Autor: Mejor Energía

  • Genneia colocó un nuevo bono verde por US$ 48 millones

    Genneia colocó un nuevo bono verde por US$ 48 millones

    Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, alcanzó un nuevo hito en la emisión de instrumentos de finanzas sostenibles.

    La compañía colocó su 15° Obligación Negociable Verde (ON) por un monto equivalente a US$ 48,3 millones, superando ampliamente su objetivo inicial de US$ 30 millones.

    La colocación atrajo ofertas por más de US$ 58.9 millones, lo que permitirá utilizar los fondos en futuros proyectos solares. Este éxito refuerza la confianza del mercado en la solidez crediticia y el compromiso ambiental de la compañía.

    La Obligación Negociable (ON) dólar hard (MEP) Clase XLVII, emitida por un monto de US$ 48.3 millones, ofrece un cupón fijo del 6,00%, con intereses pagaderos semestrales y vencimiento en octubre 2028. Fue emitida a un precio de 100%.

    Este nuevo instrumento cuenta con una calificación AA.ar de Moody’s Local, quien destaca la sólida posición competitiva en el mercado de energía renovables de la compañía, destacando la flexibilidad financiera, altos márgenes de rentabilidad y una estable generación de flujo de fondos.

    Por otro lado, la nueva ON se incorporará al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales, siendo su decimoquinto instrumento con etiquetado verde en el panel. 

    Esta operación se realiza bajo la coordinación de Macro Securities como Organizador, mientras que Macro Securities S.A.U., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Cocos Capital S.A., Banco BBVA Argentina S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Banco Hipotecario S.A., Banco Mariva S.A., Banco Patagonia S.A., Banco Santander Argentina S.A., Petrini Valores S.A., Invertironline S.A.U., Banco Supervielle S.A. y PP Inversiones S.A. actúan como Colocadores.

    Genneia continúa afianzando su liderazgo en finanzas sostenibles en el mercado local e internacional, habiendo emitido Obligaciones Negociables por más de US$ 850 millones  en los mercados de capitales local e internacional.

    Asimismo, la compañía superó 1 GW de capacidad instalada renovable a principios de 2024, hito destacado que consolida su liderazgo en el sector y que refuerza su compromiso con las buenas prácticas que contribuyen a la lucha contra el cambio climático.

    Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19% del total de la potencia instalada, alcanzando el 21% de la generación de energía eólica y el 12% de la solar. Con la entrada en operación del Parque Solar Tocota III, alcanzó 1.004 MW de energía renovable consolidando su liderazgo en el sector de energías limpias y destacándose este logro como un hito nunca visto en el país.

    Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, Genneia cuenta con una capacidad total de 784 MW en energía eólica. Actualmente, la empresa está en la fase final de construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, un proyecto que contará con 36 aerogeneradores de última generación y una potencia de 162 MW. 

    Además, la compañía avanza en la construcción del parque solar en Malargüe, con una capacidad de 90 MW, y ha iniciado la obra del parque solar Anchoris, con una capacidad de 180 MW. Genneia ya cuenta con 220 MW de capacidad solar instalada en tres parques operativos, que suman un total de 520.000 paneles solares.

     

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  • Cuáles son las cinco prioridades de los consumidores con los servicios energéticos en Argentina

    Cuáles son las cinco prioridades de los consumidores con los servicios energéticos en Argentina

    El peso de las tarifas energéticas en los consumidores representó en el mundo durante los últimos dos años una creciente participación en el presupuesto familiar, aún a pesar de tratarse de mercados con realidades muy distintas. Así, internacionalmente se estima que uno de cada tres hogares enfrentó desafíos para pagar su factura en los últimos 12 meses, consideración que asciende en la Argentina al 45% de los consumidores, y en la región al 47%, de acuerdo a una encuesta de Accenture.

    Pero más allá de la afectación al bolsillo, el relevamiento permitió identificar las cinco prioridades para los consumidores argentinos cuando de servicios energéticos se trata y el nivel de satisfacción con cada una de ellas, en comparación con sus expectativas.

    En ese sentido, señalaron la preocupación por asegurarse de que su cuenta de luz sea lo más predecible posible, lo cual logra apenas un 23% de satisfacción, o prevenir las interrupciones del suministro (24%), abogar en su comunidad para apoyar el acceso equitativo a la energía (16%), tomar medidas para reducir las emisiones de carbono (19%) y ayudar a ahorrar en su factura de energía (11%). 

    En 2022-23, una combinación de factores creó la tormenta perfecta para que las facturas de energía de los consumidores se dispararan. La demanda de energía aumentó rápidamente pospandemia, la guerra entre Rusia y Ucrania provocó que los precios del gas natural se dispararan, y la interrupción de la cadena de suministro, la demanda global de materias primas y la inflación general empeoraron las cosas, contribuyendo aún más al aumento de los precios.

    “Como resultado, los consumidores están luchando para pagar sus facturas de electricidad”, resaltó el trabajo de Accenture, “Energy Consumer”. En ese escenario se inscribe la primera gran conclusión respecto a que uno de cada tres hogares enfrentó desafíos para pagar su factura en los últimos 12 meses, lo cual se eleva en la Argentina al 45% de los consumidores, y en la región al 47%.

    El estudio también mostró que 59% de los consumidores argentinos identifica la asequibilidad y fiabilidad como su prioridad en el servicio eléctrico y solo 23% dijo estar satisfecho en ese aspecto con el servicio ofrecido por su proveedor de energía. Además, 89% que espera mayor variedad en productos y servicios.

    El estudio arrojó que, aunque el 83% de los argentinos está interesado en la transición energética, solo 33% quiere o puede pagar por iniciativas más sustentables. Esto, debido a que 46% de los consultados cree que su proveedor de energía no destinará esos fondos a medidas sustentables.

    Así también, al ser consultados qué beneficios esperarían en el caso de que sus cuentas eléctricas subieran por incluir iniciativas más sustentables, la mayoría respondió que un sistema energético más fiable, seguido por programas que les ayuden a bajar el costo de sus cuentas e información sobre las medidas que está adoptando su proveedor energético a favor del medio ambiente.

    Este análisis tiene un contexto más amplio, ya que de acuerdo al trabajo para avanzar en una transición energética efectiva se necesita una inversión de 115 billones de dólares hacia el año 2050. Esto se desglosa en 53 billones en generación de energía limpia, 42 billones en transmisión y distribución, y 20 billones en combustibles fósiles intermedios y tecnologías alternativas como la captura de carbono.

    Ante semejantes cifras, Nicolás Ruiz Moreno, Senior Manager de Accenture Argentina explicó que “los proveedores de energía no pueden asumir solos los costos de inversión y alcanzarlas requerirá más que duplicar los costos de electricidad como porcentaje del ingreso familiar. Los consumidores no pueden permitirse apoyar esta escala y ritmo de inversión. Y mantener la transición asequible retrasará el logro de cero emisiones netas por 35 años.

    En este escenario, los proveedores de energía se enfrentan al desafío de equilibrar una transición asequible con una oportuna, para lo cual “deben ser más claros en sus comunicaciones a través de las facturas y de sus plataformas. Es importante que se entienda qué significa cada variable y cada concepto cobrado, al igual que cómo mejorar sus consumos”.

    Sin embargo, también es clave el trabajo colaborativo. El estudio muestra también que 79% de los consumidores argentinos está preocupado por el futuro del medioambiente y, mientras que un 76% dice creer que los individuos tienen un importante rol que cumplir, mientras que un 68% sostiene lo mismo respecto de las corporaciones”.

    En ese sentido también agrega que “los enfoques tradicionales no impulsarán el cambio necesario. Los proveedores de energía deben reinventar el negocio a lo largo de toda la cadena de valor. En el corazón de esa reinvención está un núcleo digital eficiente. Para esto, deben alcanzar la combinación adecuada de infraestructura en la nube y prácticas para la agilidad e innovación; aplicaciones y plataformas para el crecimiento acelerado, experiencias de próxima generación y operaciones optimizadas, con seguridad por diseño en cada nivel”.

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  • Neuquén alcanzó otro récord de producción de petróleo en septiembre

    Neuquén alcanzó otro récord de producción de petróleo en septiembre

    Otro récord para el petróleo en Neuquén gracias la producción de Vaca Muerta. Los datos de septiembre permiten observar un crecimiento del crudo no convencional y una leve baja en la ventana del gas natural, aunque dándole forma a la tendencia de más de 100 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d).

    De acuerdo a los datos de la Secretaría de Energía de la Nación, que se elababora sobre la base de las declaraciones juradas de las operadoras de petróleo y gas, en septiembre último la producción de petróleo alcanzó el histórico de 446.890 barriles por día en Neuquén, un 3,8% más que en agosto.

    En contexto, la producción neuquina de petróleo aumentó su número promedio diario en 16.236 barriles. Por caso, el mayor desarrollo de shale oil de Vaca Muerta que es Loma Campana, el bloque de YPF en sociedad con Chevron, tuvo una producción de 86.944 barriles por día, que creció un 2,5% respecto a agosto.

    La producción de petróleo a nivel nacional, en tanto, llegó a los 739.491 barriles por día, en un crecimiento de 2,8% en relación al mes anterior. El apoyo de Vaca Muerta fue clave porque los yacimientos de Neuquén persiguen como objetivo esa roca shale. Neuquén generó el 60,4% del crudo argentino.

    La producción diaria de gas natural en Neuquén llegó a los 103,7 MMm3/d en septiembre, un 5,4% menos que en agosto. Hay que tener en cuenta el contexto que involucra la salida del periodo de mayor demanda y el inicio de la primavera. Y pese a eso, el número se mantiene por encima de los 100 MMm3/d.

    Fortín de Piedra es el mayor yacimiento de shale gas del país, operado por Tecpetrol del Grupo Techint. La producción en septiembre llegó a un promedio de 18,7 MMm3/d, un descenso del 10,5% con respecto a agosto. Más allá de la salida del invierno, hay una espera de nueva infraestructura de transporte -como la colocación de las compresoras del Gasoducto Néstor Kirchner-.

    A nivel nacional, la producción de gas natural fue de 146,8 MMm3/d. Es decir, Neuquén fue fundamental para el 70,6% de la actividad gasífera del país.

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  • Provincias y petroleras elaboran acciones para mitigar las emisiones de metano

    Provincias y petroleras elaboran acciones para mitigar las emisiones de metano

    El Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén y Clean Air Task Force (CATF) realizaron una jornada de formación sobre la gestión de emisiones de metano en la industria hidrocarburífera. El objetivo fue actualizar a personal de empresas del sector y funcionarios de Neuquén, Chubut y Mendoza sobre el el panorama, la regulación y mejores prácticas para mitigar las emisiones.

    El taller fue en la ciudad de Neuquén donde tuvo una participación CATF, una organización ambiental que fue la primera a nivel mundial en trabajar para la mitigación de emisiones contaminantes, con especial foco en el metano. Las buenas prácticas y la eficiencia son claves para reducir las emisiones, un tema en el que gobiernos y empresas prestan atención.

    «Ante nuestras expectativas de crecimiento, se van a generar más emisiones, por lo que tenemos que cambiar esa mirada, y tomar acciones más profundas a la hora de mitigar para que cuando dupliquemos o tripliquemos la producción, no tripliquemos la cantidad de carbono que estamos emitiendo a la atmósfera», explicó Gustavo Medele, ministro de Energía de Neuquén.

    Medele destacó la relevancia de la jornada que tuvo como objetivo construir una mesa para la puesta en común que se traduzcan en políticas definidas entre operadoras, provincias, sindicatos, entre otros actores involucrados. «Nuestro objetivo es anticiparnos y tener hoy las medidas para que podamos tomar ese crecimiento de una forma más sustentable», puntualizó el titular de la cartera energética neuquina.

    CATF viene trabajando en América Latina desde 2016, en colaboración con gobiernos y organizaciones en materia de emisiones de metano para facilitar la toma de decisiones y el desarrollo de políticas públicas y regulaciones. Apoya a gobiernos nacionales y subnacionales en distintas áreas ambientales.

    Por caso, CATF brinda asesoría técnica para el desarrollo e implementación de políticas públicas y regulaciones de mitigación de metano, ayuda en el fortalecimiento de capacidades y transferencia de conocimientos y brinda informes de estimación de emisiones de metano y su potencial de mitigación en el sector de hidrocarburos con la herramienta CoMAT.

    Paula García Holley, Gerenta de Políticas Públicas para América Latina de CATF, hizo un reconocimiento al compromiso de las provincias que están tomando acciones en cuanto a la mitigación de metano, y sobre todo a Neuquén que atraviesa un momento clave de crecimiento del sector hidrocarburífero.

    «El metano tiene un potencial de calentamiento global 80 veces más grande que el CO2 durante su tiempo de vida atmosférico, durante 20 años, por lo que si tomamos acciones de mitigación vamos a poder ver los beneficios a nivel cambio climático durante nuestro tiempo de vida», señaló la referente de CATF.

    García Holley recalcó que el impacto de las emisiones tiene influencia en la salud, el ambiente y el clima. «La industria tiene una gran oportunidad de mitigación, con el mayor potencial al 2030, y la gran mayoría de las medidas se pueden instrumentar de una manera costo-efectiva: la prevención de la quema y el venteo no controlado y rutinario; los cambios de equipos por aquellos que sean más limpios y la implementación de programación de detección y reparación de fugas», enumeró.

    «Son programas que pueden mitigar hasta el 80% de las emisiones por fuga en las instalaciones», subrayó. En este contexto, García Holley remarcó: «es importante continuar avanzando en el tema, buscando políticas públicas que se apliquen a cada región para que se puedan aplicar estos cambios tecnológicos y avanzar hacia un mundo más limpio».

    El taller se desarrolló en instalaciones del Hotel del Comahue y por parte de la provincia participaron además del ministro Medele, la Secretaria de Ambiente, Leticia Esteves; el subsecretario de Cambio Climático, Santiago Nogueira; el subsecretario de Energía, Minería e Hidrocarburos, Fabricio Gulino; el asesor en materia energética y Secretario Ejecutivo de la Ofephi, Alejandro Monteiro y directores provinciales.

    Además, vía zoom participó el Diputado de la Nación, Martín Maquieyra; y de otras provincias, estuvieron presentes: la asesora de gobierno del Chubut, Gladis González; y el Secretario de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable de esa provincia, Juan José Rivera; y el Subsecretario de Energía y Minería, Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza, Manuel Sánchez Bandini.

    A este grupo se sumaron, referentes de las principales operadoras de la cuenca neuquina y profesionales académicos.

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  • TGN pidió una prórroga de la licencia para seguir operando los gasoductos del norte

    TGN pidió una prórroga de la licencia para seguir operando los gasoductos del norte

    En el marco de la Audiencia Pública N°105, convocada por el  ENARGAS, la empresa TGN presentó su solicitud de prórroga de la licencia de “Prestación del servicio regulado de transporte de gas natural por gasoductos” a fin de poner en consideración de la ciudadanía y del  Ente Regulador aspectos de especial importancia que confirman que la compañía ha cumplido sustancialmente con las obligaciones a su cargo y cuenta con el derecho a solicitar una extensión de 20 años al plazo original.

    A través de un comunicado, la compañía explicó que «a lo largo de más de 30 años prestando el servicio público, TGN no sólo ha cumplido con el marco regulatorio en términos de seguridad y confiabilidad, sino que en base a un ambicioso plan de expansiones ejecutadas mientras el régimen tarifario de la Ley 24.076 estuvo vigente, ha contribuido al crecimiento del país y a la integración energética con sus vecinos».

    Desde el inicio de sus actividades hasta la fecha, las inversiones en el sistema de transporte operado por TGN totalizan U$S 2.786 millones. Estas inversiones permitieron prácticamente triplicar la capacidad de transporte del sistema, que hoy cuenta con 62 millones de m3/día.

    «Este incremento, señalaron desde la empresa, permitió la incorporación de cientos de miles de nuevos usuarios, dando además trabajo directo e indirecto a miles de personas. Esto fue posible mediante la incorporación de 2.619 km de gasoductos y 216.000 HP de compresión, incluyendo la incorporación de 8 nuevas plantas compresoras».

    Desde TGN remarcaron que de cara al futuro, y dada la ubicación geográfica de sus gasoductos y su vínculo con los países vecinos, «la prórroga de la licencia resulta necesaria para retomar el rumbo de expansión que hará posible atender el crecimiento de la demanda local incluyendo el abastecimiento de la industria del litio en el noroeste argentino y llevar el gas de Vaca Muerta a Brasil, Chile, Bolivia, y Uruguay».

    En la actualidad, TGN opera y mantiene alrededor de 11.200 km de gasoductos de alta presión y 21 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.

    Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.

    El accionista controlante de TGN es Gasinvest S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol S.L. y Compañía General de Combustibles S.A.) que posee el 56% del capital social; el 24% le pertenece a SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el 20% restante cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA).

     

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  • Vaca Muerta: la coyuntura de precios del crudo es otro aliciente para las exportaciones

    Vaca Muerta: la coyuntura de precios del crudo es otro aliciente para las exportaciones

    Gerardo Rabinovich, Vicepresidente Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi» (IAE), aseguró que la industria requiere un gran esfuerzo de inversión en las próximas dos décadas y el protagonismo central provendrá del sector privado; complementado con una inversión pública eficaz y racional.

    «Vaca Muerta ya es una realidad, y forma parte del crecimiento virtuoso de la industria del petróleo y del gas en nuestro país. El año pasado documentamos, en los Informes del IAE “General Mosconi”,el crecimiento alentador de la producción de petróleo y en menor medida de gas natural, motorizado por la actividad en el yacimiento de Vaca Muerta en la cuenca Neuquina, y las perspectivas de recuperar niveles que nuestro país alcanzó a principios de este siglo», aseguró.

    En cuanto a las cifras señaló que «en el caso del petróleo, la producción de agosto llegó a los 685 mil barriles/día, el 57% no convencional. Probablemente a fines del 2025 alcancemos la producción del 2000: 750 mil barriles/día, y el objetivo de llegar al millón de barriles/día en 2030 está a la vista».

    «Con los precios internacionales en niveles superiores a los 70 u$s/barril, la industria del petróleo está en condiciones de seguir creciendo y generar excedentes aportando divisas sin requerir mayores incentivos para ello», apuntó.

    Rabinovich opinó que el mercado petrolero internacional presenta una tendencia a estar cada vez más ofertado, lo que implica que los precios se orientan estructuralmente a la baja. Actualmente, en un intervalo de entre 70 y 75 U$S/barril, los precios continúan siendo atractivos, pero requiere prestar atención e incrementar la productividad en Vaca Muerta, reducir costos y mantenerse competitivo.

    «El caso del gas natural es diferente- aclaró- ya que aporta más del 50% de la energía primaria que consume nuestro país y el 54% de la electricidad generada usa en primera instancia el gas natural: por lo tanto, es un insumo estratégico».

    En agosto pasado la producción llegó a los 153 millones de m3/día, siendo el 67% gas no convencional producido en Vaca Muerta, uno de los mayores registros de este siglo.

    «El potencial de seguir creciendo está latente, pero necesita mercados donde comercializar la producción e infraestructura de evacuación para habilitar la explotación masiva de los grandes recursos disponibles en Vaca Muerta, para compensar la caída vertical de la producción convencional», manifestó.

    Resolver los problemas del crecimiento de la producción de petróleo y de gas natural es uno de los mayores desafíos para la industria.

    Para el representante del IAE, las grandes barreras a superar en lo inmediato son: por un lado, la incertidumbre sobre la construcción de infraestructuras esenciales para el abastecimiento interno, y para los proyectos de exportación en plazos más prolongados, y por el otro, la visión integral del sistema, alentando una operación coordinada capaz de prever el riesgo de abastecimiento con equipo técnicos experimentados

     

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  • YPF compartirá sus principales planes de negocio en la AOG 2024

    YPF compartirá sus principales planes de negocio en la AOG 2024

    Como parte de su participación en la Argentina Oil & Gas (AOG 2024), que se realizará en la ciudad de Neuquén los días 23, 24 y 25 de octubre, YPF expondrá sus principales planes estratégicos en el marco del plan 4×4. La conferencia principal estará a cargo del presidente y CEO, Horacio Marín, aunque también habrá otras charlas específicas sobre distintas estrategias que está llevando adelante la compañía.

    Marín cerrará la primera jornada del «Encuentro con los CEO», uno de los espacios más convocantes de la AOG 2024, el miércoles 23 a las 18:30, en la Sala Tromen del Espacio Duam. Ese ciclo de charlas se realizará durante la expo y también contará con otros líderes de empresas de energía.

    En tanto, el jueves 24 a las 18, en la sala Lanin I, el vicepresidente ejecutivo de Upstream, Matías Farina, detallará los planes para mejorar la eficiencia en las operaciones. Esta exposición pondrá foco en el proyecto Toyota Well, que busca industrializar y sistematizar la construcción de pozos, así como en la puesta en marcha de un nuevo centro de operaciones en tiempo real.

    Ese mismo día y en la misma sala, a las 19, el gerente ejecutivo de Midstream Oil, Juan Giménez, contará la estrategia exportadora de YPF para el petróleo, a partir de dos proyectos clave para la industria: el Vaca Muerta Norte y el Vaca Muerta Sur.

    Más allá de estas dos conferencias, a lo largo de toda la AOG, YPF tendrá distintas exposiciones en su stand sobre sus diversas líneas de productos, así como conferencias de especialistas de Fundación YPF, Y-TEC y Desarrollo de Proveedores.

    Miércoles 23

    • 15:00 Vaca Muerta y la transformación de la educación con innovación tecnológica (Fundación YPF)
    • 15:30 EXTRAVIDA XVI, el lubricante diseñado para la Industria (YPF LUBES)
    • 16:00 O&G: Presentación del negocio (YPF Industria)
    • 16:30 Oilfield Chemicals (YTEC y YPF Química)

    Jueves 24

    • 15:00 Consorcios +VM (YTEC)
    • 15:30 Consorcio MIC (YTEC)
    • 16:00 Oilfield Chemicals (YTEC y YPF Química)
    • 16:30 ¿Cómo ser proveedor de YPF? (YPF DDPP)
    • 17:00 Y-POLIplug (YTEC)
    • 17:30 Desarrollo de Aleaciones Disolubles para Herramientas de O&G (YTEC)
    • 18:00 Y-CAM (YTEC)
    • 18:30 SCORE de Proveedores (YPF DDPP)
    • 19:00 Consorcio H2ar (YTEC)

    Viernes 25

    • 15:00 Y-CAM (YTEC)
    • 15:30 Consorcios +VM (YTEC)
    • 16:00 Consorcio MIC (YTEC)
    • 16:30 Complejo Industrial Plaza Huincul
    • 17:00 Oilfield Chemicals (YTEC y YPF Química)
    • 17:30 Desarrollo de Aleaciones Disolubles para Herramientas de O&G (YTEC)
    • 18:00 Consorcio H2ar (YTEC)
    • 18:30 Y-POLIplug (YTEC)

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  • Litio: el aumento del precio regional alienta la concreción de proyectos que estaban demorados

    Litio: el aumento del precio regional alienta la concreción de proyectos que estaban demorados

    En el actual contexto del mercado de litio, el precio del carbonato de litio grado batería ha experimentado un notable aumento durante septiembre de 2024. Según los datos más recientes, se ha registrado un incremento del 9,72 % en el precio FOB promedio al comparar las tres principales regiones productoras: Argentina, Chile y Bolivia.

    Este aumento establece un nuevo precio promedio FOB de U$S 13,905 por tonelada. «Tal incremento – explicó Pablo Rutigliano, Presidente & Fundador, Cámara Latinoamericana del Litio- es un indicativo positivo para la industria del litio, sugiriendo que las proyecciones formuladas comienzan a materializarse, lo que implica mejoras tangibles en el mercado y una mayor confianza en el potencial de crecimiento de esta industria estratégica».

    El análisis técnico realizado, que incluye el Índice de Fuerza Relativa (RSI), muestra señales claras de compra, situándose dentro del rango de U$S 10,950 a U$S 15,780 por tonelada para precios limpios.

    «Estas señales apuntan a un clima propicio para la inversión y un potencial crecimiento en los precios del carbonato de litio. Este contexto no solo sugiere que el sector está en una fase de recuperación, sino que también establece un entorno favorable para la expansión de la producción, permitiendo a las empresas del sector atraer capital e impulsar proyectos que antes podrían haber estado en pausa debido a la volatilidad de los precios», señala Rutigliano.

    Las proyecciones del mercado indican que, si esta tendencia se mantiene, podríamos estar ante una nueva fase de crecimiento que se materializaría en el primer trimestre de 2025. Durante este período, se estima que los precios podrían alcanzar un rango entre U$S 20.000 y U$S 35.000 por tonelada.

    Para el titular de la Cámara «este potencial de aumento no solo beneficiaría a los productores de litio, sino que también tendría un impacto positivo en toda la cadena de valor, abarcando desde la extracción de materias primas hasta la manufactura de baterías y vehículos eléctricos».

    El crecimiento en el precio del litio puede estimular la inversión en infraestructura y tecnología, permitiendo que los países de la región fortalezcan su posición en un mercado global en rápida evolución.

    Un elemento determinante en el comportamiento del mercado en los próximos meses – según el directivo- será la demanda de litio, particularmente en el sector de vehículos eléctricos.

    Se estima que la producción de vehículos eléctricos destinados al mercado europeo aumentará en un 10%. Este crecimiento es una señal alentadora para la industria, ya que la transición hacia una movilidad más sostenible dependerá en gran medida del acceso a litio de calidad. Además, el crecimiento de las fábricas de baterías que alimentan esta demanda generará presión adicional sobre los precios, alineándolos con las proyecciones establecidas.

    El panorama actual del mercado de litio presenta tanto oportunidades como desafíos. Por un lado, la creciente demanda impulsada por la transición hacia energías renovables y la movilidad eléctrica representa un potencial significativo para la industria.

    Por otro lado, los problemas relacionados con la manipulación de precios y la falta de infraestructura adecuada para la transformación de materias primas son desafíos que no pueden ser ignorados. Las inversiones en tecnología y capacidades de procesamiento son cruciales para asegurar que los beneficios del litio se maximicen a nivel local, generando un impacto positivo en la economía y el desarrollo social.

    «La clave del éxito radica en la colaboración y en la capacidad de adaptarse a un entorno cambiante, donde la demanda de litio seguirá creciendo y transformando la industria hacia un modelo más sostenible y eficiente», concluyó Rutigliano.

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  • La caída de las ventas de los combustibles no logra recuperarse

    La caída de las ventas de los combustibles no logra recuperarse

    En el mes de agosto de 2024 las ventas de combustibles se redujeron 7,3%. No obstante, durante los últimos doce meses la demanda de combustibles líquidos disminuyó 3,4% respecto a igual periodo anterior.

    La caída en las ventas de combustibles se explica- según el último reporte de tendencias de coyuntura energética publicado por el Instituto Mosconi (IAE) – por una baja del 6,7% internanual en las ventas de naftas mientras las ventas de gasoil se redujeron 7,7%. Se observa una caída aún pronunciada en la nafta ultra. 

    Por otra parte, el documento revela que las ventas de gasoil acumuladas durante los últimos doce meses se redujeron 2,8% respecto a igual periodo anterior: las ventas de gasoil ultra fueron 4,7% menores mientras que las de Gasoil Común, que ocupa el 72% del gasoil comercializado, se redujeron 2,1%.

    Los datos del Mosconi demuestran que las ventas acumuladas de naftas disminuyeron 4,2% en los últimos doce meses respecto a igual período anterior debido a una reducción del 12,9% en las ventas de nafta Ultra (26% del total comercializado) y del 0,9% en la Nafta Súper.

    Asimismo, el petróleo procesado total en el mes de agosto se incrementó 13,4% interanual y 0,8% anual. Estos datos indican que en el acumulado de los últimos doce meses se redujo el consumo de naftas y de gasoil a la vez que cayó la refinación para ambos productos derivados.

    Por otra parte, según los últimos datos disponibles el gas entregado en el mes de julio de 2024 fue 139.5 MMm3/d. La demanda fue 1,9%  superior en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.

    En términos desagregados por tipo de usuarios, el gas entregado a los usuarios residenciales aumentó 13% a la vez que en el acumulado del último año móvil presenta un incremento del 10,4%. Además, el gas entregado a la industria fue 4,5% menor. En tanto, las centrales eléctricas consumieron 11,6% intermensual menos respecto del mes anterior, mientras que redujeron su demanda 12,9% interanual.

    En materia de precios, el informe del IAE señala que el precio spot del gas natural Henry Hub fue de U$S 1.98 MMBtu (millón de Btu) en agosto de 2024. En el caso argentino, el precio del gas natural en boca de pozo en base al cálculo de regalías (lo que reciben los productores locales) fue de 3,92 USD/MMBtu en agosto de 2024 lo cual implica un precio 10,1% mayor a igual mes del año 2023. 

    Entretanto, el precio de importación del GNL, según se pública en la web de ENARSA, para las compras para todo el año 2024 es de 10.7 USD/MMbtu mientras que, en los años 2023, 2022, 2021 y 2020 fue de 17.8, 28.8, 8.3 y 2.9 USD/MMbtu respectivamente. Las compras anuales de 2024 de GNL totalizan USD 672 millones por 30 cargamentos.

    Esto implica una reducción del 63.4% en el monto importado. Según las estadísticas de comercio exterior, el gas importado por gasoductos de Bolivia (y marginalmente de Chile) tuvo un precio de importación de 20.49 USD/MMBTU para el mes de agosto de 2024 y es 79% interanual menor.

     

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