Autor: Mejor Energía

La empresa de tecnología e innovación aplicada al agro Syngenta, anunció un acuerdo con la generadora de energía renovable Genneia, por el cual logró su ingreso al mercado eléctrico mayorista para abastecer sus principales operaciones en el país.

El proyecto, activo desde este mes, eliminará el 100% de las emisiones de Alcance 2 vinculadas al consumo eléctrico de las plantas dedicadas a la producción de semillas y a la protección de cultivos, según informaron ambas compañías.

El plan abarca las operaciones de sus dos centros de procesamiento ubicados en Venado Tuerto, Santa Fe, en una iniciativa que se alinea con la política de sustentabilidad de la compañía y su estrategia de negocio que incluye un enfoque en operaciones sustentables.

De esta manera, la multinacional busca reducir el impacto ambiental de las operaciones propias y de la cadena de suministro, lo que logrará a través de la energía que genera Genneia, que cuenta con capacidad instalada en varias provincias.

Esta alianza se enmarca en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), un escenario regulatorio y comercial que permite a grandes usuarios de energía eléctrica contratar el suministro de energía proveniente de fuentes renovables directamente con generadores privados, a través de contratos a largo plazo.

El acceso al MATER fomenta proyectos de inversión de renovables que ayudan a mejorar la matriz energética del país, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles.

Genneia es el principal generador de renovables del país, con un 20% del total de la potencia instalada, alcanzando el 20% de la generación de energía eólica y el 13% de la solar.

La reciente puesta en marcha del Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires, y del Parque Solar Malargüe 1 en Mendoza, elevó la capacidad total de energía renovable de Genneia a 1.256 MW, ampliando el logro para el sector energético.

Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar Anchoris, en la provincia de Mendoza, con una potencia proyectada de 180 MW. Además, anunció una nueva inversión para desarrollar su tercer parque solar en esa provincia, ubicado en la localidad de San Rafael, con una capacidad de 150 MW.

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Un informe anual del Instituto Argentino de la Energía (IAE) reveló que los subsidios al sector energético en Argentina continuaron hacia la baja durante 2024, en un contexto de ajustes fiscales, segmentación tarifaria y cambios en la política de asistencia estatal.

Las cifras, medidas en dólares, marcan una reducción del 37,6% en las transferencias corrientes respecto a 2023, y un recorte acumulado del 66% en comparación con el pico histórico registrado en 2014.

El análisis del IAE muestra que, si bien en términos nominales los subsidios crecieron de manera tendencial en los últimos diez años, su comportamiento real -medido en dólares- evidencia una caída sostenida desde 2016, con excepción del trienio 2020-2022. Desde entonces, la tendencia volvió a la baja, consolidándose en los últimos dos años.

Uno de los hitos claves en la reducción del gasto fue la implementación, en agosto de 2022, del esquema de segmentación de subsidios para usuarios residenciales, que dividió a los hogares en tres niveles según sus ingresos, patrimonio y consumo energético.

Mientras que los usuarios de altos ingresos dejaron de recibir subsidios y comenzaron a pagar el costo pleno de la energía eléctrica (aunque no del gas natural), los sectores de ingresos bajos y medios continuaron recibiendo asistencia significativa en ambos servicios.

Este esquema, sumado a una moderada reducción de los subsidios destinados a usuarios comerciales e industriales, derivó en una caída del gasto en subsidios eléctricos, que representan aproximadamente el 55% de las transferencias corrientes y el 50% del total de transferencias (corrientes y de capital).

En términos concretos, los subsidios energéticos en 2024 totalizaron U$S 7.024 millones, lo que representa U$S 4.233 millones menos que en 2023, principalmente debido a una fuerte baja en las transferencias a CAMMESA, la compañía administradora del mercado eléctrico mayorista, cuyos subsidios cayeron 33,3% interanual en dólares.

Las transferencias de capital -asociadas principalmente a inversiones en infraestructura energética- también sufrieron una importante contracción: en 2024 cayeron un 49,2% respecto al año anterior. Esta baja se enmarca en la reducción general del gasto en obra pública, donde las partidas energéticas no fueron la excepción.

Las únicas transferencias relevantes se destinaron a ENARSA y se vinculan a la construcción del primer tramo del Gasoducto Perito Moreno y sus obras complementarias. Sin embargo, incluso ENARSA recibió en 2024 un 46,9% menos de fondos que en 2014, totalizando U$S 2.415 millones, un 44,7% menos que en 2023. Esta cifra se ubica 11% por debajo del promedio histórico, estimado en U$S 2.700 millones anuales entre 2014 y 2024.

Desde 2014, los subsidios energéticos acumularon un total de U$S 138.320 millones, de los cuales U$S 126.079 millones corresponden a transferencias corrientes destinadas a cubrir los costos del abastecimiento energético.

El pico histórico se registró en 2014, con un monto total de U$S 20.967 millones. Desde entonces, y con la excepción del periodo 2020-2022, se observa una marcada tendencia descendente, asociada a intentos de recomposición tarifaria y control del déficit fiscal.

Uno de los componentes más relevantes en materia de asistencia al sector fue el Plan Gas, en sus distintas versiones (I, II, III y Gas.Ar), que desde 2014 recibió U$S 9.665 millones en subsidios. En 2024, solo permanecieron vigentes transferencias significativas para el Plan Gas.Ar, por un total de U$S 404 millones.

Finalmente, el costo fiscal total del abastecimiento de gas natural en 2024 fue de U$S 2.819 millones, un 21% por encima del promedio del periodo analizado.

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En medio de las expectativas que genera el levantamiento del cepo cambiario en Argentina, el sector energético aparece como uno de los posibles beneficiarios de esta medida.

Matías Cattaruzzi, Senior Equity Research Analyst de Adcap Grupo Financiero, analizó las implicancias que esta decisión podría tener sobre la industria del petróleo y gas, y el potencial impacto en la atracción de inversiones y en la competitividad del sector.

“El levantamiento del cepo es una noticia que tanto el mercado como las compañías esperaban”, aseguró Cattaruzzi. A su criterio, uno de los efectos inmediatos podría ser una eventual devaluación del tipo de cambio oficial, lo que implicaría una mejora en los márgenes operativos de las empresas de Oil & Gas.

“Esto permitiría reducir costos en dólares, especialmente en un sector intensivo en inversiones y con una alta proporción de insumos dolarizados”, explicó.

Además, el nuevo contexto abre la puerta a una renegociación de contratos de servicios, un punto clave en la estructura de costos del sector. “Con un tipo de cambio más realista, es posible que los acuerdos se ajusten y se logre una reducción, aunque sea leve, del costo por pozo. Eso puede tener un efecto directo en la eficiencia de la producción local”, indicó el analista.

Si bien el nuevo escenario económico podría allanar el camino para nuevos proyectos y mayor actividad, Cattaruzzi advierte que hay factores externos que siguen afectando al sector.

En particular, la tendencia a la baja en los precios internacionales del petróleo, provocada por la guerra comercial y los aranceles entre grandes potencias, sigue siendo un condicionante para las decisiones de inversión. “A pesar de las mejoras locales, no creo que haya un cambio sustancial en el nivel de inversión, que ya es elevado. La situación global sigue siendo incierta”, comentó.

Sin embargo, sí ve oportunidades para una mayor apertura del mercado. “El levantamiento del cepo puede facilitar la llegada de nuevos actores internacionales o permitir que los que ya están operando en el país aumenten su exposición”, señaló.

Este punto se refuerza con una medida adicional: a partir del ejercicio 2025, se permitirá a las empresas distribuir dividendos en dólares, lo que podría cambiar las reglas de juego para muchas compañías, especialmente las extranjeras.

“Hasta ahora, la imposibilidad de repatriar dividendos obligaba a las empresas de servicios extranjeras a cobrar un sobreprecio, como forma de compensar la imposibilidad de girar utilidades. Con esta nueva posibilidad, los costos podrían ajustarse y volverse más competitivos”, detalló Cattaruzzi.

Desde el punto de vista financiero, la normalización cambiaria también podría tener un efecto positivo sobre las compañías del sector que cotizan en bolsa. “Es probable que la noticia genere un empujón en los flujos hacia estas acciones, especialmente si se percibe una mejora en el clima de negocios”, consideró.

Además, si se empieza a disipar la tensión comercial global, particularmente la guerra de aranceles, podría generarse un escenario de mayor apetito por activos de riesgo. “En ese caso, podríamos estar frente a una situación de ‘risk-on’, lo que contribuiría a mejorar las valuaciones bursátiles de las empresas energéticas argentinas”, concluyó el analista.

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El Gobierno de Mendoza, a través del Ministerio de Energía y Ambiente, autorizó oficialmente la cesión de las concesiones de las áreas hidrocarburíferas Piedras Coloradas y Cacheuta, de la Compañía General de Combustibles (CGC), a la empresa mendocina VenOil SA.

Este acuerdo formaliza la transferencia total de las concesiones, asegurando la continuidad operativa y el cumplimiento de las obligaciones vigentes.

Las áreas, que registran una producción conjunta superior a los 200 m³ diarios de petróleo, cuentan con concesiones vigentes hasta 2025 y 2026, respectivamente.

VenOil ha presentado un plan de trabajo con inversiones para la prórroga de estas concesiones, lo que asegura tanto la sostenibilidad como la reactivación de la producción.

Lucas Erio, director de Hidrocarburos, destacó que este tipo de acuerdos forman parte de la política impulsada por el Ministerio de Energía y Ambiente, que busca permitir que empresas de menor escala, con foco en eficiencia y operación local, asuman el desafío de recuperar áreas convencionales hoy consideradas secundarias por grandes operadoras.

«A través de inversiones focalizadas y planes sostenibles de desarrollo, estas operadoras logran optimizar recursos y generar un impacto económico positivo en los lugares donde operan», agregó Erio.

Este modelo ha demostrado ser exitoso en varias ocasiones, como en el caso del área Vega Grande, donde la empresa local G&G asumió la operación, o la transferencia de áreas de Phoenix a PCR en Malargüe, así como la implementación del Plan Andes, que concretó la transferencia de más de diez bloques convencionales, generando nuevos proyectos, inversiones y resultados productivos concretos.

VenOil, con sede en Luján de Cuyo, tiene experiencia en la operación de campos convencionales tanto en Mendoza como en Santa Cruz, y se ha posicionado como una de las compañías regionales con la capacidad técnica y financiera necesaria para impulsar la producción en zonas que grandes operadoras han considerado menos estratégicas.

Desde el gobierno local aseguran que «la cesión de estas áreas representa una oportunidad para revitalizar la producción local y fortalecer la industria hidrocarburífera en la provincia de Mendoza».

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