Yearly: 2022

Integra, el holding que lideran los empresarios José Luis Manzano y Daniel Vila, que en los últimos 10 años construyó un diversificado porfolio de activos energéticos con participaciones en Edenor, Metrogas y Phoenix Global Resources, una petrolera con áreas en Vaca Muerta, cerró esta semana la adquisición del 50% de Refinor, la empresa que opera una destilería emplazada en Campo Durán, en Salta. Es la única refinería ubicada en la zona norte del país. Fuentes involucradas directamente en la operación confirmaron en exclusiva a EconoJournal la transacción, aunque evitaron confirmar el monto en juego. 

De esa manera, Integra se asoció con YPF, la petrolera controlada por el gobierno, que posee el otro 50% del paquete accionario de Refinor. “La idea es fortalecer el negocio de Refinor para asegurar el abastecimiento del noroeste, la demanda creciente de gasoil por la actividad minera ligada el litio y el potencial de exportación de combustibles hacia Bolivia y Paraguay en el futuro”, explicaron fuentes del holding liderado por Manzano y Vila. De hecho, Integra mantiene negociaciones con algunas empresas que están evaluando proyectos de litio para ingresar en ese negocio. 

Números

Integra se quedó con la participación accionaria de Pampa Energía, que controlaba un 28,5% del capital de Refinor, y también de Pluspetrol, que poseía un 21,5 por ciento. 

Refinor se construyó en 1992 para agregar valor al desarrollo de yacimientos de la cuenca del Noroeste como Ramos y Aguarague. Construyó un poliducto de 1100 Km desde Campo Durán hasta Montecristo (Córdoba) y llegó a abastecer más de 90 estaciones de servicio en Salta, Tucumán, Chaco, Santiago del Estero y Catamarca. 

Desde hace algunos años enfrenta una situación estructural desfavorable por la declinación de la producción de hidrocarburos en Salta. A raíz de eso, se complicó su acceso a las materias primas (petróleo y gas), por lo que redujo significativamente su refinación de derivados. No sólo de combustibles líquidos sino también de Gas Licuado de Petróleo (GLP). 

Oportunidad

Refinor apuesta a incrementar la inversión para aprovechar una serie de oportunidades comerciales e Integra viene a apuntalar esa decisión con fondos frescos. Por un lado, se buscará captar el crudo Medanito que sobra en Vaca Muerta, el cual podría llegar a trasladarse en camión hasta la refinería. Con ese crudo, más lo que pueda llegar a través del poliducto que une Córdoba con Salta y que es necesario refaccionar, se buscará aprovechar la demanda de productos refinados de los proyectos de litio que comiencen a desarrollarse en la Puna y también abastecer a Bolivia y Paraguay.

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Los miembros de distintas compañías del sector energético dieron cuenta del rol estratégico de la región patagónica en la transición energética. En el marco del Primer Foro de Transición Energética Sostenible que se celebró este viernes en Comodoro Rivadavia, en Chubut, representantes de Hychico, Fortescue, YPF Luz, Genneia y Aluar participaron del panel: “El rol estratégico de la región en la Transición Energética – Principales Proyectos”, en donde dieron a conocer los principales avances de las compañías en materia de transición y coincidieron en la necesidad de que exista un marco regulatorio, una Hoja de Ruta y un marco económico que le brinde credibilidad a Argentina para atraer inversiones.  

En base a esto, el gerente de energías renovables de Hychico, Ariel Pérez, reveló cuál fue el aprendizaje tecnológico y las barreras que ha afrontado la empresa de generación eléctrica. En base a eso explicó “cuando empezó el proyecto observamos que con los recursos que teníamos podíamos abastecer al mercado local, pero también al global y desde allí empezamos a relacionarnos con el mundo”. No obstante, advirtió que este camino de expandir el mercado sigue siendo posible pero que “es necesario tener una estrategia como país. Tenemos el potencial, pero este se va a desvanecer si no tomamos las decisiones a tiempo”.

En esa misma línea, sostuvo “es importante saber hacia dónde queremos ir, incorporar gente que tome decisiones y tener una vinculación regional con el mundo”. “Nuestra instalación puede ser un ejemplo vivo de lo que llamamos transición energética porque aprovechamos el viento con dos parques eólicos y con esta energía podemos producir hidrógeno”.

También dio a conocer que desde Hychico realizaron una prueba piloto para demostrar que es posible almacenar hidrógeno a gran escala. Es por esto que aseveró “en donde antes había gas puede haber hidrógeno, esa es otra forma de transición”. Y sumó “también está la posibilidad de inyectar hidrógeno en los gasoductos”.

Por su parte, el representante de la empresa australiana Fortescue Future Industries Sebastián Delgui indicó “el calentamiento global es una realidad y el hidrógeno es un vector energético clave en la transición. Hay un mercado afuera y Argentina tiene que aprovechar eso”.

Asimismo, brindó detalles sobre el trabajo que viene realizando la compañía en Río Negro y expresó “avanzamos con las autoridades de la provincia, presentamos un proyecto de iniciativa privada que fue debatido y aprobado por la legislatura. Tenemos derechos sobre la tierra de las provincias”.

Igualmente advirtió “tenemos que trabajar con las comunidades porque nuestros proyectos son grandes y debemos escucharlas. Nosotros vamos a ser auto generadores de energía y por eso hicimos nuestra línea de base con la Universidad de Río Negro y el Estudio de Impacto Ambiental con la Universidad del Comahue”. “Le pedimos a la provincia que llame a una consulta pública. A nivel nacional venimos trabajando con las autoridades en un proyecto de Ley de Hidrógeno. A diferencia de lo que ocurre en la región, Argentina en esto fue innovadora”, precisó.

Delgui también se refirió a los desafíos que presentan los proyectos de hidrógeno en el país, dado que para su puesta en funcionamiento es necesario construir parques, un puerto y plantas. Por esto afirmó “hay que generar reglas de juego para que podamos devolver el capital que nos prestan y tener una mirada a largo plazo. Tenemos que trabajar en una ley moderna que incentive al sector”.  

Pasos a seguir

Por otro lado, el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano, aseguró “siempre pensamos en una energía eléctrica sustentable, que sea rentable y perdure en el largo plazo. Argentina tiene una oportunidad única por sus recursos naturales, tenemos Vaca Muerta, vientos, sol, el mar, por eso debemos ponernos de acuerdo y tener una regulación para poder mirar hacia el futuro. También necesitamos más capacidad de transporte”.

Siguiendo con esto, remarcó “la energía renovable hoy no es cara, es sustentable y hay demanda. Ahora se trata de una complementariedad de gas y renovables”. También agregó “el hidrógeno es la forma de convertir el sol y el viento en un bien exportable, porque para 2030 puede ser competitivo. El potencial del litio también nos posiciona con una gran oportunidad a futuro”.

Del mismo modo informó sobre el trabajando que viene realizando la compañía: “Tenemos que pensar como darle valor al gas de modo sustentable, por eso estamos pensando en la captura de dióxido de carbono en las turbinas de generación eléctrica, con la cual podemos convertir una generación térmica con gas natural en una central que no emita CO2”.

En consonancia con Mandarano, el CEO de Genneia, Bernardo Andrews, subrayó que “hay un círculo virtuoso que nace de la articulación público-privada, en donde el estado dirige y crea condiciones”. “Hace cinco años surgió una regulación que le daba un marco a la energía renovable y de allí nacieron programas para cubrir las debilidades que tenía el sistema argentino en su capacidad de contratar energía a largo plazo”, expuso.

Además, Andrews destacó que a partir de esta situación “se comenzó a pensar en una transición en donde se requerían garantías de Bancos de Fomento”.“Esto lo debemos tener en cuenta porque fueron los elementos que formaron las bases para la competitividad de la industria, no podemos ignorar que la energía renovable se puede integrar al sistema argentino que presenta gran complejidad”

Además, expresó “en este marco, con estas características, se ha desarrollado la energía renovable y de manera muy rápida. Antes teníamos 80 megawatts operando y hoy casi tenemos 900 MW. Las cosas se pueden llevar a cabo, pero es necesario planificar. La transición es un cambio de consciencia y requiere herramientas”.

También concluyó “no sabemos cómo se va transportar la energía a largo plazo. Tenemos enormes cuellos de botella”. “Hay empresas muy comprometidas con la capacidad de construir parques eólicos y solares para alimentar el crecimiento de la energía eléctrica, desplazar la contaminante y ponerla a disposición del país como una fuente de exportación de divisas. El poder articulador del estado para buscar consensos es fundamental”, argumentó.

A su turno, Gabriel Vendrell, gerente de Recursos Energéticos en Aluar Aluminio Argentino, presentó que la huella de carbono de la compañía “es muy baja porque hay una parte de suministro hidroeléctrico y otra con gas natural”. “Hemos invertido más de USD 400 millones en energía eólica, tenemos un parque de 165 MW y nuestra planta es abastecida por nuestro propio parque con energía renovable”.

Sin embargo, puntualizó que “para llegar a un aluminio verde es necesario realizar más inversiones en infraestructura”, y que “si el Estado generaría las condiciones, muchas empresas apostarían en las líneas de trasmisión llenando esa capacidad con más potencia eólica”.

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El intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque, señaló que la provincia de Chubut “tiene el desafío de atraer inversiones para desarrollar, desde Puerto Madryn a Comodoro y de Arroyo Verde hasta Ramón Santo, un potencial de 10 gigawatts (GW) en energía eólica. Actualmente generamos 1,3 GW, por lo que esto significa multiplicar por 10 lo hecho hasta ahora, estableciendo las pautas para que en los próximos años se pueda generar 2,5 millones de toneladas de hidrógeno”. Lo hizo este viernes en la inauguración del primer Foro de Transición Energética Sostenible que se realiza en la ciudad chubutense, la más poblada de la provincia, en el marco de la 8° Expo Industrial, Comercial y de Innovación Tecnológica 2022.

Además, Luque destacó que “somos la provincia que más energía limpia produce y la que más generadores eólicos tiene”. “La inmensa experiencia que tenemos en la producción de hidrocarburos y de energías limpias nos debe colocar en la primera línea del desarrollo de energías renovables a partir de la instalación de los primeros parques eólicos de escala y de contar con una de las primeras plantas de producción de hidrógeno verde (H2) del mundo”, enfatizó, en referencia al Parque Eólico Antonio Morá, que tiene 20 años, y de la planta de hidrógeno de Hychico, que funciona desde 2008.

También participaron de la presentación del foro el gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, que estuvo a cargo de la presentación, la secretaria de Energía, Flavia Royón, el presidente de YPF, Pablo González, las embajadoras de Chile, Bárbara Figueroa Sandoval, y de Países Bajos, Annemieke Verrijp y el viceembajador de Australia, Mike Wight, y el vicegobernador de Santa Cruz, Eugenio Quiroga.

“Es un día histórico para la provincia de Chubut. Hoy, tenemos el orgullo de ser sede de un evento que permite idear, proyectar y consolidar un camino certero hacia una matriz energética sostenible”, sostuvo Arcioni, y aseguró que “las inversiones van a venir con normas claras, y hoy la Argentina y Chubut las están dando”.

El gobernador destacó también: “es importante recibir a todos estos actores que trabajan para seguir potenciando los recursos de hidrocarburos de nuestro país, que tiene una enorme riqueza. No sólo crece Chubut, no sólo crece la región; también crece Argentina”.

Foro

El evento fue organizado por la Municipalidad de Comodoro Rivadavia, la Agencia Comodoro Conocimiento, el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), la Asociación de Transición Energética Sostenible (TES) y la provincia del Chubut.

En tanto, Pablo González de YPF anunció la licitación de 11 millones de metros cúbicos (m3) para abastecer el tramo del Gasoducto Néstor Kirchner que llegará hasta Salliqueló. “Adicionalmente, vamos a manifestar producción incremental en esa licitación para poder exportar a Chile. Así, entre enero y marzo vamos a aumentar significativamente nuestros envíos al país vecinos. En suma, estamos hablando de energía de transición, pero también de integración”, aseguró el ejecutivo.

Según sus precisiones, entre 2016 y 2019 se perdieron entre 4.000 y 5.000 puestos de trabajo en Santa Cruz. Algo similar, añadió, tuvo lugar en Chubut. “En el pasado, cuando caía la producción, caía el presupuesto, y ese costo lo pagaban los trabajadores. Tengo el privilegio de haber informado, bajo mis años de gestión, únicamente presupuestos de crecimiento. Asimismo, desde que estoy en YPF nunca se ha despedido a ningún trabajador”, se jactó.

De acuerdo con el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Martín Cerdá, el foro fue pensado para que todos puedan participar e interiorizarse sobre lo que actualmente está sucediendo a escala global con la transición energética. “Con el granito de arena que nosotros estamos en condiciones de aportar dese nuestros hogares al momento de cuidar la energía y ser eficientes, podemos ayudar a todo el eslabón de la cadena energética para tener un planeta más sustentable”, aseveró.

A su turno, Luis Juncos, intendente de Rada Tilly, consideró “una linda experiencia” la puesta en agenda de la transición energética y la generación de energías renovables.  “Estas temáticas no sólo deben ser prioritarias para la comunidad científica, sino también para la gente y la política. Sólo así las nuevas energías llegarán a ser competitivas en nuestro país”, proyectó.

Hidrógeno

En el discurso que dio en el Foro de Transición Energética Sostenible, Luque hizo fuerte hincapié en el desarrollo del hidrógeno. “A estas nuevas fuentes de energía como el hidrógeno verde, debemos pensarlas de forma integral para lograr un auténtico desarrollo, pensando en la posibilidad de constituirnos en un hub de conocimiento potente, en un centro de operaciones y de producción de nuevas formas de energías que sea neurálgico para el desarrollo de nuestra provincia, de la Patagonia y del país”, describió el intendente de Comodoro Rivadavia.

Además, Luque explicó que el desarrollo de energías renovables “tiene un potencial enorme para la creación de riqueza en nuestro país” y que “se prevé que pueda crear 50.000 empleos y generar exportaciones por más de US$ 15.000 millones ligados al hidrógeno”.

Transición

Luque vinculó la historia petrolera de Comodoro Rivadavia con la energía eólica y el hidrógeno: “tenemos una economía que necesita sumar nuevos desarrollos, ampliando y diversificando la matriz energética. No se trata de hacer morir a un modelo que ha sido exitoso para nuestra comunidad, sino de permitir que también nazca lo nuevo. Se trata de no perder estas oportunidades que nos posibilitan estas nuevas tecnologías y que requiere muchísimo esfuerzo e inteligencia estratégica, planificación y seriedad en la gestión para que podamos convertirla en una realidad efectiva”.

Hoja de ruta

Por último, Luque describió una “hoja de ruta” con mirada a largo plazo y donde se ponga el foco en el desarrollo tecnológico: “es necesario discutir sobre una ley de hidrógeno que brinde previsibilidad jurídica a las inversiones y podamos crear un polo científico-técnico-productivo para capacitar a nuestra mano de obra, generar desarrollo económico y social y conseguir las divisas que el país necesita”.

El mundo está demandando cada vez más hidrógeno verde y “la Argentina, la Patagonia y, particularmente, Chubut, puede ser uno de los grandes proveedores, generando un mercado nacional e infraestructura interna que permita cantidades crecientes y escalables de H2”.

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La transición energética es uno de los principales ejes temáticos en la agenda de trabajo de la Secretaría de Energía de la Nación, al igual que el ahorro de energía, el consumo responsable, la explotación de Vaca Muerta, el fortalecimiento de la infraestructura de transporte, la exploración offshore y la generación nuclear. Así lo aseguró la titular del área, Flavia Royón, al presentarse en el panel ‘Transición Energética – Articulaciones público-privadas como desafío y oportunidad para la Argentina y la región’, durante el primer Foro de Transición Energética Sostenible celebrado en la ciudad chubutense de Comodoro Rivadavia.

A su entender, la producción de hidrocarburos no necesariamente colisiona con la necesidad de diversificar la matriz de energía. “Hay que considerar que casi un 30% de la generación energética global todavía procede del carbón. En ese sentido, la Argentina todavía tiene mucho por ofrecerle al mundo en favor de la transición”, puntualizó. La premisa para el país, especificó, es que dicha transición sea justa, asequible y sostenible en el tiempo. “Asimismo, debe tener en cuenta la realidad productiva y macroeconómica nacional”, apuntó.

Promover la transición energética, indicó, no sólo es garantizar certidumbres para la inversión, sino también involucrar al sistema tecnológico y científico, a la industria y a las pequeñas y medianas empresas (PyMEs) locales en la cadena de valor. “No apuntamos a exportar únicamente energía y combustibles, sino también productos y servicios especializados”, reveló.

Consultada por el moderador Rodrigo Vázquez, asesor del Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética de GIZ Chile, acerca del proyecto de Ley de Hidrógeno, Royón resaltó la labor llevada a cabo en conjunto con la Secretaría de Asuntos Estratégicos y la Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo. “Adicionalmente, estamos trabajando en el Plan Estratégico para el Desarrollo del Hidrógeno, entendiendo que debe haber una hoja de ruta para materializar lo dispuesto por la ley, dándole a los inversores la seguridad jurídica y fiscal que necesitan, y priorizando el trabajo argentino”, recalcó.

Desde su perspectiva, ninguna propuesta será viable sin licencia ambiental y social. “Los problemas macroeconómicos de la Argentina constituyen un riesgo para la inversión en energía. Pero ningún riesgo es mayor que la falta de validación social”, sentenció.

Nuevas normas

Cuando el marco legal para el desarrollo del hidrógeno en el país estaba próximo a vencer, Gustavo Menna, ex diputado nacional por Chubut, se propuso renovarlo. “El régimen vigente había nacido en 2006, a la par de la ley para fomentar los biocombustibles, en consonancia con los compromisos internacionales asumidos por la Argentina para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI)”, recordó.

En 2019, detalló, el Congreso de la Nación estableció los presupuestos mínimos para morigerar los efectos del cambio climático global. “No obstante, a fin de avanzar en la transición energética se necesitan nuevas normas. La buena noticia, en ese sentido, es que tenemos diversos proyectos de leyes con estado parlamentario, incluyendo el de mi autoría”, avisó.

Tal como sucedió con la Ley de Energías Renovables, ejemplificó, hay que dejar de lado las disidencias políticas para estimular el desarrollo industrial del hidrógeno, con foco en el hidrógeno verde que no deja huella de carbono. “Las medidas de promoción deberían orientarse a la integración de partes locales y a la superación de las diferencias de competitividad en los costos”, señaló.

Dos pilares

A decir de Graciela Misa, secretaria del Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía (CACME), el diseño y la aplicación de nuevas tecnologías de desarrollo energético deben tener como metas finales el bienestar de la población y el cuidado del planeta. “Los dos pilares fundamentales de este proceso son la humanización y la alfabetización de la energía. El primer concepto alude al protagonismo del consumidor a la hora de favorecer la eficiencia energética. El segundo, en tanto, a los procesos educativos necesarios para potenciar la demanda responsable, en todos los niveles, a escala mundial”, argumentó.

Hoy se percibe como natural que al tocar un interruptor se encienda una luz, comentó, ignorando la verdadera complejidad del proceso que lo permite. “Por lo general, la gente no sabe cómo funciona una línea de alta tensión, un sistema de gasoductos o uno de oleoductos”, advirtió.

Otra premisa clave es la integración, añadió, aspecto que en su opinión no se limita a las instalaciones físicas vía redes eléctricas o gasoductos, sino también a la sanción de normativas supranacionales. “Para ampliar la integración regional no alcanzará con regulaciones meramente locales”, cuestionó.

Señales claras

De acuerdo con Pablo Tello, asesor técnico del Proyecto Descarbonización de GIZ Chile, por estos días el sector privado reclama certezas fiscales y normativas que se prolonguen en el largo plazo. “Lo que necesitan los inversores, básicamente, es claridad sobre cómo se desenvuelven los proyectos en cada país. Los desarrolladores no pueden tener por delante 20 puertas a las que golpear para asesorarse al respecto, necesitan una ventana única”, subrayó.

Es crucial, a su criterio, que las naciones que buscan inversiones extranjeras adopten una estrategia bien definida sobre cómo insertarse en el mercado mundial. “La Argentina, por caso, no puede desaprovechar el enorme potencial que posee para producir hidrógeno y fuentes energéticas renovables”, enfatizó.

Resulta gratificante, manifestó el experto, que ya se encuentre en marcha el primer proyecto latinoamericano de hidrógeno. “De cara al futuro, hay que alentar la potenciación del hidrógeno verde a nivel local y regional”, concluyó.

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La Secretaría de Energía y la Secretaría de Asuntos Estratégicos con el apoyo de Y-TEC avanzan en el diseño de una estrategia nacional con perspectiva federal que permita apuntalar el desarrollo de la economía del hidrógeno.

Con la participación de representantes de las carteras energéticas de 19 provincias se realizó una jornada de trabajo que permitió profundizar el abordaje de los desafíos y oportunidades para el desarrollo de un vector clave en la diversificación de la estructura productiva y exportadora del país.

El encuentro contó con la participación de la secretaria de Energía, Flavia Royón; la titular de Asuntos Estratégicos, Mercedes Marcó del Pont; el secretario de Industria y Desarrollo Productivo, José Ignacio de Mendiguren; y las autoridades de Y-TEC, Roberto Salvarezza y Eduardo Dvorkin.

Durante la apertura de las jornadas en la sede de Y-TEC Marcó del Pont expresó “el desarrollo de las energías limpias como el hidrógeno constituye un enorme desafío». «Tenemos que trabajar en forma articulada y federal para garantizar que el país participe en los diferentes segmentos de las cadenas de valor con nuestros recursos naturales pero también con nuestros conocimientos, competencias tecnológicas y capacidades productivas”.

En ese sentido, la secretaria de Energía afirmó “el desarrollo del hidrógeno representa una oportunidad para Argentina, tanto para abastecer el mercado interno como para la exportación». «Nuestro país tiene ventajas comparativas y competitivas en este sector y un gran potencial en todas las energías renovables que tenemos que desarrollar”, indicó para destacar que “la participación de 19 provincias reafirma los acuerdos y la mirada federal que necesitamos en el sector energético”.

Por su parte, De Mendiguren destacó la importancia de “encarar el desarrollo del hidrógeno en Argentina desde lo estratégico con el fin de fortalecer las capacidades industriales, científicas y tecnológicas, y así ampliar nuestra matriz productiva y energética». «Queremos fortalecer el acervo científico-tecnológico y protegerlo. Que se exporte la tecnología y la ciencia que esta actividad va a generar”, precisó.

Durante sus intervenciones las y los funcionarios destacaron la relevancia que tienen aspectos como la inversión en tecnología, la creación de marcos regulatorios, la generación de capacidades y la existencia de financiamiento para el desarrollo de la economía del hidrógeno en la Argentina.

Royón, Marcó del Pont y De Mendiguren ponderaron la articulación con las provincias para avanzar en el diseño e implementación de la Estrategia Nacional del Hidrógeno para facilitar las inversiones en el sector y consensuar un proyecto de ley de promoción del hidrógeno.

Asimismo De Mendiguren planteo “es necesario sostener el desarrollo de proveedores, que se exporte la tecnología y la ciencia que esta actividad genera, ya que la demanda a escala global abre la posibilidad de nuevos mercados de exportación para nuestro país”.

En tanto, Royón consideró que “tenemos una gran oportunidad para el crecimiento del país y la construcción de un sistema energético sustentable. Para eso necesitamos acuerdos públicos y privados, que nos permitan definir reglas claras, previsibilidad y un marco normativo para fomentar las inversiones en el sector”.

La secretaria de Asuntos Estratégicos aseveró “debemos trabajar juntos para garantizar agendas y políticas de mediano plazo que permitan materializar nuestro trabajo en una propuesta de desarrollo y un posicionamiento del país que permita potenciar el impacto de las inversiones en sectores como el hidrógeno”.

Las jornadas realizadas en la sede de Y-TEC contaron con las intervenciones de las subsecretarias de Planeamiento Energético, Industria y Estrategia para el Desarrollo, Cecilia Garibotti, Priscila Makari y Verónica Robert.

También estuvieron presentes el secretario de Planificación y Desarrollo Sustentable de Río Negro, Daniel Sanguinetti, y el Secretario de Hidrocarburos de Tierra del Fuego, Alejandro Aguirre.

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El mundo habla de la transición energética y traza planes para descarbonizar la economía en el mediano plazo. “Net zero” es ahora un hashtag universal y un objetivo corporativo global. Argentina, en lugar de ocupar el rol central que podría tener, aparece más como un espectador del proceso: el país tiene los recursos naturales y el potencial humano, pero también falencias institucionales, macroeconómicas y de seguridad jurídica que neutralizan ese potencial. 

No es un secreto que la transición energética requiere enormes inversiones, con un gran componente de inversión externa. Los Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030, aprobados en octubre de 2021, reconocen la necesidad de millonarias inversiones para alcanzar una generación renovable del 30% de la demanda eléctrica en 2030 (una inversión total de aprox. US$ 13.970 millones, de los cuales aprox. US$ 6.670 millones son requerimientos de divisas). Esa cifra solo mira la inversión en generación renovable, sin considerar otras inversiones asociadas a la transición energética como el incremento de la producción de gas natural (“el” combustible de la transición), desarrollo de gasoductos, construcción de infraestructura portuaria, desarrollo de proyectos de GNL, ampliación de la red de transmisión eléctrica, inversiones en generación y transporte eléctrico y en plantas de producción asociadas al desarrollo del hidrógeno verde, etc. 

Las grandes inversiones que cada tanto se anuncian en los medios van a paso más que lento, esperando a ver si, y cómo, avanzan los cambios fundamentales que debe hacer la Argentina para que esos proyectos se concreten. En el interín, las únicas inversiones en energía e infraestructura que se realizan en el país son inversiones estatales o inversiones de empresas locales o extranjeras ya radicadas en la Argentina que deciden reinvertir una parte de los pesos que tienen atrapados en el país desde hace tres años como manera de mitigar parcialmente el impacto de la pérdida de valor de la moneda local. Esos pesos, empero, son insuficientes para cubrir las demandas de la transición energética (y, en general, del desarrollo del país) que requieren de inversión externa y divisas que el país no posee y que le está costando generar hace varios años. 

Sin embargo: ¿qué inversor extranjero va a invertir en un país que al mismo tiempo que le dice que lo recibe con los brazos abiertos, le informa que no va a permitirle repatriar su inversión? Ningún roadshow en el exterior, por más presentaciones y proyecciones que incluya, puede revertir fácilmente el historial de un país que cambia todos los días las reglas del juego, especialmente en materia cambiaria. 

Por otra parte, en el afán de restringir la demanda de divisas, la Argentina entierra sus chances de generarlas. Argentina quiere convencer al mundo de ser un destino para sus inversiones y, al mismo tiempo:

No devalúa formalmente, pero “ofrece” un abanico de tipos de cambio legales, algunos creados por el mercado y muchos otros por el propio gobierno (dólar oficial, dólar solidario, dólar tarjeta, dólar soja y dólar bolsa, dólar Netflix, dólar tecnológico, dólar Qatar y dólar Coldplay, entre otros) y una brecha abismal. 

Obliga al exportador a liquidar sus divisas al tipo de cambio oficial pero también le limita sustancialmente el acceso al MLC para compras de bienes y servicios necesarios para continuar su actividad generadora de divisas. 

Le dice al inversor extranjero que, como regla, sólo puede transferir al exterior una parte limitada de las utilidades de su inversión (30% de los aportes de capital ingresados vía MLC desde enero 2020) y que no puede repatriar nada de lo invertido con anterioridad. 

Le dice al inversor extranjero que no puede recuperar el capital de préstamos efectuados antes de octubre de 2020 a su sociedad local. Respecto de los financiamientos anteriores a octubre 2020 también les dice a bancos del exterior y bonistas internacionales que solo podrán cobrar el 40% del capital y que deben aceptar refinanciar a dos años el 60% restante. Si bien Argentina promete que esta restricción no aplica a los nuevos préstamos, todos se preguntan qué pasará con aquellos nuevos préstamos ante la próxima crisis de reservas que sufra el país.

Limita sustancialmente la capacidad de las empresas locales de pagar servicios al exterior, aplicando cupos anuales que no tienen en cuenta la realidad empresaria, especialmente para proyectos nuevos; y hace que el pago de importaciones de bienes, muchos de los cuales son indispensables para el desarrollo local, se transforme en una gesta imposible. En la actualidad un importador debe superar 5 niveles de restricciones para poder pagar importaciones vía el MLC (CEF, requisitos generales de acceso al MLC, SIRA (ex SIMI) y plazos mínimos de repago, cupos y restricciones adicionales “temporarias” sobre las anteriores).

Además, todas estas reglas, condiciones y restricciones cambian de semana a semana al ritmo de la suerte de las magras reservas del BCRA, con cambios intempestivos y mecanismos de excepción y excepciones de las excepciones, que complican la operatoria, dejan lugar a cierta discrecionalidad y generan un halo de desconfianza en el sistema.

Por diversos factores, la creación de regímenes promocionales en materia cambiaria no fue suficiente para revertir la desconfianza. Primero, los regímenes creados desde 2020 no aseguran al inversor la libre disponibilidad de divisas de su inversión. En el mejor de los casos, se le permite utilizar en el exterior una parte de las divisas para fines pre-autorizados. En los demás casos, se sigue exigiendo al inversor liquidar al tipo de cambio oficial sus exportaciones y se le “promete” que tendrá acceso al MLC para ciertos fines pre-autorizados (que excluyen el pago de importaciones, pago de servicios o la posibilidad de invertir en el exterior, entre otros), obligándolo a confiar en que – llegado el momento – el acceso al MLC será respetado por la misma autoridad que muchas veces se lo negó a pesar de haber cumplido con todas las condiciones vigentes al momentos de realizar la inversión. 

Segundo, el inversor tiene cierto temor sobre si se cumplirá con el régimen promocional. Motivos no faltan. Alcanza con recordar la actitud oficial en 2002 frente a los beneficios otorgados en 1989 a los productores de hidrocarburos, o reparar en que a pesar de haber realizado tiempo atrás las inversiones exigibles bajo el régimen promocional del Decreto 929/13, recién se reconoció formalmente el carácter de beneficiaria de Compañía de Hidrocarburo No Convencional S.R.L en septiembre de este año. Además, vinculado con lo anterior no existe protección en materia de estabilidad de los beneficios. La mayoría de los regímenes fue aprobada por decreto o normas del BCRA que fácilmente son reemplazables por otras y, salvo por el Decreto 234/21, ninguno establece un compromiso firme y expreso de estabilidad. 

Al hablar con inversores extranjeros, incluso quienes tienen o han tenido actividad en el país, el tema cambiario se ha transformado en uno de los focos centrales de sus preocupaciones. Quien invierte en un país, aun cuando lo haga en proyectos de largo plazo, quiere tener la seguridad de que podrá repatriar las utilidades de su inversión. Necesita tener la certeza de que podrá pagar las importaciones necesarias para concretar el proyecto y que el costo del financiamiento no se verá impactado por el temor del prestamista a no poder recuperar el capital prestado o a un cambio constante de las reglas de juego. Por razones similares, los inversores locales también dudan en encarar proyectos de envergadura. Si bien puede no estar presente la preocupación sobre la repatriación de la inversión, sí comparten los temores respecto de los problemas que el brutal cepo genera en el financiamiento, desarrollo y operación de los proyectos. 

Puede ser que los controles cambiarios busquen mitigar otro gran problema que tiene el país, como es la salida constante de divisas, consecuencia de la desconfianza que generan (puertas adentro y puertas afuera) malas decisiones políticas y económicas, incluyendo entre otras, el patológico y casi centenario déficit fiscal. Sin embargo, aunque cueste reconocerlo, hasta que Argentina no establezca un sistema cambiario uniforme, claro, no discrecional y estable, probablemente siga siendo un país con mucho potencial pero donde las inversiones y proyectos para hacer realidad ese potencial no se concretan y, mucho menos, resultan sostenibles en el largo plazo.

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La discusión sobre la letra chica del esquema de contractualización del mercado de gas para los próximos seis años —que se materializará en una nueva versión del Plan Gas que se extenderá entre 2025 y 2028— escaló al máximo nivel del gobierno. EconoJournal publicó la semana pasada que la publicación del decreto presidencial que oficializará el nuevo programa de estímulo al gas llevaba casi 20 días de demora porque el Ejecutivo no era capaz de encontrar una fórmula que genere consenso entre los principales productores del hidrocarburo.

Una semana después esa divisoria de agua entre quienes apoyan la regulación que redactó la Subsecretaría de Hidrocarburos que dirige Federico Bernal —fundamentalmente YPF y Tecpetrol, los dos mayores productores de gas de la cuenca Neuquina— y quienes se oponen —aunque con distintos argumentos, en ese lote figuran Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, TotalEnergies y CGC, entre otras— sigue sin saldarse.

Por el contrario, a las conversaciones que vienen manteniendo funcionarios nacionales y directivos de petroleras, esta semana se sumaron los gobernadores de algunas provincias petroleras —como Mariano Arcioni, de Chubut, y Alicia Kirchner, de Santa Cruz—, que concretaron gestiones oficiosas ante la Casa Rosada y el ministro de Economía, Sergio Massa, para defender la posición de las productoras que operan en sus territorios.

Fuentes provinciales explicaron que el objetivo de mínima es evitar que esta nueva versión del Plan Gas termine motorizando una concentración del flujo de inversión en Vaca Muerta en desmedro de otras cuencas productoras como la Austral y la del Golfo San Jorge.

Talón de Aquiles

A última hora del lunes, el Ejecutivo envió a las empresas la última versión de las cinco resoluciones que pondrán en marcha el nuevo Plan Gas. Este medio accedió a esos documentos. El talón de Aquiles del programa que redactó Bernal sigue siendo el capítulo que regula qué empresas tendrán prioridad para exportar gas hacia Chile durante la temporada estival, que se extiende desde el 1 de octubre al 30 de abril.

La disputa por cómo quedará redactado ese anexo —denominado ‘Procedimiento de autorización de exportaciones de gas natural— explica por qué el Decreto firmado por Alberto Fernández aún no vio la luz. La expectativa de la Secretaría de Energía era presentar esa norma —que ya fue girada a la secretaria de Legal y Técnica, Vilma Ibarra— a más tardar este martes. Algunos se ilusionan con que finalmente se publique este viernes (mañana), pero de un relevamiento entre productoras se percibe rápidamente que la cuestión de fondo está lejos estar resuelta.

Veredas opuestas

El borrador inicial que giró Hidrocarburos a las empresas incluía, tal como publicó este medio, tres moduladores para definir cómo asignar los permisos de exportación hacia Chile y en qué orden hacerlo. En este último borrador, los moduladores son sólo dos, aunque lo más importante sigue sin definición, porque el borrador no precisa qué porcentaje se le asignará a cada uno de los dos mecanismos.

Básicamente, el texto sigue priorizando a las compañías de mayor tamaño a las que se les garantizaría la mayor parte del mercado de exportación. Se optó por esa alternativa para favorecer a YPF, la petrolera controlada por el Estado, que es el principal productor del gas de la Argentina y en especial de Neuquén, le cuenca con mayor potencial de crecimiento de la mano de Vaca Muerta. Indirectamente, ese esquema benefició también a Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, que con el desarrollo en tiempo récord de Fortín de Piedra se convirtió en el segundo productor de gas de la cuenca.

Al tomar ese camino, Bernal se metió en una trampa de doble agarre. Desde lo conceptual, con la decisión de premiar a los mayores jugadores del mercado se barrió casi con cualquier atisbo de competencia para acceder a la ventana de exportación.

Podría haberse optado, en cambio, por establecer que el mercado chileno de gas se repartiría entre quienes ofrezcan los precios más bajos en la subasta que se llevará adelante en noviembre. Así funcionó, de hecho, el Plan Gas.Ar que diseñó el equipo del ex ministro Matías Kulfas y puso en marcha el equipo de Darío Martínez. Pero se optó por asegurarle ese negocio a YPF eligiendo como criterio la cantidad de gas inyectada en el sistema.

Es una mirada discutible en términos de objetivos de política pública. Son varias las voces, en especial en la política, que defienden la conveniencia de garantizar una transferencia de renta en favor de la petrolera controlada por el Estado, que fue la que mayoritariamente deriskeo y puso en valor Vaca Muerta. Pero el problema central, en este caso, es que para favorecer a YPF, Bernal elaboró un programa que cambia las reglas de juego que instrumentó este mismo gobierno en enero de 2021.

El Plan Gas.Ar, que finaliza el 31 de diciembre de 2024, aplicó un criterio federal según el cual, aunque Vaca Muerta tuvo una marcada centralidad porque es la oportunidad excluyente del país, también se contempló la inversión en otras cuencas como el offshore de la cuenca Austral, al sur de Tierra del Fuego, y los yacimientos convencionales y tight gas de Santa Cruz y en menor medida de Chubut. ¿De qué manera? Implementando esquemas que permitieron que casi todas las empresas que inviertan para elevar su producción tengan acceso al mercado de exportación hacia Chile, que es el segmento que paga precios más caros (este verano se venderá gas a más de 7 dólares, el doble que la media del mercado doméstico). La licitación que se llevará a cabo en las próximos semanas va a contramano de esa visión federal de balancear la distribución del negocio de exportación entre todos los actores del sistema.

Cambios menores

El gobierno incluyó en el último borrador una serie de modificaciones para intentar legitimar el nuevo Plan Gas entre algunas de las empresas díscolas. A grandes rasgos, incorporó dos novedades. Por un lado, si bien mantuvo dos moduladores que se basan en el volumen inyectado para asignar permisos de exportación, estableció en el punto 3.5 del Anexo en cuestión que cada empresa podrá obtener, como máximo, un 30% de las ventas totales de gas hacia Chile. Con ese tope, aceptó, a pedido de algunas petroleras, limitar que YPF y Tecpetrol monopolicen el negocio de exportación. Es decir, como máximo, ambas empresas podrán concentrar un 60% de las ventas.

Al mismo tiempo, Hidrocarburos modificó el punto 6.5, que establecía que un cupo de las exportaciones se definiría por el descuento que signifique para el Estado contar con una mayor producción de gas a fin de reducir las importaciones de LNG y combustibles líquidos para generación. En ese apartado se agregó que se premiará a las productoras que eviten el declino desde las cuencas onshore Austral y del Golfo San Jorge, que son estratégicas para garantizar el abastecimiento del sistema de transporte de gas desde el sur del país.

¿Cómo serán beneficiadas? En esos casos, el descuento para el Estado se calculará comparando —y deduciendo— el precio del gas de esos campos locales con el valor del gasoil en el mercado de Nueva York (NY Harbor ULSD). ¿Qué quiere decir eso? Que si, por ejemplo, el precio del gasoil promedió en 12 meses un precio de 25 dólares y las productoras de Santa Cruz y Chubut le venden gas a Cammesa —la empresa que administra el mercado eléctrico (MEM)— a un precio de 9 dólares, el descuento se calculará a partir de los US$ 16 de diferencia que existen entre ambos valores.

“La lógica es que como con el gas nuevo que se inyecte en el gasoducto San Martín se reemplazarán importaciones de gasoil en invierno para las centrales eléctricas, tiene sentido comparar ambos valores. Sin embargo, asumiendo que el precio del gasoil está muy alto, se podría haber buscado una alternativa más económica”, advirtió un ex funcionario del área energética.

Habrá que ver cómo se ajustan las normativas, dado que algunas fuentes privadas señalaron incluso que la redacción de los documentos es defectuosa en cuanto a la técnica legislativa. “Da la sensación que le falta un barniz del área de Legales de la Secretaría. Hay pasajes muy confusos”, admitió el vicepresidente comercial de una petrolera, bajo reserva de nombre.

El cierre de la negociación no puede extenderse mucho tiempo más. El ministro Massa había fijado que el proceso de licitación bajo este nuevo Plan Gas debería estar concluido el 31 de octubre. No hay tiempo material para llegar en ese plazo. Pero la secretaría de Energía, Flavia Royón, no quiere extenderse más allá del 15 de noviembre. El reloj está corriendo.  

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El nuevo Sistema de Importaciones de la República Argentina (SIRA) comenzó a regir el lunes pasado. El secretario de Comercio, Matías Tombolini, informó que sólo ese primer día ingresaron más de 10.000 solicitudes de importaciones por un valor superior a los 1400 millones de dólares. El aluvión se explica por el freno que había registrado en las últimas semanas el Sistema Integral de Monitoreo de Importaciones (SIMI), ahora reemplazado por el SIRA, y la consecuencia es un cuello de botella que afecta al sector energético, entre muchos otros.

El freno complica particularmente los planes de perforación de pozos en Vaca Muerta, una de las prioridades del gobierno con vistas a elevar la cantidad de gas disponible para el próximo invierno. Varios directivos de empresas operadoras y de servicios manifestaron su preocupación por la demora para traer repuestos y maquinarias.

“Hace tres semanas no podemos importar nada. Primero porque la SIMI estaba planchada. Después tiraron abajo la SMI. Hicimos la presentación en el SIRA y hace tres días que no pasa nada. Tengo tapones para fractura frenados y si no llegan esos tapones no se fractura porque no hay tapones de esa medida en la Argentina”, aseguró a EconoJournal un empresario del sector petrolero, desesperado por el freno a la importación.

SIRA por SIMI

El Programa de Incremento Exportador o «dólar soja» incentivó la liquidación de 8123 millones de dólares de ese grano y derivados en septiembre, un mes en el que las exportaciones del agro históricamente son un tercio de ese valor. El Banco Central embolsó 4968 millones de dólares, 64 por ciento del total ingresado a través del Programa. Para cuidar esos dólares se decidió poner en marcha una batería de medidas que incluyeron el reemplazo del SIMI por el SIRA.

La consecuencia inmediata del cambio de sistema fue que las más de 4500 cautelares que habían obtenido las empresas para seguir importando al tipo de cambio oficial cayeron porque quedaron abstractas ya que habían sido hechas sobre un sistema que dejó de tener vigencia.

Al mismo tiempo, el gobierno elevó la cantidad de bienes que dejaron de tener Licencia Automática (LA) para importar. El 41% del total está ahora bajo el régimen de Licencia No Automática (LNA) y debe pedir autorización.

Eso le otorga un mayor control al gobierno, aunque desde Economía aseguraron que el nuevo sistema va a ser más rápido porque permite la verificación del cupo importador en tiempo real. Además, afirman que una vez que se aprueba la SIRA el importador recibirá la fecha de pago que en el caso de las pymes es de 60 días.

Una dificultad planteada por los empresarios pyme industriales es la imposibilidad de importar determinados insumos por falta de cupo y la decisión de algunos proveedores de no vender mercadería si no es con pago anticipado. “Se estudiarán durante el transcurso del nuevo sistema excepciones que ameriten el pago a menos días”, fue lo único que respondió Tombolini sobre este punto.

Demoras

Más allá de las promesas oficiales, en los primeros días de funcionamiento del nuevo sistema miles de importaciones continúan paradas. Apenas el importador carga la SIRA, el sistema prevé la intervención de cuatro organismos que deben dar el visto bueno: Banco Central, Aduana, Secretaría de Comercio y Secretaría de Industria. Los empresarios sostienen que la mayor demora se produce en Industria. Dentro de 10 días tienen que dar una respuesta con el SIRA, que recién comenzó a regir el lunes.

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El director de la consultora PxQ, Emmanuel Álvarez Agis, analizó el escenario actual del sector energético y la incidencia que tiene en él la política y la economía del país. En base a esto afirmó “Vaca Muerta ha generado un consenso por lo abrumador y lo grande que son sus resultados”.

En esa misma línea sostuvo “lo único que no ha roto la grieta es Vaca Muerta. Ahí uno ha visto que desde la expropiación del 51% de YPF para acá, se dio una continuidad de las políticas que han permitido desarrollar la industria hidrocarburífera en la formación geológica”, opinó en diálogo con la radio LU5.

A su vez, remarcó el potencial que presenta Vaca Muerta, las posibilidades de crecimiento que posee y la necesidad de un marco regulatorio. Por esto planteó “hoy estamos explotando una parte muy chiquita de la formación Vaca Muerta, pero ya nos empieza a dar certezas y se puede decir que más o menos sabemos que en los próximos 20 años vamos a ir por este lugar, entonces nos podemos poner de acuerdo en un esquema que, dada la magnitud económica de Vaca Muerta, valga la pena para la Argentina».

En consonancia con esa idea agregó “si uno ve un sector que de acá a una década va a duplicar las exportaciones del país, uno puede discutir un marco«. Puesto que consideró que actualmente es posible debatir sobre la seguridad jurídica y las condiciones a largo plazo para formación ya que existen los indicadores de productividad y la curva de aprendizaje, no como ocurría hace algunos años atrás en donde había incertidumbre acerca de la explotación no convencional.

El exfuncionario también subrayó que “Neuquén es una de las pocas provincias que genera empleo privado de calidad, en donde las exportaciones energéticas están aumentando a dos dígitos anuales y Vaca Muerta está al tope de producción«.

Asimismo, Álvarez Agis brindó su visión sobre la economía argentina y sostuvo que “está en una situación muy complicada. La inflación ya está en un nivel preocupante para un país que tiene un nivel de tolerancia alto. La Argentina ha sabido vivir con un 25% de inflación por año, con un 50%, pero con 100% es imposible”.

Aun así, consideró “el cambio en el equipo económico da por primera vez la idea de que hay un mando unificado en la política económica. La mala noticia es que hubo que esperar dos años y medio para que eso pasara”.

El próximo 25 de octubre el economista participará del evento Vaca Muerta Insights, junto con Marina Dal Poggeto, directora ejecutiva de EcoGo; y Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía y Energía, que organizan La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal. Desde Neuquén analizarán las perspectivas de la economía argentina de cara a 2023, a fin de trazar un panorama para dimensionar cuánto impactará la compleja coyuntura actual en la agenda energética del país.

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El martes 18 de octubre la Central Hidroeléctrica Yacyretá alcanzó nuevamente su máxima potencia de generación luego de la puesta en funcionamiento de las 20 unidades generadoras y las lluvias que se registraron en el sur, que provocó un fuerte aumento del caudal del río Paraná. De este modo, la central alcanzó una Potencia Máxima Instantánea por encima de los 3.000 MW, según informó la Entidad Binacional Yacyretá (EBY). A diferencia de la sequía y la bajante histórica de la cuenca del Paraná del año pasado, donde la central generó al 50% de su capacidad, se espera que este perfil de generación de energía de la central se mantenga al menos por un mes, provocará un menor requerimiento de generación térmica en el país.

En el caso del “suministro diario de energía de la central hacia ambos sistemas eléctricos, fue de 69.303 megawatt por hora (MWh)” y “la Potencia Media Horaria máxima alcanzada fue de 2.983 MW”. También se registró un “suministro diario de energía de la central hacia el sistema argentino (SADI) de 66.837 MWh”.

Fuentes con conocimiento del despacho de energía de la central indicaron a EconoJournal que “las lluvias sobre el Iguazú fueron de gran magnitud, pero puntuales. Por este motivo, el caudal pasó de aproximadamente de 3.000 metros cúbicos por segu0ndo (m3/s) a más de 16.000 m3/s, pero bajó esta semana a 6.000 m3/s”.

“El Paraná también tuvo lluvias aguas arriba de Itaipú, lo que también mejora el perfil de aportes en Yacyretá. Es decir, las lluvias permiten mejorar el perfil de generación de Yacyretá al menos por cerca de un mes, mejorando la situación sensiblemente frente a la referencia extra seca del año pasado, bajando el requerimiento de generación térmica. Sumado a eso hay también crecida en el Río Uruguay aumentando la generación de Salto Grande”, destacaron las mismas fuentes.

Aviso hidrológico

De esta manera la Central Hidroeléctrica puso a disposición de la demanda de los sistemas eléctricos de Argentina y Paraguay la totalidad de su potencia instalada, destacó la EBY. En el aviso hidrológico, la entidad remarcó este miércoles que “los pronósticos de lluvias producidos por los diferentes centros meteorológicos prevén precipitaciones de variada intensidad sobre la cuenca de aporte directo al embalse y regiones adyacentes para los próximos días. Los montos acumulados estimados estarían entre 30 a 120 mm según sea la fuente consultada”.

“Los caudales afluentes a Yacyretá estarán acordes a la operación de las centrales hidroeléctricas aguas arriba y a la evolución real de las precipitaciones pronosticadas sobre su cuenca de aporte”, concluyó el comunicado de EBY.  

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El Chief Marketing Officer (CMO) en Scania Argentina, Alejandro Pazos, destacó la importancia que tiene el acceso a camiones y logística para los proyectos del sector energético, así como también para aquellos que se vinculan a otras industrias. No obstante, advirtió que actualmente “hay falta de camiones en el mercado argentino”. “Hoy no se puede cumplir con las demandas porque lo que requiere Argentina no lo podemos fabricar y tampoco podemos traerlo por la restricción que tenemos hacia las importaciones”, sostuvo en diálogo con EconoJournal.

Frente a esto marcó que la situación actual “hace que el mercado se desvirtúe. Cuando no se deja que la libre ley de la oferta y la demanda fluctúe de manera natural, esto provoca que el precio de las unidades se vea afectado, como así también los plazos de entrega”. El ejecutivo remarcó además que, en los últimos años, frente a la demanda de camiones, “creció la venta de usados, vehículos que estaban llegando a su fin de vida útil”.

De igual manera, Pazos aseveró que en el país “existen desafíos que no solo dependen de Argentina. Tenemos retos internos que creo que con un consenso social y político se podrían sortear y llevar de una manera más moderada”.

Sostuvo además que es indispensable seguir trabajando y aprovechando los recursos que posee Argentina. En esa línea, adelantó que “en el business plan 2023-2028 de Scania, los desarrollos de litio y cobre -que son los proyectos más estables y que no tienen picos en las demandas- se encuentran dentro de las planificaciones. Y por supuesto Vaca Muerta, que ya hace algunos años atrás es uno de los ejes estratégicos”.

También se refirió a los distintos proyectos del sector energético a los que se les ha dado inicio y al rol que ocupa la compañía en brindar servicio. Por eso planteó “con los recursos que tenemos vamos a tener que ver cómo podemos alojar mayor cantidad de productos para poder mover todos los insumos que se van a requerir, no sólo el gasoducto, sino también otros desafíos energéticos, como logística de los combustibles líquidos”.

—El escenario actual presenta un buen nivel de actividad en el sector energético. En Vaca Muerta se pueden observar proyectos de infraestructura en marcha, pero al mismo tiempo una situación difícil en cuanto a la economía. ¿Cómo analizan esta situación desde Scania?

–La coyuntura global no ayuda en este contexto que debe enfrentar Argentina. Tenemos varios desafíos. A nivel global, el conflicto bélico entre Ucrania y Rusia puso en jaque a gran parte de la cadena de valor. Los volúmenes de producción de todas las industrias que están relacionadas al petróleo y el gas se han visto cercenados. Esta situación hace que estemos atravesando un contexto internacional de aumento de los commodities y una inflación global que no se veía en las últimas dos décadas. También se encuentra el componente “Argentina”, que se trata de un mercado atractivo para las inversiones, pero con muchos desafíos en materia regulatoria. Un mercado controlado donde tenemos que balancear e ir analizando cómo tenemos que llevar a cabo la importación de insumos.

Hay dos grandes realidades. Una de ellas tiene que ver con el panorama que se presenta para aquellas empresas que son como Scania, que tiene fabrica en Argentina. Nosotros tenemos una planta en la provincia de Tucumán con más de 46 años de producción ininterrumpida y con un perfil 100% exportador, lo que nos deja en una posición favorable, frente a otras empresas de servicios que quizás tienen que afrontar estas situaciones de mercado con un contexto completamente diferente porque no generan dólares genuinos. Estas son las realidades para el empresariado argentino, lo cual hace que tengamos lecturas distintas sobre los desafíos y oportunidades que presenta el mercado en sí. Pero considero que oportunidades hay muchas, la industria del petróleo y el gas está creciendo. Participé en la AOG Patagonia y pude notar eso.

—El panorama que se presenta muestra una posibilidad de crecimiento en Neuquén que es nítida, pero también aparece el interrogante acerca de si se podrán sortear todos los desafíos económicos, políticos y regulatorios a fin de generar un andamiaje para que Vaca Muerta crezca. ¿Cómo observan esta situación desde la compañía?

–Hay desafíos que no solo dependen de Argentina. Tenemos retos internos que creo que con un consenso social y político se podrían sortear y llevar de una manera más moderada. Las posiciones extremas o algunas negociaciones que se llevan adelante por parte de los sindicatos quizás retrasan algunas obras, pero también hay una cuestión estructural que necesitamos trabajar en la Argentina para que el país pueda crecer, que es aprovechar esa oportunidad que tenemos en Vaca Muerta. Se trata de la segunda reserva de shale gas más grande que hay a nivel global. Podríamos estar 200 años consumiendo ese combustible, pero sabemos que no lo vamos a necesitar. Por eso, esos recursos hoy por hoy son ilimitados teniendo en cuenta lo que los vamos a poder utilizar como país o como planeta.

En ese sentido, tenemos que poder aprovechar la oportunidad que ofrece Vaca Muerta lo antes posible porque las nuevas tecnologías, el desarrollo de las energías renovables -que de a poco van adquiriendo mayor espacio dentro de lo que son los consumos globales-, hacen que esos recursos que nosotros tenemos como nación, y que sirven para posicionar a Argentina como uno de los principales productores de Oil & Gas a nivel global, tengan que ser utilizados ahora. 

Hace poco se anunció la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner y eso es un gran paso. Hoy con el diario del lunes vemos que es algo que se tendría que haber iniciado hace muchos años atrás, pero ahora hay que mirar para adelante. Además, hoy hay importantes compromisos de los grandes productores y de las empresas participantes de esta obra que se tienen que llevar adelante. Sin embargo, también van a existir desafíos logísticos, retos en la cadena de suministro y limitaciones en lo que respecta a la materia prima, a la cantidad de transporte y de mano de obra, cuestiones que deberá afrontar el empresariado argentino.

—Estaba pautado que durante esta semana se debía iniciar la entrega de los tubos de 30 y 36 pulgadas de la fábrica de SIAT de Tenaris, para el gasoducto Néstor Kirchner. De acuerdo a la idea inicial, en estos días comenzarían a salir 25 camiones por día. Pero además de esa obra, también se encuentran otros proyectos como son la ampliación de Oldelval, las construcciones de transporte de crudo y de gas dentro de los yacimientos petroleros en Neuquén, el oleoducto hacia Chile. Cuando uno habla con las empresas remarcan que es difícil conseguir camiones, reponer unidades. ¿Cómo analiza esto? Con sus clientes, ¿cuál es el plazo de entrega?

–Esa es una de las heridas más grandes que tenemos como sector y como uno de los principales oferentes de camiones. Más del 50% de la participación de mercado en la zona de la Patagonia, apuesta a productos Scania. Hoy no podemos cumplir con las demandas que tenemos por dos efectos: el global, en donde ocurre que lo que hoy requiere Argentina no lo podemos fabricar, y el otro tiene que ver con la restricción que tenemos hacia las importaciones. La producción global no se puede aumentar para traer más productos para Argentina.

Después están los otros players del mercado que no fabrican en Argentina y tienen estos problemas relacionados a la importación. Esta situación hace que el mercado se desvirtúe. Cuando no se deja que la libre ley de la oferta y la demanda fluctúe de manera natural, y en cambio se hace que se encuentren intervenidas o con algún efecto colateral, esto provoca que el precio de las unidades se vea afectado, como así también los plazos de entrega. De aquí también devienen otras cuestiones, por ejemplo: vemos que creció la venta de usados, es decir, vehículos que estaban llegando a su fin de vida útil. Frente a esto ocurre que los talleres se encuentran todos atestados, sin turnos, tratando de atender a la demanda actual, que es creciente y demandante. 

–¿Esta situación está presente desde hace 12 o 24 meses o se trata de algo que se manifestó actualmente con mayor claridad?

–Se manifestó con mayor claridad en los últimos 12 meses. Si hablamos dos años para atrás, estábamos en pandemia, donde el panorama era otro. Hoy nos encontramos con una situación de mercado donde tenemos a todas las industrias al 100 por ciento. Quizás lo que es la previsibilidad de mediano y largo plazo en Argentina es completamente diferente, pero en el aquí y ahora, la mayoría de los sectores industriales están produciendo y no pueden llegar a atender toda la demanda que tienen.

Esto se conjuga también con el escenario global del aumento de los commodities, como mencioné, y de la inflación en dólares que estamos sufriendo junto con lo que son los mercados intervenidos. Se trata de un desafío que vamos a tener las empresas, los sectores de la industria, todo lo que es la cadena de valor, y es el reto al que nos tiene acostumbrados el país. A veces nos consultan sobre cómo es vivir con estos contextos ya que el mundo está atravesando también estos desafíos. Por esto considero que el consenso tiene que darse por un acuerdo social y político para sacar a Argentina adelante, para poder cumplir con los compromisos que tenemos y todo lo que podríamos invertir en cadena de Oil & Gas, pero también en otras industrias. Se trata de un país con muchísimas oportunidades, pero también con muchos desafíos que sortear y que van a requerir de una gran articulación público-privada para que esto se lleve de la mejor manera posible.

—La Secretaría de Energía anunció hace un tiempo que iba a generar un canal verde para que determinadas importaciones prioritarias puedan fluir más rápidamente. Destacando la importancia que tienen los camiones para los proyectos de infraestructura y de producción, se creería que todo lo que tiene que ver con este tipo de vehículos y lo que ustedes requieren para fabricar y poder colocar un producto más en el mercado local, debería tener prioridad. ¿Se está trabajando sobre esto?

–Hasta hace poco teníamos el régimen anterior de las Licencias Automáticas y estábamos acostumbrados a trabajar con ese esquema.  Nosotros nos comprometimos a exportar. Todo lo que dijimos lo fuimos cumpliendo, y desde el Estado Nacional nos fueron habilitando, aunque con demoras de una o dos semanas. Hoy estamos enfrentando un nuevo régimen y tenemos que ver cómo se va a implementar y también cómo se van a regular todas las importaciones.

El mensaje que nosotros llevamos es que los bienes de capital deberían tener algún tipo de canal verde, pero también es cierto que el gobierno enfrenta una multiplicidad de pedidos de varias industrias que quizás no tienen que ver con los bienes de capital, pero sí con otras PyMES argentinas, en donde detrás de ellas hay familias, con lo cual deben administrar de la mejor manera los escasos dólares.

Esperemos que con todas las visitas globales y las reuniones que están llevando a cabo en Estados Unidos, como con el Club de París, traigan alguna bocanada de aire fresco a Argentina para poder acceder a créditos globales, a la financiación y así honrar los compromisos que tenemos como país.

—La puesta en marcha de un nuevo régimen siempre requiere subsanar estos cuellos de botella que se generan porque deja de operar algo que estaba en funcionamiento para que se de curso a un nuevo sistema. ¿Desde la compañía realizaron algún balance sobre las ventajas y desventajas que esquema les proporciona?

–Estos regímenes son bastante nuevos y se han creado con demasiada celeridad, con lo cual es difícil poder evaluar los pros y los contras sin tener la experiencia. Respecto al régimen anterior, cuando a nosotros nos presentamos teníamos incertidumbre, luego lo conocimos y supimos adaptarnos. Acá se trata de una cuestión en donde también del lado del sector privado, las empresas honren sus compromisos, cumplan con los objetivos que tienen de inversión como de exportación y que generen recursos. Entiendo que vamos a estar en una situación similar a la anterior, que no debería afectar, pero eso lo vamos a poder ver en las próximas semanas a partir de que se vaya abriendo este nuevo régimen y comencemos a recibir las aprobaciones.

Venimos con un plan de trabajo que se presentó año tras año junto con el Gobierno nacional en donde nos comprometimos a realizar exportaciones. Tenemos la suerte de que hace poco terminamos una inversión muy grande de más de USD 40 millones en nuestra planta industrial de Tucumán, la cual tiene un perfil 100% exportador, y que tiene como principal destino Brasil, pero que también exporta al resto del mundo. Esto nos deja en una situación de conveniencia, y por esto no creemos que tengamos grandes sorpresas.

—Existe una estimación en cuanto al abastecimiento de energía para el próximo invierno, en donde se proyecta que, si Cammesa debe operar con combustibles líquidos, es decir, con gasoil y con fuel oil porque son muchos más baratos que el Gas Natural Licuado que se importa, la compañía debería suplementar su red de camiones, entre 100 y 150 unidades. Eso sería muy difícil dado los estándares que requiere Cammesa. Ante esta situación surge también la necesidad de que funcione este sistema.

–Va a ser un desafío porque por más que flexibilicemos las importaciones también tenemos del otro lado el contexto global en donde los volúmenes de producción están comprometidos. Nosotros tenemos una planificación para los próximos 12 meses, con lo cual, tanto los compromisos que poseemos con nuestra red de proveedores y clientes se manejan en un horizonte de un año. Ya estamos cerrando los volúmenes que requeriríamos, y que estamos pidiendo. También nos comprometemos con la situación que tenemos hoy y que prevemos que vamos a tener para el año que viene, de cara al 2023. Si de un momento a otro hay una libre apertura, eso no va a significar que el sector industrial y el automotriz pueda reaccionar de manera tan elástica porque están las producciones que se encuentran comprometidas y los proveedores de esa producción que también están comprometidos.

Tenemos que comenzar a armar un tablero de cara al año que viene, sabiendo que va a existir una limitante en cuanto al gas que viene de afuera, ya que los barcos para el GNL no van a estar. El contexto por la guerra entre Rusia y Ucrania no ayuda y hoy Europa no quiere depender de Rusia, con lo cual es lógico que ya estén asegurándose el abastecimiento de gas mediante esos barcos. Argentina va a tener que empezar a enfrentar estas demandas.

También es cierto que hay una falta de camiones en el mercado argentino. El gasoducto lo está poniendo a prueba. De hecho, esa situación sobre los 25 camiones que deben salir desde la planta de SIAT, lo demuestra. Poder asignar esa cantidad de vehículos durante todo un año a fin de resolver la logística va a requerir de ingenio. Y esto tiene que venir de la mano de otras oportunidades. Se trata de pensar en sacar adelante al país con ideas más ingeniosas, analizar por qué un camión puede llevar tres o cinco tubos y no más, y hacer una adenda para extender el largo de los camiones o el volumen que pueden llevar. Con los recursos que tenemos vamos a tener que ver cómo podemos alojar mayor cantidad de productos para poder mover todos los insumos que se van a requerir, no sólo para el gasoducto, sino también para otros desafíos energéticos, como es la logística de los combustibles líquidos, en donde se requiere cierto nivel de vehículos con cierta antigüedad y normas de seguridad. Todo esto va a precisar acuerdos y ver cómo resignamos la logística y la cadena de supply chain en todo lo que es Oil & Gas.

—¿Cómo hacen desde Scania para mejorar lo que es la performance de servicios, de productos?

–El resultado de este 50 % de penetración de mercado en la Patagonia viene de la mano del servicio. El valor agregado de un Scania no es solamente la calidad de nuestros productos -que además son reconocidos a nivel global por eficiencia energética, robustez y solidez- sino la capacidad de poder dar servicio las 24 horas, los 365 días del año, que es lo que requieren este tipo de aplicaciones.

La industria del Oil & Gas es una aplicación severa, en donde el vehículo no puede parar, las paradas tienen que ser programadas ya que hay todo un esquema de productividad por detrás, en donde una parada inesperada afecta a toda la actividad. Con lo cual, las soluciones que nosotros brindamos se tratan de dar servicios in situ para evitar los desplazamientos logísticos.

Para todo lo que es la industria minera o lo que son los campamentos petroleros, lo que hacemos es montar concesionarios que brindan todo el portafolio de servicios en las operaciones de nuestros clientes. Se analiza la operación y a través de distintos módulos -esto se llama CWS, un desarrollo global- tenemos soluciones en materia de servicios, en donde se hallan el conteiner de lubricación, el de reparación. Brindamos todo esto en las instalaciones de nuestros clientes, quienes nos ofrecen el espacio para montar este centro de servicios en el cual planificamos el mantenimiento y las reparaciones de los vehículos sin tener que trasladarlos. Esto tiene muchas ventajas para ellos porque les permite no tener tiempos muertos en lo que es la logística de un traslado hacia un concesionario, y a su vez da la posibilidad de poder adaptarnos a la necesidad de nuestros usuarios.

El mantenimiento lo hacemos durante la noche. Por esto el vehículo está 100% destinado a la operación de modo constante. También vamos monitoreando. Actualmente, estamos haciendo esquemas de mantenimiento flexible y preventivo. Entendemos que lo peor que puede suceder en una operación de este tipo es una parada que no esté contemplada, y para evitarlas vamos adoptando algunos conceptos que tiene la industria aeronáutica, en donde no esperamos que un vehículo falle para hacer la reparación. Por esta razón, tenemos el plan de mantenimiento flexible y en función de la durabilidad, que tenemos ya planificada y probada, vamos programando los cambios que se les deben realizar a los camiones. Es decir, se analiza la operación del vehículo, la carga que tiene el motor, el tipo de topografía y en función de eso realizamos el mantenimiento a la medida de cada una de esas operaciones. Eso es lo que nos pone en un lugar diferencial respecto a otra oferta de servicios que tiene la competencia.  

—Cuando proyecta el año que viene y tiene que asignarle un nivel de actividad al sector minero, que tiene múltiples oportunidades en lo que es litio en la zona de la puna y lo que son los proyectos de cobre en lo que es San Juan. ¿Cree que esa actividad finalmente se materialice?

–Hoy, más que nunca, estamos apostando a todo lo que es minería, el litio en el noroeste argentino y todo lo que es el proyecto José María, entre otros que hay también en la zona de San Juan, del mismo modo que lo hacemos con el desarrollo de Vaca Muerta. En lo que respecta a nuestro business plan, nos encontramos en la etapa de planificación, la cual está con un fuerte foco en los proyectos de minería y Oil & Gas. Nosotros tenemos un contacto directo con los contratistas y los proyectos que vienen por delante. Sabemos que quizás en algunas épocas del año, las fechas que manejamos para el inicio de actividades eran unas y hoy podemos tener demoras de más de doce meses. Esto es algo que en cuanto a nuestra visión de foco sabemos que son proyectos que se van a ir, puede que no en el horizonte de tiempo que estaban planificados, porque puede ocurrir que demoren algunos meses más, pero son un hecho. Hay compromisos firmados para poder llevar adelante este tipo de servicios. Nosotros tenemos que acompañar esos desarrollos, para que puedan crecer.

Respecto al business plan 2023-2028, los desarrollos de litio y cobre -que son los proyectos más estables y que no tienen picos en las demandas- se encuentran dentro de nuestras planificaciones. Y por supuesto Vaca Muerta, que ya hace algunos años atrás es uno de los ejes estratégicos que tenemos.

También seguiremos exportando buenas prácticas, como empresa global, multinacional, con presencia en más de 100 países. Todos los desarrollos y proyectos que se llevan adelante en Vaca Muerta son business case que se presentan en foros globales de la compañía, en donde los tomamos, como mencioné, como buenas prácticas y que son copiados por otros mercados a nivel global.

El desarrollo para lograr que Argentina crezca y se lleven adelante todos estos proyectos va a tener que venir de la mano de la innovación, de la digitalización y del ingenio que tengamos con los recursos locales para llevar adelante estos desafíos logísticos y de aprovisionamiento de producto que vamos a tener que enfrentar en los próximos meses.

—Hay productoras de hidrocarburos que están migrando hacia esquemas de emisiones cero. En el caso de Scania, ¿Cómo están instrumentando esta cuestión ligada a la sustentabilidad que en los próximos años va a tener cada vez más demanda por parte de la sociedad?

–Scania a nivel global tiene un fuerte compromiso en liderar este cambio para ser referente en lo que es el transporte sustentable. Desde el año 2015, cuando se firmó el Acuerdo de París, donde más de 196 gobiernos acordaron que la temperatura media del planeta no debía superar los 2 grados centígrados respecto a lo que fue época preindustrial, en donde luego ese límite se bajó al 1,5, la compañía viene trabajando en todo lo que es la descarbonización del transporte, que no es algo mágico, ni algo que va a ocurrir de la noche a la mañana, pero tiene que venir de la mano de un plan de trabajo serio.

La pandemia puso en jaque a todos los proyectos que tenían grandes empresas, pero Scania sigue firme a los acuerdos que firmó y los compromisos que asumió a nivel global, los estamos cumplimos en función de cómo lo fuimos implementando y cómo lo habíamos acordado en un principio.

La primera parada que nosotros pusimos en firme en 2016 fue que para el año 2020. Allí habíamos planificado que todas nuestras operaciones industriales deberían funcionar con energía limpia, y es así que, desde abril de 2020, todas las fábricas de Scania a nivel global funcionan con energía limpia. Toda la red de concesiones en Argentina funciona con un parque eólico que tenemos en Córdoba, que nos provee de más de los 22.000 mWh que necesitamos para funcionar. Ese fue el primer compromiso, que es una parte muy chica del impacto sobre el cual somos responsables.

El impacto más grande que tiene Scania en cuanto a la emisión de gases de efecto invernadero (GEI) es en la etapa de uso de nuestros productos. Cuando nosotros los entregamos a un transportista y los comienzan a utilizar, esto genera emisiones de GEI.

Frente a esto surge otro de los objetivos que nos fijamos para 2025, el cual es muy desafiante e indica que en función de lo que emitieron nuestros productos que estaban rodando en 2015, para el 2025 las emisiones deben cortarse en un 50%, independientemente de que vendamos más o menos. Esto lo vamos a hacer de la mano de la innovación, con vehículos que cada vez consuman menos por kilómetro recorrido.

Hace poco hemos introducido el nuevo Powertrain de Scania, nuevas cajas de velocidades y próximamente se vienen novedades en materia de productos porque sabemos que la mayor cantidad de vehículos que siguen funcionando a nivel global son Diesel. La electrificación es algo que va a venir, pero no va a ser de la noche a la mañana. Debemos analizar cuáles son las mejores posiciones que tenemos para poder comenzar con esta descarbonización. La solución no va a ser la misma en Europa que para nuestras latitudes. Son mercados completamente distintos y con matrices energéticas diferentes.

Hoy electrificar el transporte no sería bueno porque seguimos generando la energía en función de fuentes fósiles, con lo cual Scania, en Argentina y en muchos países de la región, está pasando de lo que son vehículos a combustión interna a Diesel a vehículos a combustión interna propulsados a GNC, transportes fabricados y generados para funcionar exclusivamente de esa forma. Tenemos más de 300 casos en Argentina de clientes que han comenzado con la gasificación del transporte. Se trata de un combustible fósil que realiza menos emisiones de gases de efecto invernadero y que nos genera un mercado robusto para incentivar el siguiente paso hacia la descarbonización que es la generación de biogás.

El futuro de la Argentina y la alternativa que acelera la descarbonización del transporte es el funcionamiento de vehículos a biogás. Un medio de transporte propulsado a biogás tiene niveles de emisión similares a los que tiene un vehículo eléctrico sin contemplar que este posee todo lo que son las cuestiones extractivas, es decir, todos los materiales que se precisan que vienen desde la minería para la construcción de baterías y también otros tipos de minerales que se requieren para la fabricación y su funcionamiento, y a esto se le suma que la matriz energética que en nuestra zona no es limpia. Creo que estamos en un sendero en donde vamos a poder cumplir con estos compromisos que tenemos asumidos a nivel global.

—Mencionó que tienen 300 unidades a GNC en Argentina. ¿Hay alguna estimación de hasta donde podría llegar esa tecnología en los próximos dos años teniendo en cuenta que si la ampliación de la capacidad de transporte de gas se materializa con el gasoducto Néstor Kirchner pueden llegar a existir más posibilidades de captar gas para GNC?

–El proyecto se encuentra delimitado y nos encontramos trabajando con los principales productores de gas y con distintos dadores de carga. Si bien esto se trata de un compromiso que firmó Scania a nivel global, también involucra a todos esos actores porque formamos parte de un ecosistema de transporte y todos ellos nos acompañan, puesto que también tienen dentro de sus objetivos la idea de que sus productos sean transportados con una huella de carbono menor a la que venían siendo transportados. Todos esos productores y dadores de carga son los que nos están ayudando para acelerar esta transición.

Nosotros lanzamos la campaña «Green Efficiency» en plena pandemia sin saber cuál iba a ser el principal foco o la repercusión por parte de los clientes. Hoy estos 300 vehículos Scania que hoy están circulando a GNC son parte de un plan que arrancamos hace casi dos años, donde comenzamos a tener presentaciones con nuestros clientes entregándoles durante 15 días un vehículo demo, y realmente los costos logísticos se ven favorecidos por el valor del gas y como adicional, se encuentran todos los beneficios medioambientales. Esto hizo que el objetivo que teníamos se vea multiplicado. Cada uno de estos clientes que prueba la tecnología a gas quiere migrar el 100 % de su flota. Hoy no lo podemos hacer por una cuestión de limitación de la demanda, pero es muy sano lo que estamos haciendo porque estos 300 vehículos están atomizados en más de 200 clientes, con lo cual no se trata de una flota cautiva de GNC.

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En la nueva edición del Coloquio de IDEA, el foro con mayor prestigio en el ámbito empresarial que promueve el crecimiento y la competitividad de las empresas del país, Genneia neutralizó la huella de carbono del evento con Certificado de Reducción de Emisiones (CER) provenientes de sus centros de generación de energía limpia con el propósito de reducir el impacto ambiental. El cálculo de la huella de carbono, que incluyó su organización previa, fue realizado por la consultora especializada ProSustentia. Además, en el encuentro también se debatió sobre la inserción de Argentina en el mundo, el empleo, educación, fianzas públicas y reglas de juego.

De esta manera, en el marco del Coloquio que reunió a los principales actores de la sociedad, la compañía entregó a IDEA los certificados de cancelación con las toneladas de carbono equivalentes que surgen del aporte ambiental, evaluado y certificado internacionalmente, del Parque Eólico Rawson, en Chubut.

Esta iniciativa desarrollada por la compañía, busca no solo perfeccionar sus proyectos, asegurando el triple impacto de todos sus procesos, sino también estimular a cada industria a que pueda reducir y compensar sus emisiones de gases contaminantes a la atmósfera acompañando a potenciar la transición energética.

En base a esto, Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad |ESG de Genneia sostuvo “es un orgullo acompañar nuevamente a IDEA y compensar por cuarto año consecutivo el Coloquio. Para nosotros el compromiso con la transición energética es mandatorio y es importante dejar este mensaje a todo el sector privado para potenciar este nuevo modelo de negocio sustentable y combatir la crisis climática”.

La certificación y emisión de bonos de carbono son un mecanismo internacional de descontaminación, que tienen el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Fueron establecidos en el año 2005 en el Protocolo de Kyoto, como uno de los tres puntos clave para disminuir los niveles de dióxido de carbono causantes del calentamiento global.

Al igual que con el Coloquio de IDEA, Genneia ya ha compensado la huella de otros eventos organizados por el BID, el Foro Económico Mundial, el World Travel & Tourism Council, el Córdoba Open ATP 250, el Congreso de Empresas B, Argentina Impacta en San Juan, TEDxRíodelaPlata, la final de la Copa Argentina 2021, entre otros, además de protagonizar la mayor venta de CER de la historia de nuestro país a la empresa Natura.

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El director general del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi, fue recibido por el Directorio de Nucleoeléctrica en el Sitio Atucha, donde realizó una visita por la planta y por el simulador de alcance total de la Central Nuclear Atucha II.

Asimismo, en el trayecto al Complejo Nuclear Atucha, el diplomático argentino visitó la estación para monitoreo ambiental y condiciones climáticas donado recientemente por el OIEA e instalado en las cercanías a la planta.

El doctor Grossi preside el OIEA desde 2019 y se encuentra realizando una visita oficial por nuestro país. Como parte de su agenda, visitó las centrales nucleares que se encuentran en Lima, provincia de Buenos Aires.

Durante el recorrido por las instalaciones, Grossi aseguró que “los nombres de Atucha y Lima están presentes en todo el mundo”. Además, destacó que el impacto social del programa nuclear argentino “tiene mucho para compartir y enseñarle al mundo sobre integración positiva en torno a una actividad industrial importante como es esta”.

Además, el titular de la OIEA resaltó que los proyectos nucleares generarán empleo calificado, digno e importante para la región. “Acá estamos y como OIEA vamos a apoyar mucho eso”, concluyó.

Durante el recorrido, el presidente de la empresa José Luis Antúnez, sostuvo “estamos muy agradecidos por la visita y por su permanente compromiso con el desarrollo del Plan Nuclear Argentino que hoy hemos estudiado en detalle con él”.

Por su parte, Jorge Sidelnik, vicepresidente de la empresa afirmó “para nosotros es un día extremadamente importante, que el director general del OIEA visite las instalaciones del Complejo Nuclear Atucha es un orgullo.” Y sumó: “es una persona que está jugando en el tablero mundial. Su visita es muy importante y demuestra las capacidades y el desarrollo de la industria nuclear en el país”.

Las centrales nucleares Atucha I y II

Atucha I fue conectada al Sistema Eléctrico Nacional en 1974, convirtiéndose en la primera central nuclear de potencia de América Latina. Cuenta con una potencia eléctrica bruta de 362 megavatios eléctricos. Actualmente la empresa trabaja en la extensión de su vida útil por 24 años más.

Atucha II comenzó a entregar energía en 2014, luego de que su construcción estuviera paralizada de 1994 hasta 2006. La planta cuenta con una potencia de 745 Mwe.

El simulador de alcance total

En 2015 fue inaugurado el simulador de Atucha II.  Este dispositivo es una réplica exacta de la sala de control de la central con un software de alta precisión. Está destinado a la formación y entrenamiento de los profesionales que operan las plantas.

Las estaciones de monitoreo ambiental

Como parte del compromiso de Nucleoeléctrica con el cuidado del entorno, la empresa recibió equipamiento de monitoreo ambiental para el Complejo Nuclear Atucha y la Central Nuclear Embalse donado por el OIEA.

El objetivo de esta actividad es desarrollar una red territorial de vigilancia radiológica ambiental en tiempo real compuesta por dos estaciones analíticas basadas en registros por espectrometría gamma en atmósfera con soporte técnico y científico remoto que realizará la Universidad de Rovira i Virgili en España.

La Estación Automática para monitoreo de radiactividad ambiental trabaja en tiempo real y el acceso a la información estará disponible para el OIEA, la Universidad de Rovira i Virgili, las centrales nucleares Atucha I-II, la Central Nuclear Embalse, el Ministerio de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires, municipios, la Secretaría de Ambiente de la Provincia de Córdoba y cualquier otro organismo que lo solicite.

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Camuzzi publicó su Tercer Reporte de Sustentabilidad, que resume los resultados de su gestión desde una perspectiva de triple impacto: económico, social y ambiental. El nuevo documento fue confeccionado a partir de los Estándares GRI del Global Reporting Initiative.

En base a esto, Maria Tettamanti, directora general del Camuzzi, señaló “cuando tomamos la decisión de confeccionar el primer reporte de sustentabilidad de la compañía, lo hicimos con la convicción de que medir y comunicar nuestro desempeño nos iba a permitir evolucionar como organización”. Y agregó “hoy, a través de este proceso, comprendimos que el camino hacia la sustentabilidad implica sumergirnos en una nueva forma de pensar y gestionar el negocio, haciendo partícipes a todos los grupos de interés con los que nos vinculamos”.

Principales hitos del año

Operar más de 50.000 km lineales de cañería.Abastecer a más de 2.000.000 de usuarios en 7 provincias del país.Distribuir 10MM de m3 de gas.Incorporar a 35.512 nuevos usuarios a la red.Trabajar con más de 700 proveedores activos.Superar las 25.000 horas de capacitación al personal.Capacitar a 16.000 chicos con el programa “A prender el gas”.Digitalizar al 78% de los usuarios.Plantar 1.300 árboles en la campaña de forestación.Lograr la participación de más de 800 artistas en programas culturales.Instalar más de 900 Eco-ceniceros.

Para Camuzzi la responsabilidad social es un proceso de mejora continua y un compromiso a largo plazo que facilita la construcción de relaciones de confianza y diálogo con los públicos de interés, como así también la gestión responsable de sus impactos sociales y ambientales. La misma se sustenta en la propia actividad de la Distribuidora: proveer un servicio con altos estándares de seguridad, calidad y cuidado ambiental; fundamental para el desarrollo de las más de 300 localidades del país en donde está presente y el despliegue del potencial comunitario, de las organizaciones, empresas y gobiernos.

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El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) imputó en julio de 2019 a Naturgy, la segunda distribuidora de gas de la Argentina, por un supuesto incumplimiento en el plan de inversiones. La empresa presentó su descargo el 29 de agosto de ese mismo año y desde entonces la investigación no volvió a avanzar. Así lo confirmó el jefe de Gabinete, Juan Manzur, al responder una serie de preguntas que le formuló el diputado del PRO, Álvaro González, sobre el desempeño de las intervenciones del Enargas y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).

La investigación había sido iniciada por el gobierno de Mauricio Macri, pero desde que Alberto Fernández intervino el Enargas y designó a Federico Bernal en marzo de 2020 el expediente quedó cajoneado. La falta de novedades llevó a la oposición a incluir la consulta en el cuestionario enviado a Manzur el mes pasado.

“Enargas informa que, como consecuencia relevante de los cursos de acción llevados por el organismo, el 12 de julio de 2019 se le notificó a Naturgy BAN S.A. (en ese momento Gas natural BAN S.A.) la imputación cursada en los términos del Capítulo X de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución, el incumplimiento de su Plan de Inversiones Obligatorias (Año 1) según lo dispuesto en el Anexo III de la Resolución ENARGAS N° I-4354/17 y el Punto 5.1. de las mencionadas Reglas Básicas. Al respecto, la Distribuidora presentó el descargo correspondiente de fecha 29 de agosto del 2019, el cual se encuentra en análisis por este organismo”, respondió Manzur.

De ese modo, el jefe de Gabinete reconoció que en dos años y medio la intervención encabezada por Federico Bernal no produjo ningún avance en ese tema, pese a que según la gestión anterior del organismo la empresa había invertido en el período bajo análisis 632 millones de pesos menos de lo comprometido.

El descargo de Naturgy

En su momento, Naturgy se había defendido argumentando que la sub-ejecución del presupuesto asignado se produjo debido a la demora de varios municipios del Conurbano para habilitar administrativamente las obras en su territorio.

“Unos $ 632 millones quedaron pendientes por problemas burocráticos en varios de los municipios donde brindamos servicio. Ese hecho fue informado en reiteradas ocasiones al Enargas, razón por la cual se solicitó la postergación de la ejecución de las inversiones”, precisaron desde la compañía ante una consulta de EconoJournal.

Si Naturgy estaba en lo cierto, Enargas podría haber desestimado el proceso iniciado por la gestión anterior, pero según confirmó la Jefatura de Gabinete la intervención no resolvió nada.

Flexibilización generalizada

La decisión de no avanzar en la sanción contra Naturgy coincidió con una flexibilización generalizada de los planes de inversión destinada a compensar el congelamiento de tarifas que se aplicó durante gran parte de la gestión actual.

En junio del año pasado, EconoJournal informó que el aumento de 6% autorizado ese mes en la factura de los usuarios residenciales de gas fue el primero aplicado desde abril de 2019, pese a que la inflación acumulada en ese período llegó al 115%. A raíz de ello, en el punto 4 de la cláusula segunda de los convenios que firmó Enargas con las distribuidoras se dejó explicitado que “durante el presente Acuerdo Transitorio de Renegociación no se contempla un plan de inversiones obligatorias a ejecutar por la licenciataria”.

Los acuerdos con las nueve distribuidoras de gas, firmados el 21 de mayo de 2021 por el ministro de Economía Martín Guzmán y el interventor de Enargas Federico Bernal, fueron publicados en la tarde del lunes 31 de mayo de ese año en los anexos de un suplemento del Boletín Oficial con la intención de que pasaran lo más desapercibidos posibles.

Las licenciatarias se comprometieron allí a seguir prestando el servicio en las condiciones de calidad y seguridad que surgen de su licencia mientras dure el régimen tarifario de transición, pero a cambio exigieron que se explicite que ya no están obligadas a cumplir con su plan de inversión. 

Esto también fue reconocido por el propio Manzur en las respuestas que le envió al diputado Álvaro González. Cuando se le solicita el detalle de las inversiones obligatorias en distribución y transporte de gas establecidas en la RTI y el detalle de las modificaciones introducidas a partir de la vigencia del Régimen Tarifario de Transición, el Jefe de Gabinete detalla las resoluciones donde estaba establecido el plan de inversiones original y luego aclara que “por imperio de las Resoluciones APN-2019-521-SGE#MHA y APN-2019-721-SGE#MHA primero y, luego, de la Ley 27.541 de fecha 21/12/19, fueron suspendidos los ajustes semestrales de tarifas. En ese contexto, al final del Año Regulatorio 3 (2019) no hubo referencias a la obligación de ejecución de obras o de inversiones por parte de las Licenciatarias, por lo que dicha suspensión hace tener como indeterminadas los alcances de los planes de inversiones oportunamente aprobados para los Años Regulatorios III (2019), IV (2020) y V (2021)”.

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Con fuerte presencia de ejecutivos de YPF y funcionarios del gobierno nacional y la provincia de Buenos Aires, este miércoles desde las 9 de la mañana se realizará una audiencia pública para la habilitación de la perforación de un pozo exploratorio en el área offshore CAN 100 (Cuenca Atlántico Norte), a poco mas de 300 kilómetros de las costas de Mar del Plata. El área está operada por la noruega Equinor y en el consorcio participan YPF y Shell. Se trata de la evaluación del impacto económico, social y ambiental del pozo denominado Argerich para determinar si hay presencia de petróleo en el Mar Argentino.

La audiencia la convocan el Ministerio de Ambiente, a cargo de Juan Cabandie, y la Secretaría de Energía, Flavia Royón. Si todo avanza desde el punto de vista económico y ambiental, las compañías Equinor (el operador), YPF y Shell podrían perforar el pozo exploratorio en el primer trimestre de 2023, según fuentes consultadas por EconoJournal. Luego realizarán una evaluación para determinar la posibilidad de pasar a una etapa de producción comercial.

La audiencia

En la audiencia, donde habrá alrededor de 460 oradores, se espera una fuerte presencia de altos ejecutivos de YPF y del gobierno nacional. Por parte de la compañía con mayoría accionaria estatal estarán el CEO, Pablo Iuliano, el vicepresidente de Usptream Convencional, Gustavo Astie, que en su órbita tiene el área de offshore de YPF, la gerenta de Exploración, Fernanda Raggio, y la gerenta de Sustentabilidad y Transiciones Energéticas, Silvina Oberti.

Por su parte, el gobierno definió apostar fuerte a la audiencia, ya que asistirán funcionarios con peso propio como la secretaria de Cambio Climático y Desarrollo Sostenible, Cecilia Nicolini, el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, el ministro de Producción de la provincia de Buenos Aires, Augusto Costa y la presidenta del CONICET, Ana Franchi, entre otros funcionarios.

El pozo exploratorio Argerich es el primero de aguas profundas que se realizará a más de 300 kilómetros mar adentro, en el bloque CAN-100, operado por Equinor en consorcio con las empresas YPF y Shell Argentina. Los estudios preliminares realizados por YPF consideran que podría existir un yacimiento con capacidad de producir 200 mil barriles de petróleo día, equivalente a casi el 40% de lo que hoy produce el país.

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Harz Energy, parte del Grupo Neuss, una empresa familiar con más de 130 años realizando emprendimientos en nuestro país, en sociedad estratégica con el Grupo Molin Energy y China National Building Materials, inauguraron ante autoridades locales, provinciales y nacionales el Parque Solar Cura Brochero, el más grande en su tipo en todo el territorio de la Provincia de Córdoba.

La energía eléctrica limpia transformada en la Planta se inyectará a la línea eléctrica de 66kV del Sistema Interconectado Provincial propiedad de EPEC para luego abastecer a Cura Brochero y Mina Clavero.

La inserción al Sistema Interconectado Provincial traerá como beneficios a la zona de influencia una mayor potencia eléctrica puesta a disposición, y con esto mayores posibilidades de desarrollos industriales, comerciales, turísticos, inmobiliarios, etc.

Al mismo tiempo, en los próximos meses se estará inaugurando el Parque Solar de Villa María de Rio Seco.

Ambos demandaron una inversión total de 78 millones de dólares, con más de un 60% de componente nacional comprometido, que genero directa e indirectamente más de 400 puestos de trabajo tanto locales como nacionales.

Una vez operativos permitirán inyectar más de 128.000 MWh de energía eléctrica al año, lo suficiente para abastecer a más de 200.000 habitantes.

Al tratarse de una fuente renovable y sin emisiones, ambos complejos implicarían en conjunto una reducción de emisiones de 50.000 toneladas de CO2 y un ahorro de más de 30 millones de litros de gas oil para generación térmica con un costo asociado de combustible y mantenimiento por millones de dólares al año para el país.

Sendos parques, surgen en el año 2018, de una alianza estratégica entre Harz Energy con el Grupo Molin Energy y China National Building Materials para desarrollar 500Mw de energía renovable en la Argentina.

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La Secretaría de Energía, a cargo de Flavia Royón, adjudicó la provisión e instalación de paneles solares para edificios e instituciones públicas para distintas provincias del país por US$ 21.689.603. Se trata de la Licitación Pública Nacional N°1/2022 del Proyecto de Energía Renovables para Mercados Rurales (PERMER).

Las adjudicaciones se publicaron hoy en el Boletín Oficial bajo la Resolución 697 de la cartera energética. Las firmas ganadoras de la licitación fueron Multiradio S.A., que obtuvo US$ 484.214,63 correspondiente al Lote N° 2; US$ 2.032.322,52 del Lote N° 3; US$ 2.464.287,99 del Lote N° 5 y USD 4.167.220,01 del Loe N° 7. La empresa Ecos S.A. obtuvo los lotes N° 3 por US$ 1.408.395,95 y N° 4 por US$ 1.864.105,21. Por último, la firma Datastar Argentina S.A. ganó los lotes N° 7 por US4 4.772.539,71 y N° 8 por US$ 4.496.516,58.   

Se habían presentado ofertas de las firmas Intermepro S.A., Ecos S.A., Coradir S.A., Multiradio S.A., Datastar Argentina S.A. y Mega S.R.L., pero el comité evaluador optó por la propuesta más económica y, además, descartó ofertas por incumplimiento de requisitos en los distintos.

Las provincias donde se instalarán los paneles fotovoltaicos son Buenos Aires, Catamarca, Chaco, Chubut, Córdoba, Corrientes, Entre Ríos, Formosa, Jujuy, La Pampa, Misiones, Neuquén, Río Negro, Salta, San Juan, Santa Cruz, Santiago del Estero, Tierra del Fuego y Tucumán.

El PERMER está financiado por préstamo N° 8484 del Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF), una de las cinco instituciones que integran el Banco Mundial. Esta administrado bajo la órbita de la Subsecretaría de Energía Eléctrica y es un proyecto para proveer de energías renovables a zonas desconectadas de la red como áreas rurales, escuelas, instituciones y edificios públicos y parques nacionales.

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La compañía sueca considera que esas ambiciosas metas de diversidad, sustentabilidad e inclusión requieren del involucramiento y del protagonismo de sus 95.000 colaboradores en todo el mundo, una visión que, entre otras manifestaciones, se traduce en la reconversión de todas sus áreas de Recursos Humanos en direcciones o gerencias de “People & Culture”, un nuevo concepto donde lo que se busca es que las personas alineen sus valores y propósitos con la cultura corporativa de la empresa.

Llevar adelante ese proceso en la filial argentina de la automotriz es la misión que tiene, desde hace menos de seis meses, Guadalupe Navedo, la flamante Head of People & Culture de Volvo Trucks y Buses Argentina, que llegó a la empresa luego de una vasta experiencia en distintas compañías, la mayoría multinacionales donde gestionó exitosamente procesos de transformación interna, incluso en situaciones de fusiones y adquisiciones, uno de los desafíos más intensos que suele tener que afrontar un líder de áreas como las de recursos humanos.

Navedo es licenciada en Relaciones del Trabajo, egresada de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y su expertise y perfil encajan perfectamente con lo que hoy se denomina un «HRBP» o Human Resources Business Partner, es decir un especialista en recursos humanos que, en vez de formar parte del departamento de RR.HH. de la empresa, trabaja codo a codo con la dirección de la compañía, forma parte eventualmente de su consejo de administración o bien se integra en un área de negocio concreta.

«Los HRBP operan como un coach de las distintas áreas de la compañía», sintetiza Navedo, quien, entre otros puestos dentro de su intensa trayectoria, fue responsable de P&O (Personas y Organización) de Mars, alimenticia global que en la Argentina se especializa en la producción de alimentos para mascotas; gerente de Recursos Humanos de Enarsa y HRBP para América del Sur de la estadounidense Brightstar Corp, especializada en servicios de telecomunicaciones.

Guadalupe estuvo, además, 8 años en Cadbury Schweppes, donde fue responsable por la gestión de Recursos Humanos para las unidades de negocios de Chile, Uruguay y el área comercial de Argentina, lo que supuso, entre otras tareas, liderar procesos de  Team Building, Desarrollo, Compensaciones, Beneficios, Relaciones Laborales, Reclutamiento, Selección, Responsabilidad Social y Clima.

«El motivo por el cual elegí esta carrera son las personas. Empecé a trabajar apenas termine el colegio secundario sobre la base de pensar en la importancia que tiene la gente en el mundo laboral y siempre creí que los colaboradores, su talento y su compromiso, son lo que hacen la diferencia entre una compañía y la otra», recuerda y reflexiona.

En Volvo Argentina, Navedo tiene bajo su responsabilidad distintas áreas que van desde Seguridad e Higiene, pasando por Medio Ambiente, Clima y Cultura.

«Mi principal desafío es trasladar al negocio local y sus especificidades los objetivos estratégicos de la compañía a nivel global relacionados con todas las innovaciones en materia de inclusión, diversidad, sustentabilidad», explica y aclara que «Volvo es una compañía que tiene principios y valores muy fuertes y donde las herramientas y orientaciones para alcanzar esas metas ya están construidas, no hay que inventar nada, solo hay que encontrarlas dentro de la red Volvo e implementarlas».

Navedo advierte sobre la ventaja que supone, a la hora de reclutar talento, el hecho de que Volvo ya tenga una identidad construida hace decenas de años como marca robusta y tecnológica, por lo que las personas a atraer tienen ya un concepto de marca senior incorporado en su percepción de la compañía.

«Creo que lo que más atrae y lo más lindo de Volvo es el desarrollo de carrera. En ese contexto, tenemos que lograr que la organización sea lo suficientemente flexible para ofrecerles a las personas aquello que necesitan para poder desplegar su máximo potencial. Estamos  atrayendo a emprendedores por naturaleza y que mejor que cada uno traiga a la empresa todo su potencial creativo. La gente pide eso: tener un espacio donde poder desplegar su talento, donde proponer y que se vea implementado lo que propone», concluye Navedo.

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