Las principales petroleras que operan en el país se ven ante el doble desafío de recorrer el sendero hacia energías más limpias –tal como lo exige la agenda global– e implementarlo bajo los condicionamientos que plantea el escenario económico argentino.  Desde el potencial de Vaca Muerta, al país se le abre una ventana de oportunidad de producir gas como una fuente de financiación para el desarrollo de energías renovables. Sean Rooney, presidente de Shell Argentina; Dominique Marion, director general y Country Chair de TotalEnergies, y Jorge Dimópulos, director de la Unidad de Transición Energética de Tecpetrol, contaron en el Energy Day los planes de negocio que vienen llevando adelante para alinear todos estos requerimientos.  

La transición energética

La transición energética pasó a ocupar un rol central en los planes de inversión de las grandes petroleras a nivel global. A partir de las exigencias que marca el cambio climático, se han propuesto objetivos ambiciosos y en un corto plazo. Esta agenda también alcanza a las compañías que operan a nivel local. Los directivos de estas firmas brindaron definiciones acerca de cómo adecúan sus necesidades a la realidad que imprime la Argentina. 

Sean Rooney (SR): Esta transición energética es un cambio profundo para las compañías, para los países y para la ciudadanía. Para los proveedores de energía tradicionales, como es Shell, es un desafío mantenernos como un negocio rentable e interesante ante accionistas de nuevas fuentes de energía. Ese cambio profundo es de fuentes, pero también de distribución y de consumo de energía. Pero no es un cambio que podemos hacer de un día para el otro. Por eso hemos tomado el compromiso de ser emisor cero neutro de carbón en 2050 y bajar las emisiones al 50% para 2030. Esto significa que en la toma de decisiones se va dando más importancia a las inversiones en energías renovables y gas, porque el porcentaje va incrementándose con respecto al petróleo. Cuando realizo mi propuesta de inversiones en Argentina tengo que hacer una planilla de las emisiones. Hay una averiguación fuerte acerca de cómo podemos hacer nuestros desarrollos de petróleo y gas con el menor impacto posible. Estos desarrollos son importantes porque como compañía necesitamos financiar las inversiones en energías renovables. Y eso lleva algunos años. Y los países van pasando por el mismo camino. Un país como Argentina, que tiene necesidades económicas importantes, al contar con un recurso gasífero de envergadura debe aprovecharlo para financiar la transición energética hacia las renovables. Argentina tiene la posibilidad de jugar un papel importante en la transición energética a nivel mundial, exportando gas y aprovechando la energía renovable en el país. Pero para eso necesitamos hacer una política firme desde el Estado, dando los incentivos y las condiciones necesarias para las inversiones. 

Jorge Dimópulos (JD): Los acuerdos alcanzados recientemente en la COP26 posiblemente decepcionaron a los activistas y a las ONG, porque esperaban algo más global, que tuviese más impacto. Sin embargo, tuvo progresos bastante concretos. Por empezar, por primera vez la declaración conjunta incluye que el mundo tiene que reducir el consumo del carbón en el tiempo. Treinta y cuatro países firmaron que directamente van a eliminar el consumo del carbón. Esto es un dato fundamental para Argentina y Vaca Muerta, porque reducir el carbón en el mundo significa que la transición necesita de mucho consumo de gas natural, especialmente en Asia, para reemplazar al carbón, que es el fósil de mayores emisiones. Es una oportunidad enorme para Argentina y para Vaca muerta. El mundo nos dice que vamos a ir hacia una transición que no es automática, que va a llevar tiempo. Que en este proceso el gas va a cumplir un rol importante y nosotros tenemos una fuente como Vaca Muerta. Te diría que nos tocan a la puerta. Nos dicen: «Tenés esta oportunidad, tenés que aprovecharla». A su vez, Argentina posee otros recursos muy buenos. Tiene recursos –obviamente– en hidrocarburos, pero también en energía eólica y solar. Creo que nosotros tenemos que hacer un balance de prioridades que acelere el desarrollo y la competitividad de Argentina. Si un recurso renovable es más competitivo que Vaca Muerta, hay que invertir en ese recurso. Si Vaca Muerta es más competitivo, hay que darle prioridad a ese recurso. Tenemos oportunidades y debemos desarrollarlas todas, pero en la medida en que sean competitivas. 

Dominique Marion (DM): Total cambió este año su denominación y pasó a llamarse TotalEnergies. Esto marca la importancia que le damos a la cuestión energética. Esa transformación se dio no solo en el cambio de nombre, sino también en la organización y en los productos que vamos a vender. Somos productores de gas y petróleo, y vamos a mantener esa producción, pero también tenemos que incorporar a nuestro mix de energía productos que permitan la descarbonización. Esto es electricidad verde, hidrógeno, energía eólica y solar. Para mostrar un poco el impacto que tiene en nuestra estrategia, el objetivo de TotalEnergies es ser un líder de la transformación energética en el mundo. Y para eso, la idea es actuar sobre tres ejes. Actuar sobre los productos que vendemos, sobre nuestras emisiones en las operaciones y sobre la demanda. Como ejemplo de lo que hacemos con los productos, hoy el 50% de nuestras ventas provienen del petróleo y el 50% del gas. En 2030, vamos a tener 15% de nuestras ventas que vienen de electricidad, 50% de gas y vamos a bajar al 35% la producción de petróleo. Esto muestra la evolución. Para aumentar la producción de electricidad verde vamos a tener que invertir u$s 60.000 millones hasta fin de 2030. Son inversiones muy altas y tomamos la decisión de hacer el switch. Vamos a seguir invirtiendo en petróleo, pero también vamos a aumentar las inversiones en la parte eléctrica. Esto podemos hacerlo si trabajamos sobre nuestras emisiones. Para lograr esa neutralidad de emisión de carbono en 2050, tenemos el objetivo de reducir en 2030 nuestras emisiones en un 40%. Contamos con un plan para hacerlo, que consiste en incluir la instalación de renovables en nuestros sitios y tratar de buscar todas las soluciones para reducir las emisiones. 

El camino hacia la exportación

Los directivos de las operadoras coincidieron en señalar que el potencial que muestra Vaca Muerta abre las puertas para que Argentina se convierta en un exportador de hidrocarburos, tanto a nivel regional como global. Sin embargo, para llegar a ese rango, se requiere superar ciertos cuellos de botella que pueden desalentar una mayor producción. En concreto, coincidieron en que se necesita generar confianza para hacer grandes inversiones en el corto plazo, tal como lo impone la demanda de gas inmediata en el papel que juega en esta transición energética.  

SR: Vaca Muerta se está desarrollando y lo va a hacer mucho más aún. Para mí la duda es si va a ser capaz de desarrollar el gas más de lo que requiere el mercado interno. En Argentina, el consumo de gas es el 50% de la matriz energética del país. Entonces, podemos imaginar un futuro de seguir desarrollando el gas de Vaca Muerta para abastecer al país. Pero para sacar provecho de la potencia de Vaca Muerta necesitamos más infraestructura de caños, plantas de licuefacción, y esas son inversiones de miles y miles de millones de dólares. El tiempo es clave. Desarrollar un proyecto de exportación de gas importante lleva entre 5 y 10 años. Por lo tanto, si imaginamos hoy ir hacia un proyecto de exportaciones no podemos imaginar producir hasta 2030. El mundo va a necesitar menos gas para ese entonces, pero va a necesitar más gas ahora en la transición del carbón al gas. Y para proyectos de esa envergadura necesitan plazos de pago de 10 a 20 años. Lo que precisamos es aprovechar la potencia de Vaca Muerta con infraestructura y proyectos de gran escala y en corto plazo. Y para eso necesitamos una política de confianza, en función de que los inversores desembolsen u$s 5.000 millones en Argentina. Hacen falta contratos de largo plazo, acceso a divisas, previsibilidad de las reglas. Lo que siempre estamos reclamando. Pero hay que hacerlo ya. Esta ventana de oportunidades para la potencia de Vaca Muerta no es por siempre ni durará mucho más. 

DM: Total es un productor de gas relevante en el país. Tenemos operaciones en Tierra del Fuego, pero indudablemente los mayores recursos están en Vaca Muerta. Nuestra idea es utilizar recursos importantes que seguramente pueden abastecer a países limítrofes como Brasil y Chile. Los cuellos de botella vienen de parte de las infraestructuras. Seguramente hay que construir una red de gasoductos para poder evacuar el gas de Vaca Muerta en los mercados del país y del exterior. Esa es para mí la primera etapa en el desarrollo de Vaca Muerta. Después, en una compañía como la nuestra, tenemos que asegurar que todos los desarrollos que hacemos contribuyan a reducir las emisiones. Por lo tanto, debemos invertir en proyectos donde las emisiones de CO2 vayan bajando la intensidad del nivel de nuestra compañía. En el tema del gas, necesitamos infraestructuras y también un desarrollo que nos dé más visibilidad en las inversiones. Sabemos que hablamos de proyectos a largo plazo, con muchas inversiones, y por lo tanto necesitamos tener reglas claras que no cambian, contratos a largo plazo, acceso a exportaciones, a divisas. Son los ingredientes que precisamos para tomar la decisión de invertir de manera más amplia en Vaca Muerta. 

JD: Lo primero que hay que destacar es que Vaca Muerta es el único play de hidrocarburos de la región, que puede –al mismo tiempo– generar gas para combatir el declino de Bolivia y del sur, reducir la importación y generar exportación a los países de la región. Ese rol central, como se ha dicho, requiere infraestructura de evacuación. En lo que hace a infraestructura de transporte de gas, Argentina tiene que hacerlo lo más rápido posible. Se trata de una decisión que incluya a las empresas y al Estado en cuanto a elegir la mejor traza, elegir el proyecto que sea financiable en el plazo más corto y avanzar rápido. Creo que el mensaje es muy claro: nos tenemos que apurar. 

Los próximos diez años

En el mundo se ve un movimiento pendular. Hace 8 o 10 meses uno veía que la agenda de transición tenía una potencia muy marcada. Pero en el último año se produjo un aumento notable en el precio del petróleo y del gas, y eso obligó a repensar la estrategia hacia energías más limpias. ¿Qué tipo de década creen que vamos a tener en el mundo con esta cuestión de marchas y contramarchas, de fijar objetivos muy ambiciosos y después tener que retroceder porque la realidad va fijando determinadas condiciones?

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JD: Lo que me imagino en los próximos 10 años es que vamos a tener que empezar a poner el foco en la demanda en todo este proceso de transición energética. Una gran parte de la sociedad pide que hagamos este cambio. Hasta ahora, los gobiernos en general, y también los activistas financieros, han enfocado mucho la transición en la oferta; es decir, en las compañías y en los cambios que ellas tienen que hacer. Pero para que ese cambio sea realmente masivo, el foco tiene que pasar al consumidor. Va a ser el consumidor el que termine pagando este precio por querer consumir algo de menor huella de carbono. La transición tiene un beneficio en el largo plazo pero un costo en el corto. Por lo tanto, estimo que en la próxima década el foco va a pasar de la oferta a la demanda. 

DM: Estoy de acuerdo en que en los 10 años que vienen vamos a estar en la zona de desbalance y probablemente sigamos viendo una volatilidad en los precios. Por lo tanto, no podemos hacer solos la transición energética. Necesitamos que los que compran la energía lo hagan de manera eficiente. Creo que la educación va a ser un tema muy importante en la eficiencia energética. Hay mucho potencial para bajar el consumo de energía. Los gobiernos tienen que impulsar la reducción del consumo. Frente a los costos que van a subir, mejorar la eficiencia va a ser un tema realmente importante en los próximos 10 años. 

SR: Solamente podemos vender productos donde hay consumidores para comprarlos. Tenemos, por lo tanto, la necesidad de construir un ambiente de negocios en el que haya consumidores preparados para comprar los productos en energía renovable. Y esto es una responsabilidad público-privada. Cada país tiene sus propias características y es necesario crear una base de consumidores que puedan comprar los productos de energía que estamos desarrollando, tanto en renovables como en gas. ×

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Una reciente encuesta realizada entre compañías de la industria energética en Texas sirve como pequeña radiografía de las expectativas de la industria petrolera en los Estados Unidos. Las petroleras no esperan incrementar significativamente su producción este año, pese a los altos precios internacionales del petróleo. La disciplina en los gastos de capital, los problemas en la cadena de suministros y la escasez de mano de obra están entre las principales razones esgrimidas por las compañías encuestadas. El panorama es el contrario al deseado por el gobierno de Joe Biden, que ahora explora utilizar la reserva estratégica de petróleo para contener los precios del barril.

El Banco de la Reserva Federal de Dallas, uno de las entidades financieras que integran el sistema de la Reserva Federal de los Estados Unidos, publicó los resultados de su última encuesta trimestral de energía. La encuesta tomó las respuestas de ejecutivos de 141 empresas de energía que operan o tienen residencia en los estados de Texas, el norte de Luisiana y el sureste de Nuevo México. De las empresas que respondieron, 91 son de exploración y producción (E&P) y 50 son firmas prestadoras de servicios en campos petroleros. Los datos fueron recopilados entre el 9 y 17 de marzo.

Los resultados son representativos de un sector que regresó a un nivel de actividad similar al anterior a la pandemia. Según los ejecutivos encuestados la actividad en el sector del petróleo y el gas se aceleró en el primer trimestre de 2022. El índice de actividad empresarial saltó de 42,6 en el cuarto trimestre de 2021 a 56,0. Es la nota más alta en los seis años de historia de esta encuesta. Por otro lado, el índice de producción de petróleo aumentó de 19,1 en el cuarto trimestre a 45,0 en el primer trimestre. El índice de producción de gas natural avanzó 14 puntos hasta 40,0.

No obstante, a la hora de evaluar la actividad hacia adelante, las petroleras no esperan aumentar significativamente su producción. La encuesta pregunta a las productoras cuánto esperan que cambie su producción para el cuarto trimestre de 2022 en comparación con el último trimestre de 2021. Entre las petroleras grandes, con una producción superior a 10.000 barriles por día, la tasa media esperada de crecimiento es de 6% interanual. Entre las firmas pequeñas, con una producción inferior a los 10.000 bpd, la tasa media es de 15% interanual.

«¿En qué porcentaje espera que cambie la producción de petróleo crudo de su empresa del cuarto trimestre de 2021 al cuarto trimestre de 2022?». Encuesta energética, Banco de la Reserva Federal de Dallas.

Estos resultados se complementan con las expectativas de contratación. Solo el 7% de todas las empresas encuestadas espera incrementar “significativamente” su nómina de trabajadores para diciembre de 2022. Entre las empresas de exploración y producción, ninguna espera aumentar significativamente su plantilla laboral, el 31% respondieron que la aumentarán “levemente” y el 51% las mantendrá sin cambios.

Razones para no incrementar la producción

La encuesta da cuenta de las razones que mueven a las productoras a no incrementar significativamente su producción. La disciplina en los gastos de capital (CAPEX), los problemas en la cadena de suministros y la escasez de mano de obra son las principales razones que explican esa reticencia.

La principal razón para retener el crecimiento de la producción es la disciplina en los gastos de capital exigida por los inversores. El 59% de los ejecutivos respondió que esa es la razón principal. El 15% respondió que la principal razón es “otra”, y el 11% advirtió cuestiones ambientales, sociales y de gobernanza.

Para los encuestados que respondieron «otra», las razones centrales reportadas en los comentarios son la escasez de personal, la disponibilidad limitada de equipos y los problemas en la cadena de suministros, según el reporte.

“La industria se enfrenta a graves problemas de suministro de los materiales necesarios para aumentar la producción. Los problemas de la cadena de suministro y la escasez de materiales no tienen precedentes. También enfrentamos serios problemas laborales porque una parte significativa de la fuerza laboral abandonó la industria durante la recesión debido a la difamación de la industria del petróleo y el gas”, respondió el ejecutivo de una empresa de E&P.

Una firma de servicios en campos petroleros apuntó a los problemas para conseguir y retener el personal. “Tenemos las plataformas pero no podemos encontrar empleados. Sin embargo, las compañías petroleras deben comprender que los servicios de yacimientos petrolíferos y, en particular, los contratistas de perforación terrestre en tierra deben recibir una tarifa aceptable para justificar el enorme costo de capital de operar, mejorar y tripular una plataforma de perforación terrestre moderna”, marcó.

“La falta de personal para trabajar, y la entrega y el costo de los tubos, arena para fracturación, cemento, etc., son preocupaciones para nuestro negocio. Tomará bastante tiempo para que ocurra el crecimiento. También hay presión de los inversores”, respondió otra firma de servicios.

Otros motivos apuntados son la política energética gubernamental sobre el sector de petróleo y gas y las dificultades para financiarse. “Los préstamos tradicionales y el acceso a los mercados de capital para las empresas de exploración y producción han disminuido en todos los ámbitos en los últimos años y son históricamente bajos en comparación con el entorno de commodities en el que nos encontramos hoy”, apuntó una petrolera.

Precios y costos

Una parte relevante de las empresas encuestadas no cree que los altos precios del barril puedan convencer a las petroleras que cotizan en bolsa de pasar a un modo de crecimiento de la producción. El 41% de los ejecutivos respondió que el precio del petróleo WTI debería estar entre US$ 80-99 por barril para que eso suceda. El 20% cree que entre 100 y 119 dólares por barril es suficiente. Sin embargo, el 29% respondió que la decisión de incrementar la producción no depende de los precios.

Por otro lado, los costos siguen escalando. Los costos aumentaron por quinto trimestre consecutivo. Entre las firmas de servicios petroleros, el índice de costos de los insumos aumentó de 69,8 a 77,1, un máximo histórico. Entre las empresas de exploración y producción, el índice de costos de búsqueda y desarrollo avanzó de 44,9 en el cuarto trimestre a 56,0 en el primero de 2022.

Liberación de crudo de la reserva estratégica

Frente a las dificultades que existen para incrementar la producción y la persistencia de los precios en la zona de los cien dólares por barril, el gobierno estadounidense prepara una medida para colocar más crudo en el mercado.

La Casa Blanca estudia liberar un millón de barriles por día de la reserva estratégica nacional. El presidente Joe Biden podría realizar el anuncio este jueves, según medios de Estados Unidos. No está claro por cuánto tiempo podría regir esta medida.

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En medio de los crecientes problemas de abastecimiento que enfrenta el mercado local de combustibles, directivos de las principales petroleras del país se reunieron el martes por la tarde en el edificio de YPF en Puerto Madero para discutir cómo enfrentar esta delicada coyuntura, cuyo emergente más visible es la falta de gasoil en cada vez más estaciones de servicio.

La convocatoria partió del CEO de la petrolera controlada por el Estado, Sergio Affronti, quien como mensaje central le manifestó a las compañías productoras —PAE, Tecpetrol, Vista, Pluspetrol y Chevron, entre otras— que necesita unos 150.000 metros cúbicos más de crudo por mes para poder aprovechar toda la capacidad instalada de sus refinerías. Raízen, que opera la marca Shell en el país, también se manifestó en la misma línea. La compañía brasileña podría refinar entre un 10% y un 15% más de crudo, pero no consigue oferente en el mercado local que esté dispuesto a venderle a 55 dólares por barril cuando el precio de paridad de exportación se ubica cerca de los 100 dólares. Es lógico.  

Si el gobierno tuviera una posición de mayor liderazgo, la reunión debería haber sido convocada por el secretario de Energía, Darío Martínez, pero como el funcionario neuquino apuesta a ser gobernador de Neuquén a partir de 2023 no quiere enfrentarse con las petroleras limitando las exportaciones de crudo, tanto de la Cuenca Neuquina como las del Golfo de San Jorge. Es por eso que pretende que sean las petroleras las que consensúen una solución sin la intermediación del Estado. Es la segunda reunión entre privados en menos de 10 días. Al igual que la anterior, que también fue consignada por este medio, se realizó en medio de un cuidado hermetismo.

La producción de YPF cayó con fuerza en el Golfo San Jorge, donde perdió 554.000 m3 de petróleo desde 2019 a 2021.Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la Secretaría de Energía.

Mar de fondo

YPF, en su condición de empresa líder del mercado que a su vez es controlada por el Estado Nacional, expresó que requiere unos 110.000 m3 adicionales por mes de crudo pesado y otros 40.000 metros cúbicos de crudo Medanito. El objetivo de la petroleras es preservar la autoregulación del mercado de petróleo tal como funcionó el año pasado. Para eso precisa que los productores resignen parte de la oferta que envían al mercado de exportación y la redireccionen al mercado interno. Lo que se está discutiendo, en el fondo, es un acuerdo entre privados para garantizar que las refinerías locales operen a plena capacidad y produzcan algo más de gasoil.

Fuentes privadas expresaron a EconoJournal que los productores de la cuenca Neuquina cubrirán el cupo de crudo adicional que reclaman YPF y Raízen con producción de Vaca Muerta.

Golfo San Jorge

Pero el mayor problema de YPF está en la cuenca del Golfo San Jorge. Desde hace varios años, la petrolera de mayoría estatal redujo significativamente su inversión en la provincia de Santa Cruz, donde opera yacimientos históricos como Los Perales. En los más de dos años de gobierno de Alberto Fernández, la empresa no modificó esa tendencia. De hecho, la falta de actividad en la cuenca es una de las razones que explican la virulencia de Claudio Vidal, secretario de petroleros privados de Santa Cruz, contra Pablo González, presidente de YPF y aspirante a la gobernación de la provincia en 2023, al igual que el dirigente gremial.

PAE lideró en 2021 el ranking de mayores exportadores de petróleo, seguido por Vista. Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la Secretaría de Energía.

Como la producción de YPF en el Golfo San Jorge cayó de forma abrupta entre 2019 —el último año anterior a la pandemia— y 2021, a la petrolera le falta petróleo para cubrir las necesidades de sus refinerías, que fueron diseñadas para procesar una buena cuota de crudo pesado de tipo Escalante o Cañadón Seco. YPF produjo el año pasado 554.000 m3 menos de petróleo que en 2019, según datos de la Secretaría de Energía (Ver cuadro). La producción de PAE, la segunda petrolera del mercado, también fue a la baja en la cuenca, aunque en su caso, como parte de una base de producción mucho mayor, el retroceso es mucho menor que el de la petrolera de bandera si la caída se mide en barriles por día.

En retroceso

YPF pretende ahora que otros productores de la cuenca del Golfo San Jorge cubran su faltante de petróleo pesado. En esa lista figuran Tecpetrol, que opera el campo El Tordillo; Pampa, que tiene una participación minoritaria en campos en Chubut; CGC, que acaba de adquirir los yacimientos de la china Sinopec en Santa Cruz, cuya producción cae en picada desde hace tiempo; Capsa, que tiene un acuerdo comercial histórico con Shell (hoy propiedad de Raízen), y PAE, que produce Cerro Dragón, el mayor campo convencional del país; aunque, en rigor, debería haber sido la empresa que preside González quien se encargue de asegurarse su propio petróleo en lugar de dejar que su extracción en Santa Cruz caiga de manera sistémica por falta de inversión.

La falta de petróleo pesado se explica también por la declinación de los campos de Sinopec, hoy controlados por CGC.Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la Secretaría de Energía.

En la convocatoria del martes en la torre de Puerto Madero YPF intentó discutir cómo solucionar el problema. De los productores que integran la lista, es probable que Tecpetrol y Pampa le terminen comercializando más petróleo; CGC, que opera las áreas de Sinopec, aún no es factor porque está en pleno proceso de aumentar la inversión, aunque insólitamente tiene problemas para levantar equipos de torre por la negativa del gremio que conduce Vidal; y PAE se autoabastece de crudo, dado que al ser un productor integrado proceso el crudo de Cerro Dragón en su refinería de Campana. En YPF consideran que, más allá de eso, podría comercializarles una fracción más del petróleo que extraen desde el Golfo San Jorge.

Pero la firma que conduce Marcos Bulgheroni afirmó que desde abril —una vez finalizada la parada de planta que la sacó de servicio durante marzo— empezará a correr más crudo Escalante para inyectar más gasoil al mercado. Habrá que ver, entonces, cómo hace YPF para conseguir más petróleo pesado. En términos numéricos, la discusión parece relativamente sencilla de solucionar, pero por lo que se ve a los privados les está costando ponerse de acuerdo.

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Sergio Massa, titular de la Cámara de Diputados y uno de los tres actores principales que integran el Frente de Todos, está negociando con dirigentes de primera línea del PRO en la cámara baja la aprobación de una Ley ómnibus de Hidrocarburos. El proyecto de Ley, al que accedió en exclusiva EconoJournal, incluye desde desgravación de impuestos para importar combustibles (uno de los aspectos claves que reclaman las petroleras para hacer frente a la crisis por el abastecimiento de gasoil) hasta la creación de instrumentos en el plano cambiario para que productores de Neuquén puedan incrementar las inversiones en Vaca Muerta.

El proyecto ya está en manos de diputados oficialistas y opositores de Juntos por el Cambio, como el diputado Cristian Ritondo. El texto contiene 36 artículos y en líneas generales, apunta a cubrir cinco aspectos destacados:

1. Régimen de exportación y liquidación de divisas

El proyecto contempla en el artículo 7 un esquema de acceso al mercado cambiario para empresas petroleras que aumenten sus inversiones en, al menos, US$ 50 millones por año. Para esto, se crea un régimen de promoción de Exportaciones de Petróleo y Gas. En un primer momento, el esquema aspira a promover exportaciones de crudo. Además, se les garantiza a las empresas que tengan acceso a divisas por el 20% de las exportaciones para poder afrontar nuevas inversiones, pagar costos operativos, dividendos, servicios de deuda, entre otras, con una alícuota de cero por ciento de derechos de exportación. Es uno de los puntos que varios referentes del sector petrolero plantearon al ministro de Economía, Martín Guzmán, tanto en Buenos Aires como en Houston, a donde viajé el funcionario para participar del CeraWEEK.

2. Importación de gasoil

El régimen que establece el proyecto de ley también autoriza, en el artículo 25, la importación de combustibles -sobre todo de gasoil- sin impuestos. El proyecto prevé un cupo de hasta 4,4 millones de metros cúbicos (MMm3) de diesel sin pagar el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL). Esto es clave en esta coyuntura porque hoy YPF y el resto de las refinadoras pierden a razón de US$ 500 por metro cúbico adquirido en el mercado de importación. La desgravación estaba prevista en el proyecto de Ley del Presupuesto 2022, pero como esa iniciativa no avanzó en el Congreso, quedó trunca. Sólo se puede modificar el esquema cambiario vía Ley.

3. Ajuste por inflación en ganancias

El artículo 35 propone cambios en la metodología de ajuste por inflación para el pago del Impuesto a las Ganancias correspondiente a 2021. Este punto que reclaman las empresas desde hace algunos meses, dado que el esquema vigente genera una «ganancia ficticia» que repercute en el nivel de impuestos que deben pagar las petroleras, obligando a los privados a reducir sus inversiones productivas. Era otro de los puntos que estaba incluido en el proyecto de Presupuesto 2022. EconoJournal publicó una nota que advierte sobre esa situación en enero.

4. Régimen de quebrantos

El proyecto prevé en el artículo 29 la creación de un régimen de quebrantos, que es favorable para que YPF pueda anotar las pérdidas que registró en su balance de downstream de 2019 y 2020.

5. Alícuotas variables

Por último, el artículo 13 del texto propone una modificación del esquema impositivo al volver a las alícuotas variables de impuestos, en lugar de los cargos fijos.

A continuación, el texto completo de la norma:

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En Volvo, la innovación para mejorar la productividad de sus camiones es una búsqueda constante. “Más allá de que es el camión más seguro, moderno y tecnológico del mercado, la línea F trajo más productividad para el transportista ya que es su herramienta de trabajo», explica Federico Reser, gerente de Producto de la filial local del gigante de Gotemburgo.

Reser explica que para ahorrar combustible es decisivo lograr una motorización eficiente, establecer una relación de diferencial adecuada para la aplicación y una correcta conducción.

En este sentido, la nueva línea F cuenta con las mejores opciones de motores de 11 y 13 litros, con gran eficiencia, y perfectamente configurados para rendir al máximo en cada aplicación,  atributos clave para lograr ese triple objetivo de gran impacto en los costos.

A su vez, los nuevos modos de conducción de la caja I-Shift y el innovador sistema I-See pre-mapeado contribuyen a que todos los conductores nivelen su performance hacia arriba, en los mejores valores, ya que el camión realiza las acciones necesarias (aceleración, selección de marchas, frenado, rueda libre, etc) de manera automática anticipando la topografía por la cual circula el vehículo y la condición de carga del equipo.

La opción del sistema I-See de Volvo emplea un mecanismo de reconocimiento automático de la topografía de la ruta que funciona de manera conjunta con la caja de cambios I-Shift, lo que optimiza la velocidad y el cambio de marchas del camión de la manera más eficiente para el consumo de combustible.

Por ejemplo, cuando I-See reconoce el grado de la próxima cuesta arriba, incrementa la velocidad para prepararse. Una vez que comienza la subida, I-See utiliza su conocimiento almacenado para evitar cambiar a una marcha inferior cerca de la cima. Así, se acerca a la cima de forma suave sin perder combustible en una marcha inferior en la cima.

Por su parte, cuando el camino viaja cuesta abajo, justo antes de la pendiente I-See activa Eco-Roll®, el cual desactiva la transmisión y permite que el camión ruede durante un período óptimo antes de reactivar la transmisión. Esto ahorra energía y minimiza la necesidad de frenar. I-See también reconoce cuando termina la pendiente. Así que puede aplicar el freno del motor suavemente a tiempo, en vez de hacerlo abruptamente al final, o continuar tomando impulso para una colina próxima.

El aumento de la disponibilidad del vehículo significa menos paradas y por lo tanto mayor tiempo de producción, lo que naturalmente también se traduce en mayor productividad.  Por eso, además de la confiabilidad de los productos de la marca, la oferta de contratos de mantenimiento preventivo y el nuevo sistema Volvo Connect, con informes de desempeño en tiempo real, permiten monitorear y anticipar una necesidad de mantenimiento, evitando paradas imprevistas.

Los sistemas de seguridad activa de los vehículos de Volvo son los más completos del mercado y también contribuyen a que el vehículo sufra menos detenciones por accidentes, lo que pone en evidencia que la seguridad, además de preservar la vida de los conductores y de terceros y de los bienes que se transportan,  también contribuye  a la productividad.

En Volvo saben que un factor importante para aumentar la productividad de un camión es contar desde cero con una configuración específica y adecuada para cada aplicación. Ejemplo de ello es “contar con un entre ejes reducido, que permita  la utilización de semi remolques más largos y una excelente distribución de carga en todos los ejes”, apunta Reser, a la vez que agrega dos características más:  “Una tara reducida, que logra maximizar la carga a transportar durante toda la vida del vehículo y una amplia capacidad de tanques de combustible y AdBlue, que contribuyen, junto con el bajo consumo de combustible, a maximizar la autonomía, reducir el tiempo de paradas y por lo tanto un tiempo de ciclo menor”.

La baja tara, una innovación distintiva y muy apreciada en toda la Línea F, es particularmente relevante en la gama FM,  destinada preferentemente al segmento de transporte de combustible y cargas peligrosas en general, uno de los más exigentes en materia de productividad.

“Renovamos la cabina del FM al 100%, agregándole un metro cubico más de capacidad interior y realizamos el cambio de motorización de 13 a 11 litros, lo que disminuyó el peso de la planta impulsora en 150 kg respecto del modelo anterior. Se trata, en todo sentido, de un camión más moderno, de menor consumo de combustible con ese motor y más liviano.  Con  esta configuración, los transportistas van a poder cargar más o gastar menos en la cisterna que necesitan adquirir”,  destaca Reser.

“Además de la reducción en el consumo de combustible promedio, logramos alivianar el vehículo creciendo en seguridad, tamaño de cabina y con un rendimiento superador”, sintetiza.

La evolución de la nueva línea F se refleja en una maximización de la productividad, en un contexto donde todas las soluciones integradas interactúan y refuerzan los atributos siempre presentes en Volvo en materia de seguridad, eficiencia y confort del conductor.

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Bajo la “Alianza para la Transformación Digital”, Tenaris tiene como objetivo acelerar su migración al entorno de la nube aprovechando una mayor adopción de las soluciones informáticas Azure de Microsoft para escalabilidad, accesibilidad y confiabilidad de la información; desarrollar nuevas herramientas digitales para mejorar el servicio a los clientes utilizando datos en tiempo real; optimizar el rendimiento en toda su huella industrial y cadena de suministro a través de procesos mejorados de gestión y control que también contribuirán a la estrategia de descarbonización de la empresa, y evolucionarán y enriquecerán las experiencias de los empleados con los recursos digitales. 

“Nuestro objetivo es recopilar, organizar, gestionar y administrar de la manera más eficiente los datos que generamos y consumimos en nuestra red global, y garantizar que las diversas aplicaciones operen de la manera más optimizada y conectada”, dijo Alejandro Lammertyn, Chief Digital and Information Officer de Tenaris. Al hacerlo, tenderemos redes que conecten de manera más sólida a nuestros empleados y nuestros clientes y, como empresa, esto nos dará mayor agilidad para escalar en consecuencia”, agregó Lammertyn. 

“El objetivo de esta alianza es profundizar el trabajo que venimos desarrollando con Tenaris para contribuir con nuestra tecnología a generar una plataforma de datos que agregue más inteligencia a su estrategia de negocios y revolucionar juntos la Industria 4.0”, destacó Fernando López Iervasi, Gerente General de Microsoft Argentina. “La visión de innovación de Tenaris es única y es un honor para nosotros ser socios estratégicos y reimaginar juntos cómo mejorar los datos, ganar eficiencia, optimizar procesos, empoderar a los empleados y promover proyectos ambientalmente sostenibles con un impacto positivo en su negocio y en su forma de operar en Argentina y otros países del mundo”. 
A través de esta asociación comercial con Microsoft, Tenaris trabajará en el desarrollo de sus capacidades digitales para capturar, mapear y analizar toda su cadena de valor, a fin de identificar posibles acciones que contribuyan a sus objetivos de descarbonización del 30% para 2030, tal como fue anunciado en febrero de 2021.

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De acuerdo con el análisis Electric Vehicle Sales Review Full Year 2021 de PwC, las ventas de vehículos eléctricos (VE) aumentaron un 121% a nivel global durante el 2021. China lideró el camino con ventas de 3.000.000 de unidades, un 172% más que en 2020, ya que los compradores de ese país buscaron aprovechar los incentivos antes de su reducción prevista. Las ventas en los principales mercados europeos también mostraron un crecimiento sustancial: los patentamientos del segmento aumentaron un 83% en Alemania y un 76% en el Reino Unido. Mientras tanto, el mercado estadounidense, hasta ahora un gigante dormido, está mostrando signos prometedores de crecimiento impulsados por algunos modelos populares. Las ventas en ese país aumentaron un 62% con respecto al año anterior.

Aunque en términos globales se registró un fuerte crecimiento en el último trimestre de 2021, no fue tan elevado como el resto del año y esta desaceleración puede atribuirse a la escasez mundial de chips semiconductores y a la preocupación por la pandemia del Covid-19. 

Situación en Argentina

En cuanto a la situación local, Jorge Zabaleta, socio de PwC Argentina, líder de la industria Automotriz, aclara: “si bien hay muy pocos autos eléctricos en Argentina, el mercado de autos híbridos -que combinan un motor a combustión con otro eléctrico- está creciendo. Muchos modelos han entrado al mercado impulsados por beneficios al momento de su importación (aranceles reducidos o sin aranceles) en varias jurisdicciones. Además, hay ventajas importantes para incentivar su compra: por ejemplo, en CABA no se paga patente por los primeros cinco años del vehículo.”

En los últimos años se han establecido una serie de regímenes de importación de vehículos híbridos, eléctricos o a celdas de combustible (hidrógeno) por lo que las grandes automotrices reciben beneficios arancelarios para la comercialización de estos autos en Argentina. Esta política gubernamental fue recientemente renovada con vigencia hasta marzo de 2023. 

“No hay dudas de que el mercado de los autos eléctricos seguirá creciendo en los próximos años a nivel global. Lo que está en revisión es el ritmo de ese crecimiento debido a que existen factores que lo estimulan y otros que actúan como freno potencial” comenta Zabaleta. “Los estrictos objetivos de reducción de emisiones de CO2, la necesidad de satisfacer la demanda de los mercados de capitales de que se acelere la electrificación, y la eliminación obligatoria de los vehículos de combustión interna en determinados territorios, están animando a los fabricantes a producir más autos eléctricos. Además, los consumidores, cada vez más concientizados con el medioambiente, se lanzan al mercado por una oferta creciente de nuevos modelos”, continua el experto.

Fabricantes, proveedores y gobiernos están adaptando sus estrategias en consecuencia para ajustarse a un mundo cambiante. Algunos desviando recursos para lograr la capacidad de fabricación de vehículos eléctricos demandada, además de lanzar una gama de modelos nuevos.

El enigma de los impuestos de los vehículos en el mundo

En septiembre de 2021, los legisladores demócratas de Estados Unidos propusieron una ampliación de los créditos fiscales para los vehículos de emisiones cero fabricados en el país. La propuesta pretende avanzar en el objetivo de que los VE representen al menos el 50% de las ventas hacia 2030.

Hace varios años, Europa estaba donde está ahora Estados Unidos, intentando impulsar el mercado, pero después de haber experimentado un crecimiento explosivo en los últimos años, en parte gracias a los estrictos objetivos de reducción de emisiones de CO2, el mercado podría estar llegando a un punto de inflexión en el que se convierta en autopropulsor, cuando los VE estén tan arraigados en la mente de los compradores de autos que ya no sea necesaria la ayuda de los gobiernos. 

En Suecia y en los Países Bajos, los presupuestos asignados para 2021 para las subvenciones estatales se han agotado para varias categorías de vehículos eléctricos, y los gobiernos no parecen tener prisa por reponerlos. En Noruega, hasta la fecha, todos los coches totalmente eléctricos han estado exentos de impuestos y el gobierno está planeando un impuesto de lujo para las versiones más caras. En Estados Unidos, se ha propuesto un estudio para investigar cómo podría aplicarse un impuesto sobre el kilometraje, cobrando a los automovilistas por la distancia recorrida.

“En general, dado el irresistible impulso de los factores que impulsan el mercado de los vehículos eléctricos, se puede llegar al acuerdo de que su crecimiento es indudable. Lo que queda por evaluar es la velocidad de ese crecimiento y la capacidad de adaptación de los distintos actores para afrontarlo de manera exitosa” finaliza Zabaleta.

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La estatal IEASA lanzó la semana pasada una licitación para adquirir nueve barcos de Gas Natural Licuado (LNG, según su sigla en inglés), tal como publicó EconoJournal. Las empresas proveedores presentaron ayer sus propuestas económicas y la adjudicación se conocerá hoy (miércoles) a las 19 horas, según especificó el pliego de condiciones que confeccionó la empresa que dirige Agustín Gerez. Eso implicó que, en los hechos, los contendientes están obligados a dejar congeladas por dos días sus ofertas de precios del LNG. En un contexto de volatilidad extrema como este, donde la cotización del gas pueda cambiar drásticamente de un día a otro, eso no hace más que generar un sobreprecio para la Argentina, porque los privados cargan en sus ofertas un precio adicional para cubrirse frente a eventuales aumentos.

Algunos proveedores habituales de IEASA le advirtieron sobre esa situación a funcionarios gubernamentales. Finalmente se accedió a reducir de tres a un día y medio el plazo de evaluación y adjudicación de ofertas, pero el cambio no terminó siendo sustancial. También plantearon modificar los indicadores de precios que se utilizan para valorizar el LNG. En concreto, propusieron utilizar la cotización en el mercado TTF (el principal marcado europeo con sede en Países Bajos). Pero esa opción fue desechada.

Se estima que por el riesgo que supone ese gap de tiempo en que las ofertas quedan congeladas termina provocando que las precios recibidos sean entre 5% y 10% más caros que los que podrían haberse obtenidos, solo porque los privados optan por cubrirse frente a la fuerte inestabilidad de precios que predomina en el mercado mundial desde que se desató la guerra en Ucrania. Una compra a lo largo de todo el año de 56 cargamentos a 35 dólares por millón de BTU implicaría un gasto de 5691 millones de dólares, pero un 5% más supondría un desembolso adicional de 285 millones de dólares, que podría trepar a 569 millones si el recargo fuera del 10 por ciento.

Cuando se conozcan los precios a los que se adjudican los cargamentos, se podrá realizar un análisis más nítido. Fuentes privadas consultadas por este medio adelantaron que varias de las propuestas presentadas se ubicaron entre los 35 y 40 dólares por millón de BTU o incluso por encima de la barrera de los 40 dólares, un precio más elevado del previsto por IEASA.

Judicialización de la política

Cuando YPF licitaba la compra de los barcos de LNG durante la segunda presidencia de Cristina Fernández de Kirchner había implementado un sistema encriptado que permitía conocer los ganadores de las ofertas dos horas después de la presentación, lo que favorecía que las propuestas de precios fuesen más agresivas y los valores del gas fueran inferiores. IEASA está en condiciones de replicar ese sistema en la actualidad, pero sus directivos optaron por no hacerlo. ¿Por qué? Para cubrirse frente a eventuales presentaciones judiciales que pudieran surgir.

Por ejemplo, Jorge O´Donnell, gerente del área de LNG de IEASA, estuvo procesado por las compras de gas realizadas durante el primer kirchnerismo, pese a ser un directivo de la línea técnica que continuó con el macrismo y sobre el que existe una buena valoración en el mercado en cuanto a su formación y desempeño profesional.

Bernal, interventor del Enargas, denunció a Aranguren y a la conducción anterior del ente. La causa no tuvo avances significativos

De la negativa a acortar todo lo posible los plazos de adjudicación, subyace que el cuerpo gerencial de IEASA no quiere tomar ninguna decisión si antes la misma no es avalada por el Directorio de la compañía e incluso por la Secretaría de Energía. Es por eso que se necesitan esa ventana de tiempo de casi dos días entre la presentación de las ofertas y la comunicación de los resultados.

Costos millonarios

La situación no hace más que dejar en evidencia los costos que supone para el Estado la creciente judicialización de la política en el área energética que se registró en los últimos años. Otros ejemplos de esta situación fueron la demanda contra el titular del Banco Central, Alejandro Vanoli, por la compra de dólar futuro y la presentación judicial que realizó el interventor del Enargas, Federico Bernal, contra el ex ministro Juan José Aranguren y ex directivos del ente regulador, a quienes denunció penalmente por haber fijado un precio del gas que no fue resultado de la oferta y la demanda del mercado, pese a que el gobierno de Alberto Fernández terminó haciendo prácticamente lo mismo a través del Plan Gas.Ar.

Son acciones que le permiten al funcionario de turno acumular desde lo político cuando realiza la denuncia judicial, pero que a la larga no hacen más que generar costos económicos y de gestión para el Estado, dado que los funcionarios de la línea técnica no quieran ahora tomar ninguna decisión compleja sin antes tener un aval político explícito para cubrir sus espaldas.

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La minera canadiense Alpha Lithium Corporation adquirió 3.800 hectáreas en el Salar del hombre Muerto, uno de los de mayor calidad de salmuera de litio del mundo, y duplicó así la superficie de su proyecto en Catamarca. La minera firmó el acuerdo por la adquisición de áreas con la firma Argentina Prime Holdings, propietaria de las hectáreas.

En total, ahora Alpha Lithium controla el 100% de 5.072 hectáreas en el Salar del Hombre Muerto y pasó a ser el segundo proyecto más grande en superficie de este salar detrás del proyecto del gigante coreano Posco, que se encuentra del lado salteño del salar. Ambos proyectos están uno al lado del otro.

La compañía Posco originalmente iba a invertir US$ 830 millones, pero acaba de anunciar que realizará un desembolso de US$ 4.000 millones de inversión en su proyecto del Salar del Hombre Muerto luego de ampliar seis veces más las reservas de litio que las estimadas en 2018.

Salar del Hombre Muerto  

El proyecto de Alpha Lithium está ubicado en el Salar del Hombre Muerto del lado de la provincia de Catamarca. Se suma a la campaña de exploración que la misma compañía Alpha Lithium está desarrollando en el Salar Tolillar en Salta desde el año 2020, que se encuentran a 10 kilómetros de distancia. Ambos están ubicados en el Triángulo del Litio, la zona que abarca la Argentina, Chile y Bolivia y donde está la reserva más grande del mundo de este mineral.

Brad Nichol, presidente y CEO de Alpha Lithium, indicó que “el cierre de esta adquisición nos coloca entre los gigantes del litio y establece a la empresa como un participante destacado en el salar de salmuera de litio de la más alta calidad del mundo”, y añadió que “la química de salmuera única que se encuentra en el Salar del Hombre Muerto lo hace ideal para la producción de productos de litio de grado de batería de muy alta calidad”.

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La Secretaría de Energía le otorgó a la compañía italiana ENI una prórroga de dos años del permiso de exploración offshore para el área Malvinas Oeste 124 (MLO 124). Según la Resolución 175/22, publicada hoy en el Boletín Oficial, la cartera que dirige Darío Martínez otorgó la extensión del plazo por la suspensión de las actividades económicas en el año 2020 como parte de las medidas del gobierno nacional contra la pandemia del Covid-19.

La resolución alcanza a la empresa ENI Argentina Exploración y Producción, subsidiaria de la italiana ENI, que había pedido (al igual que otras operadoras) la suspensión del plazo del primer período exploratorio, que fue el afectado por las medidas contra la pandemia.

La compañía se adjudicó en 2019 el bloque offshore de alto potencial MLO 124 para realizar estudios de prospección sísmica 3D y comprometió una inversión de US$ 67,6 millones. El bloque está ubicado a 100 kilómetros de las costas de Tierra del Fuego y abarca un área de 4.418 km2 en aguas que van de los 100 hasta los 650 metros de profundidad. ENI posee el 80% del bloque MLO 124 y es el operador en un consorcio que conformó junto a Tecpetrol (10%), el brazo petrolero del grupo Techint, y el grupo japonés Mitsui (10%), una de las mayores corporaciones del mundo.

Licitación offshore

ENI participó de la Ronda 1 del Concurso Público Internacional Costa Afuera N°1, un proceso licitatorio que comenzó a fines de 2018 y las adjudicaciones se conocieron en abril de 2019. La ronda offshore logró captar el interés de compañías líderes como ExxonMobil, Total, Shell, British Petroleum, Wintershall, Equinor, Qatar Petroleum, Mitsui, Tullow, YPF, Pluspetrol y Tecpetrol. Estas 13 compañías comprometieron inversiones por US$ 724 millones en 18 áreas.

En estos momentos, la prospección sísmica 3D que iba a realizar Equinor en las licencias CAN 100 y 108, ubicadas a 307 kilómetros frente a la ciudad de Mar del Plata, y el área CAN 114, que está a 443 kilómetros de la costa, está frenado en la Justicia hasta que no haya una definición de fondo sobre el impacto ambiental.   

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El Presidente de Petrominera Chubut S.E., Héctor Millar, trazó un balance positivo de la participación de la empresa de energía provincial en la XIII Exposición Internacional Argentina Oil & Gas, que reunió con gran expectativa a la industria del petróleo y del gas. 

“Como parte de la iniciativa del Gobierno Provincial, a través del Ministerio de Hidrocarburos, y bajo la denominación Origen Chubut, mostramos las fortalezas, virtudes y recursos de la provincia en materia energética, manifestando las atracciones que tienen los inversores a la hora de elegir Chubut”, expresó.

En ese ámbito, se desarrollaron conversaciones con actores que se encontraban presentes, revelando voluntades respecto a yacimientos marginales que posee la compañía para ofrecer en explotación. “Tuvimos tres buenas intenciones de distintas operadoras para comenzar a cruzar información con vistas a una posible operación en estas áreas. Esto lo trabajamos en forma conjunta con el gobernador Mariano Arcioni y el ministro de Hidrocarburos”, puntualizó.

Millar destacó el muy buen clima que se dio en todos los expositores que participaron de la Oil&Gas 2022, poniendo en valor la cadena de valor del sector. “Es una industria importantísima, la más relevante en materia energética, que se reúne en un momento muy complicado para el país y el mundo”, declaró sobre la trascendencia del encuentro, teniendo en cuenta el impacto y las afectaciones por los conflictos internacionales. 

En tal sentido, recalcó la necesidad de “trabajar fuertemente hacia adelante entre todas las partes para el autoabastecimiento del gas, un recurso que tenemos”.

El titular de la petrolera estatal valoró el anuncio del gobernador para la realización del primer Foro de Energía, organizado por el Gobierno provincial para el mes de junio en Comodoro Rivadavia, destacando el potencial de la región para convertirse en motor del desarrollo económico e industrial. “Nos pone en carrera para aportar al crecimiento energético del país, de la provincia y de la empresa”, expuso. 

 Desafío energético

En este contexto, Millar se refirió a los desafíos que se presentan para Petrominera e indicó que “tenemos por delante que trabajar seriamente en lo que es materia energética”.

La proyección para este 2022 es “apostar al crecimiento con los yacimientos que no tenemos en explotación, para eso hay que encontrar los actores indicados, y seguir trabajando fuertemente con nuestro rol social en el interior de la provincia, a través de los distintos servicios que brinda la empresa”, detalló. 

Advirtió que se acerca una época invernal compleja con muchos inconvenientes energéticos, teniendo en cuenta la escasez y precio del gas a nivel mundial. “Tenemos que trabajar fuertemente y reforzar para tratar de cubrir la distribución de gas envasado, un servicio que estamos brindando en el interior porque tambien va  ser un problema para el país”, señaló. 

Asimismo, “debemos seguir apostando al desarrollo de los emprendimientos en materia energética que es la matriz productiva fuerte que tiene la empresa“, concluyó. 

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Fertilizer Latinoamericano se llevó a cabo en Miami entre el lunes y hoy, miércoles. Participaron más de 500 actores clave del negocio de los fertilizantes en la región, pertenecientes a más de 300 destacadas empresas del sector.

Argentina y Brasil fueron grandes protagonistas: generaron mucho interés incluso en actores que llegaron desde otras regiones (hubo participantes de más de 45 países). Por supuesto, entre todos analizaron la compleja coyuntura actual del sector, determinada de manera fundamental por la guerra entre Rusia y Ucrania.

Los dos países, claves como productores y exportadores de fertilizantes y alimentos, están marcando el ritmo del mercado mundial hoy. Pero esta crisis se suma a la reciente de la pandemia de Covid, con lo cual el negocio de los fertilizantes viene de varios años de complicaciones importantes.

En ese contexto, los representantes de Argentina y Brasil generaron un fuerte interés, como los dos países más importantes de la principal región productora de alimentos en el mundo. Del lado argentino, cobró especial importancia la participación de Mario Sufritti, gerente comercial de Profertil.

El ejecutivo indicó que “el mercado argentino de los fertilizantes es diferente a otros de América Latina. Un año puede crecer 5%, pero eso no asegura que vaya a seguir en ese ritmo al año siguiente. La variabilidad es alta y las compañías tenemos que estar preparadas para enfrentar esa realidad”. Hacia adelante consideró que “nadie puede prever las cosas, particularmente en este contexto que tenemos en 2022”.

Argentina es el segundo exportador mundial de maíz y un jugador central también en el mercado mundial del trigo. Y la urea es clave para la productividad de ambos cultivos. De ahí el interés que generó la participación de Suffriti.

El representante de Profertil aseguró que “el desafío más grande que tendrá el mercado es desarrollar la habilidad de adaptarse a las distintas circunstancias, tanto mundiales como en el caso nuestro, a algunas locales como la baja histórica del río Paraná, que complica severamente la logística y sube los costos”.

Hubo un panel específico en Miami sobre la importancia de los fertilizantes en América Latina y de la producción de alimentos en la región para abastecer las necesidades del mundo. También se hizo foco en cuestiones de sustentabilidad y la atención creciente que debe prestar a este tema la industria de los fertilizantes. 

En ese sentido, Suffriti recordó que Profertil es líder en la implementación de prácticas sustentables en la elaboración de fertilizantes. “Por supuesto, uno de los ejes de trabajo que tenemos en Argentina es seguir bajando el impacto ambiental y mejorar la huella de carbono de la agricultura, para lo cual recurrimos a muchas herramientas tecnológicas en las que el país es referente global”.

En ese sentido, mencionó la siembra directa, la utilización de herramientas de precisión y digitales y el uso de fertilizantes especiales. Además, puntualizó un dato que generó impacto entre los asistentes a la cumbre en Miami: el 60% de la energía que usa Profertil en su planta, para la fabricación de urea, proviene de una fuente 100% renovable: el viento.

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Con la presencia de Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía y su Fundación, de Pablo Díaz, director y de Diego Golombek, divulgador científico, se llevó a cabo la premiación a tres proyectos de innovación y triple impacto creados por equipos multidisciplinarios de estudiantes universitarios, pertenecientes a las provincias de Buenos Aires y Neuquén.

El objetivo central de Proyecto Joven es promover en los jóvenes el espíritu emprendedor y el desarrollo de habilidades y competencias para la generación de soluciones para problemas económicos, sociales y/o ambientales. Nació en 2020 como una experiencia pensada para estudiantes del programa de acompañamiento de becas universitarias, y durante el año 2021 se amplió a todo el país, con foco en las universidades públicas de las zonas en donde opera Pampa Energía, alcanzando a más de 400 participantes.

Las iniciativas presentadas, debían hacer foco en alguna de las 4 temáticas priorizadas: energía, innovación tecnológica, desarrollo humano y sustentabilidad. Se presentaron 48 proyectos realizados por 133 participantes (19 becarios/as de la Fundación), 15 resultaron finalistas y 3 fueron finalmente seleccionados:

Fibrosis Quística: Estudiantes de la Universidad Nacional del Sur (Bahía Blanca) pensaron una solución para mejorar la calidad de vida y el acceso a quienes padecen esa enfermedad a través del desarrollo de un prototipo de un antibiótico inhalable. Hidroplus: Un polvo granular seguro, biodegradable y no tóxico que hidrata y nutre las plantas creado por estudiantes de la Universidad del Comahue (Neuquén). Al entrar en contacto con el agua, se expande y es capaz de absorber hasta 200 veces su peso en agua.DIGMA: Estudiantes de la U.B.A., diseñaron una laminadora de plástico recuperado, cuyo objetivo es reducir el impacto de los plásticos de un solo uso, reintroduciéndolos a un circuito de producción y transformándolos en lonas plásticas con múltiples posibilidades de uso.

Marcelo Mindlin, quien entregó uno de los premios, felicitó a los jóvenes emprendedores y les agradeció por la importante labor que desarrollaron en Proyecto Joven.

En diferentes etapas de la convocatoria, los participantes pudieron acceder a capacitaciones, capsulas digitales, acompañamiento y mentorías, a través de una metodología que impulsa la incorporación de habilidades socioemocionales y de herramientas para potenciar ideas.

La evaluación de los proyectos finalistas fue realizada por representantes de la Fundación, académicos, y referentes de organizaciones especialistas en innovación, emprendedurismo y desarrollo sostenible. Los 3 proyectos seleccionados recibieron un fondo estímulo de 100 mil pesos cada y serán acompañados por especialistas durante 2022 para avanzar de la etapa de ideación a la incubación y/o aceleración.

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Dos trabajadoras de la empresa AESA, la constructora de la compañía YPF, sufrieron un accidente con distinta gravedad cuando realizaban tareas en Loma Campana, el yacimiento operado por la compañía controlada por el Estado en la formación Vaca Muerta. El hecho ocurrió el sábado a la noche. Una de ellas inhaló gases y la otra sufrió una grave lesión en un brazo. Ambas se encuentran internadas en el Policlínico Neuquén. A raíz de este accidente, el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa, conducido por Marcelo Rucci, paralizó todas las actividades de YPF en la cuenca Neuquina.

Planta de Tratamiento de Crudo

El hecho ocurrió cuando ambas trabajadoras realizaban una maniobra de purga de una instalación en la Planta de Tratamiento de Crudo (PTC). Desde la empresa AESA informaron que “en medio de una maniobra de rutina, dos trabajadoras de la empresa sufrieron heridas. Inmediatamente se activó el rol de emergencia y fueron trasladadas a un centro de salud, donde se encuentran bajo tratamiento y fuera de peligro. La compañía ya trabaja con YPF para determinar las causas del hecho”.

Marcelo Rucci, titular del sindicato petrolero, aseguró que el gremio no descarta una presentación ante la Justicia por el accidente ocurrido hace horas en el yacimiento Loma Campana. En las próximas horas, el sindicato, el más fuerte del sector, realizará una asamblea en la localidad de Añelo (Neuqén), según informó el diario Noticias Neuquén.

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Los países miembro de la Unión Europea deberán llenar sus almacenes de gas en un 80% de su capacidad antes de cada invierno, de acuerdo con una propuesta de la Comisión Europea. Con la nueva regulación, que implica una intervención sobre un componente central que hace al funcionamiento del mercado europeo del gas, Europa busca garantizar el suministro y reducir su exposición a eventuales cortes en los envíos de gas desde Rusia. También empuja a una mayor competencia global por los cargamentos de LNG.

La Comisión Europea publicó una serie de propuestas con las que Europa puede abordar los problemas en el mercado europeo del gas y garantizar la seguridad de suministro a precios razonables para el próximo invierno. “Los mercados energéticos mundiales y europeos están atravesando tiempos turbulentos, particularmente desde la invasión rusa de Ucrania. Europa necesita tomar medidas rápidas para garantizar nuestro suministro de energía para el próximo invierno y para aliviar la presión de las altas facturas de energía sobre nuestros ciudadanos y empresas”, dijo la comisaria europea de Energía, Kadri Simson.

Además del requisito legal de almacenamiento mínimo el Poder Ejecutivo europeo propone crear un certificado obligatorio para los operadores de instalaciones de ese tipo. Las empresas que no logren esa certificación deberán ceder el control de sus almacenes de gas o venderlos. También publicó las medidas de corto plazo que los Estados miembro pueden adoptar para limitar la suba de los precios de la electricidad y garantizar el suministro de gas.

Joe Biden junto a la presidenta la Comisión, Úrsula von der Leyen.

En materia de gas, la Comisión abre la puerta a que los países miembro puedan realizar compras conjuntas de gas. “La Comisión está lista para crear un grupo de trabajo sobre compras comunes de gas a nivel de la U.E. Al agrupar la demanda, el grupo de trabajo facilitaría y fortalecería el relacionamiento internacional de la U.E. con los oferentes de LNG y de gas, con el fin de asegurar importaciones de GNL y de gas a buen precio antes del próximo invierno”, informó.

Requisito legal de almacenamiento

La regulación propuesta obligaría a los países a llenar de gas sus almacenes o reservorios a un nivel mínimo de 80% antes del 1 de noviembre de este año. Ese requisito legal se mantendrá y subirá al 90% a partir de 2023.

El objetivo es evitar llegar al próximo invierno con niveles bajos de gas en almacenamiento, como ocurrió el año pasado. Actualmente los almacenes de gas están llenos en un 25,71% según los datos que Gas Infrastructure Europe recopila a diario. Mientras más bajo sea el nivel de gas almacenado, mayores serían las consecuencias sociales y económicas de un potencial corte del suministro de gas desde Rusia.

El almacenamiento de gas es un componente central en el funcionamiento del mercado europeo del gas. En los considerandos de la propuesta, la Comisión Europea reconoció que “contribuye a la seguridad del suministro al proporcionar suministro adicional en caso de fuerte demanda o interrupciones del suministro; el almacenamiento suministra el 25-30% del gas consumido en invierno”.

La intervención de ese componente del mercado se justifica por las diferencias estacionales en los precios del gas. “La diferencia de precios del gas entre el verano y el invierno es importante para atraer gas almacenado. Dados los desarrollos geopolíticos en curso y los altos precios de la energía, una estimación previsible del diferencial verano/invierno es muy poco fiable. Se espera que la situación sea particularmente problemática antes del próximo invierno, ya que los precios pueden ser más altos en verano que en invierno. Se espera que esto conduzca a una situación en la que el almacenamiento no resulte atractivo para los participantes del mercado y las necesidades de llenado deban garantizarse mediante intervenciones públicas, incluido el apoyo financiero para incentivar el uso del almacenamiento”, justificó la Comisión.

Mayor competencia por el LNG

La aprobación del requisito de almacenamiento podría empujar al mundo en los próximos meses a una competencia todavía mayor que la actual por los cargamentos de LNG.

Con un nivel actual de llenado de 25%, los países de la Unión Europea tendrán dificultades para cumplir con el objetivo de 80%. La temporada de llenado de los almacenes en Europa suele ir entre abril y septiembre. Para esa tarea, el gas de Rusia ha dejado de ser una opción confiable a los ojos de la Unión Europea. La rusa Gazprom redujo el año pasado los envíos de gas en los meses de llenado. Es uno de los factores centrales que explica la volatilidad observada en los precios del gas y de la electricidad desde mediados de 2021.

En ese sentido, la propuesta de crear un certificado obligatorio para las empresas operadoras de sitios de almacenamiento de gas parece ir en la dirección de controlar las acciones de Gazprom. A través de distintas subsidiarias, la empresa rusa de gas es dueña y operadora de varias unidades de almacenamiento en distintos países. La Comisión plantea que es necesario garantizar que las actividades de estas empresas no obstaculizan el cumplimiento del nuevo requisito. Las empresas que no logren la certificación deberán ceder el control operativo de sus activos de almacenamiento o venderlos a terceros.

La medida podría generar una mayor presión sobre Rusia para no reducir los volúmenes de gas, pero la importación de LNG es la principal alternativa que la Comisión fomenta para cumplir con el nuevo requisito. En los considerandos indicó que los países podrán adoptar todas las medidas que sean necesarias para garantizar que el requisito sea cumplido. Esto incluye la coordinación de instrumentos para maximizar la importación de LNG y reducir las barreras de infraestructura y regulatorias que impiden su utilización en el llenado de los almacenes. “Los Estados miembros disfrutan de libertad para elegir el instrumento que sea más apropiado en su sistema nacional”, dijo la Comisión.

Acuerdo de LNG con EE.UU.

Como parte de los esfuerzos para garantizar el suministro, Estados Unidos y la Comisión Europea anunciaron el viernes un plan conjunto para incrementar los cargamentos de LNG a Europa en 15.000 millones de metros cúbicos adicionales este año. “Hoy hemos acordado un plan conjunto para reducir la dependencia europea del gas ruso”, dijo el presidente de los EE.UU., Joe Biden, en una conferencia de prensa conjunta con la presidenta la Comisión, Úrsula von der Leyen.

No obstante, con las terminales de licuefacción operando al máximo, en lo inmediato luce poco factible que las empresas en EE.UU. puedan al mismo tiempo incrementar los envíos a Europa y cumplir con los contratos de abastecimiento firmados con otros clientes, principalmente de Asia. El gobierno estadounidense viene manteniendo conversaciones con distintos países para que reduzcan sus compras de LNG y liberar cargamentos hacia Europa.

En el largo plazo, el acuerdo establece que Estados Unidos y los países europeos trabajarán para asegurar una demanda adicional estable de 50 bcm de gas por año para el 2030. “Para lograr esto, la Comisión Europea trabajará con los estados miembros para almacenar gas en todo el continente, construir más infraestructura para recibir GNL y tomar medidas para aumentar la eficiencia del gas”, dijo Biden. La Casa Blanca también se comprometió a acelerar los permisos de construcción de nuevas terminales de licuefacción.

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Cammesa lanzó la semana pasada una licitación para adquirir 5 barcos de gasoil y 7 de fueloil para ser entregados durante mayo y comienzos de junio. Las ofertas deberán ser enviadas por mail el próximo miércoles 30 de marzo entre las 11 y las 12 del mediodía. Ese mismo día hay que presentar también las ofertas por los 9 cargamentos licitados de LNG. La coincidencia tiene sentido, pues se busca evitar que precios muy altos en la licitación de LNG aliente a los traders a pedir más dinero por el gasoil y el fueoil.

Los cargamentos de gasoil son de 50.000 metros cúbicos cada uno, sumando 250.000 metros cúbicos en total. El primero debería llegar entre el 16 y el 18 de mayo y el séptimo y último entre el 3 y el 5 de junio.

El tender (pliego) de gasoil preveé una fórmula compuesta por dos elementos: un precio fijo basado en el contrato de futuros de Nueva York y otro variable que supone una prima o un descuento otorgado por el vendedor. Cammesa deberá pagar el precio de heating oil al momento de despacho del cargamento. A ese valor se suma el componente variable. El cargamento se adjudica al oferente que ofreció el descuento más abultado o, en el peor de los casos, al que propuso el premio menos caro.

En el caso del fuel oil son 40 mil toneladas cada uno y suman en total 280 mil toneladas. El primero debería llegar entre el 2 y el 4 de mayo y el séptimo y último entre el 2 y 4 de junio. El precio también prevé una fórmula compuesta con un precio fijo y un premio o descuento variable

Las últimas adjudicaciones

La última adjudicación de gasoil que realizó Cammesa se concretó a comienzos de febrero. Fueron 18 cargamentos por unos 550 millones de dólares contabilizando un premio de 6 centavos por galón, frente al descuento promedio de 15 centavos por galón que se había conseguido en 2021. Y en ese momento Rusia todavía no había invadido Ucrania, lo que terminó de desestabilizar el mercado de precios.

En esa ocasión, Shell fue el mayor ganador con seis buques. En segundo lugar quedó Gunvor, uno de los cinco principales traders del planeta. En tercer lugar se posición la empresa norteamericana Chevron, que produce en una de sus refinerías de EE.UU. un diésel con las especificidades de calidad que se adaptan perfectamente a las requiere Cammesa. La lista se completa con Trafigura, el mayor trader del planeta, que se adjudicó dos cargamentos al igual que P66, otra refinería del Golfo de México. El cargo restante quedó para Vitol.

En la primera semana de febrero CAMMESA también adjudicó 7 barcos de gasoil. La empresa Mercuria se quedó con seis cargamentos de fuel oil, en tanto que el restante fue adjudicado por Novum. Se llegó a pagar hasta 16 dólares de premio por encima del Brent. 

La entrada Cammesa licitó otros 12 barcos de combustibles líquidos para abastecer a las centrales eléctricas se publicó primero en EconoJournal.

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