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Fundación Potenciar surgió enagosto de 2006. Comenzó como una iniciativa de Francisco Rimmele, CEO de Clusterciar – un grupo de organizaciones neuquinas especializadas que brindan soluciones integrales para los sectores de energía, minería e industria – con el objetivo de involucrarse en el desarrollo de las personas a través de acciones que permitan canalizar la responsabilidad social de las empresas.  

La Fundación comenzó a dar sus primeros pasos con un enfoque educativo y social, lo que luego se tradujo en dos proyectos destinados a la formación profesional. Uno de ellos fue el proyecto educativo Potenciar Educación Superior, reconocido como institución de educación terciaria por el Consejo Provincial de Educación de Neuquén. Se trata de una iniciativa que surgió con la propuesta de generar carreras nuevas que no existían hasta ese momento en la región. Luego se desarrolló el Programa Potenciar Valores (PPV), en el que se trabaja con niños y jóvenes de entre 12 y 17 años en ámbitos en el que se nuclean chicos motivados por alguna disciplina deportiva. 

Es así que desde la Fundación siguieron apostando por la educación analizando las necesidades locales del Alto Valle – franja entre Neuquén y Río Negro- y evaluaron la posibilidad de crear un colegio técnico orientado a las necesidades de la industria. Fue así como surgió el Instituto Técnico Potenciar (ITP) que hoy cuenta con tres especialidades: Técnico en Tecnología de los Alimentos; Técnico Químico y Técnico en Energías Renovables.

En diálogo con EconoJournal, Francisco Rimmele, vicepresidente de la Fundación, contó: “Quisimos involucrarnos en la educación porque analizamos el escenario y nos dimos cuenta de que íbamos a tener problemas en el futuro respecto a la industria y el capital humano. Por eso, evaluamos formas de solucionarlo. Uno era diseñar una institución que pudiera abastecerse de nuestros docentes y que ellos capacitaran a personas para que salgan al mercado. La otra opción era armar un esquema interno de retroalimentación que nos permitiera abastecernos de recursos con todos los riesgos que eso implicaba. Esas fueron las dos cuestiones que movilizaron la creación de la Fundación”.

A su vez, agregó que: “Sabíamos que, si nosotros en algún momento no necesitábamos mucho recurso humano, la industria sí lo iba a requerir. Por eso, la Fundación, con sus instituciones, cumple el rol de contribuir al mercado de manera explícita y directa”.

Formación académica

Andrea Segovia, presidenta de la Fundación Potenciar, detalló que en 2008 se creó el terciario, que lleva el nombre Potenciar Educación Superior y que en 2010 comenzó a funcionar con tres tecnicaturas que estaban vinculadas a las necesidades que había por parte de las empresas del clúster.

“En la actualidad, cuenta con 14 tecnicaturas del área técnica, administrativa y de las Tecnologías de la Información y la Comunicación (TIC). Posee 360 alumnos regulares en la ciudad de Neuquén”, explicó Segovia.

Impacto social

La presidenta de la Fundación comentó que, con el objetivo de impulsar el desarrollo profesional, en 2019, el Club Cipolletti y Fundación Potenciar crearon un colegio para que los niños puedan aprender y formarse en valores a través del estudio, los deportes y la tecnología. Se trata del Instituto Potenciar Albinegro (IPA) que tiene como pilares principales la enseñanza transversal del idioma inglés como lengua extranjera y de las TIC como herramientas pedagógicas, taller en valores, deportes, arte y expresión corporal.

Con este antecedente, nació la idea de impulsar un colegio técnico. “En función de las necesidades locales de Alto Valle en cuanto a formación pensamos en desarrollar un colegio técnico con especialidades que no había hasta ese momento y creamos el Instituto Técnico Potenciar (ITP)”.

La institución se presenta como un lugar clave para lograr la vinculación con el mundo laboral gracias al relacionamiento que tiene Fundación Potenciar con las empresas de la industria, desde el área de Extensión. Esto es así porque además la Fundación cuenta con el apoyo de empresas multinacionales, nacionales y también con casas de altos estudioscomo UADE, Universidad de Quilmes, Universidad de Belgrano, UTN, Universidad de Morón, UCA Bs. As. y Universidad de Flores para la incumbencia de títulos superiores.

Articulación con la industria

Segovia indicó que en la actualidad la Fundación tiene una articulación con Fundación Pampa puesto que tienen becados y desde la Fundación Potenciar realizan un seguimiento para que los jóvenes puedan lograr su objetivo.

Además, comentó que con otras compañías como Shell han trabajado en conjunto a lo que refiere al desarrollo comunitario ya que impulsaron una campaña solidaria para brindar ayuda a la comunidad de Bahía Blanca tras el desastre ambiental y Shell decidió sumarse. “Esto nos llena de orgullo porque las empresas nos buscan a nosotros”, expresó la presidenta de la Fundación Potenciar.

Cubrir las necesidades de la industria

Respecto a la demanda de la industria del Oil & Gas y el aporte que puede hacer la Fundación a través de sus distintas instituciones, Segovia precisó: “Todos los colegios son ABP, es decir, de aprendizaje basado en proyecto. Algo innovador”.

“Lo más importante es acompañar a los chicos con el potencial que ellos tienen. Abrimos una institución en cinco saltos en una comunidad en la que no hay colegios, pero la demanda educativa es enorme”, expuso la presidenta de la Fundación.

Así surgió el nuevo proyecto entre Fundación Potenciar y la Asociación Civil Circulo italiano de la ciudad de Cinco Saltos, bajo el nombre de “Instituto Potenciar Italiano”, vinculando así a las dos instituciones sin fines de lucro.

Este nuevo proyecto educativo está construido con una visión integradora de la escolarización de los niños y preadolescentes. Se trata de un colegio bicultural y trilingüe. Para el ciclo 2025 se realizó la apertura del Nivel Inicial, Sala de cuatro y cinco años y primer ciclo de la Enseñanza Primaria, 1ro-2do y 3er grado.

“La idea es que estos chicos que egresen concluyan todos a la secundaria, al Instituto Técnico Potencial, para que se puedan seguir formando e insertarse en el mercado”, planteó Segovia.

, Redaccion EconoJournal

“Lo primero que debe entenderse, a la hora de repensar la matriz productiva nacional, es que en la Argentina ninguna actividad económica sobra”, así lo expuso Flavia Royon, durante su participación en el tercer episodio de la nueva temporada de Dínamo – Charlas de Energía. “Al representar un problema estructural, el faltante de dólares que padece el país obliga a diseñar un fuerte programa de desarrollo exportador de alto impacto en todos los sectores, incluida la minería, que suele ser un rubro olvidado”, reflexionó.

Si bien es cierto que hoy la industria minera se encuentra en franca expansión, indicó, sus actuales exportaciones sólo suman unos 4.000 millones de dólares anuales. “Todavía estamos muy lejos de los US$ 43.000 millones que exporta Perú o de los US$ 57.000 millones de Chile. La curva de crecimiento es demasiado lenta”, describió.

Más allá de las inversiones anunciadas para seguir ampliando la capacidad de producción de litio en el Noroeste Argentino (NOA) y de los proyectos de cobre de clase mundial que se desarrollarán con epicentro en San Juan, advirtió, el principal recurso minero exportado por el país sigue siendo el oro. “Se trata de un segmento que está en declive, sobre todo en Santa Cruz. El último proyecto aurífero que se construyó fue Lindero, en Salta”, graficó.

El escenario sectorial, generalizó, invita al optimismo, pero quedan varios desafíos por resolver, especialmente desde lo ambiental y lo legal. “Si bien el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) está vigente, después de varios meses todavía no tenemos ningún gran proyecto de cobre adentro. No será menor despejar dudas sobre la Ley de Glaciares”, señaló.

Un emprendimiento cuprífero como Taca Taca, ejemplificó, sigue esperando por la aprobación de su estudio de impacto ambiental. “El RIGI ofrece todas las condiciones que los proyectos requieren para factibilizarse, pero el tiempo corre. Los argentinos no nos podemos perder la oportunidad que nos brinda el mundo en relación con los precios de los minerales”, sentenció.

Gigante dormido

En concreto, acotó Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú, en estos momentos hay más de una decena de proyectos presentados en el marco del RIGI, de los cuales por ahora sólo dos resultaron formalmente aprobados. “Hay que tener en cuenta que se necesita una estructura muy importante dentro del Estado para realizar el trabajo técnico y burocrático que antecede a las aprobaciones formales de las iniciativas postuladas”, remarcó.

La minería todavía se halla rezagada, a criterio de Royon, en la discusión sobre cómo explotar los recursos naturales del país. “Su entramado legal es distinto al de los hidrocarburos. Tal lo planteé más de una vez, habría que repensar el Código Minero. Tenemos proyectos que llevan más de 50 años dormidos”, cuestionó.

Con este marco normativo, intervino Carbajales, las empresas provinciales se encuentran en un atolladero, al no saber exactamente cómo participar de las rentas. “Sería interesante emular lo que sucede con los hidrocarburos y llevar a cabo licitaciones estratégicas, donde el Estado pueda reservarse una mayor participación dentro del negocio”, sugirió.

Potestad provincial

De todos modos, opinó Royon, no hace falta un organismo supra-provincial que rija sobre la cuestión ambiental. “De hecho, el Código Minero fue pionero en la incorporación del cuidado del medio ambiente. Y las provincias funcionan bien como autoridad de regulación en el tema. Los problemas aparecen, en realidad, cuando surgen las intervenciones desde arriba”, aseguró.

Frente a la judicialización en la Corte Suprema de la Ley de Glaciares, subrayó, la resolución debería remitirse a la Constitución Nacional y al marco jurídico argentino. “La autoridad de aplicación son las provincias. Es un error creer que cuando los gobiernos provinciales aprueban la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) de un proyecto determinado no contemplan la cuestión de los glaciales”, afirmó.

La Ley de Glaciares, desde su óptica, puede volver a discutirse o reglamentarse de una vez. “La pregunta es hasta qué punto seguirán dilatándose los tiempos. Los inversores necesitan seguridades más allá de la evolución de la macroeconomía. Y lo que le interesa al país y a las provincias es que los recursos mineros se pongan en producción y generen riqueza”, enfatizó.

Licencia social

Esta indefinición normativa, expuso Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra, configura un gran déficit del sistema político argentino. “Hay dos o tres puntos en los que la política se tendría que poner de acuerdo. Y éste es uno de ellos”, sostuvo.

El gran problema, comentó Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear, es qué sucede con la sociedad civil. “El sistema político muchas veces se rehúsa a ordenar la agenda social. En ese sentido, a mí la Ley de Glaciares me parece una mala ley, ya que resulta antiproductiva. Hay que cuidar los recursos naturales, pero eso no significa impedir la producción y perjudicar la generación de empleo”, criticó.

Lo que se percibe de Mendoza hacia el norte, prosiguió, es que claramente hay mayor licencia social para la minería que en el sur del país. “El subsuelo de la Patagonia es riquísimo, y sin embargo hay muy poca actividad minera”, se lamentó.

En palabras de Royon, se trata de una discusión que conviene dar con premura, informando con propiedad y revirtiendo una visión demasiado centrista del desarrollo nacional. “Claramente es más fácil hacer política izando la bandera antiminera en lugar de hacerlo con la bandera desarrollista. Pero la minería es perfectamente compatible con el medio ambiente”, concluyó.

Lo que no concluyó, no obstante, fue el debate sobre las mejores políticas de industrialización a implementar. Para conocer de qué manera continuó, pueden visitar este enlace.

, Redaccion EconoJournal

El precio del Brent continúa este miércoles con su racha bajista y perforó los 60 dólares por barril de petróleo crudo. La guerra de aranceles desatada la semana pasada por el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, escaló en las últimas 24 horas por la perspectiva de un conflicto comercial extenso con China.

El Brent cotizaba a media mañana del miércoles a US$ 58 por barril, marcando su precio más bajo desde enero de 2021. La Casa Blanca viene festejando la trayectoria bajista del crudo ya que sintoniza con el mandato del presidente Trump de bajar los costos energéticos, aunque el tema comienza a alertar a las petroleras en EE.UU. y en otros países que tienen costos de explotación por encima de los precios actuales.

La consultora noruega Rystad Energy predijo riesgos significativos para los operadores estadounidenses en el actual entorno de precios, que podrían verse obligados a reducir su ritmo de crecimiento de la producción.

«La realidad corporativa para las empresas que cotizan en bolsa implica que un crecimiento ya modesto podría verse en riesgo si los precios se mantienen cerca de los 60 dólares por barril. Rystad estima que el nuevo costo total de equilibrio para muchas empresas petroleras estadounidenses supera los 62 dólares, lo que incluye tasas de rendimiento mínimas más altas, pago de dividendos y costos del servicio de la deuda», afirmó la consultora en una nota.

Tensiones con China en ascenso

El arancel general del 10% anunciado por Trump comenzó a regir el fin de semana y este miércoles entraron en vigencia aranceles más altos contra decenas de países. Si bien el petróleo y el gas natural quedaron exentos, los precios de la energía están respondiendo a un escenario de creciente incertidumbre en torno a la actividad económica global. Un driver de las últimas horas es la escalada comercial entre EE.UU. y China.

Trump habia dispuesto un arancel de 34% sobre las importaciones provenientes de China. En respuesta, el gigante asiático anunció el viernes un arancel similar a todos los productos estadounidenses a partir del 10 de abril. En la jornada del martes también resaltó que respondería a cualquier nuevo aumento de aranceles por parte de EE.UU., después de que el presidente Trump amenazara con imponer un arancel adicional del 50% a las importaciones procedentes de China.

Rystad estimó que las represalias de China «reducen las posibilidades de un acuerdo rápido entre las dos mayores economías del mundo, lo que genera crecientes temores de recesión económica en todo el mundo».

, Nicolás Deza

Las ciudades están experimentando un crecimiento sostenido. Según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), la población en la Argentina ha aumentado un 14% intercensal (2010-2022), lo que conlleva una expansión constante de la infraestructura en general y subterránea en particular.

Este crecimiento implica un despliegue masivo de servicios esenciales con redes de agua, electricidad, gas y comunicaciones que se entrelazan bajo nuestras calles. Y cualquier obra que se realice sobre ellas debe ejecutarse con conocimiento del terreno. Es por ello que conocer la ubicación de la red de cualquier servicio antes de realizar una obra no solo es oportuna, sino esencial.

Si hablamos de gas natural en particular, la realidad es que la mayoría de los incidentes que involucran cañerías son el resultado de una planificación deficiente. La falta de conocimiento sobre la ubicación precisa de la red subterránea de gas puede tener consecuencias devastadoras, desde interrupciones en el servicio hasta accidentes fatales.

Prevención de riesgos

Desde Naturgy tenemos un mensaje que entendemos debe difundirse por todas las vías posibles: antes de excavar, es obligatorio solicitar los planos a la empresa distribuidora. Esta medida —lejos de ser un mero trámite burocrático— es un acto de responsabilidad que puede salvar vidas y evitar daños materiales significativos.

Es crucial que tanto particulares como empresas tomen conciencia de los peligros que conllevan las excavaciones sin la debida precaución. No se trata solo de grandes obras de construcción; incluso tareas aparentemente sencillas como la reparación de una vereda, la instalación de un cesto de basura, o la conexión cloacal domiciliaria pueden desencadenar un accidente si no se toman las medidas preventivas adecuadas.

Además de solicitar los planos, es fundamental realizar un relevamiento del terreno con herramientas manuales y notificar a la distribuidora de gas sobre el inicio de la obra. Estas acciones demuestran un compromiso con la seguridad y minimizan los riesgos. La seguridad en las obras es una tarea que debemos incorporar todos.

La variedad de actividades que requieren excavaciones, desde la construcción de zanjas hasta la plantación de árboles, subraya la necesidad de una cultura de prevención arraigada en todos los niveles.

El Plan de Prevención de Daños de Naturgy Argentina es una herramienta invaluable para quienes realizan trabajos de movimiento de suelos. Su acceso y aplicación deben ser obligatorios en cualquier proyecto.  La prevención de accidentes con la red de gas subterránea es una responsabilidad compartida que requiere el compromiso de todos: empresas, trabajadores y ciudadanos.

, Martín Yañez

El físico y economista Demian Reidel será oficializado a la brevedad como nuevo presidente de Nucleoeléctrica, la empresa operadora de las centrales nucleares, según pudo saber EconoJournal. El jefe del Consejo de Asesores del presidente Javier Milei y responsable de elaborar un nuevo Plan Nuclear liderará un nuevo directorio que incluirá al presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Germán Guido Lavalle, que mantendrá el cargo y a la vez asumirá como vicepresidente de la empresa. También asumirá como director el titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, Diego Chaher.

El nuevo directorio será el tercero designado en la presidencia Milei. También supone un retroceso del asesor presidencial Santiago Caputo sobre el control que supo construir en los directorios de las empresas del área nuclear. Desde la presidencia de Nucleoeléctrica, Reidel buscará cimentar su propuesta de construir cuatro reactores modulares de 300 MW de diseño nacional en el complejo nuclear Atucha. Por otro lado, la designación de Chaher supone que se buscará avanzar con la apertura de la empresa al capital privado, finalmente habilitada en la Ley de Bases.

Además de Reidel, Guido Lavalle y Chaher, el directorio de cinco miembros se completará con el doctor en ingeniería nuclear, Axel Larreteguy, y el ingeniero nuclear Marco Campolonghi. A excepción de Chaher, un abogado sin relación con el sector nuclear, el resto son egresados del Instituto Balseiro.

La designación de Guido Lavalle generó sorpresa en algunas fuentes consultadas. La CNEA tiene una silla permanente en el directorio de Nucleoeléctrica, pero sería la primera vez que un presidente de la institución es a la vez vicepresidente en la empresa. “Esa designación no es irrelevante, porque por supuesto que Reidel no va a estar en el día a día (de la empresa)”, analizó una de las fuentes.

EconoJournal consultó a la CNEA sobre esta designación pero al cierre de esta nota no obtuvo una respuesta. También intentó contactarse con Reidel pero no obtuvo respuesta.

Por otro lado, habría cambios en las Gerencias General, Operativa y de Desarrollo, para las que suenan el doctor en física, Marcelo Famá y el ingeniero nuclear, Alegandro Sanda, ambos también egresados del Balseiro.

Punto final para Atucha III

El desembarco de Reidel se produce en un momento particular para la empresa y el gobierno nacional. El poder ejecutivo dejaría caer definitivamente el contrato comercial firmado entre Nucleoeléctrica y China National Nuclear Corporation (CNNC) para la construcción de una cuarta central nuclear en el país con financiamiento de China. El proyecto original Atucha III de un reactor Hualong de 1200 MW sería descartado para liberar los terrenos para la eventual construcción de al menos un reactor modular diseñado por ex ingenieros del INVAP.

El contrato EPC (ingeniería, compras y construcción) firmado en febrero de 2022 fue prorrogado en dos oportunidades debido a la falta de avances concretos para firmar el contrato financiero. La última prórroga, que vence a fines del presente mes, fue rubricada con el visto bueno del entonces ministro de Economía Sergio Massa en octubre de 2023, en plena negociación con China para ampliar el swap de monedas.

ACR-300

Desde que fue empoderado por Milei para encargarse de la agenda del sector nuclear, Reidel dijo en varias oportunidades que uno de los objetivos es la construcción de cuatro reactores modulares en Atucha. “Nosotros tenemos el ACR-300, un reactor modular de 300 megavatios, desarrollado por ingenieros de INVAP, pero de capitales privados”, dijo el asesor del presidente.

El ACR-300 es un diseño conceptual de reactor modular revelado por EconoJournal en diciembre pasado. La patente es de INVAP, aunque el desarrollo del reactor es vehiculizado a través de Meitner Energy. “La fase 1 de nuestro Plan Nuclear es el desarrollo de estos reactores. La idea es construir una nueva planta nuclear con cuatro de estos módulos en lo que iba a ser Atucha 3”, añadió Reidel en una nota con Infobae.

Sin embargo, el plan para el sector nuclear aún no fue formalizado y solo están los lineamientos generales anunciados por Reidel en diciembre. En ese momento se anunció la conformación de un Consejo Nuclear Argentino para impulsar el desarrollo de reactores modulares pequeños de diseño y tecnología nacional y la minería de uranio con proyección de exportación de combustible nuclear. El desembarco en Nucleoeléctrica podría marcar el puntapié inicial de una propuesta más estructurada.

, Nicolás Deza

Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra, remarcó que aunque todos los sectores productivos de la Argentina dependerán de la consolidación de una macroeconomía ordenada y de la sostenibilidad en el tiempo de un marco normativo favorable, no puede obviarse que en los últimos años el crecimiento acelerado de Vaca Muerta ha conseguido cierta autonomía relativa. “Me imagino que las inversiones en la formación podrían tomar mucha mayor velocidad con un entorno macro e institucional distinto. Pero la verdad es que Vaca Muerta logró crecer pese al cepo cambiario y a la inflación, entre otros problemas”, manifestó el economista en el tercer episodio de la nueva temporada de Dínamo – Charlas de Energía.

Mientras se aguarda por el cierre definitivo del acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI), sostuvo que le preocupa bastante las pérdidas de reservas en el Banco Central. “También me inquieta la comunicación del Gobierno, que es muy frágil y contradictoria”, cuestionó el consultor, quien duda de cuán aliviado llegará el mercado cambiario a las próximas elecciones. A su entender, el actual tipo de cambio resulta insostenible para la economía argentina.

“Creo que hay una especie de borrachera en relación con Vaca Muerta y la minería. Si entrara la cantidad de divisas que algunos prevén, nos volveríamos carísimos en dólares. No vislumbro que pase eso”, advirtió el analista.

En caso de que para 2030 el país recibiera -tal como lo postula un escenario muy optimista- alrededor de US$ 50.000 millones provenientes de la energía y la minería, proyectó, recién así se llegaría a los US$ 1.000 de exportaciones per cápita. “Para tomar dimensión de la cifra, sin sacarle méritos a ese eventual logro, hoy Chile promedia unos US$ 3.000 per cápita en exportaciones de cobre”, comparó.

En definitiva, resumió, «bienvenida Vaca Muerta y la minería, pero no piensen que con eso nos vamos a salvar». “Estamos condenados a tener una matriz productiva mucho más diversificada de la que se piensa por el momento”, agregó.

Selección estratégica

Una perspectiva divergente fue aportada por el ex subsecretario de Energía Nuclear, Julián Gadano, quien cree que el país debe elegir de manera puntual y estratégica qué capacidades explotar, sin poner en tela de juicio que industrias como la energética o la minera son perfectamente compatibles con el cuidado ambiental y el cumplimiento de las leyes. “¿Cuánto queremos diversificar? La Argentina tiene que recibir dólares del mundo por aquello que puede ofrecer. Hay que admitir que algunas cosas no las tenemos”, expresó.

Una ventana de oportunidad concreta, ejemplificó, se abre con el desarrollo uranífero, más allá de que no sea un negocio capaz de alcanzar las magnitudes productivas y exportadoras de los hidrocarburos no convencionales o el cobre. “El país consume alrededor de 155 toneladas (Tn) anuales de uranio y posee reservas probadas por 25.000 Tn. Con los actuales precios, la actividad es rentable. Y la demanda mundial del recurso crecerá”, estimó.

Los recursos naturales de la Argentina, retomó Rapetti, son efectivamente muy valiosos y demandados. “El desarrollo económico tiene que ser pensado básicamente en cuatro dimensiones: la productividad, la generación de dólares, el empleo y la regionalización”, distinguió.

Si nos olvidamos por un segundo de la política partidaria, insistió Gadano, hay una discusión razonable que la Argentina debe darse con respecto a su perfil productivo. “Se trata de poner el desarrollo en relación con lo que podemos ofrecerle al mundo, sabiendo qué hay y qué no hay”, completó.

Proyecciones anuales

La balanza comercial del sector energético, que en 2022 había mostrado un déficit de US$ 4.300 millones y que en 2023 había alcanzado un saldo medianamente equilibrado, en 2024 registró un superávit de más de US$ 5.600 millones. “Si se mantiene nuestra proyección de la tasa de crecimiento en la producción de crudo, incluso contemplando la caída de los precios internacionales, para este año es posible estimar un saldo favorable de US$ 7.500 millones”, cuantificó el director de Economía y Energía, Nicolás Arceo.

El nivel de exportación promedio, anticipó, se situará en torno a los 272.000 barriles equivalentes de crudo. “Durante el primer bimestre de 2025 se exportaron 226.000 barriles, un 50% más que en el mismo período de la temporada pasada”, agregó el experto, quien admitió que dichas cifras corresponden a un escenario “relativamente conservador”.

Más que proyectar qué sucederá con las exportaciones, apuntó Rapetti, conviene poner el foco en el previsto comportamiento de las compras en el exterior. “Este año habrá al menos US$ 25.000 millones más de importaciones por cuestiones técnicas vinculadas con lo que se devenga y lo que se paga. En ese sentido, en la balanza de pagos debe esperarse un déficit que superará los 2 puntos del Producto Bruto Interno (PBI)”, anticipó.

Desde un punto de vista energético, intervino Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú, no puede omitirse que se reducirán sustancialmente las compras de gas natural licuado (GNL). “Para este año Enarsa anunció la contratación de 24 buques, seis menos que en 2024. Estamos hablando de unos US$ 125 millones menos en importaciones”, precisó.

Habrá mayores volúmenes disponibles de gas extraído en la Cuenca Neuquina, ratificó Arceo, aparte de que se gastará menos en gasoil a partir de su abaratamiento. “En conjunto, las importaciones energéticas de la Argentina bajarán un 20% anual. A diferencia de lo que pasará con las exportaciones, en este rubro primará la caída en los precios internacionales”, explicó.

La continuidad del debate, en el siguiente link.

, Redaccion EconoJournal

Clusterciar, un grupo de empresas vinculadas al sector hidrocarburífero y a la educación, nació con el propósito de formar equipos de entidades creadoras de valor para impulsar el desarrollo de sectores estratégicos. El grupo a través de sus diferentes empresas (Ciar, Trace Group, Alitaware, RSN) y su Fundación Potenciar realiza trabajos para distintas áreas vinculadas a la inspección y supervisión, ingeniería, tecnología de la información, talento tercerizado y el desarrollo sostenible de las personas y la sociedad.

La clave del grupo está en la complementariedad de sus actividades que le permite ofrecer soluciones integrales. Recientemente estuvo involucrada en el Proyecto Duplicar de Oldelval, una obra clave que permitió aumentar de 225.000 a 540.000 barriles diarios la capacidad de evacuación desde Vaca Muerta hacia el Océano Atlántico y destrabar el cuello de botella que limitaba la producción.

El clúster, a través de Trace Group, estuvo involucrado en la inspección de los más de 500 kilómetros que contempla la obra y además aportó a más de 180 personas para que se lleve a cabo la iniciativa.

En diálogo con EconoJournal, Francisco Rimmele, presidente de Clusterciar; y Gerardo Ardiani, CEO de del grupo; detallaron cuáles son los planes de la compañía para los próximos años. También, dieron cuenta del rediseño de marca que llevaron a cabo con el objetivo de comunicar de forma concreta y eficaz el trabajo del grupo y también detallaron cuál será el aporte que pueden realizar para impulsar el crecimiento de la producción no convencional.

—Poseen distintas unidades dentro del grupo y eso fue lo que les permitió posicionarse como un clúster y lograr una sinergia entre las diferentes empresas. ¿Cómo lo pensaron y cuál fue el camino?

Francisco Rimmele: –A nosotros como clúster nos costaba mucho el poder comunicar lo que hacemos y quiénes somos. Lo que ocurrió es que desafiamos el paradigma de lo que es un grupo empresario. Ahora nos resignificamos y lanzamos nuestras marcas teniendo en cuenta la comunicación. En 2012 teníamos dos empresas, Ciar y Trace Group, más la Fundación Potenciar, administrada con el estilo de empresas, pero siendo una institución sin fines de lucro dedicada a la educación. Es por esto que comenzamos a hablar de Clusterciar, un grupo de organización. Luego surgieron otras dos empresas: RSN y Alitaware, que se crearon en base a las necesidades que tenían nuestros clientes. A su vez, la Fundación que existe para ser el puente entre la comunidad y la empresa, independientemente si las empresas son nuestras o no. Hoy por el nivel de reputación y credibilidad que posee se encuentra canalizando acciones de otras compañías ajenas a nosotros.

—Están llevando a cabo un relanzamiento como compañía, ¿cuál es el objetivo que persigue Clusterciar y qué es lo que quieren comunicar?

Rimmele: –Hasta ahora teníamos distintos colores y diseños. Era una mezcla. Quisimos darle una misma estética a Clusterciar. Llegamos hasta acá con un nivel de éxito en los negocios y con buena reputación, sin ser los maestros del lobby, ni de la venta. Toda nuestra trayectoria está vinculada a nuestra comunidad y al cómo potenciamos a la gente que trabaja con nosotros. Como grupo desarrollamos programas que fortalecieron los vínculos con nuestros clientes e hicieron que nuestros negocios sean fuertes y perduren en el tiempo. Tenemos clientes que nos compran ingeniería, desarrollo de software o aplicaciones. También proveemos gente, talento tercerizado. Y muchos de nuestros clientes se apoyan en nuestros planes vinculados a la educación o becan alumnos en nuestra Fundación.

—¿Cómo fue este proceso?

Rimmele: –Todo esto lo logramos construir en base a nuestra propia iniciativa. Funcionamos como cualquier clúster multitudinario que posee empresas, fundaciones o instituciones y que va detrás de un mercado u objetivo en común. Cada una de nuestras empresas tiene su autonomía, su gerencia de operaciones, pero todo es soportado por un solo equipo corporativo, tanto para las empresas como para la Fundación. Tenemos un comité de negocio y relación institucional que analiza cómo incursionar en el mercado internacional. Estamos explorando lugares y empresas -sobre todo en Texas y México- para los que el mercado de Oil & Gas es relevante. También observamos qué empresas evalúan la posibilidad de invertir en Vaca Muerta para que logren una sinergia con nosotros. Además, tenemos otro comité que se encarga de diseñar un plan de retención y atracción de talento, que a su vez lidera un programa para fortalecer el perfil de los líderes que tenemos, reconvertirlos y así satisfacer las necesidades que poseemos hoy como organización. Esto es así porque el modelo de liderazgo que nos trajo hasta acá necesita aggiornarse, crecer y profesionalizarse. Contamos también con un comité que se dedica a la comunicación y a la reputación. Desde el modelo de gobernanza, bajamos la estrategia.

—En los próximos años Vaca Muerta va a presentar un mayor nivel de actividad lo que implicará diversos desafíos. ¿Sobre qué eje deberá enfocarse Clusterciar?

Rimmele: –Sobre todos. La explosión que tendrá Vaca Muerta será más temprano que tarde. Debemos prepararnos teniendo en cuenta que nosotros ya estamos acá. Somos conscientes que debemos fortalecernos y no permitir que vengan de afuera a sacarnos el trabajo. Es por esto que estamos trabajando fuertemente en lo que es el liderazgo, la eficiencia. También en optimizar las estructuras para que los clientes se beneficien con ese valor agregado. Somos una empresa hiper segura. Tenemos indicadores de seguridad altísimos. Contamos con un total de ocho millones de kilómetros en el año recorridos con nuestro vehículo de inspección y tenemos cero accidentes. Poseemos un reporte de sustentabilidad, sin estar obligados a hacerlo, basado en ESG (Ambiental, Social y de Gobernanza). Lo hacemos porque estamos convencidos que ese es el camino. Las entidades financieras que nos financian negocios o proyectos pueden ver nuestro balance contable junto con el de sustentabilidad. Somos conscientes de que estamos a la altura de la demanda de las operadoras y seguimos trabajando en ese sentido.

—La industria de Oil&Gas logró un hito que es la ampliación de la red de transporte y evacuación de crudo que soluciona uno de los cuellos de botella que tenía el sector y que a la vez impedía aumentar la producción de Vaca Muerta. ¿Cuál fue el rol que ocuparon en este proceso?

Ardiani: –Sí, mediante nuestra compañía Trace Group participamos en lo referido a la inspección de obras en los 500 kilómetros que posee el proyecto Duplicar de Oldelval. Se trata de una compañía que no tiene estructura para ejecutar obras por lo tanto tuvo que confiar en nosotros para sumar gente. Aportamos más de 180 personas para el proyecto porque se realizó a lo largo de toda la traza casi en forma simultánea. Esto implicó que todos esos trabajadores tengan que ubicarse en pueblos y ciudades que no tenían movimiento hace muchísimo tiempo. Fueron casi dos años de obra. Además, hay en agenda otra obra de ampliación por lo que poseemos un acuerdo con Oldelval que es en función de la demanda de gente que ellos tengan en el desarrollo de ese nuevo proyecto.

—¿El trabajo que realizan está vinculado a la inspección y control del avance de obra?

Ardiani: –Nosotros somos los ojos del cliente. Controlamos que las personas y empresas ejecuten los trabajos de acuerdo con los pliegos y condiciones técnicas. Además, informamos al cliente los avances. Con este último proyecto, se armó un equipo de trabajo para que Oldelval pueda llevar adelante la obra en todos los frentes.

—¿Prevén una continuidad de este tipo de obras para Vaca Muerta?

Ardiani: –Vaca Muerta puso en crisis la infraestructura que tenía el mercado de Oil&Gas que se realizó en los años ’70 por YPF, hasta que llegó el momento de explotar la formación no convencional. Llegará un momento en el que se frenarán estas obras de infraestructura. Sin embargo, aún falta un caño para el gas y otro para el petróleo, sumado a todas las instalaciones propias de cada yacimiento. Habrá actividad porque durante los próximos años se seguirán realizando nuevos pozos. Todo dependerá también del contexto internacional, del precio del crudo. Antes la producción estaba destinada a satisfacer al mercado interno, pero ahora tiene como destino la exportación.  Por lo tanto, estamos más expuestos a los vaivenes de los precios internacionales, algo que le pasa siempre a todo el mundo en el sector petrolero, pero es algo a lo que no estábamos acostumbrados porque teníamos barriles criollos.

—¿Están planeando sumar alguna empresa más a Clusterciar? ¿Cuál es la proyección que realizan para sus compañías en los próximos años?

Ardiani: –Ciar es nuestra empresa de ingeniería. Desde allí realizamos las ingenierías conceptuales, básicas y de detalle de los proyectos de instalación de superficie: caños, plantas tratamiento, evacuación. Un total de 100 personas se encuentran trabajando para la empresa y 50 de ellas están ubicadas en nuestras oficinas en Buenos Aires. Son 100 personas trabajando exclusivamente en la parte técnica, sin contar al personal de otras áreas como administración o Recursos Humanos. A su vez, Trace Group es nuestra empresa de inspección. Es la compañía más grande que tenemos con 450 trabajadores. A través de esta firma trabajamos en toda la Patagonia, pero también hemos tenido trabajos relacionados a la minería en Salta.

—¿Qué análisis realiza de ese mercado?

Ardiani: –Es un mercado muy diferente al segmento de Oil & Gas. El sector hidrocarburífero requiere mucha mano de obra e inversión para desarrollar la infraestructura y luego mantenerla en funcionamiento. En cambio, en la minería se requiere una inversión inicial muy fuerte, pero luego casi nada.  

—¿Cuál es el aporte que pueden realizar como grupo?

Rimmele: –Nosotros realizamos inspección de obra y de construcción de pozos, transporte de personal, operación y mantenimiento. Creemos que si esta última unidad de negocio adquiere mucho volumen podríamos generar una nueva empresa.

—¿Esto quiere decir que la dinámica de crecimiento del grupo surge a medida que un negocio toma una envergadura lo que lleva al diseño de una nueva organización con un equipo abocado?

Rimmele: –Exactamente. Hace poco comenzamos a trabajar con Oldelval en lo que fue la provisión de tareas generales. Eventualmente, podríamos generar una empresa en la medida de que esa unidad de negocios tenga un gran crecimiento. En ese sentido, separaríamos la gestión creando una nueva compañía.

Ardiani: –Alitaware, otra de las empresas del grupo, se dedica al desarrollo de software, le da soporte tecnológico a las empresas del grupo y todos los productos que desarrolla los puede vender a otras empresas también. Cuenta con 10 personas que son desarrolladores de software. Allí contratamos de acuerdo con la necesidad y trabajamos con un modelo freelance. Contamos con personal propio y también freelancers. Y también tenemos a RSN, nuestra empresa de talento tercerizado. A través de esta compañía le ofrecemos a la industria la solución a su requerimiento puntual. Le garantizamos personal, desde una secretaria hasta un ingeniero. Tuvimos un contrato con YPF durante muchos años por la contratación de ocho geólogos. Muchas operadoras no toman la decisión inmediata de aumentar su payroll (nómina de sueldos) y subcontratan.

—Teniendo en cuenta el presente de la industria, ¿creen que RSN será la empresa que más actividad tendrá en los próximos años?

Ardiani: –Creo que sí. Las operadoras también están creciendo con personal propio, pero muchas veces no quieren realizar el proceso de selección y confían en nosotros que les proveemos por cuatro, cinco o seis años esos recursos. Las empresas tercerizan el scouting (exploración). Habrá valles y picos, pero mientras crezca la industria, la empresa va a tener una posibilidad de crecimiento.

—Como grupo demostraron que poseen una forma de trabajar basada en la sinergia entre compañías. ¿Qué debe tener un clúster en la Argentina para ser exitoso y a la vez generar valor para todo el sistema?

Rimmele: –El problema de muchos clústeres es que no hay una colaboración entre empresas y que no tienen un management bien identificado, que sea apoyado por todas las asociaciones que los conforman. Esto sí ocurre con clústeres de otras regiones cuyo management busca hacer nuevos negocios en representación de las empresas que participan. Por ejemplo, el clúster de Córdoba o el de Mar del Plata que se dirigen hasta acá porque tienen como objetivo estar en Vaca Muerta y visibilizan las necesidades y demandas que tienen las empresas que los integran.

, Nicolas Gandini

YPF puso en operación hoy el nuevo Real Time Intelligence Center (RTIC) de su Complejo Industrial La Plata, la primera de su tipo que funciona en el downstream, que le permitirá a la compañía el control en tiempo real de 180.000 variables de ingeniería y su sincronización de manera tal de mejorar su desempeño con resultados de generación de valor.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, encabezó esta tarde la puesta en marcha de la sala que demandó una inversión de más de US$ 70 millones si se consideran los procesos de digitalización que se vienen aplicando en los últimos años, de los cuales US$ 3 millones correspondieron al equipamiento de la sala desde la que se monitorean todos los procesos de producción.

«Lo que nosotros queremos hacer es poner a YPF muy alto, que sea la mejor compañía de Latinoamérica y, por qué no, del mundo, y que sea reconocida por su eficiencia, productividad y generación de valor para la compañía y para el país”, afirmó el presidente y CEO en el encuentro.

El desarrollo será en breve replicado en las otras dos refinerías que la compañía posee en Luján de Cuyo, Mendoza, y en Plaza Huincul, Neuquén, cuyas salas de control se espera estén listas en el primer semestre de 2026, a la vez que se hará lo propio con otros segmentos del downstream como las áreas de logística y operaciones comerciales.

En la planta que este año cumplirá 100 años, la mayor petrolera integrada de la Argentina produce una amplia gama de productos, entre ellos, los cuatro combustibles de consumo masivo, bases lubricantes, parafinas, asfaltos y productos petroquímicos, para lo cual tiene la capacidad de procesar las variedades de crudo de la Cuenca del Golfo San Jorge y la de Vaca Muerta.

A imagen del Real Time Intelligence Center de YPF que funciona en la torre corporativa de Puerto Madero, desde donde se monitorea segundo a segundo los pozos en Vaca Muerta, en la mayor refinería del país se logró un proceso propio enfocado en cuatro referencias: optimizar el sistema productivo, mejorar el resultado económico asociado, minimizar el consumo energético y reducir tiempos y perfeccionar métodos de trabajo.

Diego Agrelo, gerente general de la Refinería La Plata, explicó que “la nueva sala permite analizar en tiempo real 180.000 señales físico-químicas y otras 20.000 económicas, con el objetivo de aumentar la eficiencia entendida en términos de cuántos recursos se utilizan por cada barril de petróleo que se procesa o por cada metro cúbico de producto que termina saliendo”.

“Por cada barril de petróleo que ingresa, de los 210.000 de capacidad de procesamiento diario de la planta, la refinería genera entre 80% y 83% de volumen de productos que valen más que el Brent -tomado como un parámetro de generación de valor-, lo que se pretende llevar al menos al 87%”, como meta de productividad a enero 2027, cuando se cumplirán los primeros cuatro años de la actual gestión, indicó Agrelo.

En cada uno de los videowall que dominan la sala se puede hacer el seguimiento detallado desde el momento en que el crudo entra al complejo hasta que sale terminado cada uno de los 50 productos que produce la planta, con el correspondiente análisis de economía del negocio. Esa variable clave se visualiza en el optimax, una pantalla que estima, minuto a minuto, la rentabilidad diaria de la refinería a partir de un escenario base.

El seguimiento de cada pantalla permite identificar un desvío transitorio de producción y su impacto económico, lo que hay que atacar de inmediato para devolver cada instancia a su parámetro de tiempo y calidad óptimo surgido de un proceso de estandarización previo que sirve como base móvil, ya que se pretende un aprendizaje y un círculo de mejora continua que forma parte de la filosofía adaptada de la automotriz Toyota aplicada a la refinación.

“La sala se conforma así en una pieza de un rompecabezas más amplio que es la transformación del negocio. Esa visualización en conjunto de todas las acciones que se están tomando de optimización de los procesos apunta a mejorar la rentabilidad del complejo industrial un 20%, tomando como referencia diciembre de 2023 (que coincide con el inicio del plan de valorización del plan 4×4 que diseñó Marin), hasta terminar este período”, reseñó Agrelo.

La refinería de La Plata abastece el 65% de la demanda de combustibles del Área Metropolitana Buenos Aires, lo que equivale a un 35% del consumo nacional, además de cubrir las necesidades de parte de la Patagonia y las provincias del Litoral.

Para ello, en la actualidad procesa en sus unidades productivas un blend de crudos compuesto por un 70% proveniente del no convencional de Vaca Muerta y un 30% del convencional de la Cuenca del Golfo San Jorge, en un equilibrio alcanzado en 2023 con las obras de adecuación para una mayor capacidad de tratamiento de shale oil.

Precisamente, el crudo liviano de Vaca Muerta es el de mejor calidad para la refinación porque permite obtener un resultado final en menos etapas de refinación, incluso consume menos energía, lo que se traduce en menos recursos necesarios para transformar las moléculas en productos más valiosos, con la consecuente rentabilidad.

La sala, además, cuenta con tres estaciones de simulación con la intención de modelizar diferentes escenarios productivos de demanda, de calidad, de solución de desvíos, para maximizar el uso de los recursos de la refinería, y se está trabajando para que todo el complejo industrial tenga su gemelo digital y el sistema pueda correr en un entorno completamente virtual.

Así planteado, “el aspecto trascendental de la mejora en la eficiencia y en la rentabilidad de los negocios, es la transformación de la mentalidad” de todos los equipos de la planta para maximizar ese número, agregó el gerente de planta. Y el hecho de visualizar lo que se genera, toca o modifica, para un resultado global cada vez mejor es también un novedoso “parámetro de transformación cultural” para el sector que eleva su propia vara de forma continua.

La meta es “ser la mejor instalación de refinación y petroquímica de América Latina” y en tiempos de volatilidad global de una referencia clave como el precio internacional del barril de petróleo, lograr los mejores parámetros de desempeño es independiente de lo que pase en el corto plazo con los mercados bursátiles. “El hecho de ser altamente competitivo hace al negocio más fuerte para poder sortear esos vaivenes”, concluyó.

, Ignacio Ortiz

La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, aprobó las condiciones de seguridad que deben cumplir las estaciones de servicio que quieran contar con la modalidad de autodespacho de combustible. Lo hizo a través de la resolución 147 publicada este martes en el Boletín Oficial. La cartera energética también aprobó los procedimientos que deben acatar los estacioneros para tener la autorización del autodespacho de naftas y gasoil en el país.  

Según indica la resolución, un operador de una estación de servicio podrá tener la modalidad del autodespacho de combustibles y combinarla con la carga asistida por un operador. Las modalidades pueden ser realizadas de manera simultánea o alternada.  

Los estacioneros que quieran contar con autodespacho deberán adecuarse a las condiciones técnicas que exige la resolución. La autoridad de aplicación del procedimiento para obtener la autorización del autodespacho de una estación de servicio será la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, a cargo de Federico Veller.

Seguridad

Una de las principales medidas de seguridad para el autodespacho de combustibles tiene que ver con el sistema de corte del expendio. Las estaciones de servicio deberán instalar el sistema “break away” en las mangueras. Es un mecanismo de emergencia para retener el combustible en ambos lados de un punto de corte ante la posibilidad de que una persona se olvide de retirar la manguera del tanque y se retire con su vehículo. Es un sistema que separa la manguera en dos y corta el expendio en ambos lados para evitar derrames.

Además, los surtidores habilitados para el autodespacho tendrán que estar señalizados y las estaciones de servicio “deberán instalar válvulas de impacto o choque en las cañerías de alimentación debajo de los surtidores”, aclara el anexo de las condiciones de seguridad aprobadas por la cartera energética.

Otra medida relevante tiene que ver con el uso de los teléfonos pagar realizar el pago. La resolución aclara que “el uso de cualquier dispositivo móvil como instrumento de pago, deberá efectuarse fuera del área clasificada o desde el interior del vehículo. No podrán utilizarse durante la carga de combustible”.

Los surtidores deberán contar “con un sistema de disparo en el pico (corte automático del suministro) que provoque el cierre de la válvula antes que el pico se ubique en posición normal en el surtidor, impidiendo la posibilidad de reanudar el flujo del producto y/o el sobrellenado del tanque del vehículo”.

Las estaciones tendrá que tener instalado un sistema “Lever On”, que sirve “para iniciar el despacho de combustible (puesta en marcha manual), de modo que dicho inicio se produzca una vez que el cliente colocó el pico del surtidor dentro de la boca del tanque de combustible y levantó la palanca/accionó el botón de puesta en marcha”.

Las bocas de expendio deberán contar con un “dispositivo luminoso, sonoro y/o intercomunicador, en caso que el cliente solicite asistencia del operador” y con guantes descartables.

Operación

Las estaciones de servicio deberán contar en todo momento con uno o más operadores presentes en el predio para que controlen el funcionamiento de la boca de expendio, asistan a los clientes y desempeñen el rol de emergencia ante un evento. Estará prohibido que el cliente intervenga ante una emergencia.

Tendrán que tener una oficina o cabina de control, con acceso a la playa de carga “que asegure una visual completa de todas las operaciones de carga con modo autodespacho”. “Si por alguna razón, la boca de expendio debiese quedar desatendida, los operadores a cargo darán aviso al cliente y el surtidor quedará desenergizado”, aclara el procedimiento aprobado por la Subsecretaría de Combustibles Líquidos.

La carga de bidones bajo la modalidad autodespacho está prohibida y sólo podrá ser efectuada por personal de la instalación”. “El procedimiento de respuesta a la emergencia deberá asegurar la misma dentro de los tiempos ágiles esperados. De ser necesario, la instalación deberá disponer de sistemas automáticos de extinción u otros medios/equipos tecnológicos”, remarca el texto.

, Roberto Bellato

Las redes de transmisión y distribución de electricidad son el eslabón crítico para alcanzar los objetivos de descarbonización global, según destacó Boston Consulting Group. El informe, titulado Delivering the Energy Transition Will Come Down to the Wires, advierte que la expansión de la infraestructura eléctrica enfrenta desafíos significativos, como la creciente congestión en las redes, barreras regulatorias y de planificación, restricciones en la capacidad de los proveedores y una escasez de talento especializado​.

Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), se requerirán inversiones de 25 billones de dólares en redes eléctricas hasta 2050 para cumplir con la meta de emisiones netas cero. Esta cifra es comparable a la inversión necesaria para expandir la capacidad global de energía solar y eólica en el mismo período​. «La modernización de la infraestructura eléctrica es esencial para garantizar una transición energética eficiente y asequible», afirmó Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG.

«Hoy, políticos y expertos en energía coinciden en una máxima: no hay transición sin transmisión, ni solución sin distribución. Para superar las barreras financieras y regulatorias, es clave una colaboración efectiva entre gobiernos y el sector privado”, planteó.

Inversión en redes: una necesidad urgente

Las redes eléctricas deben expandirse a un ritmo acelerado para responder a los retos que plantea la transición energética. El crecimiento de las energías renovables exige una infraestructura más robusta que permita conectar proyectos ubicados en diversas regiones. Al mismo tiempo, la demanda de electricidad sigue en aumento debido a la electrificación del transporte, la adopción de bombas de calor y la creciente digitalización de la economía.

Otro desafío clave es el envejecimiento de la infraestructura eléctrica. Muchas redes, especialmente en Europa y Estados Unidos, tienen más de 40 años de antigüedad y requieren modernización para garantizar su fiabilidad y eficiencia. Además, la adopción de nuevas tecnologías, como la digitalización de la red, el almacenamiento en baterías y los sistemas inteligentes, demanda inversiones en innovación para optimizar la gestión del suministro eléctrico.

Según el informe, para cumplir con los objetivos climáticos, la inversión anual en redes eléctricas a nivel mundial deberá aumentar un 88% en comparación con la década anterior​.

Desafíos que amenazan la expansión de la red

El estudio identifica múltiples obstáculos que pueden frenar el desarrollo de la infraestructura eléctrica. La presión financiera es una de las principales preocupaciones, ya que el alto costo de la inversión en redes puede traducirse en tarifas eléctricas más elevadas y generar tensiones en los balances financieros de las empresas del sector​.

Además, las restricciones en la cadena de suministro están generando retrasos y sobrecostos en la adquisición de equipos clave, como cables de alta tensión, cuya demanda ha crecido exponencialmente en los últimos años​. A esto se suma la escasez de talento especializado, con una creciente falta de ingenieros eléctricos y técnicos calificados, lo que representa un riesgo para la ejecución de los proyectos.

Las barreras regulatorias y de planificación también constituyen un desafío importante. En algunos países, la aprobación de nuevos proyectos puede tardar hasta 12 o 14 años, lo que ralentiza el crecimiento de la infraestructura necesaria para la transición energética.​

Al mismo tiempo, la congestión en las redes eléctricas ya existentes está impidiendo la conexión de nuevos proyectos renovables, lo que limita el desarrollo de fuentes de energía más sostenibles. Un caso concreto de este problema se observa en Países Bajos, donde la falta de capacidad en la red ha frenado la conexión de nuevas industrias y proyectos de energía renovable, impactando el crecimiento económico y reduciendo la eficiencia del sistema eléctrico.

Soluciones para acelerar la expansión

Para superar estos desafíos, el informe de BCG propone un cambio de paradigma en la planificación y gestión de las redes eléctricas. Es fundamental adoptar un enfoque más integrado y holístico que permita anticipar las necesidades futuras y optimizar el uso de la infraestructura actual​. Asimismo, mejorar la eficiencia en la ejecución del capital es clave para priorizar y coordinar los proyectos de manera estratégica, asegurando que cada inversión tenga el máximo impacto posible en la expansión de la red​. También es necesario optimizar la cadena de suministro, estableciendo relaciones estratégicas con los proveedores y unificando estándares técnicos para agilizar la entrega de equipos y servicios​

«Para cumplir con los objetivos climáticos, las redes deben ampliarse al doble de la velocidad actual», explica De Lella. «Esto implica no solo aumentar la inversión, sino también repensar la planificación, mejorar la eficiencia del capital y resolver cuellos de botella críticos como la congestión de red y la escasez de talento técnico”.

, Redaccion EconoJournal

El mes pasado circularon por las rutas de Neuquén un promedio diario de 1.300 camiones cargados con insumos y maquinarias que se utilizan en Vaca Muerta. La cifra prácticamente duplicó a la verificada en idéntico mes de 2024, cuando se movilizaron casi 700 camiones. El récord de actividad y la falta de celeridad en las obras de ampliación y construcción de nuevas carreteras amenaza con llevar a la provincia neuquina a un verdadero colapso vial. Además, la decisión de YPF de empezar a comprar únicamente arena extraída en Entre Ríos incrementa el tráfico de camiones y le suma presión a este escenario complejo.  

En estos momentos Vaca Muerta alberga 13 sets activos y promedia unas 2.000 etapas de fractura mensuales, cada una de las cuales requiere alrededor de 230 toneladas (Tn) de arena. El consumo de dicho recurso está actualmente superando las 460.000 Tn al mes.

Según los expertos, la mayor demanda de arena no solamente puso al límite las posibilidades de respuesta de las plantas de procesamiento que hoy se encuentran operativas, sino que también agregó una fuerte presión al sistema logístico que vincula esas usinas con los puntos de consumo en Añelo, el epicentro industrial de las labores en la formación.

En este complejo panorama se inscribe la decisión estratégica de YPF -responsable de un 50% del consumo arenífero en Vaca Muerta- de comenzar a comprar únicamente arena extraída en Entre Ríos, medida que estresará aún más la capacidad logística de la Cuenca Neuquina. Debe resaltarse que hasta el mes pasado la petrolera bajo control estatal cubría cerca de un 60% de sus necesidades de arena con recursos obtenidos y procesados en Río Negro y Chubut. Ahora, esa arena, clave para las técnicas de extracción de crudo no convencionales, será traída exclusivamente desde suelo entrerriano.

“Todo indica técnicamente que la arena mayoritariamente va a venir de Entre Ríos y no es posible, con 8 millones de toneladas que va a consumir la industria, transportarla por ruta”, declaró el CEO de YPF, Horacio Marín, en el IEFA Forum, quien dejó en claro que exploran otras alternativas de transporte, como el traslado por tren, aunque esa alternativa demandaría varios años para su concreción.  

Ventajas competitivas

La determinación de la empresa que conduce Marín se basa en los resultados obtenidos a partir de una serie de pruebas de desempeño y reportes de campo, los cuales confirmaron que la arena de Río Negro resulta poco eficiente desde un punto de vista técnico. Esto es así, sobre todo, por su escaso índice de redondez, su elevado contenido de finos, su menor resistencia a la presión de cierre y su mala distribución granulométrica, entre otras deficiencias.

En concreto, la arena rionegrina obliga a YPF a incrementar el empleo de sustancias químicas, además de mostrar una reducción en el factor de conductividad del proppant a largo plazo, a tal punto que su menor costo no llega a compensar la pérdida de productividad en los pozos.

La arena entrerriana, por su parte, tiene origen fluvial, exhibe una mineralogía más estable (al contar con un mayor porcentaje de cuarzo puro y una menor proporción de arcillas), brinda mejores propiedades de redondez y ofrece una resistencia mecánica superior. Tantas ventajas competitivas llevaron a YPF a preferirla, incluso pese a los más de 1.200 kilómetros que implica su transporte en camiones desde el litoral hasta Neuquén. En ese sentido, la petrolera resolvió elevar el valor del flete de 63.000 a 85.000 pesos por Tn para asegurarse el abastecimiento, aparte de ofrecer contratos take or pay a los transportistas.

Límite estructural

La sobrecontratación de camiones derivada de la nueva logística arenífera planteada por YPF pateó el tablero a nivel sectorial. No es casual que los tradicionales proveedores del recurso de Entre Ríos se hayan quedado sin unidades de transporte. Tampoco que el resto de las operadoras tengan que lidiar en estos momentos con un mercado logístico absolutamente desbalanceado.

Lo más preocupante, de todos modos, es el agravamiento de la problemática vial en Vaca Muerta, cuyo desarrollo a gran escala no peligra por cuestiones geológicas, económicas o financieras, sino por la insuficiencia en las vías de acceso y la amenaza de un destino -aparentemente inevitable- de saturación logística. Todo indica que, sin chances de abastecerse de arena en tiempo y forma, las operadoras no tendrán otra alternativa más que desacelerar sus labores de fractura hidráulica.

La falta de camiones, choferes y talleres le imprimió al negocio una certeza poco auspiciosa: la capacidad de transporte no podrá expandirse demasiado en el corto plazo. Es sabido, por otro lado, que habrá que esperar más tiempo del deseable para que se construya un corredor ferroviario que conecte las canteras entrerrianas con la Cuenca Neuquina. Finalmente, los planes de ampliar nodos intermedios como Chichinales o Estación Fernández Oro (EFO), ambos ubicados en el departamento rionegrino de Roca, son por ahora sólo eso: planes.

, Redaccion EconoJournal

Tormene Americana, una de las cinco compañías globales de origen italiano que provee ingeniería y servicio para la separación, regulación y medición en las estaciones de gas natural, cumplirá en mayo 30 años de presencia ininterrumpida en la Argentina. Hoy la empresa, que comenzó como una organización dedicada a la fundición de metales no ferrosos en Padua, al norte de Italia, y que en 1930 comenzó con la fabricación de las primeras válvulas de gas a partir del descubrimiento de gas natural a 50 kilómetros de esa localidad, es conducida por la tercera generación de la familia por Alvise Tormene, nieto del fundador de la firma, Amedeo.

La compañía posee una fuerte presencia en el sector hidrocarburífero de la Argentina y proporciona distintos equipos como válvulas y también estaciones de filtración, medición y odorización de gas natural ya que tiene como objetivo acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y el desarrollo del país. Además, se encuentra presente en otros países de Latinoamérica como Perú, Chile, Brasil, Uruguay y Colombia, cuya puerta de entrada fue su experiencia en el mercado argentino.

En diálogo con EconoJournal, Alvise Tormene detalló que, gracias a su expertise en el gas natural, Tormene Americana se encuentra trabajando en diferentes iniciativas para combinar el gas natural con el hidrógeno y así reducir el impacto ambiental, la emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y poder alinearse con las exigencias que demanda la agenda de transición energética. Tormene desarrolló una primera planta de este tipo denominada “Green Hysland”, ubicada en las Islas Baleares, en Mallorca (España).

Jorge Ocampo, director General de Tormene Group Argentina; y Alan Agnello, gerente de Planificación y Desarrollo de Negocios, adelantaron que la compañía está evaluando la posibilidad de construir una planta similar en la Argentina para aprovechar el potencial gasífero de Vaca Muerta.

¿Cómo fue la llegada de la compañía a la Argentina y la posterior expansión hacia Latinoamérica?

–Mi papá y mi tío viajaron varias veces a finales de los ’50 para realizar plantas para empresas cementeras. Luego la relación se interrumpió, pero en el ‘96 se retomó. Nosotros siempre estuvimos presentes en el segmento de gas, en la parte de realización y construcción de plantas para la regulación, medición y tratamiento de gas natural. La Argentina es uno de los países de Latinoamérica que más trayectoria tiene en lo que es el uso del gas, con lo cual era el país ideal para ingresar al mercado latinoamericano.

Fueron años muy buenos. Hemos exportado muchísimo a distintos países de Latinoamérica. En Perú el 80% de las estaciones son nuestras. Tenemos el gasoducto y la planta instalada en Camisea (el mega yacimiento de gas más importante de ese país). También tenemos muchas plantas instaladas en Chile, y en Uruguay todas las estaciones del sur. Estamos presentes en Colombia, Brasil, México, con lo cual cubrimos a los principales países de Latinoamérica.

¿Cómo se está alineando la empresa respecto a las exigencias internacionales en torno a la transición energética?

–La filosofía del grupo cambió. Además de estar en Latinoamérica tenemos nuestra casa matriz en Italia y estamos en España, en Austria, en China. Europa tiene una agenda muy robustecida en lo que respecta a la transición energética. Es por esto que hemos desarrollado una estrategia que tiene tres ejes. El primero tiene que ver con nuestro trabajo tradicional que está vinculado al tratamiento de gas y a los equipos. A la vez, estamos trabajando en el segmento de hidrógeno.

¿Cuál es el aporte que pueden realizar como compañía para apalancar el desarrollo del hidrógeno?

–El desarrollo del hidrógeno es un ámbito muy cercano a lo que es el gas natural. Son dos gases que sabemos cómo se deben manejar. Para nosotros es fácil adaptarnos y pasar del gas al hidrógeno, a pesar de que las moléculas tienen diferentes tamaños y el hidrógeno lleva otros procedimientos al ser más delicado.

Como tenemos la capacidad de adaptarnos, tomamos la decisión de desarrollar nuestra propia línea de electrolizadores para poder realizar todo el proceso de producción de hidrógeno. Firmamos un acuerdo con un centro de desarrollo tecnológico que está ubicado en el norte de Italia para poder fabricar este equipo y llevar a cabo la electrólisis (proceso que utiliza electricidad para separar el agua en hidrógeno y oxígeno) y obtener así el hidrógeno.

Ya presentamos tres patentes relacionadas al desarrollo de este equipamiento. Prevemos que estará listo antes de fin de año.

El mercado europeo exige disminuir el impacto ambiental. Esto también sucederá en la Argentina en algunos años. Por eso, muchas sociedades distribuidoras de gas quieren mezclarlo e hidrógeno, a pesar de que tienen características distintas. Nuestro foco está allí.

Para que esa mezcla sea eficiente se precisa de un mezclador. Se trata de una herramienta que nosotros también desarrollamos y patentamos. Esto es fundamental porque este equipo garantiza que la mezcla mantenga las mismas características por varios kilómetros y que no se separe el hidrógeno y el gas natural.

Proyectos hidrógeno

Desde Tormene Americana han analizado la posibilidad de seguir aprovechando el recurso gasífero y a la vez cumplir con lo que demanda a la agenda ambiental. Esto por esto que han encarado distintas alternativas para dinamizar su desarrollo junto con el hidrógeno.

¿Qué proyectos pusieron en marcha?

–Gracias a estas tecnologías como el mezclador, junto con una distribuidora española desarrollamos la planta más grande de mezcla de gas natural e hidrógeno denominada “Green Hysland”, ubicada en las Islas Baleares, Mallorca, España.

En este proyecto, Tormene Group se encargó de la ingeniería, fabricación, puesta en marcha y mantenimiento del primer sistema de mezcla de hidrógeno y gas en un sistema de gas natural tradicional. En la actualidad, ese gas llega a los usuarios residenciales, a las industrias, a todo el sistema mediante la misma infraestructura existente.

¿Cómo fue el desarrollo de esta iniciativa?

–Se trata de un proyecto piloto financiado por la comunidad europea. Ellos poseen hidrógeno y además tenían un electrolizador para llevar a cabo el proceso de obtención.

Es un proyecto que desarrolla las infraestructuras necesarias para la producción de hidrógeno verde a partir de energía solar y su distribución a los usuarios finales, como también a los sectores turísticos, de transporte, industrial y energético, entre lo que se incluye la inyección en la red de gas para la generación de calor y energía verde en la ubicación de su uso final.

Allí nosotros desarrollamos la planta de descarga de camiones en los que viaja el hidrógeno para luego llegar a la estación de regulación. En ese punto, desde nuestra compañía alimentamos al sistema que va agregando hidrógeno antes de la entrada al mixer. Hoy en día, la mezcla posee entre un 3 y 4% de hidrógeno, pero la idea es llegar a 20% de hidrógeno y 80% de gas natural, que es el número que los técnicos nos han indicado que no implicaría cambios en toda la infraestructura de transporte de gas.

Por eso, creemos que el mercado de gas natural va a seguir por muchos años, porque es el combustible que menos impacto ambiental posee.

¿Qué otros proyectos tienen en agenda?

–Hace poco adquirimos una compañía en España que se dedica al tratamiento del biogás. Poseemos toda la tecnología para limpiar ese gas que llega con una cantidad importante de dióxido de carbono. Nuestro objetivo es aprovechar ese CO2, sumarle hidrógeno y generar gas sintético, que tiene la misma fórmula que el gas natural, pero que es generado de manera tecnológica.

Ese sistema existe desde el punto de vista químico, pero no está desarrollado desde el punto de vista industrial. Sabemos cómo se hace, pero aún no existen plantas industriales de gran producción que lo estén desarrollando. Este tipo de gas está en estudio. Entablamos conversaciones con distintas empresas, en su mayoría start up que están estudiando esta iniciativa para que sea conveniente en términos económicos.

¿Cuál sería el impacto de generar gas sintético?

–Permitiría aprovechar el CO2 generado con el biogás y transformarlo en combustible. Quienes poseen una planta que genera biogás podrían aprovechar el CO2 junto al hidrógeno e incrementar su producción, al mismo tiempo que reducirían el impacto ambiental.

¿Este tipo de iniciativas se podrían replicar en la Argentina?

–Todas estas tecnologías están disponibles para todas las empresas. Por lo cual, la Argentina también podría acceder a todas ellas. En lo que respecta al desarrollo de los electrolizadores, la idea es poder fabricar localmente todo el sistema. Lo mismo para el tratamiento del biogás, el mezclador. Nosotros lo estamos desarrollando en Italia porque tenemos la ventaja de tener un centro de desarrollo tecnológico muy cerca, que tiene mucho dinero que viene de la comunidad. Nuestra idea es que cada una de estas tecnologías e iniciativas se puedan replicar en cada uno de los países en los que nosotros estamos presentes cuando lo necesiten.

El desarrollo del hidrógeno

¿Cuál es el análisis que realiza del desarrollo del hidrógeno en la Argentina?

–Hoy el hidrógeno en la Argentina no es una prioridad. Pero todo lo que desarrollamos se puede replicar aquí cuando el país lo necesite. La Argentina está focalizada en el desarrollo de los hidrocarburos, otro segmento en el que estamos presentes, para aprovechar la oportunidad que posee con el gas de Vaca Muerta.

Muchos países están invirtiendo dinero para usar gas natural y también producir hidrógeno. Por ejemplo, Arabia Saudita está realizando una inversión grande para poder tener el sistema más grande de producción de hidrógeno. El gas natural será el puente para todas estas iniciativas y se va a seguir utilizando por mucho tiempo por la intermitencia de las renovables.

¿Cuál es el análisis que realizan sobre el escenario de la Argentina?

—Jorge Ocampo, director General de Tormene Group Argentina: La Argentina se encuentra en una posición económica en la que no puede otorgar muchos incentivos. La economía siempre estuvo basada en el sector del agro, pero hoy se tomó dimensión de que la energía podría ser muy importante para el desarrollo económico. Por eso hay mucha expectativa respecto al gas y al petróleo. Nuestros equipos y provisiones son para ese segmento.

Nuestros análisis de mercado nos muestran que no están llegando las inversiones del exterior como se esperaba, sino que muchos inversores locales son los que están apostado al riesgo nacional, a los proyectos, porque conocen las reglas, la idiosincrasia y porque todavía hay esperanza de desarrollo.

Aún resulta difícil convencer a los inversores internacionales porque estamos ante un gobierno nuevo que todavía tiene mucho por demostrar. Si bien hubo cambios que parecen positivos, todavía no son suficientes para que llegue la lluvia de inversiones.

Sí notamos que hay un gran cambio y que hay mucho desarrollo en Vaca Muerta. Por eso nosotros, como compañía, queremos estar presente con los equipos que tenemos, los separadores, las instalaciones de superficie, etc.Sabemos que durante los próximos años el gas natural va a seguir siendo una fuente importante para la matriz energética y que también será una fuente de exportación para el ingreso de divisas para el país.

Cuando se habla de producir hidrógeno en la Argentina muchas veces se pone el foco en Chubut por su potencial eólico. ¿Creen que el trabajo que realizan en Europa se podría replicar allí?

–El proyecto del sur es una iniciativa que tiene muchos años y que ahora la están reflotando. El hidrógeno tiene muchos temas que se deben solucionar. Uno de ellos es el transporte eléctrico. Se necesita analizar cuál es la alternativa más conveniente. A su vez, hay una ventaja y es que la producción eléctrica es realmente muy importante en esa parte de la Argentina, pero se trata de una inversión muy grande. Para nosotros son plantas de mucho tamaño y estamos pensando en proyectos más chicos, con plantas modulares.

¿Cuáles son sus proyecciones para los próximos años?

–Vaca Muerta tiene un plan de inversión gigante. Los inversores serán locales. Tenemos vínculo con muchos clientes, con las operadoras, y vamos a acompañar este crecimiento. La Argentina tiene que desarrollar sus recursos ahora. El acuerdo de YPF con Shell sobre el Gas Natural Licuado (GNL) es muy importante porque esa es la mejor manera de exportar. Lo ideal sería poder vender el gas a Europa durante el verano ya que allá es invierno y es el periodo en el que baja el consumo de gas acá.

A pesar de la abundancia de recursos que posee la Argentina respecto al gas de Vaca Muerta hay localidades que no cuentan con suministro y deben comprar garrafas. ¿Cómo analizan esta situación y cuál es el aporte que podrían realizar como compañía?

–Es muy complejo porque se trata de un tema de costos. Hay lugares que están ubicados bastante lejos de lo que son las líneas principales, con lo cual servir a un pueblo que tiene poca gente es complicado. La alternativa que existe son los gasoductos virtuales (sistema que transporta gas natural sin la necesidad de construir gasoductos físicos. Se comprime o licua el recurso y se lo transporta). Son recursos que hemos analizado.  

¿Cuáles son los obstáculos?

—Jorge Ocampo: La Argentina es un lugar en el que hay gas hace muchos años. Posee muchas redes desarrolladas, pero no hay muchos proyectos que sean interesantes a nivel económico. Hay iniciativas de plantas de micro LNG (permiten licuefaccionar gas natural en volúmenes pequeños y son una solución para suministrar energía en zonas remotas o sin gasoductos), pero podríamos apuntar a algún industrial importante que tenga la capacidad de pago de este tipo de inversión. La ventaja que tenemos como empresa es que somos una compañía multinacional que está presente en muchas partes del mundo. Esto permite tener mucha experiencia y retroalimentarnos de las distintas filiales para capitalizar esa información en el desarrollo de proyectos.

—Alan Agnello, gerente de Planificación y Desarrollo de Negocios: Hay algunos pueblos del norte del país que están ubicados cerca del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) y que deberían ser abastecidos por ese ducto, pero como no están las obras complementarias utilizan Gas Licuado de Petróleo (GLP). Es por esto por lo que estamos evaluando distintas alternativas para llevar a cabo un proyecto piloto de mezcla de hidrógeno a algún pueblo aislado. Sería una alternativa similar a lo que realizamos en Mallorca.Esto es así porque en este momento no resulta viable económicamente instalar una planta de regasificación o de licuefacción.

, Loana Tejero

Grúas San Blas recibió a representantes de SANY LATAM, en el marco de una visita estratégica a la Argentina. Cao Te, Presidente de SANY LATAM, y Yonglin Cheng, director comercial de la región, recorrieron junto a su comitiva las sucursales de Buenos Aires, Centenario y Añelo, para  interiorizarse sobre el trabajo que Grúas San Blas desarrolla en los principales polos industriales del país.

El objetivo de la visita fue fortalecer el vínculo institucional y comercial entre ambas compañías, así como profundizar el conocimiento de la estrategia operativa que Grúas San Blas implementa en los distintos segmentos de maquinaria pesada, según precisaron desde la compañía a través de un comunicado.

La agenda incluyó encuentros con equipos locales, recorridas técnicas, visitas a clientes estratégicos y espacios de intercambio de experiencias y proyecciones conjuntas.

Desde la compañía destacaron: «Grúas San Blas ha sido un actor clave en la consolidación de la marca en el país, brindando soluciones integrales en ventas, servicios y postventa para equipos de alta complejidad. Esta alianza, sostenida en el tiempo por la confianza mutua, el profesionalismo y una visión compartida de crecimiento, ha contribuido a posicionar a SANY como un referente en la región».

“Estas instancias de contacto directo refuerzan nuestro compromiso con el desarrollo de una industria cada vez más robusta, eficiente e innovadora, donde el cliente es el centro de cada decisión”, sumaron desde la dirección de Grúas San Blas.

Visita

A su vez, precisaron que la visita de los directivos de SANY LATAM no solo evidencia el reconocimiento a la gestión de Grúas San Blas, sino que también proyecta nuevas oportunidades de colaboración para continuar liderando el mercado con soluciones de vanguardia, adaptadas a las exigencias del sector.

Más información sobre los productos SANY disponibles en la Argentina en este link.

, Redaccion EconoJournal

CIMC Wetrans -el holding global especializado en sistemas de construcción modular, depósitos modulares y contenedores- estuvo presente por segundo año consecutivo de la Expo Agro.  La compañía expuso nuevas propuestas que van desde más de 150 modelos de contenedores, incluyendo los diseñados para el acopio de productos rurales, los destinados al traslado de alimentos refrigerados o congelados y los de almacenamiento de energía hasta desarrollos habitacionales modulares para campamentos, oficinas y viviendas rurales.

Romina Parquet, Founder y CEO de CIMC Wetrans, aseguró: “Buscamos potenciar la Agroindustria, a partir de la innovación que importamos: insumos con tecnología y soluciones sustentables que hacen mucho más productivo y eficiente el trabajo del agro. Represento a una compañía que es líder global en soluciones de energía limpia. Desde ese lugar vamos a buscar siempre alcanzar la máxima calidad, eficiencia e innovación en nuestros productos y servicios centrándonos en que los mismos puedan enfrentar los desafíos que surgen, en cada industria y en cada sector, en la búsqueda y desarrollo para un ecosistema cada vez más sostenible «.

Soluciones de almacenamiento de energía

Estas son algunas de las nuevas soluciones de almacenamiento de energía que fueron presentadas en la última edición de ExpoAgro:

Contenedores de almacenamiento de energía renovable: 
Dentro de las respuestas más innovadoras de CIMC Wetrans en el ámbito de las energías verdes se encuentran los contenedores de almacenamiento de energía renovable. Estos sistemas utilizan baterías de alta capacidad para almacenar la energía generada por paneles solares o turbinas eólicas, y son especialmente útiles en áreas rurales, donde la red eléctrica convencional no llega o es costosa de implementar. 

Principales beneficios

1.Reducción de costos energéticos: Al almacenar energía renovable, los productores pueden reducir su consumo de energía tradicional y bajar los costos operativos. Esto se traduce en una mayor rentabilidad para los proyectos agroindustriales, especialmente en zonas donde los precios de la electricidad son elevados.

2. Sostenibilidad y reducción de la huella de carbono: Los sistemas de almacenamiento permiten utilizar más energía renovable durante todo el día, disminuyendo las emisiones de carbono y ayudando a combatir el cambio climático, uno de los mayores desafíos del sector agropecuario global.

3. Mayor estabilidad energética: El almacenamiento de energía proporciona una fuente confiable de electricidad, incluso durante los cortes de energía o cuando no hay suficiente sol o viento. Esto es especialmente valioso en áreas rurales y remotas donde el acceso a la red eléctrica convencional a veces es limitado.

4. Fácil instalación y portabilidad: Los contenedores modulares son fáciles de transportar e instalar, lo que los convierte en una opción ideal para proyectos agroindustriales de todo tamaño. Su portabilidad permite que se adapten a las necesidades de cada productor, sin requerir grandes inversiones iniciales ni complejas infraestructuras.

Otras soluciones

Además de sus sistemas de almacenamiento de energía, CIMC Wetrans ofreció una serie de soluciones energéticas complementarias que ayudan al sector agropecuario a integrarse de manera más eficiente con las energías renovables, entre las que se destacan los contenedores solares equipados con paneles solares de alta eficiencia y los contenedores generadores de energía, diseñados para albergar grupos electrógenos, también permiten complementar la energía renovable con fuentes de respaldo cuando sea necesario, sin dejar de ser una solución respetuosa con el medio ambiente.

 “Toda la línea agrícola está conformada por contenedores completamente nuevos o denominados one way, y su valor es altamente competitivo, salen lo mismo que comprar uno usado. Su equipamiento y estructura es de excelencia. Se entregan nacionalizados, personalizados y con certificaciones internacionales, nos ocupamos de la integralidad de la logística así como su transporte”, afirmó Parquet.

«Contamos con una flota propia de utilitarios y camiones para el transporte punto a punto, puerta a puerta, de esta forma garantizamos un servicio eficiente y de calidad que se traduce en un transporte 100% confiable”, concluyó la ejecutiva.

Para más información, visite www.cimcwetrans.com.ar

, Redaccion EconoJournal

Oiltanking Ebytem, la compañía que opera la terminal de exportación de crudo de Puerto Rosales, en Bahía Blanca, planea ampliar sus instalaciones en un 50% para acompañar los envíos de crudo que transportará Oldelval desde Vaca Muerta a través de Duplicar Plus y Duplicar X.

Guillermo Blanco, vicepresidente de Oiltanking, comentó a EconoJournal que, ante el aumento de capacidad planeado por Oldelval, la firma ahora trabaja en dar respuesta a través de una nueva ampliación de su terminal que será puesta a consideración del directorio.

Con la puesta en marcha del proyecto Duplicar Plus se incrementará a 540.000 barriles diarios la evacuación desde la Cuenca Neuquina. Un segundo proyecto, el Duplicar X, que ya fue aprobado por Oldelval, permitirá sumar 125.000 barriles más al sistema que concluye en la terminal de Oiltanking. En este sentido, Blanco explicó que esto demandará una nueva obra “del orden de un 40 o un 50% de magnitud” con respecto a las instalaciones actuales.

“Este es un único sistema logístico. Si Oldelval aumenta su capacidad de bombeo y no tiene su correlato en el almacén, claramente hay algo que está faltando. Nosotros estamos trabajando, estamos planteando ideas y recibimos solicitudes de productores. Tenemos que hacer un proceso de autorización interno junto con nuestros socios y pronto podremos anunciar que también tendremos la parte que nos corresponde con una ampliación equivalente”, afirmó el viernes desde Allen, en la inauguración de la nueva planta de bombeo de Oldelval en Río Negro.

En relación al financiamiento, esta nueva ampliación se lograría con aportes de los productores y con una financiación interna en Argentina a través de Obligaciones Negociables (ON). “El mercado ha respondido y realmente ha sido muy bueno. Eventualmente sería de la misma manera”, confirmó el vicepresidente en relación a las obras actuales que demandaron una inversión de US$ 580 millones.

Finalizan dos tanques

Oiltanking lleva adelante la ampliación de su terminal marítima y la construcción de seis tanques de 50.000 metros cúbicos. Los planes de expansión de la empresa buscan que sus instalaciones estén aptas para contar con una capacidad de 86.000 m3/día desde la Cuenca Neuquina.

En este sentido, Blanco detalló que “para responder al aumento de caudal que trae Oldelval estamos construyendo además, una posición de muelle para recibir dos buques de importante tamaño: un Suesmax y un Aframax, uno de 160.000 toneladas y otro de 120.000 para reemplazar una de las monoboyas que tenemos, más una estación de bombeo para poder bombear simultáneamente a los dos buques y toda la infraestructura asociada”.

Oiltanking ya cuenta con uno de los tanques en servicio y en abril espera sumar otros dos. Mientras que el muelle estaría operativo el 22 de abril. Una vez terminada la obra, se espera que se pueda despachar entre 20 a 25 buques.

“Duplicar es un hito fantástico”

La compañía operadora de la terminal de exportación celebró la inauguración del proyecto Duplicar que Oldelval puso en marcha el pasado viernes 4. Blanco afirmó que “Oldelval es un partner importantísimo.Este es un único sistema logístico que tiene dos componentes: la parte que maneja Oldelval, que es el transporte del producto, y la parte de la terminal marítima, que es el gran almacén para recibirlo y exportarlo en buques. Este es un hito fantástico para la industria que esperamos acompañar dentro de muy poco tiempo con la inauguración de nuestras instalaciones”.

, Laura Hevia

Vista Energy, el segundo mayor productor de petróleo no convencional de la Argentina, renovó su acompañamiento a las Becas Gregorio Álvarez con una inversión de 500.000 dólares, el doble de lo destinado el año pasado, según informaron desde la compañía. El anuncio se realizó en Buenos Aires durante un encuentro entre el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; y el presidente y CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio.

Galuccio aseguró que “la posibilidad de acceder a una beca tiene un impacto enorme en la vida de las personas. Tanto el gobernador como yo vivimos esa experiencia y logramos progresar gracias a una beca y al esfuerzo personal. Sabemos de la importancia que le asigna Rolando Figueroa a la educación y por eso redoblamos nuestro compromiso con este esfuerzo que lidera para que más neuquinos accedan a una educación de calidad. Apostamos a formar nuevos talentos que impulsen el futuro de la provincia y de la industria”.

Impacto

Desde Vista Energy además destacaron que la expansión de Vaca Muerta tiene un impacto profundo en Argentina y, en particular, en Neuquén y que para sostener este desarrollo en el tiempo, la educación es clave. Es por ello que impulsan iniciativas que fortalecen el capital social. Entre ellas, el apoyo a las becas Gregorio Álvarez que lidera el gobernador, pero también el programa Genera Neuquén, en alianza con Tecpetrol, con un fuerte enfoque en la educación técnica.

“A través de iniciativas como Genera Neuquén, y los programas realizados en conjunto con Fundación Cimientos, Enseña x Argentina, TicMas y otros, Vista Energy ya impactó en miles de jóvenes, fortaleciendo la educación en las zonas donde opera”, remarcaron desde la empresa.

Estos proyectos son clave para continuar ampliando el acceso a la educación y promover más oportunidades. La formación de nuevos profesionales será un desafío central para acompañar el crecimiento productivo que se proyecta en Vaca Muerta durante los próximos 10 años, concluyeron desde Vista.

, Redaccion EconoJournal

El área energética del gobierno de Javier Milei está terminando de definir la forma y los tiempos en que autorizará un aumento real —por encima de inflación— de las tarifas de gas y electricidad a partir del 1º de mayo. No es un incremento más, sino que surgirá del proceso de revisión quinquenal (RQT) que los entes reguladores —el Enargas y el ENRE— están discutiendo con las empresas distribuidoras y transportistas.

La iniciativa apunta a garantizarle a los privados los ingresos económicos necesarios durante los siguientes cinco años para mejorar la calidad del servicio eléctrico en el AMBA y para incorporar, en el caso del gas natural, nuevos usuarios residenciales a las redes de distribución. Para dimensionar la particularidad de lo que se está discutiendo, basta decir que, en los últimos 25 años, el Estado sólo pudo empezar y finalizar una sola revisión tarifaria: la que se llevó adelante en 2017 durante la gestión de Cambiemos (aunque esa revisión tampoco llegó a cumplirse como consecuencia de la corrida cambiaria de 2019). Si hubiese cumplido con el marco regulatorio, tendría que haber realizado al menos cinco RQT’s, pero desde la caída de la Convertibilidad predominaron los congelamientos y atrasos tarifarios que impidieron este tipo de discusión de mediano plazo con las compañías reguladas de energía.

Matizar el impacto inflacionario

Desde la óptica de los funcionarios del gobierno, la complejidad de esta revisión, más allá de la negociación técnico-económica con las empresas, está ligada a cómo calzar los aumentos tarifarios que se desprendan del proceso con el plan macroeconómico del ministro Luis ‘Toto’ Caputo, que orbita centralmente sobre la baja de la inflación. La necesidad, en esa clave, es que la suba del gas y la electricidad tenga —si no un efecto inocuo (algo imposible)— el menor impacto en la evolución del IPC.

Fuentes de la Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti, adelantaron en febrero que el incremento real de las tarifas que avalará el gobierno durante 2025 no superará el 10%. Lo que no está claro aún es en qué velocidad se aplicará esa suba. Hasta hace 15 días desde la cartera energética indicaban que se aplicaría de manera gradual en tres o más cuotas. Pero algo cambió en las últimas dos semanas.

La novedad, en ese punto, es que finalmente el Ejecutivo se inclinaría por programar subas reales —por encima de la inflación— de forma mensual del Valor Agregado de Distribución (VAD), tal como se denomina al ingreso que perciben las distribuidoras, y del margen de transporte (lo que recaudan las transportistas) al menos por los próximos 12 meses, es decir, desde mayo de este año hasta abril de 2026. Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes privados y del área energética del gobierno. Es algo similar a lo que sucedió en los últimos meses, cuando el gobierno habilitó subas del VAD y del margen de transporte por encima de la inflación para achicar el atraso que acumuló con las compañías reguladas durante parte de 2024. En abril, por ejemplo, el VAD de las distribuidoras de gas aumentó un 2,5% —la suba final en las facturas residenciales fue del 1,8%—, por encima del IPC proyectado para marzo.

Números

Lo que sucederá, en los hechos, es que los entes reguladores definirán, en primer lugar, una fórmula polinómica —basada en sólo dos indicadores, IPC e IPIM (precios mayoristas) para el caso de las empresas eléctricas— a fin de que las tarifas no se deprecien en términos reales frente a la nominalidad de la macroeconomía. Y en segundo lugar, diseñarán un esquema para que el aumento real del componente regulado de las tarifas —el VAD y el margen de transporte— que surja de los procesos de RQT se netee durante los próximos 12 meses.

«Así, por ejemplo, si de la revisión tarifaria de una empresa se desprende que su VAD debe aumentar en términos reales un 15% en 2025, todos los meses se reconocerá un actualización por inflación para que las tarifas no se deprecien y luego se irá aumentando alrededor de un 1% por mes durante los próximos 12 meses hasta llegar al incremento establecido en la RQT», explicó un ejecutivo del sector.    

¿Eso significa que la factura final de los usuarios aumentará por encima de la inflación durante todos los meses desde mayo hasta abril del año próximo? No necesariamente. Si el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) o el precio de la energía en el mercado mayorista (PEST), que representan hasta un 50% del costo final de las facturas antes de impuestos, permanecen congelados terminarán absorbiendo el aumento del componente regulado que sí evolucionará por encima del IPC. Durante los meses en que el precio mayorista no varíe o varía menos que el IPC, la suba final del gas y la electricidad podría ser inferior a la inflación.

, Nicolas Gandini

Rapetti: “Según las mejores proyecciones, la energía y la minería traerán u$s 50.000 millones para 2030. Se trata de un escenario muy beneficioso, pero son u$s 1.000 per cápita de exportaciones. Chile tiene u$s 3.000 per cápita con la venta de cobre”

Royon: “Si bien el RIGI está corriendo, todavía no tenemos ningún gran proyecto de cobre adentro. Para que eso cambie se tienen que resolver cuestiones como la Ley de Glaciares. También habría que repensar el Código Minero”

Gadano: “La Ley de Glaciares es una ley antiproductiva. Esto no significa que no haya que cuidar los recursos naturales. De Mendoza hacia el norte creció mucho la licencia social para la minería, pero en el sur sigue siendo un problema”

Carbajales: “Todavía necesitamos importar gas para cubrir el mercado interno. La buena noticia es que la Secretaría de Energía está dando los pasos necesarios para ampliar la capacidad de evacuación de la Cuenca Neuquina”

Arceo: “Sin planificación estatal, el sector nuclear en la Argentina nunca hubiera existido. Y sin la reestatización de YPF y el cambio de políticas en el sector hidrocarburífero, el desarrollo de Vaca Muerta hubiera sido mucho más lento”

El crecimiento que en los últimos años mostraron las exportaciones de crudo y la sustitución de importaciones que promovió el gas de Vaca Muerta hicieron posible revertir el déficit de la balanza comercial energética de la Argentina. Un aporte similar se espera de la actividad minera, que hoy sigue teniendo al oro como su principal recurso de exportación, pero promete dar un salto cuantitativo de la mano del cobre. 

El respaldo que la industria extractiva le brinda y le seguirá brindando a las arcas del país monopolizó el debate en la tercera emisión de la nueva temporada de Dínamo, episodio que contó con la participación de Nicolás Arceo, director de Economía y Energía; Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú; Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear; Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra; y Flavia Royon, ex secretaria de Energía y ex secretaria de Minería de la Nación. 

Con un espíritu desarrollista, el análisis de estos temas atravesó la realidad del mercado cambiario, la instrumentación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y las normativas ambientales que rigen a nivel nacional y provincial, entre otros ítems.

Cifras favorables

La balanza energética está de parabienes. Tras cerrar 2024 con un superávit superior a los u$s 5.600 millones, para este año se aguarda un saldo positivo de entre u$s 7.500 millones (cifra que prevé Arceo) y u$s 8.000 millones (proyección de Rapetti). 

Según el director de Economía y Energía, en el primer bimestre de 2025 se exportaron 226.000 barriles equivalentes. “Se trata de un 50% más que en el mismo período del año pasado”, resaltó Arceo. 

No obstante, advirtió el titular de Equilibra, resultará esencial seguir de cerca la evolución de las importaciones, que se elevarán por cuestiones técnicas. “Se importarán, como mínimo, u$s 25.000 millones más que en 2024”, estimó Rapetti.

Dicho incremento sería aún más alarmante, acotó Carbajales, si Vaca Muerta no recortara fuertemente los requerimientos de gas natural licuado (GNL). “Enarsa anunció la contratación de 24 buques, seis menos que el año pasado”, destacó el director de Paspartú.

¿Condenados a diversificar?

Aunque hay grandes expectativas puestas en el despegue de la industria minera y la energética luce bastante independizada de los avatares de la macroeconomía -tal como lo demuestra el caso de Vaca Muerta, que no dejó de crecer pese al cepo cambiario y a la elevada inflación-, ambos complejos no serán por sí solos la salvación económica del país. Así lo resaltó Rapetti, quien anticipó que la minería y la energía generarán en conjunto u$s 1.000 per cápita de exportaciones para 2030; es decir, un tercio de lo que mueve el cobre en Chile. “Estamos condenados a tener una matriz productiva mucho más diversificada de la que se piensa”, sentenció.

Para Gadano, sin embargo, la Argentina sólo recibirá capitales internacionales a gran escala por aquellos productos que puede ofrecer de manera competitiva, por lo que debe elegir bien sus prioridades estratégicas. Un buen ejemplo, citó, pasa por el uranio. “El país consume alrededor de 155 toneladas (Tn) anuales del recurso y posee reservas probadas por 25.000 Tn. Con los actuales precios, la actividad es rentable. Y la demanda mundial crecerá”, proyectó ex subsecretario de Energía Nuclear, quien también enfatizó la importancia de revertir la connotación negativa que en la agenda pública tienen conceptos como el “extractivismo”.

Agenda exportadora

Consciente de que la falta de dólares configura un problema estructural para la economía local, Royon consideró clave remarcar que “ningún sector económico sobra”. “Lo que necesitamos es un desarrollo exportador de alto impacto en todos los segmentos”, definió.

Para ilustrar la lentitud con la que viene desenvolviéndose ese proceso, se refirió al tan mentado “boom del litio” en el norte del país. “Hoy exportamos carbonato de litio por sólo u$s 650 millones, frente a los u$s 43.000 millones de Perú y los u$s 57.000 millones de Chile”, comparó la ex titular de la cartera minera a nivel nacional, quien también se lamentó de que todavía no haya ningún gran proyecto de cobre adherido al RIGI, por lo que planteó una doble necesidad: la de abordar los desafíos ligados a la normativa ambiental, por un lado, y la de repensar el Código Minero, por otro.

Más allá de todo, acotó Carbajales, de poco servirá la consolidación de esa agenda exportadora si las autoridades se desentienden de los principales retos sociales y económicos a sortear. “El desarrollo productivo debe traducirse en crear empleo y bajar la pobreza”, sintetizó.

Reconversión y formación

Otro escenario desafiante que puede abrir oportunidades está dado por la eventual reconversión productiva del Golfo San Jorge. No obstante, tal como señaló Arceo, no será tan simple suplir los niveles de actividad y empleo que la extracción de crudo le brindó a Chubut durante tantas décadas. “Si pensamos en el uranio, por caso, hay un problema de magnitud. Un proyecto uranífero de u$s 70 millones son cinco pozos de petróleo”, cuantificó el analista, quien de todos modos aclaró que la producción hidrocarburífera no desaparecerá de inmediato.Para abordar esta cuestión será fundamental potenciar la formación de recursos humanos, desde la óptica de Carbajales, quien se reservó el cierre del episodio para recordar que hace exactamente un siglo Albert Einstein vivió durante un mes en Buenos Aires. “Esa visita generó un auge de las ciencias en el país. Y hoy me permite hacer el desagravio de decir que lo mejor que tiene la Argentina son los argentinos”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

La compañía Oleoductos del Valle SA. (Oldelval) inauguró este viernes el proyecto Duplicar, una obra de infraestructura que permite aumentar de 225.000 a 540.000 barriles diarios la capacidad de evacuación desde Vaca Muerta hacia el Océano Atlántico y destrabar el cuello de botella que limitaba la producción proveniente de la Cuenca Neuquina. La obra demandó una inversión de 1.400 millones de dólares y se estima que podrá generar divisas por 8.000 millones de dólares anuales.

“Dimos un giro copernicano para la industria”, expresó Ricardo Hosel, CEO de Oldelval en conversación con EconoJournal. “Con 1.400 millones de dólares de inversión esta es la obra de infraestructura más grande de los últimos 20 años de Argentina”, afirmó.

La inauguración tuvo lugar en la Estación de Bombeo de Allen y contó con la presencia de la secretaria de Energía, María Tettamanti, el subsecretario de Combustibles Líquidos, Federico Veller, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, y representantes de las petroleras. En cambio, los grandes ausentes fueron el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck y el de Neuquén, Rolando Figueroa.

La ausencia del mandatario rionegrino no pasó percibida. La obra de Oldelval no solo representa un hecho histórico para la industria, sino que además la mayor parte de su traza recorre la provincia de Río Negro. Fuentes consultadas por EconoJournal indicaron que Weretilneck aún mantiene una disputa con las operadoras por el Vaca Muerta Sur (VMOs), el proyecto que lidera YPF para exportar crudo desde Sierra Colorada. El mandatario rionegrino pretende cobrarle a las petroleras una tarifa por su paso. Las negociaciones están en la recta final, aunque aún no concluyeron.

El ducto

El ducto que nace en la Estación de Bombeo de Oldelval tiene una longitud de 545 kilómetros que suma a la red de la compañía una capacidad de 315.000 barriles diarios, permitiéndole pasar de transportar de 225.000 barriles día a 540.000 desde la terminal de Oiltanking, en Bahía Blanca.

El directivo de la firma destacó que este nuevo oleoducto “va a permitir que Vaca Muerta pueda explotar todo su potencial ya que en los últimos tres años no podía por las restricciones en el transporte”.

Oldelval -que tiene entre sus accionistas a YPF (37%), ExxonMobil (21%), Chevron (14%), PAE (11,9%) Pluspetrol (11,9%) y Tecpetrol y Pampa Energía (2,1%) había logrado en 2022 la prórroga de la concesión por 10 años, hasta 2037 por parte de la Secretaría de Energía. Tiempo después presentó el proyecto de Duplicar con el fin de acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y ampliar los envíos de crudo hacia el Océano Atlántico.

El 100% del proyecto Duplicar tendrá destino de exportación y se estima que generará divisas por 8.000 millones de dólares anuales.

La obra

“Fue un desafío de proporciones, desde el punto de vista técnico como humano, atravesando el país de este a oeste, repotenciando estaciones de bombeo que estaban en plena capacidad de operación y tareas de ingeniería extremadamente complejas que tuvimos que llevar adelante de un día para el otro por la velocidad de crecimiento de la cuenca”, expresó Hosel.

Federico Zárate, gerente de Proyectos de Oldelval, agregó que la obra se finalizó dos meses antes de lo previsto, pese a los desafíos que debieron enfrentar como dificultades en las importaciones y en materiales o en la traza del oleoducto, que implicaron el paso por dos provincias, el cruce de ríos y la gestión de permisos ambientales.

“Pero lo más importante es que fue una gran oportunidad para innovar y crecer como equipo: soldamos 525 kilómetros de caños de 24 y 30 pulgadas, ejecutamos 120 mil pulgadas de soldaduras en estaciones de bombeo, 200 cruces especiales como el arroyo Pareja y el Río Colorado”.

Para concretar el Duplicar, además intervinieron en el proyecto 224 proveedores y se demandaron 2.553 trabajadores de forma directa y más de 6.000 de manera indirecta.

Nuevos proyectos

Oldelval planea continuar ahora con dos grandes proyectos: Duplicar X y Duplicar Norte. La primera obra es un ducto paralelo al Duplicar que permitirá sumar otros 125 mil barriles diarios para exportación. Demandará una inversión de 500 millones de dólares y se estima comenzará a construirse a mitad de año y se estima que estará finalizada a mitad del 2026.

“Con Duplicar y Duplicar X la capacidad de evacuación de la Cuenca va a llegar a los 900 mil barriles por día y va a darle un potencial a Vaca Muerta que nunca tuvo”, indicó Hosel a EconoJournal,

Duplicar Norte es una ampliación hacia el norte de Neuquén, hacia Puesto Hernández a través de un ducto de 200 kilómetros y demandará 400 millones de dólares de inversión. Se espera que la primera etapa esté concluida en el 2026.

Hosel afirmó que ambos proyectos aplicarán al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones para poder adherir a los beneficios que establece el proyecto incluido en la Ley de Bases.

, Laura Hevia