo lado”.

Por otro lado, destacó el crecimiento de la organización durante su gestión y la renovación interna de la Comisión Directiva, que suma la participación de mujeres. “Nos llena de orgullo este equipo. Cada uno asumió la responsabilidad de representar a miles de familias. Esta conducción está para estar cerca, acompañar y resolver”, afirmó.

“Vamos a estar donde haya un petrolero. Vamos a seguir defendiendo derechos, sin entregar ninguno. Este gremio no se entrega», dijo Rucci al finalizar el acto.

, Redacción EconoJournal

¿Qué ocurre cuando las redes eléctricas fallan y nadie lo detecta a tiempo? para muchas distribuidoras esa pregunta se traduce en pérdidas millonarias y miles de usuarios sin respuesta. En un entorno en el que cada segundo cuenta, identificar una anomalía después de que ocurra ya no es suficiente. Consciente de este desafío, ESG Utilities, empresa del grupo BLC Global, desarrolló una solución diseñada para anticiparse a los problemas antes de que se vuelvan visibles. Se trata del módulo de detección de anomalías de Optimum SM. “Es una herramienta pensada para anticipar fallas, reducir pérdidas y garantizar la calidad del servicio, este módulo se consolida como un aliado estratégico para quienes gestionan redes eléctricas cada vez más complejas”, indicaron desde la empresa.

El módulo ofrece una forma automatizada y adaptable de identificar fallas con gran precisión. Cuenta con reglas de análisis personalizables y monitoreo de variables eléctricas críticas, lo que le permiten detectar comportamientos inusuales, conexiones irregulares o caídas de suministro antes de que generen pérdidas mayores. 

El módulo

Uno de sus grandes diferenciales es la flexibilidad operativa. El módulo se integra a infraestructuras ya existentes y se comunica con múltiples sistemas, permitiendo adaptar las reglas de detección según el tipo de red, región o perfil de usuario. Así distribuidoras y comercializadoras pueden acceder a un control preciso, escalable y personalizado, sin realizar grandes modificaciones técnicas.  

“Las distribuidoras necesitan soluciones que no solo funcionen hoy, sino que acompañen sus desafíos futuros. El módulo de anomalías fue pensado con esa visión: crecer con la red y anticiparse a sus problemas”, consideró Matías Calvaresi, Gerente de Producción de ESG Utilities. 

Transformación de datos en decisiones estratégicas 

“El módulo de detección de anomalías de Optimum SM tiene un impacto directo en la rentabilidad del negocio. Su implementación permite prevenir pérdidas por energía no facturada, reducir el tiempo de respuesta ante incidentes, mejorar el uso de recursos técnicos y reforzar la continuidad del servicio”, detallaron desde ESG Utilities.

Cuando la anomalía no es identificada, las consecuencias no tardan en aparecer: pérdidas en ingreso, infraestructura deficiente y usuarios insatisfechos. Frente a este escenario, el módulo brinda la posibilidad de anticiparse, actuando antes de que los problemas se hagan visibles. Analiza el comportamiento eléctrico, identifica patrones irregulares y activas alertas precisas que habilitan una intervención rápida, que dan como resultando menos pérdidas, mayor eficiencia operativa y una red más confiable.  

Impacto

Entre sus principales beneficios se destacan la identificación temprana de irregularidades y pérdidas no técnicas en el sistema de medición, la adaptabilidad a múltiples entornos operativos, y la capacidad de reducir costos operativos sin comprometer la calidad del servicio. “Todo esto, permite decisiones más ágiles, ingresos asegurados y un retorno de inversión”, precisaron desde la firma.

“El módulo de detección de anomalías de Optimum SM representa una ventaja competitiva para quienes operan redes complejas: una solución concreta y escalable para convertir datos en decisiones y anticiparse a los problemas antes de que impacten. Porque gestionar con visión también es parte de construir el futuro de la energía”, finalizaron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

El Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) llevarán a cabo este jueves un evento sobre la proyección de la demanda de gas natural en el Mercosur y Chile. El encuentro marcará el cierre de la segunda fase del Proyecto Regional de Integración Gasífera del Mercosur, centrado en las proyecciones de demanda y oferta de gas natural.

La jornada comenzará con las palabras de bienvenida del Gerente Regional Sur de CAF, Jorge Srur; el secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo; el presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, Ernesto López Anadón; y autoridades del Gobierno argentino.

Luego habrá lugar a paneles con la participación de representantes gubernamentales como el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck y el Viceministro de Energía del Paraguay, Mauricio Bejarano. Por el lado de las empresas, estarán presentes Daniel Ridelener, (CEO de TGN), Gabriela Aguilar (Excelerate Energy), Leopoldo Macchia (Tecpetrol), entre otros.

El evento, que se realizará con el apoyo del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), se llevará a cabo el jueves 29 de mayo a las 14:00 hs en el Hotel Casa Lucía, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El ingreso es gratuito y con inscripción previa (link).

Integración gasífera

El objetivo principal de la jornada es generar un espacio de diálogo entre autoridades gubernamentales, representantes del sector privado, y organismos internacionales para debatir sobre el rol del gas natural en la seguridad y las transiciones energéticas, así como explorar oportunidades de colaboración regional y optimización de la infraestructura existente.

Los distintos paneles abordarán temas como los factores económicos y tendencias que influyen en la demanda de gas natural, los desafíos y oportunidades para el sector privado en el contexto de la transición energética y la integración regional en relación al gas natural.

, Nicolás Deza

El desarrollo de la industria del litio enfrenta un contexto desafiante marcado por la guerra comercial entre China y Estados Unidos y los vaivenes del precio a nivel internacional. Sin embargo, el potencial del litio argentino sigue siendo alto. Aun así su pleno desarrollo requiere de una visión estratégica a largo plazo y de inversiones que acompañen su crecimiento. Frente a este escenario, Carlos Zapata, gerente de Operaciones de Planta Carbonato de Litio de EXAR – compañía que tiene a su cargo la operación del salar Cauchari Olaroz, analizó los principales desafíos que atraviesa en la actualidad la industria.

En diálogo con EconoJournal en la feria Arminera que tuvo lugar en Buenos Aires, el ejecutivo de Exar precisó que la clave para que la Argentina pueda convertirse en uno de los principales productores mundiales está en maximizar la eficiencia, producir más, con mejor calidad y al menor costo posible. A esto se suma la necesidad de garantizar estándares de seguridad para los trabajadores y de acompañar el desarrollo con talento joven capacitado para enfrentar una industria que se encuentra en permanente transformación tecnológica.

Zapata destacó además que, aunque existen más de 20 proyectos en marcha en el país los cuales están en distintas etapas, el ritmo de crecimiento se ha ralentizado debido a la incertidumbre del mercado y a la falta de condiciones estables que impulsen nuevas inversiones.

—¿Cuál es la proyección que tiene respecto al desarrollo del sector minero en la Argentina?

— Tenemos más de 20 proyectos que están en una etapa de prospección, construcción, pero el mercado hoy hace que el desarrollo del litio no se encuentre a la máxima capacidad debido a que estamos atravesando un escenario complejo respecto al precio internacional. El nuevo presidente de Estados Unidos cambió las reglas de todo el mundo respecto a los commodities y ahora el mercado se está acomodando a los nuevos precios. Esta situación derivó en  que las empresas que tienen a cargo los proyectos evalúen el escenario para poder continuar con las inversiones. Creo que es importante resaltar que como país tenemos reservas de litio en salares continentales lo que nos da una gran oportunidad de mejora. Hay muchos proyectos que están orientados a potenciar esa materia prima que poseemos, pero las inversiones son gigantes de más de mil millones de dólares. Nosotros tenemos una disponibilidad de proyectos que no la tiene ni Chile ni Bolivia. Se trata de un potencial enorme por desarrollar.

—¿Qué es lo que hace falta para poder desarrollarlo?

–Son fundamentales las políticas de Estado, no solo a nivel nacional, sino también nivel provincial para incentivar la inversión y que se puedan desarrollar estos proyectos que podrían ubicar a la Argentina como el tercer productor mundial de litio. Hoy estamos en el quinto lugar.

—¿Cuáles cree que son los desafíos para los próximos años?

–Hoy la industria del litio tiene el principal desafío de producir lo máximo posible con la mejor calidad y al menor costo. Debemos ser más eficientes en el proceso de producción porque es lo que nos demanda el mercado en este contexto. Hay que maximizar la producción minimizando los costos, obteniendo productos de mejor calidad para ser atractivos para los mercados de producción de baterías en el norte asiático, siempre teniendo como prioridad la seguridad de los trabajadores porque de nada sirve producir mucho y a bajo precio si un operador no puede volver en buenas condiciones a su casa.

—Uno de los desafíos que tiene el sector minero está vinculado al capital humano y a atraer talento joven. ¿Qué medidas están impulsando desde Exar para poder sortearlo?

–En Exar estamos aplicando un programa de jóvenes profesionales impulsado fundamentalmente en las dos universidades cercanas a nuestro proyecto: la Universidad Nacional de Jujuy y la Universidad Nacional de Salta. Tratamos de integrar a los jóvenes próximos a recibirse para que tengan una experiencia real en planta. Ellos participan con nosotros en el campo operativo y gracias a esto pueden ver cómo opera la industria de forma efectiva y ver si se sienten cómodos frente a ese nuevo desafío. Debemos preparar a los jóvenes profesionales para los nuevos desafíos vinculados a la tecnología. En la industria del carbonato de litio las nuevas tecnologías son muy cambiantes y necesitamos que nuestros jóvenes estén a la altura.

 –¿Qué nuevas tecnologías observan desde la compañía?

–En febrero estuve en las plantas de GanfengLithium (empresa dueña del 50% de Exar) en China y allí está siendo un boom el reciclaje de baterías, cosa que todavía no se ve en nuestro mercado con gran impacto. Allá existen plantas nuevas dedicadas a ese reciclaje. Es algo que va a llegar en algún momento a nuestro país y debemos estar preparados para eso porque implica todo un nuevo desarrollo tecnológico. Además, esto va a requerir que nuestra producción local de carbonato de litio tenga una especificación de calidad distinta para hacerle frente a ese nuevo mercado. Se trata de un cambio continuo. A su vez, las especificaciones serán más severas y el producto que se produce hoy en la Argentina tendrá que ser más puro, lo cual nos obligará a ser más creativos para tratar de eliminar las impurezas al menor costo. 

, Loana Tejero

Lindero, el pórfido de oro ubicado en Salta que es operado por Mansfield Minera, se convertirá en la primera mina híbrida de la Puna. Esto es así porque la compañía desde el mes próximo funcionará durante todo el día con energía solar que provendrá de paneles fotovoltaicos. En diálogo con EconoJournal, Facundo Huidobro, gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera, explicó que “solamente nos abasteceremos con combustible durante la noche. Por eso vamos a disminuir su consumo en un 40%. Todo el proyecto se va a energizar con energía solar durante el día. Es un avance realmente importantísimo para todos, algo muy deseado”.

Esto es así porque en 2024 la minera firmó un acuerdo con Secco para incorporar energía renovable en la mina. El proyecto consistió en anexar a la central térmica existente un sistema fotovoltaico y un banco de baterías de ion-litio para optimizar la generación de energía limpia.

El sistema fotovoltaico – un parque solar con una potencia total de 6.55 MWp- brindará energía al proyecto minero durante el día, almacenando los excedentes en las baterías con el fin de generar una reserva que permita utilizarla cuando la demanda del proceso lo requiera.

En base a esto, Huidobro consideró que “hoy todas las empresas están viendo estas alternativas porque la sociedad lo está exigiendo. Piden que exista una baja en la huella hídrica, en la huella de carbono. Por eso creo que la mayoría va a incorporar energía solar y hará un menor uso del agua. Además, todo esto lleva a disminuir los costos de producción”.

Expansión de la industria minera

Al ser consultado sobre el escenario actual respecto al desarrollo de la industria minera, el ejecutivo de Mansfield Minera consideró que “el escenario es muy bueno. Es muy positivo que el RIGI haya salido para el proyecto Rincón de Río Tinto. Es bueno no sólo para nuestro país sino también para nuestra provincia porque puede llegar a ser una voz de aliento para que se den otras inversiones. Esto era algo muy esperado por todos los salteños”.

Huidobro planteó que la comunidad salteña está acompañando el desarrollo de la actividad minera en la provincia porque es generadora de puestos de trabajo. También destacó las políticas impulsadas por la gobernación de Salta y expresó: “El gobierno provincial ha dado muy buenas señales con la baja de las tasas a valores razonables. Esto pone a la provincia en una posición muy competitiva y nos está generando muy buenos beneficios”.

“El hecho de tener a una mina produciendo demanda muchos años y por eso los proyectos necesitan un gobierno provincial que los impulse. Además, en los últimos años la gente ha tomado conciencia y saben cuál es el impacto positivo que tiene para ellos esta actividad. El gobierno está leyendo eso y sabe que genera empleos genuinos y no sólo directos, sino que también indirectos”, aseveró Huidobro.

Trabajo con la comunidad

Respecto al trabajo con las comunidades locales, el gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera dio a conocer que la empresa, junto con la ministra de Educación de Salta, María Cristina del Valle Fiore Viñuales, inauguraron un nuevo Jardín de Infantes en Tolar Grande (localidad que se encuentra a 75 kilómetros del proyecto minero) a fin de impulsar el crecimiento y la formación de las comunidades aledañas al proyecto.

“Siempre apostamos por la oportunidad de abrirles un lugar de capacitación cercano al lugar de vivienda de los chicos. De este objetivo también surgió el Centro Universitario Virtual, gracias a un convenio que hizo la empresa, junto a otras, con la Universidad Católica de Salta con el fin de incentivar el estudio de carreras de grado en forma virtual para que ningún chico se tenga que ir de su pueblo para estudiar e igualmente pueda convertirse en profesional”, concluyó.

, Loana Tejero

Adrián Mercado, la firma dedicada a las subastas industriales, anunció que el próximo viernes 30 de mayo, realizará una subasta de la firma Techint, por renovación de flota. El proceso se llevará a cabo de forma on-line, con presencia de martillero público.

Durante el remate, se podrán adquirir grúas telescópicas tiendetubo, tractores sobre orugas, palas cargadoras frontal; retroexcavadoras, grúas torre, camiones marca Iveco, pick ups Ranger, Amarok y Nissan. También furgones Partner, semirremolques porta tubos; motocompresores, motobombas; martillos hidráulicos, entre otros cientos de lotes.

Subasta

Adrián Mercado, titular y martillero de la firma homónima, resaltó: “Estas subastas son una gran oportunidad para pymes nacionales, porque tienen la posibilidad de adquirir maquinaria de primer nivel a valores convenientes y en un excelente estado de mantenimiento”.

Para conocer el detalle de todos los lotes y realizar la inscripción, se debe ingresar al siguiente link.

, Redaccion EconoJournal

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) realizó el martes de la semana pasada una audiencia pública para analizar los pedidos de extensión por 20 años de las licencias de Metrogas, Camuzzi Gas Pampeana y Litoral Gas que vencen en diciembre de 2027. Representantes de las tres empresas expusieron allí sus principales logros de gestión para justificar las solicitudes. Sin embargo, sobre el final del encuentro Pedro Bussetti, presidente de la asociación de consumidores Deuco, sorprendió al destacar el alto porcentaje de hogares que no tienen acceso a gas natural en el área de concesión de las tres distribuidoras.

Bussetti aseguró que en los once distritos del conurbano bonaerense donde brinda servicio Metrogas, el 40,3% de los hogares no tiene gas natural, mientras que en la Ciudad de Buenos Aires ese porcentaje es del 21,5%. En el área de concesión de Litoral Gas la cifra trepa al 50,6% y en el área de Camuzzi Gas Pampeana se eleva al 31,9%. Los datos surgen del censo nacional de 2022, año en el que las concesiones privadas cumplieron 30 años.

El Observatorio del Conurbano Bonaerense de la Universidad Nacional de General Sarmiento fue un paso más allá y comparó las cifras de hogares sin gas natural del Área Metropolitana de Buenos Aires surgidas del censo 2022 con las de los censos de 2001 y 2010. El resultado muestra que no solo no mejoró el porcentaje de hogares con cobertura de gas natural, sino que incluso empeoró.

En la Ciudad de Buenos Aires, por ejemplo, en 2001 solo el 2,9% de los hogares no tenía acceso a la red de gas natural y en 2022 ese porcentaje se elevó al 21,5%. En los 24 distritos del conurbano, en el mismo período los hogares sin gas natural treparon de 35,8% a 41,0%. En los últimos años no ha habido variaciones significativas.  

Si uno analiza los distritos bonaerenses ve que la situación no es pareja ya que algunos incrementaron su porcentaje de cobertura y otros empeoraron significativamente. Entre los que progresaron sobresale Ezeiza donde en 2001 solo el 34,11% de los hogares tenía acceso a la red de gas natural, mientras que en 2022 esa cifra había llegado al 50%. También se observa una mejora en Florencia Varela, aunque es uno de los tres distritos con peor cobertura junto con Moreno y Merlo. En esa localidad del sur bonaerense en 2001 solo el 31,4% de los hogares tenía acceso al gas natural y en 2022 el porcentaje subió al 42,4%.  

La contracara son La Matanza y Vicente López. En La Matanza en 2001 el 65,1% tenía gas natural y en 2022 la cobertura había caído al 52,3%, mientras que en Vicente López en el mismo lapso el porcentaje cayó del 94,9% al 81,2%.

El impacto del atraso tarifario     

En la audiencia pública, las distribuidoras destacaron que desde el inicio de sus concesiones en 1992 incrementaron la extensión de sus redes y la cantidad de hogares a los que le prestan servicio, pero en ningún momento hablaron de porcentajes de cobertura.

Al citar la estadística de hogares sin cobertura de red de gas natural Pedro Bussetti preguntó cuánto hay de responsabilidad de las distribuidoras y cuánto del Estado en esa situación. Es difícil establecer una ponderación, pero no hay dudas de que el congelamiento tarifario que se aplicó luego de la salida de la convertibilidad y que se extendió prácticamente durante todo el kirchnerismo influyó negativamente en la expansión de la red de gas natural porque, amparadas en el incumplimiento estatal de los contratos y con los ingresos recortados, las distribuidoras se limitaron a tratar de garantizarles el servicio a sus clientes, reduciendo al mínimo o directamente abandonando los planes de expansión de la red.

Metrogas mostró en la audiencia que desde que obtuvo la concesión en 1992 invirtió US$ 36 millones por año en promedio, pero entre 1993 y 2001 el promedio anual de inversión fue de 55,4 millones y entre 2002 y 2016, período en el que el valor de las tarifas se redujo a su mínima expresión por decisión de los gobierno kirchneristas, la inversión retrocedió hasta los US$ 20,8 millones por año en promedio. Entre 2017 y 2019, la inversión anual se recuperó hasta alcanzar los US$ 63 millones anuales por año, de la mano de los aumentos tarifarios que aplicó el macrismo, y entre 2020 y 2024 esa inversión volvió a caer promediando US$ 28,6 millones por año.

Incluso los acuerdos tarifarios que firmó el gobierno de Alberto Fernández con distribuidoras y transportistas en mayo de 2021 decían en el punto 4 de la cláusula segunda que “durante el presente Acuerdo Transitorio de Renegociación no se contempla un plan de inversiones obligatorias a ejecutar por la licenciataria”. De ese modo, al no permitir que las tarifas se actualizaran al ritmo de la inflación, se autorizó formalmente a los privados, como moneda de cambio, a suspender sus programas de inversión.  

Las cifras citadas por Metrogas dejan en claro que la inversión tiene una correlación directa con la evolución de las tarifas. Por lo tanto, si bien el congelamiento tarifario benefició a los hogares que ya tenían servicio de gas natural selló la suerte de aquellos otros que no tenían. La comparación entre la foto que arroja el censo de 2001 y la del censo de 2022 en lo que refiere a la expansión de la red de gas en el AMBA no deja lugar a dudas.

Otras causas de la menor cobertura

El atraso tarifario ha sido determinante para explicar el freno en la expansión de la red de gas natural, pero no es la única causa que influyó. Fuentes de Camuzzi Gas Pampana relativizaron la relevancia de los datos sobre porcentaje de cobertura de la red al afirmar que el gas natural nunca va a tener una penetración similar a la de la electricidad por las características propias de ambos servicios. “Que haya hogares no servidos por la red de gas natural no significa necesariamente que haya una deficiencia en la infraestructura y en el crecimiento de la red. Las nuevas tendencias constructivas, los usos y costumbre de los hogares y las condiciones climatológicas hacen que en la actualidad haya una migración hacia una cobertura eléctrica”, destacaron desde la distribuidora.

Las fuentes consultadas citaron el ejemplo de la Costa Atlántica donde muchos propietarios que no tienen residencia permanente en esos distritos, antes de encarar una obra de infraestructura como la que demanda el gas natural prefieren poner un anafe eléctrico, un aire acondicionado frío-calor y un termotanque eléctrico. A su vez, en la Ciudad de Buenos Aires muchas de las nuevas construcciones son totalmente eléctricas por los menores costos que supone para el desarrollador y porque de ese modo evitan las demoras en las autorizaciones para la instalación de una red de gas natural.  

, Fernando Krakowiak

El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, fue parte de la nueva edición de Arminera, la feria minera que se llevó adelante la semana pasada en La Rural. Allí dio cuenta de la oportunidad que tiene la provincia de diversificar su matriz económica gracias a los recursos mineros. Sin embargo, advirtió que para desarrollar al máximo la actividad se deberá realizar el mantenimiento y puesta en marcha de los caminos y de la infraestructura eléctrica. “El gobierno nacional tiene que comprender que es necesario que trabajemos juntos en esa infraestructura porque los caminos no se van a hacer solo con inversión privada”, advirtió.

El mandatario mendocino remarcó la necesidad de actualizar el marco regulatorio eléctrico y sostuvo: “Tenemos que invertir en la eficiencia de los recursos. Esto sólo se puede hacer en una alianza público-privada”.

Desarrollo de la minería en la provincia

Cornejo también se refirió al desarrollo del sector minero en la provincia y a la licencia social por parte de los mendocinos. “Mendoza tiene una fuerte cultura ambiental derivada de la escasez del agua. Por mucho tiempo se ha confundido a una minoría qué se dice ambientalista pero que en realidad es anti minera. Creo que tenemos una ventana de oportunidad para que se encienda la minería”.

El funcionario instó a prender los otros motores de la economía, además del agro, para generar puestos de trabajo genuinos. “Nosotros estamos pendientes del motor de la Pampa húmeda, pero necesitamos encender otros motores. La transición energética y la electromovilidad van a demandar minerales críticos que posee la Argentina y que nuestro vecino Chile explota hace años, pero nosotros no. Nuestra provincia debe aprovechar esa ventana de oportunidad en cantidad y calidad”.

Cornejo también abogó por el trabajo conjunto con el gobierno nacional y planteó: “Si el gobierno nacional hace bien la tarea con la macroeconomía nosotros tenemos que hacer lo mismo con los permisos. Estamos haciendo pasar cada Declaración de Impacto Ambiental por la Legislatura y la mayoría está siendo aprobada por amplias mayorías”.

Por último, se refirió a la salida de YPF de los campos convencionales en la provincia y aseguró que desde Mendoza existe mucha esperanza en poder reactivar el petróleo con la salida de la petrolera y de tener minería para poder aumentar el promedio salarial de los mendocinos.

“Somos conocidos por nuestros vinos y ahora tenemos que hacer el esfuerzo por ser conocidos también por la exploración de minerales críticos que contribuyan a la electromovilidad”, finalizó.

, Loana Tejero