Monthly: febrero 2021

La compañía Josemaría Resources, que es la firma a cargo del proyecto minero Josemaría, uno de los más grande de cobre y oro del país, presentó ayer a la provincia de San Juan el informe de impacto ambiental. La empresa minera es subsidiaria del grupo canadiense Lundin.

Junto a Filo del Sol, Los Azules, Altar y Pachón, Josemaría es uno de los cuatro proyectos cupríferos (pórfido de cobre) de gran escala y en estado avanzado que posee la provincia. Aunque todavía no está en etapa de producción, cuenta con recursos por 6,7 millones de libras de cobre; 7,0 millones de onzas de oro y 31 millones de onzas de plata. Se estima que podría entrar en la etapa de construcción a fines de 2021 o principios de 2022.

Josemaría Resources invertirá 3.090 millones de dólares en cuatro años para la etapa de construcción de esta mina, que está ubicada a 410 kilómetros de la ciudad de San Juan y a 10 kilómetros del límite con Chile. Según la compañía, generará 4.000 empleos durante la etapa de construcción y cerca de 1.000 durante la etapa de explotación.

Adam Lundin, CEO del grupo, señaló: «estamos orgullosos de haber presentado al gobernador Sergio Uñac el informe de impacto ambiental, ya que es un hito importante en nuestra asociación con San Juan. Este informe nos acerca un paso más hacia el logro de nuestra meta de desarrollar Josemaría como un productor de cobre a gran escala a tiempo para satisfacer la creciente demanda mundial y asegurar que las comunidades circundantes y las partes interesadas reciban beneficios directos e indirectos del proyecto». San Juan representa el 80% de la oferta cuprífera de la Argentina, con recursos estimados en 8.834 millones de toneladas.

Explotación

La explotación será mediante una mina a cielo abierto que alimentará una planta de proceso convencional de 152.000 toneladas por día durante la vida útil del yacimiento, que es de 19 años. Esto arrojaría una producción anual de 136.000 toneladas de cobre, 231.000 onzas de oro y 1. 164.000 onzas de plata por año.

Finalmente, la producción no se llevará a Chile, como estaba planificado en un principio. El proyecto transportará la producción para la exportación desde la mina, ubicada en el departamento de Iglesia, mediante camiones hasta la localidad de Albardon (al norte de San Juan capital). Luego, la carga irá por tren de la línea Belgrano Cargas hasta el puerto de Rosario.

Obra energética y camino nuevo

Josemaría prevé la construcción de una línea de alta tensión de 220 kv y dos subestaciones eléctricas que demandará una inversión aproximada de 120 millones de dólares. Las obras durarán dos años. El trazado del tendido eléctrico tendrá una extensión de alrededor de 250 kilómetros e irá acompañando el recorrido de un camino nuevo, que también construirá la minera canadiense para que se pueda acceder a las instalaciones de la mina desde San Juan. La ruta nueva implicará una inversión de 140 millones de dólares. Hoy se accede al lugar desde La Rioja.

Plazos de las obras

-Josemaria Resources tiene estipulado comenzar hacia fines de 2021 o principios de 2022 la construcción de las obras de infraestructura (tendido eléctrico y caminos).

-La etapa de construcción de la mina y la planta de procesamiento demandará cuatro años y necesitará de alrededor de 4.000 trabajadores.

-En 2026 podría comenzar la etapa de producción, que contará con más de 900 empleados.

-Según el estudio de factibilidad, los primeros cuatro años de producción de Josemaría serán para repagar la inversión.

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A través de YPF, IEASA (ex ENARSA) presentó la  Solicitud de Propuesta para la licitación de un barco regasificador de LNG (Gas Natural Licuado) para el puerto de Bahía Blanca. El pedido incluye el calendario en el que se deben realizar todos los pasos de la licitación, lo cual obliga a los organismos oficiales a dar cumplimiento a una apretada agenda, si se tiene en cuenta que el plazo establecido para la adjudicación del proveedor es el próximo 5 de abril.

De acuerdo al tender elaborado por IEASA e YPF, y al que tuvo acceso EconoJournal, el nuevo barco regasificador deberá estar en pleno funcionamiento el 1º de junio de 2021.

El cronograma estipulado es el siguiente:

• 24 de febrero: fecha límite para la presentación de preguntas por parte de los potenciales proveedores.

• 1 de marzo: vence el plazo para que YPF responda a los requerimientos de los proveedores.

• 18 de marzo: fecha límite que tendrán las compañías interesadas para presentar sus propuestas.

• 22 de marzo: YPF tendrá hasta este día para preseleccionar a los posibles proveedores y confeccionar una lista corta.

• 5 de abril: quedará definida la adjudicación del proveedor.

• 26 de mayo: el buque tendrá que estar operativo.

“El Programa ha sido elaborado de acuerdo con los términos requeridos por IEASA como resultado de las instrucciones de la Secretaría de Energía y teniendo en cuenta la información actualmente disponible en el mercado”, señala la Solicitud de Propuesta.

El documento estipula también los niveles de producción que deberá regasificar el barco que resulte ganador de la compulsa:

• Entre el 1 º de junio y el 31 de julio se prevé que entregue 28.500 millones de pies cúbicos por día de LNG regasificado.

• En tanto que durante el mes de  agosto la entrega descenderá a 7.000 millones.

La Solicitud de Propuesta también establece que IEASA tendrá derecho a extender el acuerdo con un aviso previo de no menos de un mes.

La idea original de YPF era reflotar el contrato que firmó en 2011 con Excelerate Energy y que tiene vigencia hasta 2021. Dicha compañía fue la que operó el barco Excelsior que estuvo amarrado en Bahía Blanca entre 2008 y 2018. Pero finalmente la semana pasada la Secretaría de Energía instruyó a IESA para que realice una compulsa internacional. En la cartera de Darío Martínez entienden que existe interés de otras empresas para participar en una licitación por el regasificador.  

Con la contratación del barco regasificador en Bahía Blanca y la segunda ronda del Plan Gas, el Gobierno apunta a garantizar la demanda de gas para los meses invernales de pico de consumo y evitar la restricción del suministro a las industrias y el sector de GNC.

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En el marco del aniversario de la ciudad de Comodoro Rivadavia, YPF y la Fundación YPF donaron un nuevo sistema de luminaria pública para el barrio Restinga Alí, donde se llevaron adelante los talleres del programa “Ciudades Sostenibles”.

Del acto participó el intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque; el gerente ejecutivo de la Regional Sur de YPF, Alejandro Eloff; el gerente de Asuntos Externos Regional Sur de YPF, Matías Bezi y el coordinador general de Fundación YPF, Matías Ciampini.

La instalación de la luminaria pública surgió como tema priorizado en el Plan de Acción de la ciudad, elaborado por la Fundación YPF junto con el municipio y la participación de la comunidad. El mismo fue diseñado de forma participativa por la Unión Vecinal, vecinos, vecinas, estudiantes de la Escuela secundaria N°. 707 y el municipio.

ENTREGA DE COMPUTADORAS Y LIBROS

Fundación YPF, además, hizo entrega de notebooks y equipos de workstation a la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco y la Universidad Tecnológica de Puerto Madryn, como parte de su programa para achicar la brecha digital.

La Decana de la Universidad San Juan Bosco, Ing. Diana Helga Bohn, y la Vicedecana de la Facultad de Ingeniería de la UTN, Ing. María Elizabeth Flores, agradecieron el material informático entregado. “El aporte a la facultad es muy valioso, tanto por el equipamiento y por sobre todo las becas que tan bien valoradas son tanto por los estudiantes”, comentó Flores. Mientras que Bohn destacó tanto la perspectiva de género que tiene en cuenta la Fundación YPF así como estas acciones que “permiten que entre todos podamos garantizar la educación pública y lograr técnicos al servicio del país junto con YPF que es un emblema”.

Matias Bezi vinculó esta acción con “otro tema importante en la región que tiene que ver con la brecha digital. Hay que buscar soluciones en conjunto entre el gobierno provincial, nacional, las universidades y las empresas para esta problemática, que se agudizó con la pandemia”.

Ofelia Cédola comentó que “podemos agregar valor en estas regiones poniendo el eje en la educación, la formación profesional, ciencia, tecnología e innovación”. A su vez, destacó que sean dos mujeres quienes dirijan las universidades: “en estos territorios tan masculinos es una gran satisfacción ver como las mujeres rompieron el techo de cristal y están asumiendo protagonismo”, agregó.

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El gobierno decidió que el 1º de marzo se aplique una fuerte recomposición tarifaria para un universo de más de 6000 industrias, PyMEs y comercios de todo el país. La resolución 131/2021, que se publicará en estas horas en el Boletín Oficial, establece que los grandes usuarios de electricidad que están bajo la órbita de las distribuidoras —se los conoce en la jerga como GUDI’s— recibirán a partir del mes que viene una factura con aumento de hasta un 70%. En promedio, los cuadros tarifarios aumentarán más del 50 por ciento.

En rigor, la norma firmada por el secretario de Energía, Darío Martínez, prevé que el precio estabilizado de la energía (PEE), que en la práctica es el importe de la electricidad que está incluido en los cuadros tarifarios de las distribuidoras, pase de 2910 a 5500 pesos por megawatt por hora (MWh) a partir del 1º de marzo. Es decir, el precio de la electricidad, el principal componente de las facturas que reciben las industrias, se incrementará un 90 por ciento.

La medida apunta a disminuir los subsidios eléctricos en unos $ 35.000 millones durante 2021, tal como publicó hoy El Cronista. Es apenas la mitad de lo que pretende recortar el Ministerio de Economía, que se fijó como meta ahorrar $ 70.000 millones en el presupuesto de Cammesa para no correrse demasiado de los números definidos en el Presupuesto 2021.   

La resolución 131 contempla, además, una suba para el cargo destinado al Fondo Nacional de Energía Eléctrica que está incluido en las facturas de los grandes usuarios. Ese ítem pasará de 80 a 160 pesos a partir del 1º de febrero (se incrementó en forma retroactiva).

¿Quiénes estarán alcanzados por el aumento?

Un universo de 6200 grandes usuarios de electricidad, entre los que figuran algunas automotrices como Ford, cementeras, fundiciones, empresas metalmecánicas y grandes comercios. Son empresas que reciben la energía de las distribuidoras, a diferencia de otros grandes —GUMA/GUME’s— que compran la electricidad que consumen directamente en el mercado mayorista.

El mercado eléctrico tiene una organización residual heredada de la privatización de los ’90. No es claro, a esta altura, por qué hay industrias que están bajo la órbita de las distribuidoras y por qué otra cubren su demanda con energía que consiguen directamente en el MEM.

Para conocer el impacto inflacionario de la decisión de la Secretaría de Energía habrá que analizar el peso de la energía en la estructura de costos en los distintos rubros alcanzados por la fuerte suba de tarifas. “Hay varios sectores productivos en los que la energía no tiene tanto impacto en la estructura de costos. Pero en otros, la suba de las tarifas eléctricas se trasladará al precio final de los productos manufacturados”, explicó a EconoJournal un economista.  

Alternativas descartadas

La Secretaría de Energía exploró, hasta el fin de semana, distintas alternativas para recortar los subsidios al sector eléctrico y evitar que esa cuenta se dispare por la constante depreciación del tipo de cambio y del congelamiento de tarifas desde febrero de 2019.

Un equipo del área a cargo de Santiago Yanotti, subsecretario de Coordinación Institucional, estuvo bosquejando borradores para segmentar los cuadros tarifarios de Edenor y Edesur en función del nivel socioeconómico de los usuarios. Se llegó, incluso, a barajar la posibilidad de cobrarle una tarifa más elevada al 15% de los usuarios residenciales. Sin embargo, no hubo consenso en la cartera.

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, que llegó al cargo con el respaldo del Instituto Patria, no estaba de acuerdo con esa decisión. Resta saber qué sucederá con las facturas de Edenor y Edesur, las mayores distribuidoras del país, que regulatoriamente están bajo el paraguas de Nación, aunque la intención de Basualdo es que el salto en las tarifas sea inferior a los dos dígitos.  

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Por Pablo Rueda (*)

Hasta el año 2024, Argentina tiene su demanda prioritaria de gas natural (básicamente residencial y comercial) contractualizada con los productores domésticos de gas natural.  Este régimen de contractualización incluye mecanismos regulatorios que, aunque no perfectos, deberían poder amortiguar nuestras recurrentes devaluaciones sin que ello resulte en un indigerible aumento para los consumidores, ni tampoco una intervención en los precios mayoristas del gas natural que inevitablemente impacte en la oferta disponible de gas natural argentino, como ya sucedió en los congelamientos del 2002-2016 y el 2019-2020.

Justamente este riesgo recurrente de la historia energética argentina es uno de los factores principales de nuestro fracaso en construir un modelo exportador energético sostenible en el largo plazo que nos permita generar nuevos empleos, mejorar nuestra balanza comercial y tener un mayor acceso a divisas.

Habiendo encontrado una solución al primer escollo para un desarrollo pleno de nuestros recursos hidrocarburíferos a escala global, es hora de empezar a trabajar en el futuro. El tiempo urge, muchos ya pronostican que en pocas décadas las energías renovables sustituirán a los hidrocarburos como principal fuente de energía. Además, gracias a las medidas de la presidenta Kirchner desde el 2013, y del presidente Mauricio Macri desde el 2016, Vaca Muerta dejó de ser un recurso potencial, y hoy es, como el campo argentino, un recurso desarrollado y de viabilidad demostrada.

A pesar de que la actual coyuntura de precios difícilmente viabilice en forma inmediata las multimillonarias inversiones para el desarrollo de Vaca Muerta a escala global, este escenario coyuntural seguramente cambiará en no más de tres años. Es que la demanda global de GNL es producto de tendencias de largo plazo como el aumento sostenido de la demanda energética global, la sustitución del carbón por gas natural y generación por fuentes renovables, y los problemas de producción de gas natural de otros países exportadores de GNL, como Australia y Malasia.

Es por ello que es el momento de iniciar sin pausa la construcción del escenario económico y normativo requerido para el desarrollo de Vaca Muerta a escala global. 

Lo primero a considerar es que, si vamos a desarrollar Vaca Muerta con inversiones privadas a riesgo, tenemos que ajustarnos a las condiciones que requiere esta inversión para ser sustentable en el largo plazo.  

• El primer requerimiento es contar con garantías de estabilidad en el marco macroeconómico asociado a la inversión (particularmente, impuestos a la exportación y régimen cambiario).  Por eso se necesita una ley que otorgue a las inversiones seguridad y estabilidad jurídica en áreas de alta sensibilidad como lo son las regulaciones cambiarias e impositivas; un paraguas que aísle estas inversiones de los recurrentes vaivenes económico-regulatorios de nuestro país. Esta garantía debe ser, además de jurídica, política. Por eso debe ser votada como una política de estado con participación de todos los sectores políticos mayoritarios, incluyendo la oposición.  La jerarquía legal del régimen y la instrumentación de las garantías a través de contratos de inversión con cláusulas de arbitraje en foros neutrales fortalecerán el cumplimiento en el largo plazo de los compromisos del gobierno, viabilizando las inversiones y abaratando su costo. 

• En segundo lugar, hay que modificar el régimen de exportaciones de hidrocarburos tanto en gas natural, como de crudo y sus derivados, a los efectos de regular el otorgamiento de permisos firmes de exportación de mediano y largo plazo.

La disponibilidad de los hidrocarburos localizados en la roca madre de Vaca Muerta para los argentinos no depende de su eventual descubrimiento -ya que sabemos que existen y sobran- sino de las inversiones requeridas para su extracción -que sabemos faltan y mucho menos sobran-, entonces la vieja regla de que debe estar satisfecha la demanda interna para permitir exportar, deja de ser hoy un mecanismo de garantía del abastecimiento doméstico para transformarse en un obstáculo para alcanzar el logro del autoabastecimiento en el largo plazo.

Todo riesgo regulatorio de interrupción de las autorizaciones de exportación reduce la viabilidad de los proyectos de desarrollo asociados a tales exportaciones.  A partir de la revolución de la explotación no convencional de hidrocarburos, en la Argentina, los Estados Unidos y Canadá, sabemos que el recurso existe y que lo que falta son las inversiones para su extracción y desarrollo.

En materia de gas natural no hace falta cambiar la ley sino empezar a aplicarla. El artículo 3° del decreto reglamentario de la Ley 24.076 establece que … “(5) Las autorizaciones que emita el Ministerio de Energía y Minería podrán prever la exportación de excedentes de gas a las cantidades establecidas en las mismas, siempre que estén sujetas a interrupción cuando existan problemas de abastecimiento interno. En este supuesto no será necesario obtener la aprobación de cada operación de exportación excedente en la autorización, debiéndose únicamente presentar ante el Ente, al solo efecto informativo, el respectivo contrato del cual deberá surgir la condición de interrumpibilidad y la ausencia de indemnización en caso de tal interrupción (el resaltado nos pertenece). 

Los debates parlamentarios sobre este punto confirman que el artículo 3 de la Ley 24.076 establece, y así quiso establecer, un régimen de exportación de gas natural que incluye autorizaciones firmes, que el gobierno puede otorgar siempre que la misma no afecte el abastecimiento interno; y que una vez otorgadas, tales autorizaciones no están sujetas a interrupción aun cuando existan problemas en el abastecimiento interno, excepto que se trate de exportación de excedentes que si están sujetas a interrupción de existir problemas en el abastecimiento interno.  

Por eso, en materia de firmeza de las autorizaciones de exportación recomendamos respetar y consolidar el régimen legal vigente, reafirmando el carácter firme de las autorizaciones de exportación de GNL a partir de su otorgamiento aun cuando existan problemas de abastecimiento interno.  Así, en los términos del artículo 3 de la Ley de Gas 24.076, conforme su reglamentación por artículo 3 del Anexo I del Decreto 1.738/92, las exportaciones de GNL tendrían carácter firme por los volúmenes previstos en la respectiva autorización de exportación. 

En materia de crudo sí es necesario un cambio de paradigma, justamente en momentos donde existe un serio riesgo de que nuestras reservas nunca puedan ser monetizadas a raíz de los desafíos que impone la denominada “transición energética” hacia los renovables.  Los permisos de exportación bajo la Resolución 241/2017 desincentivan inversiones en el sector. Este régimen exige obtener un permiso de exportación para cada operación puntual de exportación, el cual solo será otorgado si el mercado interno no requiere ese volumen, incluyendo un “first refusal” en favor del mercado interno. Habrá mayor seguridad energética si se regula el otorgamiento de autorizaciones firmes de exportación de crudo de mediano y largo plazo. El crudo es un commodity global siempre disponible. Además, como dijimos antes, hoy los hidrocarburos sobran en Argentina. Lo que no hay es inversiones para extraerlos.

Obviamente tanto en gas como en crudo es necesario que los tests para el otorgamiento de las autorizaciones firmes sean precedidos por estudios económicos que ponderen los distintos beneficios de las exportaciones en la economía nacional, en materia de comercio exterior, creación de empleo, etc., incluyendo sus impactos negativos, como el posible aumento de los precios internos, industrias desplazadas, impacto en el ambiente, etc.

A partir de la contractualización en el mediano plazo de nuestra demanda interna de gas natural promovida por el Plan Gas 2024, es el momento de empezar a construir las condiciones macroeconómicas y regulatorias que permitan la contractualización en el largo plazo del desarrollo a escala global de Vaca Muerta. Alternativamente, tanto el oficialismo como la oposición pueden seguir acusándose mutuamente de nuestro recurrente emprobrecimiento, y pérdida de competitividad en el mundo de hoy. En democracia, de nosotros depende.

(*) Socio del estudio de abogados Martínez de Hoz & Rueda.

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Los analistas lo habían anticipado durante el fin de semana y el mercado lo confirmó. La remoción del presidente de Petrobras en las últimas horas del viernes había caído mal entre los inversores y este lunes las acciones de la compañía se desplomaron 21% en las bolsas de San Pablo y Nueva York. El hundimiento de Petrobras también arrastró a Eletrobras y Banco do Brasil ante el temor de un giro intervencionista mayor del gobierno.

El presidente de Brasil Jair Bolsonaro anunció el viernes que Roberto Castello Branco dejaba de ser el presidente de Petrobras. Branco estuvo al frente de la empresa con mayoría estatal desde la llegada de Bolsonaro al Palacio de Planalto. Las diferencias en cuanto a los incrementos en los precios de los combustibles derivaron en su remoción. Bolsonaro eligió en su reemplazo a Joaquim Silva e Luna, ex ministro de Defensa y hasta ahora director en la represa binacional de Itaipu.

En las primeras horas del lunes el presidente dijo que Petrobras solo venía atendiendo al interés de “algunos grupos” financieros del país y que los incrementos en los precios de los combustibles pueden ser retrotraídos en un 10%. Silva e Luna también se manifestó en sintonía con la preocupación oficial. “Una empresa tiene que mirar los temas sociales”, dijo el ex general de reserva del Ejército a Radio Bandeirantes.

“¿El petróleo es nuestro o de un grupo pequeño en Brasil?”, se preguntó Bolsonaro frente a un grupo de seguidores y medios en la puerta del Planalto. “Algunos en el mercado financiero están muy contentos con el sesgo político de Petrobras, al servicio de algunos grupos en Brasil», señaló el presidente en alusión a la gestión de Branco.

Por su parte, el vicepresidente Hamilton Mourão defendió al presidente de las críticas. El cambio de mando en Petrobras no representa una intervención del gobierno sobre la compañía sino una “cuestión de confianza”. “El mandato de Roberto termina el 20 de marzo, podría renovarse o no, la decisión es no renovar. No veo forma de intervenir en los precios, ni siquiera por la legislación que rige la empresa”, explicó Mourão.

El discurso de Bolsonaro se inscribe en un momento económico particular. La política de recortes fiscales ensayada por el ministro de Economía, Paulo Guedes, se desinfló el año pasado con el incremento del gasto público para atender las consecuencias de la pandemia de la Covid-19 sobre la economía nacional. Bolsonaro busca a través del gasto contener la crisis social de una economía que se contrajo un 4% en 2020, según el índice de actividad del Banco Central. Brasil registró el año pasado el mayor déficit fiscal primario en su historia.

El giro fiscal no había afectado a Petrobras hasta el momento. El programa de privatización de activos de las compañías con participación estatal sigue su curso. Hace dos semanas Petrobras anunció la venta de la refinería Landulpho Alves en el estado de Bahía al fondo de inversiones Mubadala Capital, de Emiratos Árabes Unidos, por 1.650 millones de dólares.

Pero la política de precios de los combustibles tensó al máximo la relación entre la petrolera y el poder ejecutivo. Son tres los ajustes realizados en el precio del diésel y cuatro en la gasolina en lo que va del año, provocando malestar en la población y entre los transportistas en particular, que llevaron adelante un paro a principios de mes. El alza acumulada en los precios del diésel y de la gasolina son del 34,7% y 27,7%, respectivamente.

Reuters había revelado a principios de mes la política de precios de Petrobras para el 2021. La compañía resolvió expandir de tres meses a un año el período de cálculo de los precios de paridad internacional de los combustibles que comercializa en el mercado interno, como una forma de retrasar el traslado a los surtidores de la volatilidad actual en los precios internacionales del crudo. Por otro lado, Bolsonaro impulsa una eliminación temporal de impuestos a los combustibles para aliviar la carga de los aumentos.

De todas formas la petrolera definió el último jueves dos nuevos ajustes, del 15% en el diésel y del 10% en la gasolina. Molesto, Bolsonaro anunció ese mismo día que “algo pasará en Petrobras en los próximos días”. El despido de Branco llegaría 24 horas después.

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El gobierno nacional dio de baja hoy dos licitaciones de equipos de energía solar para escuelas rurales realizadas en el mes de julio de 2019. Se trata de la licitación para la adquisición de paneles fotovoltaicos para 406 escuelas rurales de las provincias de Salta, Santiago del Estero y La Pampa por un total de US$ 20.841.347.

El secretario de Energía, Darío Martínez, dejó sin efecto las licitaciones mediante las resoluciones 126 y 127 publicadas hoy en el Boletín Oficial. En los considerandos, resalta que “resulta conveniente dejar sin efecto este proceso de compra por razones de oportunidad, mérito y conveniencia”.

“Déjase sin efecto el llamado a Licitación Pública Nacional N° 6/2019 para la provisión e instalación de equipos fotovoltaicos para 146 escuelas rurales en las provincias de Santiago del Estero y La Pampa, en el marco del proyecto Permer”, indica la resolución 126. En este caso, el monto de la licitación, donde estaban compitiendo ocho propuestas, es por un total de US$ 7.341.347. En la resolución 127, que involucra a la provincia de Salta, la cartera energética indica que había nueve firmas compitiendo en la compulsa para equipar con paneles solares a 260 escuelas rurales por US$ 13.500.000.

El programa

El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (Permer) es un programa que brinda acceso a la energía solar a zonas rurales del país. Está financiado por el Banco Mundial y en noviembre del año pasado el gobierno nacional acordó extenderlo hasta el 2022 con un fondo de 170 millones de dólares.

Brinda acceso a equipamientos e instalaciones de energías renovables a zonas y poblaciones rurales sin conexión a la red eléctrica del país. Provee energía de fuente solar a hogares, escuelas rurales, comunidades aglomeradas y pequeños emprendimientos productivos.

A fines de enero renunció el equipo completo de funcionarios a cargo del Permer por diferencias en las formas de llevar adelante el programa.

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La Secretaria de Energía convocó este lunes a la Ronda II del Plan Gas 2020-2024 a través de la resolución 129/21 publicada en el Boletín Oficial. La Secretaría de Energía publicaría hoy una normativa aclaratoria para subsanar algunos puntos grises del texto original, según pudo averiguar este medio.

En lo formal se trata de una licitación para comprar más gas natural local destinado a abastecer el pico invernal de la demanda prioritaria, aunque el gobierno ya estuvo conversando con las petroleras y todo lo que ofrezcan —se estima que, en el mejor de los casos, serán unos 6 MMm3/d—, será adjudicado, ya que está por debajo de los volúmenes máximos explicitados en la norma.

El cronograma establece que el plazo para que las empresas productoras presenten las ofertas vence el 2 de marzo y el 10 de marzo se realizará la adjudicación.

De acuerdo a fuentes privadas consultadas por EconoJournal, Tecpetrol, brazo petrolero del Grupo Techint, aportará unos 2 MMm3/d más desde Fortín de Piedra, su campo estrella en Vaca Muerta. Y Petrolera Pampa, la petrolera del holding que encabeza Marcelo Mindlin, podría aportar hasta 1 MMm3/día adicional de gas, al igual que YPF. En tanto que desde Santa Cruz, CGC, la petrolera de Corporación América, también podría reforzar su oferta de gas para el invierno.

Aún así, en el escenario más optimista, seguirán sin cubrirse el volumen necesario para el pico del invierno. Por lo tanto, el gobierno explora al mismo tiempo otras alternativas para garantizar el abastecimiento.

¿A qué precio cotizará el gas de invierno?

Al igual que en la primera ronda del Plan Gas Ar, está previsto que las productoras que se adjudiquen volúmenes adicionales en los meses de frío recibirán el precio sugerido en la licitación (3,55 dólares por MMBTU) multiplicado por 1,3 veces. Es decir, las petroleras terminarán recibiendo un precio neto de alrededor de 4,60 dólares.

La diferencia, con relación a la ronda 1 del Plan Gas, es que a fin de conseguir el mayor volumen posible de gas, el Gobierno flexibilizó en parte las penalidades económicas que estaban previstas en el pliego original. Se redujeron, en parte, las multas para las petroleras que no alcancen a inyectar todo el gas comprometido en la ronda 2. Por una cuestión de tiempos, es lógico que el Ejecutivo haya dado ese paso. Lo importante hoy es conseguir la mayor cantidad posible de gas en el mercado de gas para reducir importaciones de LNG, cuyo precio superaría en junio los 6,5 dólares por MMBTU, un 25% más caro que lo previsto por el gobierno.

Volúmenes licitados

Los volúmenes máximos que se buscan por cuenca son los remanentes no alcanzados para el pico de invierno en la Ronda I.

La Circular Aclaratoria 1/20, publicada en diciembre, precisó que a los 70 millones de metros cúbicos diarios consignados en el concurso debían sumarse los siguientes volúmenes adicionales de invierno:

• Mayo: 13,11 MMm3/d (7,1 millones de la Cuenca Neuquina y 6,01 millones de la Cuenca Austral);

• Junio: 24,6 MMm3/d (16,14 millones de la Cuenca Neuquina y 8,46 millones de la Cuenca Austral);

• Julio: 29,65 MMm3/d (21,19 millones de la Cuenca Neuquina y 8,46 millones de la Cuenca Austral);

• Agosto: 22,72 MMm3/d (14 millones de la Cuenca Neuquina y 8,72 millones de la Cuenca Austral);

• Septiembre: 12,82 MMm3/d (6,81 millones de la Cuenca Neuquina y 6 millones de la Cuenca Austral).

De ese total, solo se adjudicaron 3,6 MMm3/d todo proveniente de la Cuenca Neuquina (Tepetrol ofertó 2 millones, Pampa 1 millón y Total 600 mil m3/d). Por lo tanto, lo que se subasta ahora es lo que quedó sin adjudicar:

• Mayo: 9,51 MMm3/d (3.50 MMm3/d de la Cuenca Neuquina y 6.01 MMm3/d de la Cuenca Austral)

• Junio: 21 MMm3/d (12.54 MMm3/d de la Cuenca Neuquina y 8.46 MMm3/d de la Cuenca Austral)

• Julio: 26,05 MMm3/d (17.59 MMm3/d de la Cuenca Neuquina y 8.46 MMm3/d de la Cuenca Austral)

• Agosto: 19,12 MMm3/d (10.40 MMm3/d de la Cuenca Neuquina y 8.72 MMm3/d de la Cuenca Austral)

• Septiembre: 9,21 MMm3/d (3.21 MMm3/d de la Cuenca Neuquina y 6.00 MMm3/d de la Cuenca Austral)

“Sabemos que le estamos pidiendo a los trabajadores, los técnicos y profesionales, a las pymes, a las empresas regionales y a las concesionarias y productoras, un esfuerzo muy grande, pero confiamos en que todos ellos juntos nos darán más gas nacional para abastecer la demanda invernal de los argentinos”, aseguró el secretario de Energía Darío Martínez a través de un comunicado.

“El 10 de Marzo estaremos adjudicando esta Ronda II del Plan Gas.Ar, que esperamos tener ofertas que nos permita duplicar los volúmenes de Gas Argentino adicional para el pico de la demanda invernal”, agregó Martínez.

Las petroleras hasta el momento aportarían unos 6 MMm3/d en conjunto. Tal vez, el gobierno logre que terminen aportando un poco más, pero está claro que no llegará a cubrirse el volumen necesario para el pico del invierno.

Otras alternativas

El gobierno también está negociando con Chile un acuerdo de intercambio de gas para tomar LNG en invierno y devolverlo en verano.

A su vez, inició conversaciones con Bolivia para ver si el gobierno de Luis Arce puede aportar alguna molécula adicional de gas para el invierno.

De este modo, se busca reducir lo más posible las compras de Fuel-oil y LNG ya que la suba de precios de las últimas semanas vuelven demasiado onerosas esas adquisiciones.

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YPF y otras refinadoras como Raízen y Trafigura (Puma) empezaron a explorar la semana pasada la posibilidad de alcanzar un entendimiento con los productores no integrados como Vista Oil&Gas, Tecpetrol, Pluspetrol, Chevron y Petronas, entre otros, para comercializar en el mercado interno un crudo con un precio de referencia de 55 dólares. Así lo aseguraron a EconoJournal distintas fuentes del sector privado sin contacto entre sí.

En lo que va de 2021 el precio internacional del petróleo experimentó un fuerte incremento. En el caso del Brent, la referencia del Mar del Norte que se utiliza para definir el precio doméstico del barril, trepó de 51,80 a 63,20 dólares, un 22 por cuento. Como resultado del alza, en la industria de refinación advierten que el atraso en los surtidores locales —pese a la suba del 11% que registraron los combustibles en el área metropolitana en lo que va del año— asciende al 15 por ciento.

Si se quisiera trasladar el precio del crudo a la ecuación que define el precio de los combustibles, la nafta súper debería rondar los 87 pesos en el CABA, muy por encima de los 77 pesos que cobra YPF en la actualidad. Como no existe margen político para trasladar el salto del precio del petróleo a las estaciones de servicios —al menos, no de golpe— es que negocian un precio diferenciado para el crudo local.

A diferencia de lo que ocurrió en mayo del año pasado, con el Decreto 488 que fijó el precio del  “barril criollo” en US$ 45, el Gobierno nacional no está participando de estas negociaciones. Pero sí dio luz verde para que las empresas alcancen algún tipo de acuerdo sin que requieran de un aval del Ejecutivo.

¿En qué consiste el entendimiento que se está negociando?

En los hechos, apunta a tomar un precio del crudo de 55 dólares en lugar de tomar la cotización del Brent, que hoy superó los 64 dólares. Sobre esa base de U$S 55 se aplicará un descuento por calidad de 1 o 2 dólares para el caso del crudo Medanito (de Neuquén) y otro por retenciones a la exportación, pero con una alícuota reducida del 5 por ciento. De esa manera, el precio neto que recibirán los productores de crudo rondara los 51/52 dólares. Eso es el precio que pueden pagar YPF, Raízen y Trafigura. Axion Energy, controlada por Pan American Energy, prácticamente se autoabastece con su producción propia de crudo y no está participando activamente de las negociaciones.

Quien lidera las conversaciones puertas adentro de la industria es el vicepresidente de Downstream de YPF, Mauricio Martín, que ya sondeó los términos comerciales del acuerdo con socios en Vaca Muerta como Chevron y Petronas, productoras a las que le compra crudo para completar el blend que refina en sus destilerías de La Plata, Ensenada y Luján de Cuyo.

¿Se firmaría un acuerdo por escrito?

A priori, la intención de YPF y del resto de las petroleras es alcanzar un entendimiento comercial entre privados que genere el marco para posibilitar la compra-venta de crudo durante los próximos tres meses hasta tener un panorama más claro acerca de cuál será la tendencia del precio internacional del petróleo en 2021. Es decir, no está previsto un acuerdo por escrito.

La iniciativa, sin embargo, también cosecha detractores. «Se pierde de vista el largo plazo. Hoy lo central para el país es lograr inversiones en el upstream (exploración y producción) en Vaca Muerta y otras cuencas. Se sabe que fijar un precio discrecional inferior al internacional va en contra de ese objetivo. Además, ningún estamento del gobierno está participando de las negociaciones, con lo cual no hay garantía de que el Ejecutivo vaya a autorizar un aumento del precio de los combustibles en los próximos meses», explicó el director de una petrolera, que pidió la reserva de nombre.

«La industria debería abroquelarse e intentar discutir una política de combustibles con el gobierno. En lo que va del año, las naftas aumentaron más por presión de los biocombustibles, de los impuestos y el dólar que por el traslado del aumento del precio del petróleo», agregó.

La incertidumbre de marzo

Según las regulaciones vigentes, está previsto que el 1º marzo se actualice el valor del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y de los biocombustibles. Solo para cubrir el alza de esos ítems, el precio en surtidor debería aumentar cerca de un 4%. Si el Brent sigue subiendo, en la industria sostienen que el alza debería ser de entre 7% y 8% para empezar a recomponer el margen de refinación en respuesta al alza de la materia prima. En el escenario actual, parece difícil que las petroleras obtengan el aval como para avanzar con ese ajuste, pero esa negociación, que involucra al gobierno, también está abierta.

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La compañía Nakasawa Resources, líder en tecnología upstream para el desarrollo de la producción global de petróleo y gas, presentó sus recientes innovaciones tecnológicas. Se trata de los sistemas Super Matroid Heater (SMH) y Super Matroid Cyclone (SMC), que tienen como propósito optimizar la producción de petróleo en pozos existentes, ofreciendo a las empresas petroleras una oportunidad para garantizar mayor rentabilidad y, al mismo tiempo, reducir el impacto ambiental que supone el uso de otras tecnologías convencionales.

“En Nakasawa sabemos que la eficiencia y la optimización son la clave para satisfacer las necesidades globales del sector petrolero y más durante estos tiempos de incertidumbre”, expresó José Wilfredo Molina, presidente y fundador de Nakasawa Resources. “Desde nuestros inicios, nos hemos centrado en alcanzar los máximos estándares de calidad y brindar los mejores servicios y resultados a través de tecnologías avanzadas enfocadas en la eficiencia y optimización de pozos petroleros”, agregó.

El SMH y SMC son soluciones que permiten tener mayor eficiencia térmica para mejorar la calidad de vapor en superficie y a nivel de yacimiento resultando en un incremento en la productividad de los pozos inyectados. Al optimizar la recuperación, los sistemas logran minimizar el impacto ambiental y reducir el volumen de agua tratada. Además, estos no generan desechos o efluentes que puedan dañar el ecosistema o medio ambiente donde se ejecuten las operaciones de inyección de vapor.

Sistemas innovadores que prometen mayor recuperación

El SMH es un sistema completo, dedicado a generar e inyectar alta calidad de vapor en el pozo petrolero. Cuenta con una tecnología avanzada que incentiva la producción de más petróleo, disminuye gastos y tiempo de operación mediante un proceso más sostenible y rentable.

Por el otro lado, el SMC es una solución disponible para aquellas compañías que ya cuentan con un OTSG convencional y buscan potenciar su productividad. Esta tecnología es adaptable a cualquier OTSG convencional, y garantiza los mismos resultados y capacidades del SMH.

Ambas tecnologías reducen la concentración de gases de efecto invernadero, incentivan la producción de más petróleo a través de un proceso que genera los siguientes beneficios:

• un vapor con más del 95% de calidad
• un 12% menos de consumo de agua
• incremento porcentual en la producción de crudo a partir de 15%
• ahorros de hasta un 25% en costos operacionales

Nakasawa también le ofrece a sus clientes un alto nivel de experiencia en la evaluación técnica de la inyección alterna de vapor de alta eficiencia para una mejor recuperación de petróleo a través de la tecnología SMH y SMC. La empresa brinda un servicio de implementación absoluta del proyecto, creando una alianza técnica que comienza desde el diseño estratégico hasta su implementación, mantenimiento y monitoreo, todo con el fin de asegurar un exitoso proceso de recuperación mejorada del petróleo en pozos de crudo pesado nuevos y maduros.

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El Ministerio de las Mujeres, Géneros y Diversidad e YPF firmaron un  acuerdo marco para promover acciones conjuntas en materia de políticas de género, igualdad y diversidad; como así también la prevención y atención de situaciones de violencia doméstica.

A partir de esta alianza con el Ministerio de las Mujeres, Géneros y  Diversidad, se busca potenciar el trabajo que realiza YPF en materia de equidad de género desde hace más de 4 años, cuando se decidió crear el Comité de Diversidad. Desde allí se diseñan e implementan políticas concretas para promover los valores de diversidad y equidad en la compañía.

El acuerdo contempla una primera línea de trabajo vinculada a la promoción de la igualdad de género y diversidad en el trabajo, abordando la problemática de la mujer y su acceso al empleo, la paridad, la corresponsabilidad familiar y la violencia en el ámbito laboral.

YPF se compromete a colaborar en la difusión de la línea 144 que está destinada a brindar información, orientación, asesoramiento y contención para las mujeres en situación de violencia de todo el país, los 365 días del año, las 24 horas, de manera gratuita.

Por último, se promoverá un trabajo de capacitación y sensibilización para los trabajadores y las trabajadoras de las estaciones de servicio que se encuentran en zonas críticas de trata de personas, con la finalidad de contribuir a la detección temprana de este tipo de casos.

De la firma del acuerdo participaron Elizabeth Gómez Alcorta, ministra de las Mujeres, Géneros y Diversidad, Josefina Kelly Neila, secretaria de Políticas contra la Violencia por Razones de Género, Sergio Affronti, CEO de YPF, María Lujan Bianchi, Chief Compliance Officer, Paola Argento, líder de Diversidad, y Santiago Carreras, gerente de Departamento de Asuntos Institucionales.

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La interventora del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), Soledad Manín, anuló los nombramientos de los directores del organismo designados por concurso durante la gestión del ex presidente Mauricio Macri. Según una auditoría que inició en marzo del año pasado la intervención, “se pudo verificar que los concursos por los cuales se designaron directores y directoras durante la gestión de la alianza Cambiemos adolecieron de graves irregularidades que requieren su anulación”. Los afectados son Andrés Chambouleyron, Marta Roscardi y Carlos Bastos, aunque ninguno ocupaba el cargo actualmente.

Cuando Federico Basualdo desembarcó como interventor en marzo del año pasado, el único de los directores que permanecía en el organismo era Marta Roscardi, pues Bastos y Chambouleyron habían renunciado y a los dos representantes nombrados por las provincias se les había vencido el mandado y no habían sido reemplazados. Por su parte, Roscardi, que se había quedado para garantizar la transición fue desplazada por la intervención. La resolución oficial, por lo tanto, no apunta a desplazar a los funcionarios sino a declarar nulas las decisiones que hayan tomado, entre ellas la Revisión Tarifaria Integral. Consultados por EconoJournal, fuentes de Cambiemos cuestionaron que una intervención avance sobre funcionarios elegidos por concurso público sin siquiera haber ido a la Justicia a impugnar el procedimiento.

Auditoría

La revisión de los concursos que encaró el ENRE comandado hasta diciembre de 2020 por Federico Basualdo, hoy en la Subsecretaría de Energía Eléctrica, arrojó como resultado que “incurrieron en vicios graves que convirtieron esos actos en nulos de nulidad absoluta. Una de las irregularidades observadas es la falta de publicidad plena y una cuestionable transparencia durante los procedimientos, particularmente en la integración de los órganos de selección y la arbitraria modificación de criterios de elegibilidad”.

Según el ENRE, “la falta de vinculación con empresas del sector eléctrico resulta fundamental para la selección de directores y directoras”. En concreto, el organismo que conduce Soledad Manín le apunta a la conformación del comité de selección del Consejo Consultivo de Políticas Energéticas, que “resulta sumamente cuestionable, debido a que se encontraba integrado por el denominado Grupo de Ex-Secretarios de Energía que formaron parte de la declaración de compromiso asumida por la alianza Cambiemos en agosto del 2014”.

Conflicto de interés

La revisión de los concursos también determinó “conflictos de interés y ética en el ejercicio de la función pública en las designaciones”. En este caso, los cañones apuntan a Andrés Chambouleyron, ex presidente del directorio del ENRE durante la gestión de Macri, que participó “en arbitrajes internacionales en calidad de experto por diferentes demandantes contra la Argentina, en la causa Azurix Corp. C. República Argentina (CIADI N° ARB/03/30) y Daimler Chrysler Financial Services AG c/República Argentina (CIADI N° ARB/05/1)”, detalla el comunicado del ENRE.

También es señalado Carlos Manuel Bastos, que fue vocal interino durante el desarrollo de los concursos, “quien participó y participa en arbitrajes internacionales en calidad de experto y testigo de demandantes contra la Argentina, en la causa AES Corporation c. República Argentina, Caso CIADI Nº ARB/02/17., la cual se encuentra en trámite a la actualidad y además intervino por la parte actora en varios precedentes en los que la Nación fuera demandada”.

En el caso de la ex vicepresidenta del directorio del ENRE, Marta Irene Roscardi, su designación se originó a partir de la recomendación efectuada por el entonces Ministerio de Energía. La auditoría del ENRE subraya: “mediante la convocatoria abierta propiciada para integrar el cargo que ostentaba Roscardi, ésta se presentó y resultó ternada para cubrirlo, siendo designada mediante el Decreto N° 84/18. Entre los fundamentos elaborados por el Comité de Selección, se destacó que ésta ya se encontraba en ejercicio del cargo, situación inadmisible para ser tenida en cuenta como sustento para su designación por resultar violatoria del principio de igualdad para con el resto de quienes integraron la terna”.

Además, el ENRE remarca que el proceso de los concursos para elegir directores del ENRE debe pasar por una comisión de 116 miembros del Congreso de la Nación, “lo que no fue debidamente cumplimentado por el ex presidente Macri”, señaló el ente regulador en un comunicado. “No existe constancia alguna respecto a la conformación de la Comisión en ninguno de los procedimientos de selección convocados para la cobertura de cargos; el P.E.N. sólo se limitó a informar las designaciones a los Presidentes de ambas Cámaras del Congreso”, agregaron desde el ENRE.

“La intervención sostiene que los procedimientos de selección de candidatos y la posterior elevación de las ternas pertinentes, la falta de publicidad en la convocatoria del primer concurso, la arbitrariedad manifiesta llevada a cabo por la administración en la integración de los comités de selección, la direccionalidad en los nombramientos y los arbitrarios cambios de criterio respecto de las aptitudes para el cargo de quienes luego fueron designados, permite sostener que existieron manifiestas irregularidades en el procedimiento que tornan nulos dichos nombramientos”, concluye el ENRE.

Conclusiones

La intervención del Entre presentó una serie de conclusiones de su auditoría, entre las que se destacan:

1. La publicidad del concurso establece: “…el procedimiento de selección (…) se iniciará mediante una convocatoria abierta que deberá difundirse en diarios de circulación masiva…”. Se violó un elemento esencial del procedimiento, lo que causa su nulidad.

2. La integración del Comité de Selección resultó arbitraria e infundada, existiendo un proyecto emanado de la Cámara de Diputados que cuestionó la idoneidad de parte de sus integrantes, advirtiendo su falta de independencia y objetividad debido a sus actividades profesionales y al peligro de que acontezca la situación en la que el regulador sea capturado por el regulado.

3. La tendencia política del grupo que actuó como “Consejo Consultivo de Políticas Energéticas”, evidenciada en documentos de acceso público, altera la objetividad e imparcialidad con las que debe contar.

4. No existieron parámetros objetivos para llevar a cabo las puntuaciones de los candidatos, quedando ello evidenciado en las actas que fueron elevadas. Tampoco se fijaron criterios previos para la confección de las ternas.

5. En la convocatoria destinada a cubrir la presidencia del Directorio, el comité dispuso que se redujera el término previsto de tres a dos años para las incompatibilidades y conflicto de intereses regulado por la Ley 25.188, resultando tal disposición contraria a la ley.

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El secretario de Energía, Darío Martínez, convocó para el 15 de marzo a una audiencia pública donde se discutirá que porción del precio de gas en boca de pozo cubrirá el Estado Nacional a través de subsidios. Sin embargo, no está previsto allí analizar las tarifas que le corresponderán a transportistas y distribuidores. A raíz, el interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), Federico Bernal, evalúa una convocatoria a una segunda audiencia que podría ser citada para el 16 o 17 de marzo.

¿Por qué una segunda audiencia pública?

La realización de dos audiencias públicas para discutir las tarifas de gas expresa las profundas divisiones que existen en el gobierno en torno a qué hacer con las tarifas, disputa que aún no se encuentra saldada.

Si bien el decreto 892/20 que aprobó el Plan Gas 2020-2024 contempla en su artículo 6 la posibilidad de realizar una audiencia pública para determinar qué porción del precio del gas natural en boca de pozo debe afrontar el Estado Nacional. Por lo general, tanto el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) como los márgenes de transportistas y distribuidoras se suelen definir en una misma audiencia pública, como ocurrió en septiembre de 2016 cuando el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren, realizó la audiencia pública en la Usina del Arte obligado por la Corte Suprema de Justicia. Sin embargo, en este caso, Bernal y Martínez avanzan por carriles diferentes y tienen ideas distintas sobre lo que se debe hacer con las tarifas.

En un gobierno que funcionara de modo más institucionalizado, es de esperar que los interventores del Enargas y del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) reporten al secretario de Energía y al ministro de Economía, tal como lo establece el organigrama vigente de la administración pública. Sin embargo, Bernal y María Soledad Manin fueron puestos allí por la vicepresidente Cristina Fernández de Kirchner y le reportan directamente a ella.

El poder real que tienen ambos interventores, más allá de su lugar formal en el organigrama del Estado, quedó evidenciado en diciembre cuando se publicó el decreto 1020/20 que le encargó a ambos entes reguladores llevar adelante la negociación tarifaria y corrió del medio a la secretaría de Energía, organismo que prácticamente no aparece mencionado en ese texto.

Pese a ello, puertas adentro del gobierno continúa una fuerte discusión sobre qué hacer con las tarifas. La vicepresidenta es partidaria de ajustar lo menos posible. Por eso Bernal les informó a las distribuidoras que solo se autorizaría un aumento de entre 7% y 9%.

El ministro de Economía, Martín Guzmán, en cambio, considera indispensable que las tarifas acompañen a la inflación para que los subsidios se mantengan constantes con relación al PIB. Por eso, busca que las tarifas al menos aumenten un 30% a lo largo del año ya que no hay forma de mantener constantes los subsidios si el ajuste es solo de 7% o 9%.

Guzmán tiene diálogo directo con Cristina Fernández de Kirchner y desde hace tiempo viene insistiendo con la necesidad de que el aumento vaya en línea con la inflación debido a la delicada situación fiscal, según confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales. La negociación abierta con el Fondo Monetario Internacional también forma parte de sus argumentos, pero hasta el momento no logró que la vicepresidenta diera el brazo a torcer.

Mientras tanto, decidió jugar la carta de la convocatoria de la audiencia para discutir el precio del PIST, movida que desconcertó a Bernal, quien para negociar el margen de aumento de 7% a 9% les había prometido a transportistas y distribuidoras que el precio del gas en boca de pozo no sufriría cambios.

La convocatoria de Martínez, quien juega alineado con Guzmán, para discutir el precio del gas en boca de pozo, sorprendió no solo al interventor del Enargas sino también a distribuidoras y transportistas, quienes ahora esperan una convocatoria de Bernal para otra audiencia, ya que la que llamó Martínez no las habilita a subir tarifas.

¿Cómo sigue la pelea de fondo?

La pelea está abierta, pero Guzmán la tiene muy difícil, pues hasta ahora no ha logrado convencer a la vicepresidenta y de ello depende que puede avanzar con un aumento mayor al que diseñó Bernal para el gas y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, para la electricidad, hombre que responde a Máximo Kirchner y que conserva su influencia sobre el ENRE intacta.

Cristina Fernández de Kirchner tomó el tema tarifario como uno de sus caballitos de batalla junto con la reforma judicial y el presidente Alberto Fernández parece haber aceptado que son áreas donde el cristinismo marca el paso. Por lo tanto, si Guzmán quiere que el aumento esté en línea con la inflación deberá seguir conversando con Cristina Fernández de Kirchner, ya que ella tiene la llave para poder avanzar por esa puerta.

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