Fernando Bonnet será el nuevo Gerente General de la empresa eléctrica Central Puerto.  Bonnet ingresó a la compañía en 2008 para desempeñarse en el área de finanzas y durante sus años en la empresa, fue desarrollando distintas tareas hasta llegar a ser el Director de Finanzas (CFO). En este cargo, se destacó por haber gestionado el financiamiento necesario para la expansión de la empresa, incluyendo el desarrollo de los proyectos de generación renovable. A su vez, lideró el proceso de cotización de la firma en la bolsa de Nueva York.

Su último rol fue el de Director de Operaciones (COO), posición desde la cual lideró las operaciones de la compañía. Bonnet es contador público por la Universidad de Buenos Aires y ha realizado un MBA en el IAE de la Universidad Austral.

En el marco de su nombramiento, Bonnet señaló: “Hace más de 12 años que formo parte de Central Puerto y es un orgullo asumir el desafío de liderar una empresa con una enorme trayectoria y compromiso con el desarrollo del sector  energético. En esta nueva etapa de liderazgo, asumo la responsabilidad de continuar el camino del crecimiento de nuestra empresa como de las personas que la componen contribuyendo a nuestro propósito de generar energía en forma eficiente y de modo sustentable”.

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El secretario de Energía, Darío Martínez, el embajador argentino en China, Sabino Vaca Narvaja, y el director de Nucleoeléctrica Argentina, Isidro Baschar, mantuvieron una reunión por videoconferencia con directivos de la Agencia Nacional de Energía de China (NEA) y la Corporación Nuclear Nacional de China (CNNC), en la que acordaron avanzar en las gestiones para la construcción de una nueva central nuclear en nuestro país.

Los representantes de ambos países repasaron el estado de las negociaciones para la construcción en la Argentina de una cuarta central nuclear de tecnología china. También, se evaluó la posibilidad de potenciar un vínculo bilateral que contemple otras áreas de cooperación, como la exportación argentina de servicios y componentes para proyectos nucleares chinos, como la extensión de vida de centrales nucleares en el país asiático.

El director de Nucleoeléctrica Isidro Baschar destacó la importancia de la reunión y de la firma de las minutas el pasado enero. Además, extendió sus felicitaciones a la contraparte china tanto por la puesta en marcha y el inicio de la operación comercial de la unidad 5 de la Central Nuclear de Fuqing, de referencia para el proyecto en la Argentina, así como también por la puesta en marcha del primer reactor de tecnología Hualong fuera de China, la unidad 2 del Complejo Nuclear de Karachi en Pakistán.

En este sentido, también destacó que “el rol de liderazgo de la industria nuclear china no solo contribuye y contribuirá de forma significativa al desarrollo del país asiático, sino que representa un aporte fundamental para la consolidación del rol de la energía nuclear a nivel internacional en el marco de los desafíos ambientales que enfrenta el mundo”. Esta situación, agregó, no es ajena a un país con la tradición nuclear como la de la Argentina.

La construcción de una nueva central nuclear permitirá sostener la diversificación de la matriz energética, asegurar el suministro de energía confiable, segura y limpia. En este sentido, cabe destacar que el sostenimiento de la energía nuclear como fuente de generación de energía contribuirá con el cumplimiento de los compromisos internacionales asumidos por la Argentina en lo que refiere al cambio climático.

La cuarta central nuclear

Las negociaciones contemplan la construcción del reactor HPR1000 conocido como Hualong, del tipo Pressurized Water Reactor (Reactor de Agua Presurizada) o PWR por sus siglas en inglés, de 1200 MW de potencia bruta, que combina sistemas activos y pasivos de seguridad.

Estaría ubicada en el Complejo Nuclear Atucha, en Lima, partido de Zárate, donde ya funcionan las plantas Atucha I y Atucha II. El Hualong fue diseñado por CNNC sobre la base de la experiencia china en el diseño, construcción y operación de centrales nucleares.

Gracias a las mejoras sistemáticas basadas en equipos y tecnologías probadas y utilizadas en reactores PWR en funcionamiento o en construcción, los niveles de seguridad del reactor Hualong son significativamente elevados y los riesgos de retraso durante la construcción se reducen.

Nucleoeléctrica Argentina S.A es la empresa operadora de las centrales nucleares argentinas Atucha I, Atucha II y Embalse. También, es la encargada de la comercialización en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de la energía producida por sus plantas y del gerenciamiento de proyectos que aseguren la normal operación de sus instalaciones, así como también de aquellos que tengan por objetivo la eventual construcción de futuras centrales nucleares en territorio nacional. 

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El fondo de inversión Gramercy y José Luis Manzano controlan desde septiembre Araucaria Energy, empresa eléctrica que opera cuatro centrales térmicas en la provincia de Buenos Aires. Su desembarco se produjo luego de que la compañía cayó en default y contó con el respaldo de BlackRock y Fidelity, principales acreedores. Estos últimos fondos, que tienen derecho de preferencia para cobrar la deuda, habían dado plazo hasta el 31 de marzo para regularizar los pagos, pero como aún no hubo acuerdo se presentaron ante la justicia canadiense para pedir la intervención de la firma y su puesta en venta para cobrar la deuda.   

La jugada de BlackRock y Fidelity

Gramercy firmó con Integra, una sociedad controlada por Manzano, un acuerdo en septiembre para repartirse en partes iguales las acciones de Araucaria Energy. El entendimiento se produjo luego de que la firma entrara en default a comienzos de 2020 por no pagarle a Gramercy una cuota del préstamo de US$ 220 millones que el fondo le había otorgado a la canadiense Stoneway Capital, controlante de Araucaria. 

El resto de los acreedores de Araucaria, entre los cuales figuran BlackRock y Fidelity, avalaron ese acuerdo con la condición de que la firma renegociara la deuda que mantiene con ellos y presentara ante la justicia canadiense el convenio final para su homologación.

El plazo para llegar a un acuerdo se venció el pasado 31 de marzo y, como no hubo avances, los fondos, que tienen preferencia de cobro, se presentaron el jueves ante la justicia de Canadá para solicitar amparo bajo la Ley de Acuerdos de Acreedores de Sociedades Comerciales (Companies’ Creditors Arrangement Act, CCAA, según su sigla en inglés). La CCAA es una ley federal de Canadá que establece un mecanismo ordenado y supervisado para la reestructuración de los negocios de empresas insolventes con deudas superiores a US$ 5 millones.

Como no les pagan, lo que le piden al juez es que designe a un Oficial Responsable de la Reestructuración (Chief Restructuring Officer, CRO), investido de atribuciones para dirigir las operaciones, la administración y los asuntos financieros de Stoneway Capital Corporation, Stoneway Energy International LP y Stoneway Energy LP. En caso de prosperar el pedido, el CRO, tal como se lo denomina técnicamente, sería Deloitte Restructuring Inc.

Si fuera necesario, el CRO podría avanzar con la venta de la empresa para que los fondos puedan cobrar su deuda. Si eso pasa, Gramercy no va a poder recuperar el préstamo de US$ 220 millones porque, a diferencia de los otros fondos, no tiene derecho de preferencia y debería ir al final de la fila de acreedores.

Estrategia defensiva

Para evitar esa maniobra, Gramercy se presentó en Estados Unidos y va a pedir que se reorganice la empresa bajo el Capítulo 11 del Código de Quiebras de ese país, proceso similar al de una convocatoria de acreedores y que le permitiría evitar que la compañía se venda. No obstante, desde Araucaria aseguraron a EconoJournal, que existe voluntad de diálogo y siguen negociando con los acreedores para alcanzar un acuerdo.

Araucaria construyó las cuatros centrales durante la presidencia de Mauricio Macri y tiene firmados contratos PPA en dólares con CAMMESA. Las partes que intervienen en la disputa y fuentes oficiales coincidieron ante EconoJournal en que esos contratos no están en riesgo, siempre y cuando la empresa no vaya a la quiebra y eso derive en una disolución de la sociedad.

«La compañía mostró siempre buena fe en la negociación con los bonistas y una firme voluntad de apoyar la continuidad del negocio, entendiendo que una solución consensuada que preserve el valor del activo, de calidad estratégica para el sistema energético argentino, es la mejor solución para todas las partes«, indicaron fuentes cercanas a Araucaria. «La solicitud de protección bajo el Chapter 11 implica el inicio de un proceso que permitirá a la empresa llevar adelante su reorganización a fin de afrontar sus compromisos financieros, sin poner en riesgo la operación de sus subsidiarias argentinas«, agregaron.

El origen del conflicto

Araucaria se constituyó el 26 de abril de 2016 bajo el control de la canadiense Stoneway Capital Corporation y emitió un proyect bond por US$ 500 millones en el mercado norteamericano para invertir en la Argentina. Al poco tiempo se adjudicó la instalación de cuatro usinas térmicas por un total de 686 megawatts de potencia. La empresa se hizo de otros US$ 163,5 millones en bancos argentinos, como el Ciudad.

Stoneway Capital, establecida en New Brunswick, estaba controlada por Stoneway Group LP, en la que participaban el inversor Rogelio Nores y So Energy International.

En el primer trimestre del año pasado, la compañía entró en default al no pagar una cuota (maturuty) de US$ 30 millones correspondiente a un préstamo de US$ 220 millones que Gramercy le había otorgado a Stoneway Capital.

Gramercy, fondo conducido en Argentina por Gustavo Ferraro, tomó entonces las riendas de la compañía y designó a Roberto Helbling y a Juan Ignacio Sánchez Alcazar, para tratar de ordenar la situación contable de la eléctrica. A su vez, Rogelio Nores llegó a un acuerdo con José Luis Manzano, ex ministro del Interior de Carlos Menem, y le cedió el control legal de la firma.

Manzano se posicionó en los últimos 15 años en el sector energético con proyectos en el upstream de hidrocarburos, distribución de gas (ex accionista minoritario de Metrogas) y electricidad (controla Edemsa, la empresa de energía de Mendoza; y selló un acuerdo para desembarcar en Edenor), pero más allá del conocimiento del sector su principal know how es ser un piloto de tormentas acostumbrado a lidiar con este tipo de crisis.

Desde ese momento comenzó una negociación entre Gramercy y Manzano para repartirse las acciones y avanzar en la renegociación de los US$ 660 millones que debe la compañía, fundamentalmente a BlackRock y Fidelity, quienes en ese momento no quisieron desembarcar en la firma, pero buscan asegurarse el cobro de sus créditos.

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En la Argentina la actividad minera se concentra a lo largo de la cordillera donde se encuentra la mayoría de las fuentes de oro, plata, cobre, aluminio y zinc. Recientemente, se sumaron las extracciones de litio en Salta y Jujuy, con proyecciones muy interesantes ya que es un mineral de creciente demanda por la industria electrónica. 

Ya sea a cielo abierto como en yacimientos subterráneos, la minería trabaja en condiciones climáticas extremas y en terrenos adversos. Es un negocio que debe afrontar costos muy altos, y que está activo las 24 horas durante todo el año. Los equipos son sometidos a una exigencia continua, y por eso los clientes siempre apuntan al segmento premium de máquinas que hayan demostrado solidez y eficiencia en el mercado.

“Preparamos los equipos especialmente, cuando la situación lo requiere, antes de entregarlos para trabajos en minería. Tanto en cuestiones de Seguridad adicionales, por ejemplo en el Modelo MT-X1030 Minning que viene equipado con adicionales para trabajo en Minería Subterránea (protecciones extras en cilindro, cabina con jaula, protección en reflectores, sistema de frenos especial entre otros extras), como por cuestiones climáticas donde se le pueden colocar a los Manipuladores sistemas de precalentamiento para zonas sensibles (tanques hidráulicos, diferenciales, carter del motor).”, señala Sergio Montiel, Gerente de la Unidad de Negocios Repuestos de Grúas San Blas, “En Veladero, donde pueden hacer 25 grados bajo cero, mayoritariamente las máquinas están las 24 hs en marcha, por lo que las equipamos con un sistema de precalentamiento por si deben apagarse, para que la máquina esté tibia y no llegue al congelamiento de los fluidos”.

En la actividad minera, el manipulador telescópico es un aliado indispensable para realizar tareas en forma segura y eficiente. El modelo más utilizado en minería es el Manitou MT-X1030 que cuenta con una pluma de 10 mts de alcance y puede cargar hasta 3000 kilos de peso. Son equipos muy versátiles y multidireccionales. Al tener la posibilidad de giro en las ruedas delanteras y las traseras, tienen un radio mucho más pequeño que las palas cargadoras y son mucho más versátiles que las mismas, no solo por su pluma telescópica sino por la posibilidad de aditamentos intercambiables pudiendo ser al mismo tiempo una Pala Cargadora o una Plataforma de elevación, por ejemplo. En el caso de los yacimientos subterráneos, los MT-X1030 (también algunas usan el modelo 732) tienen el tamaño adecuado para entrar y hacer las tareas de mantenimiento en los túneles. Adicionalmente existen otros equipos de asistencia en Minería (Torres de Iluminación, Autoelevadores, Grúas, Minicargadores, Plataformas de Elevación, etc.), aunque el Manipulador Manitou en muchos de sus modelos es el más relevante.

En minería a cielo abierto, como es el caso de San Juan y Mendoza, se demandan manipuladores de otro porte como son los casos de los modelos 10120 /10130 /10225 Manitou MT 732 que sirven no solo para tareas de Mantenimiento como para la asistencia en la Reparación y servicios de Mantenimiento para las Palas Gigantes o los camiones fuera de ruta de asistencia a las grandes máquinas que realizan las extracciones. Estos manipuladores se utilizan en varias tareas, como el intercambio de cilindros hidráulicos de los brazos de otras máquinas, en forma segura y con mejores tiempos (antes estos trabajos se realizaban con Grúas con gran índice de accidentes) y con aditamento de Pinzas Manipuladoras de Cubiertas se utilizan para cambiar neumáticos en Camiones fuera de Ruta. Con la incorporación de estos equipos, no sólo se minimizaron los accidentes, sino que se redujeron los tiempos de reparación.

“En la minería el mayor valor está en el tiempo. Cada máquina parada equivale a pérdidas millonarias”, subraya Montiel, “por eso se valora la agilidad de la respuesta en una reparación, en la realización de una tarea de mantenimiento, y en los plazos de entrega de repuestos”.

El mantenimiento preventivo es una tarea fundamental para evitar roturas, y para que los equipos mantengan la cobertura de garantía de Grúas San Blas. Hay cronogramas para cada mina donde se planifica según el uso y las condiciones en que trabajan (ejemplo: en lugares excesivamente polvorientos se acortan los intervalos standard de 250 para el cambio de los filtros de aire), pero básicamente se considera que cada 250 horas se deben cambiar los fluidos y los filtros, adicionalmente ciertas Mineras generan controles extras según los standares de seguridad de sus Yacimientos como los cambios de cilindros hidráulicos, no importa el estado en que se vean.

“Hoy nuestros clientes saben que no sólo compran un equipo de primera línea, sino que también cuentan con una buena postventa. No sólo garantizamos la provisión de repuestos sino que también estamos cerca para cualquier tipo de asistencia”, agrega, “tenemos 8 sucursales, expandimos la cobertura con los subdealers y desarrollamos 58 talleres zonales, que tienen capacitación con Grúas San Blas, repuestos originales y alternativos, y dan asistencia al cliente. Gracias a ellos, podemos estar cerca de cualquier cliente a lo largo y a lo ancho del país”.

Grúas San Blas cuenta con un importante stock en sus almacenes de repuestos, y también se desarrolló proveedores locales para la sustitución de importaciones. De esta manera, los clientes pueden contar con alternativas de repuestos nacionales. Incluso en materia de consumibles, como los filtros, GSB patentó su propia marca –Gold Filter– que se fabrican en Argentina con estándares de calidad muy altos. “Las opciones nacionales refuerzan la seguridad del abastecimiento”, indica Montiel.

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SICA Metalúrgica Argentina S.A. diseña y produce recipientes sometidos a presión y equipos de proceso para la industria química y oíl & gas. Con más de 35 años de trayectoria, logró consolidar una presencia internacional activa gestionando negocios en más de 20 países  -principalmente en los mercados de América y el Sur de África-, sin perder de vista el desarrollo a nivel local. Esteban Weidmann, gerente comercial de SICA, participó del Ciclo de Entrevistas de EconoJournal y contó de qué modo se organizó la compañía ante un escenario marcado por la pandemia y las dificultades macroeconómicas del país.

Weidmann explicó que “hoy se está reactivando la perforación de pozos que no es el área del tipo de equipamiento que hacemos. Somos productores de bienes de capital y trabajamos cuando los pozos se ponen en régimen de producción. Entonces, estamos viendo una reactivación, pero todavía no se llegó a una circunstancia de normalidad”.

Proyecto eólico

En 2010, la empresa fundada en 1984 por Jorge Simonutti, inició su cuarta y más reciente unidad de negocios basada en la producción de torres eólicas. Este desarrollo finalmente se cristalizó en 2017, cuando SICA suscribe un joint venture con el grupo internacional Haizea Wind, una empresa española referente del mercado eólico.

En la planta de la metalúrgica en la provincia de Santa Fe trabajan actualmente 180 personas sumadas a las 160 que se desempeñan en la fabricación de torres eólicas en el mismo predio industrial. Hoy, Haizea-Sica produce más de 450 tramos de torres por año, en un proceso de constante expansión y generación de fuentes de trabajo para la ciudad y la región.

Si bien el mercado de energías renovables tiene potencial, en la actualidad el escenario no está claro y son varios los proyectos relentizados o suspendidos. En este sentido, respecto de la decisión de inversión en medio de una coyuntura cambiante, el gerente de SICA señaló que “nadie invierte con una mala perspectiva de mercado. El potencial de Argentina sigue intacto ya que el 70 por ciento del territorio tiene capacidad para generar energía eólica de un modo rentable”.

 “Si teniendo el recurso los proyectos no se desarrollan es por los problemas de inversión e inestabilidad macroeconómica. En eólico, nuestros socios invirtieron creyendo en el negocio y nosotros mantenemos la planta a partir de la salida exportadora. Uno quisiera que la producción vaya a parques argentinos, pero como los proyectos están paralizados estamos exportando a Estados Unidos”, agregó Weidmann.

Con el objetivo de que las empresas nacionales generen un valor agregado con anclaje en el país contribuyendo a la generación de riqueza federal, para Weidmann es fundamental alcanzar la estabilidad económica, la seguridad jurídica, la continuidad estratégica y la conciencia de que hay sectores que tienen competitividad para insertarse a escala global. “Tenemos que superar la grieta e ir al terreno político para construir una estrategia como nación. De lo contrario, los mismos argentinos no tenemos la confianza para invertir. Ni siquiera confiamos en nuestra moneda entonces la clave está en reconstruir los valores fundamentales”, sostuvo.

Ventana de oportunidad

Teniendo en cuenta la importante existencia de recursos energéticos y las carencias en materia de infraestructura para sacar provecho, el ejecutivo indicó que existe una ventana de oportunidad para que el país obtenga rédito en divisas: “Hay un potencial exportador que debemos trabajar tanto el sector público como el privado, porque en 20 o 30 años no sabemos que cuestiones pisarán fuerte en la matriz energética mundial. Por ejemplo, la agenda de descarbonización y conversión a movilidad eléctrica ya tienen un peso importante”.

Con la aceleración de procesos de transformación a velocidad que demostró la pandemia, Weidmann estipuló que el futuro sin emisiones de carbono está cerca y el período fuerte de ventana de oportunidad está en los próximos 15 años.

El futuro del GNL y el hidrógeno verde

“Tenemos buenas expectativas con el Gas Natural Licuado (GNL) y su disponibilidad en el mercado local porque dentro de los hidrocarburos es el más amigable y permitiría a industrias y localidades alejadas geográficamente del sistema troncal de gasoductos tener acceso al gas natural”, señaló Weidmann mirando con buenos ojos el desarrollo del GNL como oportunidad de crecimiento.

En rigor, muchas compañías ya no se visualizan como meras empresas petroleras. El surgimiento y el desarrollo de combustibles alternativos como el hidrógeno verde (obtenido a partir de energías renovables), conforman la gran expectativa global a largo plazo.

Como una de las 30 empresas fundadoras del Consorcio para el desarrollo de la Economía del Hidrógeno en Argentina (H2ar), SICA colabora con los equipos que la industria hidrocarburífera necesita y, al mismo tiempo, acompaña los procesos de transformación energética. En palabras del ejecutivo: “El desafío es producir hidrógeno verde a costos competitivos y la energía eólica puede ser la clave para eso”.

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En la Argentina la actividad minera se concentra a lo largo de la cordillera donde se encuentra la mayoría de las fuentes de oro, plata, cobre, aluminio y zinc. Recientemente, se sumaron las extracciones de litio en Salta y Jujuy, con proyecciones muy interesantes ya que es un mineral de creciente demanda por la industria electrónica. 

En ese contexto, Grúas San Blas se encarga de preparar sus equipos especialmente para la actividad minera. Sergio Montiel, Gerente de la Unidad de Negocios Repuestos de Grúas San Blas, señala que parte del reequipamiento se basa en cuestiones de seguridad adicional como en adaptaciones climáticas. Por ejemplo, en el Modelo MT-X1030 Minning que viene equipado con adicionales para trabajo en Minería Subterránea agregamos protecciones extras en cilindro, cabina con jaula, protección en reflectores, sistema de frenos especial, tanques hidráulicos, diferenciales y carter del motor”, detalla.

En la actividad minera, el manipulador telescópico es un aliado indispensable para realizar tareas en forma segura y eficiente. El modelo más utilizado en minería es el Manitou MT-X1030 que cuenta con una pluma de 10 mts de alcance y puede cargar hasta 3000 kilos de peso. Son equipos muy versátiles y multidireccionales. Al tener la posibilidad de giro en las ruedas delanteras y las traseras, tienen un radio mucho más pequeño que las palas cargadoras y son mucho más versátiles que las mismas, no solo por su pluma telescópica sino por la posibilidad de aditamentos intercambiables pudiendo ser al mismo tiempo una Pala Cargadora o una Plataforma de elevación, por ejemplo.

En el caso de los yacimientos subterráneos, los MT-X1030 (también algunas usan el modelo 732) tienen el tamaño adecuado para entrar y hacer las tareas de mantenimiento en los túneles. Adicionalmente existen otros equipos de asistencia en Minería (Torres de Iluminación, Autoelevadores, Grúas, Minicargadores, Plataformas de Elevación, etc.), aunque el Manipulador Manitou en muchos de sus modelos es el más relevante.

En minería a cielo abierto, como es el caso de San Juan y Mendoza, se demandan manipuladores de otro porte como son los casos de los modelos 10120 /10130 /10225 Manitou MT 732 que sirven no solo para tareas de Mantenimiento como para la asistencia en la Reparación y servicios de Mantenimiento para las Palas Gigantes o los camiones fuera de ruta de asistencia a las grandes máquinas que realizan las extracciones. Estos manipuladores se utilizan en varias tareas, como el intercambio de cilindros hidráulicos de los brazos de otras máquinas, en forma segura y con mejores tiempos (antes estos trabajos se realizaban con Grúas con gran índice de accidentes) y con aditamento de Pinzas Manipuladoras de Cubiertas se utilizan para cambiar neumáticos en Camiones fuera de Ruta. Con la incorporación de estos equipos, no sólo se minimizaron los accidentes, sino que se redujeron los tiempos de reparación.

“En la minería el mayor valor está en el tiempo. Cada máquina parada equivale a pérdidas millonarias”, subraya Montiel, “por eso se valora la agilidad de la respuesta en una reparación, en la realización de una tarea de mantenimiento, y en los plazos de entrega de repuestos”. “Hoy nuestros clientes saben que no sólo compran un equipo de primera línea, sino que también cuentan con una buena postventa. No sólo garantizamos la provisión de repuestos sino que también estamos cerca para cualquier tipo de asistencia”, remata.

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Camuzzi, la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina, obtuvo la Certificación de Great Place to Work®, y de esta manera se convierte en la primera empresa distribuidora de energía, tanto gasífera como eléctrica, en recibir esta distinción que asegura que 7 de cada 10 colaboradores tienen una experiencia positiva en la compañía.

A su vez, los resultados de la certificación indican que Camuzzi ha crecido 7 puntos en el promedio general en todas las dimensiones evaluadas por la encuesta de clima de Great Place to Work® (credibilidad, respeto, equidad, orgullo y compañerismo) en comparación con su performance 2019. 

Marcos González Bibolini, Gerente de Recursos Humanos de Camuzzi, afirmó “Estamos muy orgullosos de recibir este reconocimiento. Hemos hecho durante el 2020 un gran trabajo en conjunto, y esta distinción es el reflejo de las acciones que venimos realizando para que cada uno de los que formamos parte de Camuzzi, sienta que está en una gran empresa para desarrollarse”.

«Felicitamos a Camuzzi por su certificación», destacó Eduardo Aceiro, Gerente General de Great Place To Work en Argentina. «Las organizaciones que generan vínculos de confianza con sus empleados crean culturas que impactan positivamente en los resultados de sus negocios», cerró.

De esta manera, la distribuidora refuerza su posicionamiento como Marca Empleadora líder en la gestión de talento, y se consolida como una de las mejores empresas de Argentina para trabajar.

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La empresa jujeña de energía y minería JENSE llamó a licitación para la obra de la Zona Franca de Perico en la Provincia de Jujuy. El objetivo de esta iniciativa es impulsar la actividad industrial exportadora y comercial mayorista de la provincia de Jujuy. La zona franca estará emplazada en 54 hectáreas aledañas al Parque Industrial de Perico, sobre la Ruta Nacional 66, en una locación estratégica con acceso al renovado aeropuerto de Jujuy, el ferrocarril y el sistema de rutas que conforman el corredor bioceánico.

Felipe Albornoz, Presidente de JEMSE, sostuvo que “la Zona Franca de Perico demandará una inversión de más de 500 millones de pesos teniendo como objetivo principal impulsar el desarrollo socioeconómico local y regional, a través de la actividad industrial exportadora, instando fomentar inversiones y empleo de calidad, aumentando la eficiencia productiva y comercial mediante la disminución de costos y el aprovechamiento de los beneficios fiscales previstos por ley y la normativa reglamentaria de zonas francas. El desarrollo de la Zona Franca de Perico plantea la radicación de industrias generando alrededor de 2.000 nuevos empleos directos, lo que se traduce a una mejora sustancial en la creación de puestos de trabajos genuinos”.

El proyecto consiste en la instalación de una zona franca mayorista e industrial, que se estima estará operando para  fines del 2021. El mismo tiene previsto la disponibilidad de aproximadamente 68 parcelas para la instalación de industrias, con todos los servicios básicos necesarios, a lo que debe adicionarse espacios comunes, oficinas administrativas, depósitos y áreas viales para la circulación y estacionamiento vehicular.

Por su parte, Ignacio Bruera, Coordinador de Zona Franca Perico, destacó que “hemos desarrollado una estrategia para dotar de oferta de servicios de almacenamiento, logística y comercio internacional, así como también servicios de aprovisionamiento y suministro a diferentes actividades industriales. La idea es generar las condiciones de entorno adecuadas para la radicación de industrias competitivas con capacidad de innovación y agregación de valor”.

La nueva zona franca impactará de manera positiva en el conjunto de la población del Valle Sur a través de la generación de empleo, la formación de recursos humanos calificados, la promoción de políticas de género e integración y otros beneficios sociales tales como el mejor acceso de la población a los servicios de agua, energía y telecomunicaciones.

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Los líderes de la industria petrolera recibirán hoy, por primera vez en los últimos dos años, a los referentes de los principales sindicatos del país. El cónclave tendrá lugar en el piso 32 de la torre de YPF en Puerto Madero. El anfitrión será Pablo González, presidente de la petrolera bajo control estatal, que estará acompañado por Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera del mercado local; Hugo Eurnekian, presidente de CGC, la compañía de Corporación América; y Carlos Ormachea, titular de Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, según confirmaron a EconoJournal fuentes privadas.

La agenda del encuentro, que se realizará a las 15, girará sobre un tema excluyente: el reclamo de los gremios petroleros de adelantar la negociación por paritarias por la escalada inflacionaria. Apuntalados por la recuperación del precio internacional del petróleo, que hoy cotiza cómodamente arriba de los 60 dólares, los sindicatos empezaron a reclamar una recomposición anticipada de sus haberes. Alegan que el acuerdo paritario firmado el año pasado se diluyó por la expansión de la inflación, que se aceleró en los últimos cuatro meses.

La convocatoria de hoy buscará descomprimir esa atmósfera. ¿Cuál es la apuesta? Revitalizar la interlocución con los gremios, que se oxidó el último año ante la incapacidad de las empresas de establecer una agenda de confianza con los referentes sindicales.

Pablo González es clave en el armado. Cuenta con suficiente capital político para establecerse como un interlocutor frente a los gremios. Flanqueado por Bulgheroni, Eurnekian y Ormachea, representantes de los tres mayores grupos locales en el negocio petrolero, el bloque se potencia.

Relanzamiento

La primera línea petrolera argumentará que, frente a la incertidumbre que genera la segunda ola de la pandemia, con restricciones que podrían afectar el rebote de la economía y por ende, a la demanda de combustibles, lo conveniente es esperar hasta mayo para tener un panorama económico más claro antes de sentarse a negociar.

La Federación de Petróleo y Gas (FASiPeGyBio), que cuenta con representación en refinerías y en yacimientos de Mendoza, lanzó ayer un paro para visibilizar su reclamo salarial.

De la reunión de hoy en YPF participarán, además, Jorge ‘Loma’ Ávila, secretario de petroleros privados de Chubut; Guillermo Pereyra, su par de la cuenca Neuquina; José Lludgar, secretario de Jerárquicos de la cuenca Austral; Manuel Arévalo, de Jerárquicos de Neuquén, y Claudio Vidal, del sindicato petrolero de Santa Cruz.

“González tiene crédito abierto para relanzar con los sindicatos. Puede pedirles como gesto que esperen 30 o 60 días antes de empezar a negociar un aumento de salarios”, explicaron fuentes privadas. Es, en rigor, lo que establece el acuerdo paritario firmado el año pasado, que expira recién el 31 de mayo.

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La estatal brasileña Petrobras (NYSE:PBR), anunció este martes que comprará la participación de la británica BP (LON:BP) Energy en un controvertido proyecto de exploración y explotación de crudo y gas que ha sido fuertemente criticado por grupos ecologistas por estar ubicado en la desembocadura del río Amazonas.

Se trata de seis áreas de concesión situadas al norte del país, en aguas ultraprofundas, a 120 kilómetros del litoral del estado de Amapá, que fueron adjudicadas en 2013 a un consorcio formado por el energético francés Total (40 %), la británica BP Energy (30 %) y Petrobras (30 %), y que ahora quedarán en manos exclusivamente de la mayor compañía petrolera de Brasil.

Esto porque en septiembre pasado, Total anunció su retirada y firmó un acuerdo con Petrobras para que asumiera su parte del consorcio, convenio que aún espera el visto bueno de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural (MC:NTGY) y Biocombustibles (ANP, regulador).

El grupo francés optó por salirse completamente del proyecto tras recibir críticas de Greenpeace, que denunció que un arrecife de coral en la desembocadura del Amazonas corre peligro en caso de una posible fuga de petróleo, por la proximidad de las perforaciones, algo que, según Total, no era cierto, pues según la compañía no había arrecifes en esa zona de exploración.

El acuerdo firmado con BP Energy otorgará el 100 % de la participación del consorcio a Petrobras pero la concreción de la operación aún está sujeta a la aprobación de los entes reguladores.

De acuerdo con Petrobras, el convenio suscrito con la compañía británica está en línea con el Plan Estratégico 2021-2025 de la empresa, que prevé nuevos frentes exploratorios y dar prioridad a inversiones en activos ubicados en aguas profundas y muy profundas, con el objetivo de en maximizar la renta para los accionistas.

https://www.efe.com/efe/america/economia/petrobras-compra-participacion-de-la-bp-en-polemico-yacimiento-amazonico/20000011-4505425

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La unidad upstream de Shell pudo capturar «la ventaja del entorno actual de precios de las materias primas» en el primer trimestre, según un informó la compañía a través de un comunicado.

Si bien las ganancias del gas natural, el refinado y los productos químicos ayudaron a Shell a registrar una ganancia general el año pasado, su negocio principal reportó pérdidas constantes después de que los precios de la energía se desplomaran debido al Covid-19. El retorno a las ganancias en el upstream es otra señal de que la industria se está recuperando de la recesión histórica.

El giro de la fortuna no se limita a Shell. El par europeo BP Plc dijo el martes que había logrado su objetivo de reducir la deuda neta a 35.000 millones de dólares un año antes de lo esperado, un umbral en el que puede reiniciar la recompra de acciones.

Las acciones B de Shell subieron un 0,7% a 1365,40 peniques Londres y llevan un alza de 8,4%  en lo que va del año.

Mientras la industria se está recuperando, todavía le queda mucho camino por recorrer antes de que se haya curado por completo.

A pesar de que el director ejecutivo Ben van Beurden dijo que Shell estaba en el «lado correcto» de los movimientos en el mercado de gas natural licuado en enero, cuando los precios subieron a máximos históricos, los resultados de negociación y optimización del primer trimestre en su unidad de gas integrada estar «significativamente por debajo del promedio».

La guía de la compañía sobre el flujo de caja fue decepcionante, dijo el analista de RBC Biraj Borkhataria.

Shell dijo que el capital de trabajo aumentará como resultado de los precios más altos de las materias primas, lo que afectará el flujo de efectivo en sus unidades integradas de gas, upstream y química. En el cuarto trimestre, la principal angloholandesa no pudo cubrir el gasto y su dividendo con flujo de caja libre, incluso cuando los precios del petróleo continuaron recuperándose de mínimos históricos.

“Desde el punto de vista operativo, el negocio parece estar funcionando por debajo de las expectativas”, dijo Borkhataria. Este es probablemente un problema a corto plazo y «no creemos que altere materialmente el caso de inversión en 2021», dijo.

El desempeño en la división que refina y comercializa combustibles, que fue rentable durante la mayor parte de 2020, mejoró ligeramente en comparación con el cuarto trimestre, dijo Shell. Los resultados del comercio de petróleo serán promedio.

Las severas tormentas invernales en Texas, que paralizaron la infraestructura del estado y cerraron una franja de campos de petróleo y gas, tendrán un impacto adverso en las ganancias ajustadas de alrededor de $ 200 millones, dijo Shell. Informará los resultados del primer trimestre el 29 de abril.

En una declaración separada, la compañía dijo que no se alejaría de ninguna asociación comercial, incluido el influyente American Petroleum Institute, a pesar de algunas diferencias en las políticas climáticas. La junta del grupo de presión votó el mes pasado a favor de poner un precio a las emisiones de CO2, una decisión en la que Shell dice estar estrechamente involucrada.

El rival francés Total SE abandonó la API a principios de este año, criticando en particular el apoyo del grupo a los candidatos en las últimas elecciones estadounidenses que respaldaron la salida del acuerdo climático de París.

Shell también publicó su informe anual de sostenibilidad. Reiteró que su huella de carbono disminuyó el año pasado como resultado de la caída de la demanda y las ventas de activos inducidas por la pandemia. La compañía ha prometido recortar las emisiones de gases de efecto invernadero durante las próximas tres décadas y ha vinculado el salario de más de 16.500 empleados con el objetivo de reducir la intensidad de carbono de sus productos entre un 6% y un 8% para 2023.

https://www.worldoil.com/news/2021/4/7/shell-reports-first-profit-from-upstream-operations-since-pandemic-began

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Hasta 450.000 trabajadores del sector petrolero y gasífero de Canadá perderán sus empleos hasta 2050 a medida que el país implementa políticas para cumplir con sus objetivos medioambientales, según un informe divulgado este martes y que advierte a las autoridades canadienses del impacto social.

Alrededor de 600.000 puestos de trabajo dependen, de forma directa e indirecta, del sector petrolero y gasífero de Canadá por lo que de cumplirse las previsiones del estudio realizado por el banco TD la destrucción de empleo afectaría a tres cuartas partes del sector.

Canadá es el cuarto mayor productor de petróleo del mundo, sólo por detrás de Estados Unidos, Arabia Saudí y Rusia, según datos del Gobierno estadounidense.

En 2020 el país norteamericano produjo 5,29 millones de barriles de crudo al día, lo que supuso el 6 % de la producción mundial.

El informe de TD, una de las principales instituciones financieras de Canadá, advierte de que si las autoridades canadienses no toman medidas para que los trabajadores del sector puedan capacitarse en otros sectores el país vivirá una crisis similar a la que sufrió a finales del siglo XX y principios del XXI cuando centenares de miles de empleos desaparecieron del sector manufacturero por los cambios tecnológicos.

En 1980, el 19 % de la fuerza laboral canadiense estaba empleada en el sector manufacturero. En la actualidad esa cifra se ha reducido al 9 %.

TD advirtió que las consecuencias económicas de esa dramática destrucción de empleo «todavía se sienten hoy en día» con la desaparición de trabajos con salarios medios.

El informe reconoce que aunque la transición a una economía más verde y sin emisiones de gases con efecto invernadero creará nuevas oportunidades laborales, son necesarias políticas que permitan a los trabajadores afectados por la desaparición de empleos beneficiarse de la nueva bonanza.

Uno de los autores del informe, Francis Fong, señaló al periódico «The Globe and Mail» que se pensó que transición tecnológica del sector manufacturero transcurriría con facilidad pero que la realidad «fue mucho más complicada de lo que anticipamos».

«Creo que esta tiene el potencial de ser tan complicado sino mucho más turbio», declaró.

Los autores recomendaron que las autoridades canadienses trabajen con el sector para identificar las cualidades necesarias en el sector de energías limpias y concentrar las inversiones en las comunidades que resultarán más afectadas por la desaparición del empleo en el sector petrolífero.

https://www.efe.com/efe/america/economia/canada-perdera-450-000-empleos-del-sector-petrolifero-segun-estudio/20000011-4505453

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El gobierno deberá saldar en las próximas tres semanas la discusión interna acerca de qué hacer con las tarifas de gas y electricidad. Esa disputa entre el ministro de Economía, Martín Guzmán, y los funcionarios del área energética referenciados en el cristinismo sigue viva, aunque deberá resolverse, para un lado o para el otro, antes del 1º de mayo. Esa es la fecha tope según el calendario que baraja el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, que ayer recibió a EconoJournal en su despacho del séptimo piso en el edificio de Paseo Colón 171, frente a la Casa Rosada.

Basualdo, principal referente en temas energéticos que hoy tiene el Instituto Patria, es quien tiene a su cargo lo que sucederá con las tarifas de Edenor y Edesur, las dos mayores distribuidoras eléctricas del país.En esa clave, planteó tres escenarios bien concretos.

“Las tarifas pueden aumentar un 7% o un 9%, o directamente pueden no aumentar”, puntualizó. El congelamiento, que lleva ya dos años, se extendería si se agrava la situación social por la pandemia.

Las posiciones contradictorias dentro del gobierno están claras. En diálogo con María O’Donnel y Ernesto Tenembaum en CNN, Guzmán volvió a repetir el sábado que el aumento de las tarifas a lo largo del año será de dos dígitos y permitirá que los subsidios energéticos continúen en el orden del 1,7% con relación al PBI. La discrepancia de criterios es evidente. Sólo resta saber quién termina de imponer su idea.

Basualdo no quiso ahondar en la polémica, pero se expresó desde un lugar de fortaleza, incluso hablando en nombre del secretario de Energía, Darío Martínez, su superior según el organigrama de la Secretaría, aunque es evidente que el subsecretario tiene juego político propio.

“No tiene sentido que el gobierno siga discutiendo esto. Hay que aplicar las políticas en función de los principios sociales y económicos que representamos y más en un contexto de segunda ola y posibles restricciones tanto a la circulación como a la actividad económica. Ya está agotada esa discusión. No quiero hacer debate sino solamente dejar en claro cuál es la posición de la Subsecretaria de Energía Eléctrica y secretaría de Energía porque en esto hay un claro alineamiento de los entes reguladores”, advirtió. Incluso pareció enviarle un mensaje de cavilación a Guzmán. “A veces la gestión es frustrante en cuanto a lo que uno espera que suceda y no sucede. Habrá que superar esas frustraciones y seguir adelante”, afirmó.  

-En una entrevista la semana pasada con Radio con Vos, comentó que las tarifas de Edenor y Edesur podrían aumentar un 7%, un 9% o un 15 por ciento. ¿Debe hacerse una interpretación taxativa de esas cifras o fue sólo una expresión figurativa?

–El aumento puede directamente no ser o puede ser de un 7% o un 9 por ciento. Es una posición no solo de los entes reguladores sino también de la Secretaría de Energía que administra el sector energético, las políticas, los subsidios específicos y la política tarifaria.

-Sin embargo, el fin de semana el ministro de Economía habló en un canal de noticias que el plan es aplicar un aumento en el año de dos dígitos en distintas etapas. ¿Cómo interpreta esas declaraciones?

-El ministro está haciendo un gran trabajo en términos de renegociación de la deuda tanto con el FMI como con el resto de los acreedores que nos dejó el gobierno de Mauricio Macri. Nuestro gobierno tiene principios sociales y económicos muy claros. La prioridad en este momento es acompañar a los sectores populares, a la clase media y a la actividad económica en su reactivación. Esto quiere decir la reactivación de la actividad económica y la recuperación del poder adquisitivo de los trabajadores y trabajadoras. Eventualmente, en la medida en que la situación sanitaria imponga nuevas condiciones, también vamos a acompañar desde el gobierno a los argentinos. En esa línea, la política tarifaria es una política clave para garantizar una distribución del ingreso que no sea regresiva, situación que se dispara en crisis como esta. Obviamente, el acompañamiento en una situación crítica como la que estamos atravesando implica definir estos parámetros tarifarios. Luego se realizará el resto de las cosas. A veces se plantea que hay una posición irreverente de los entes reguladores, yo soy subsecretario de Energía Eléctrica y es una posición de los entes, pero también de la secretaría y del gobierno para acompañar a la población en este momento difícil.

¿Qué elementos técnicos se están midiendo para hablar de un porcentaje de aumento del 7 o el 9 por ciento?

-No tiene sentido que el gobierno discuta esto. Hay que aplicar las políticas en función de los principios sociales y económicos que representamos y más en un contexto de segunda ola y posibles restricciones tanto a la circulación como a la actividad económica. Ya está agotada esa discusión. No quiero hacer debate sino solamente dejar en claro cuál es la posición de la Secretaria de Energía y la Subsecretaria de Energía Eléctrica porque en esto hay un claro alineamiento de los entes reguladores. A veces la gestión es frustrante en cuanto a lo que uno espera que suceda y no sucede. Habrá que superar esas frustraciones y seguir adelante.

-En el caso de que haya recomposición, ¿será el 1 de mayo o aún no está definida la fecha?

-Este mes tiene que resolverse esta situación para seguir avanzando. Antes del 1º de mayo tiene que estar resuelto.

Subsidios

Usted comentó recién que los subsidios a la energía representan un 8% del Presupuesto, de los cuales un 65 por ciento corresponde a energía eléctrica. ¿Le preocupa el hecho de que, si la nominalidad de la macroeconomía sigue deslizándose por la depreciación del tipo de cambio y la inflación, la reducción de subsidios al sector se termine convirtiendo en un objetivo impracticable el año próximo?

-A todos nos preocupa el volumen de subsidios que recibe el sector energético, por eso en primera medida necesitamos la colaboración de las empresas energéticas que en los últimos años registraron importantes ganancias para atravesar este momento. Por otro lado, los principios sociales y económicos de este gobierno, por los cuales Alberto Fernández fue electo presidente, son los que vamos a aplicar en la gestión. La preocupación en relación a los subsidios la tengo porque buena parte de los subsidios energéticos pasan por esta subsecretaría. Estamos desarrollando en conjunto con los entes reguladores y la Secretaria de Energía, mecanismos que nos permitan empezar a asignar de manera más eficiente esos fondos públicos en los subsidios energéticos. Esto específicamente está vinculado a una política de segmentación de la demanda de energía donde no vamos a aumentar la tarifa a los usuarios de grandes ingresos, sino que le vamos a quitar la ayuda estatal, el subsidio. Vamos a trabajar en dos planos, en uno individual para identificar por patrimonio y por ingresos a los usuarios que pueden afrontar el pago pleno de la tarifa y, por otro lado, necesariamente, vamos a tener que combinarlo con algún criterio geográfico que permita avanzar de manera más rápida en la asignación eficiente de los subsidios.

-Insisto sobre este tema. Si bien la crítica de la gestión tarifaria de Cambiemos formó parte de la propuesta electoral que el Frente de Todos presentó de cara a la sociedad en las elecciones de 2019. ¿No le preocupa en algún punto que la nominalidad de la macroeconomía se haya corrido tan rápido desde 2019 a 2021 que licúe de algún modo la fuerza discursiva de esa propuesta? Cuando se congelaron tarifas en febrero de 2019, el tipo de cambio estaba a $49 y hoy está $97.

-Si, en principio lo que tenemos que decir es que el congelamiento empezó en agosto de 2019, en el fracaso de su política energética y tarifaria. La propuesta electoral de nuestro gobierno no fue que vamos a congelar tarifas, sino que íbamos a terminar con la política tarifaria de Macri, cosa que estamos haciendo ahora. Y lo estamos haciendo diciendo que “vamos a acompañar a la economía y a las familias en esta situación crítica que está atravesando Argentina y el mundo”. En la medida que la economía pueda normalizar su actividad y se recompongan los salarios, obviamente la política energética y tarifaria va a acompañar esa recomposición. En tanto eso no suceda, si nosotros planteamos ajustes tarifarios van a ser ajustes económicos sobre la actividad productiva y sobre el poder adquisitivo de las familias que ya está deteriorado por la propia crisis que estamos atravesando.

-¿El acceso a la información de carácter patrimonial de los usuarios va a requerir alguna modificación regulatoria en materia de protección de datos? Teniendo en cuenta la dificultad a la hora de cruzar datos de índole socioeconómica con la titularidad del registro, ya que muchas veces uno consume la electricidad en su casa y la titularidad corresponde a la persona que vivió antes y no se hizo el cambio. Si esto constituye un problema, ¿cómo se resuelve?

-La aplicación de esta política implica la participación de distintos organismos del Estado comprometidos en este grupo de trabajo y el compromiso de las distribuidoras que tienen que normalizar gradualmente la relación entre titular y habitante del domicilio. Estamos hablando sólo de los residenciales, luego abordaremos comerciales e industriales. De hecho, hace dos meses, tomamos una política muy clara respecto de los grandes usuarios de distribución que fue retirarles el subsidio dado que era una población muy reducida y el criterio de aplicación de ese subsidio era totalmente arbitrario.

Algunos países con crisis económica la política pública apuntan a estimular vía tarifas a los agentes del sector productivo e industrial para que puedan dinamizar la demanda agregada de la economía y se transfieren las tarifas más caras a los residenciales. ¿Por qué acá se tomó el camino inverso al trasladar la carga tarifaria sobre los GUDI, que es un universo pequeño de industrias que también la están pasando mal?

-Hay todo tipo de actividades dentro de los grandes usuarios de distribución. Algunos la están pasando mal y otros no. Los grandes usuarios de distribución vinculados a la salud y la educación fueron exceptuados de esta política y se los sigue ayudando para que puedan funcionar. Básicamente el objetivo fue terminar con una política de subsidios indiscriminada y sin criterio e iniciar un camino de mayor eficiencia en la administración de fondos. Un elemento importante respecto a lo tarifario y a lo que viene es que no hay que ser dogmáticos en cuanto a la aplicación de determinados porcentajes de aumento tarifario. Hay que abrir el panorama y tener en cuenta que es una situación compleja pero el sector energético tiene particularidades que no se resuelven con un aumento tarifario y no hay que ser caprichosos en ese sentido.

Visión de fondo

-En cuanto a las directrices del sector energético, si uno mira los últimos 20 años, desde la salida de la Convertibilidad, los marcos regulatorios tanto de gas como de electricidad (la Ley del Gas y la de Electricidad) no se cumplieron, pero tampoco se terminaron de cambiar. ¿Crees que habrá que rediscutir la ley de electricidad?

-Es momento de rediscutir la regulación del sector eléctrico. Efectivamente la regulación no se modifica desde los años 90, solo se modificó de facto por lo cual Cammesa tiene el rol que tiene. Fue llevado a ese lugar de organismo de despacho de energía. Hay que discutir en profundidad el funcionamiento de los servicios públicos y el papel del Estado en ese marco.

-¿Es posible encauzar esa discusión en un contexto signado por la pandemia y políticamente complejo? Si se quiere hacer una nueva Ley en el Congreso es necesario buscar consensos, contar con el respaldo de fuerzas opositoras y que haya un apoyo político fuerte al proyecto? ¿Lo ve posible en 2021?

-El proceso hay que iniciarlo. Entiendo que el mejor escenario es un debate abierto en el que la oposición forme parte tanto del debate como de las soluciones, porque son cuestiones estructurales que Argentina tiene que discutir. Hay que iniciar ese camino, quizá no se resuelve este año, pero en la realidad se impone por el nivel de exigencia que presenta el sector energético para el Estado y las cuentas fiscales. Necesariamente habrá que discutir estos temas.

-Durante el segundo gobierno de Cristina Fernández de Kirchner se apeló a la convergencia eléctrica debido a los grandes saltos tarifarios que había en distintos distritos del país. En lo que va de 2021 algunas provincias aumentaron las tarifas hasta un 30%. ¿No le preocupa que esa misma dinámica de atraso tarifario en la región AMBA que se registró en el pasado se replique nuevamente?

-Sí, como preocupación existe. Pero la realidad de hoy es que la situación económica de las concesionarias de todo el país está demandando que el Estado intervenga económicamente todos los días para sostener la actividad. Una vez que arreglemos eso, obviamente el horizonte es tratar de confluir en un nivel tarifario común en todo el país. Pero hoy la situación está muy lejos de eso. Te diría que por el contrario, el segmento de distribución depende en buena medida de la ayuda del estado nacional a las provincias.

-Básicamente lo dice a partir del congelamiento del precio estacionario mayorista…

-Lo digo a partir del congelamiento, yo diría del mantenimiento del precio de la energía para todo el país. Pero también, porque de vuelta, las distribuidoras continúan endeudándose con el Estado nacional vía Cammesa, y ese proceso no terminó en diciembre, sino que continuó en enero, febrero y marzo, registrando en febrero una cobrabilidad del 63%. Con lo cual, es claramente una situación de emergencia en términos del mercado eléctrico y estamos abocados en resolver eso. Y luego tratar de confluir en una normalización general.

¿Cómo se explica a la sociedad que un ajuste tarifario del 7% o el 9% es necesario para defender la cadena de pagos de un sector que es estratégico para el país y evitar, de ese modo, que el Estado tenga que salir con una cantidad de recursos enormes a bancar precisamente el deterioro de esa cadena?

-Sí, básicamente no solo se puede afectar la operatoria del mercado eléctrico, sino que además te va a afectar el funcionamiento de la economía en general. El sector energético interviene fuertemente en el diseño macroeconómico de la Argentina. Por eso el Estado está haciendo el esfuerzo que hace. En cuanto a la explicación de la situación tarifaria y la necesidad de salir primero de las condiciones de funcionamiento que dejó el gobierno de Macri, que fueron muy dañinas en términos económicos y sociales, es un elemento que no hay que dejar de señalar porque recién ahora estamos saliendo. Y porque por otro lado, algunos sectores lo siguen reivindicando como una normalización del mercado eléctrico, cuando en realidad lo único que hizo fue introducir distorsiones en el funcionamiento del sector.

Subsidios directos a Edenor y Edesur

-Uno de los principales problemas que existen en el sector eléctrico es la situación económica-financiera de las distribuidoras, que acumulan una deuda creciente con el Mercado Mayorista (MEM). ¿Cómo se implementará el esquema de resolución de parte de esa deuda a través del esquema que prevé el artículo 87 de la Ley de Presupuesto?

-La situación en el segmento de la distribución, y específicamente en el financiamiento de la actividad a nivel nacional que emergió en la pandemia en 2020, es muy preocupante en términos del funcionamiento del mercado eléctrico. Nunca había sucedido en la historia reciente de la Argentina que el Estado haga el esfuerzo que hizo en el 2020 para sostener el sistema y el funcionamiento de la cadena de pagos. Obviamente, eso repercute en una mayor exigencia fiscal para el Estado y por eso en el marco del Presupuesto 2021 se agregó el artículo 87, que básicamente establece las reglas de negociación para la deuda que tomaron los agentes distribuidores durante la pandemia del 2020. Lo que nosotros vemos es que esta situación se está extendiendo. Si bien fijamos un precio de la energía estable para permitir una recomposición de ingresos en el segmento de distribución, tanto por la situación económica y social que tiene el país -sumamente delicada-, como por la falta de oportunidad, la realidad es que pocas distribuidoras recompusieron sus ingresos. Vemos una situación en donde se profundiza el endeudamiento con Cammesa. Ahí, el punto a trabajar es justamente el financiamiento de los agentes distribuidores que no vaya vía Cammesa, porque no es un organismo creado, ni diseñado ni tiene las competencias para administrar esa realidad. Con lo cual, nosotros estamos trabajando de manera tal de cambiar esa situación y regular ese nivel de endeudamiento que durante el 2020 no se pudo regular tanto como por la situación de emergencia como por la falta de herramientas que tiene Cammesa.

-Hace seis meses, la ilusión era que 2021 sea el año de la post-pandemia. Eso no pasó. Y la deuda de las distribuidoras con Cammesa sigue creciendo. ¿Será necesario, en este contexto, buscar un mecanismo adicional para financiar al sector de distribución en los próximos meses?

-Creo que va a ser necesario que en el primer semestre de este año se incorporen nuevas políticas en la administración de los fondos públicos destinados al mercado eléctrico. En este sentido, va a haber que aplicar políticas que nos permitan administrar de manera más eficientes esos fondos. En el Presupuesto 2021, los subsidios energéticos son alrededor del 8% del PBI y el 65% de esos fondos pasan por el sector eléctrico. Con lo cual, obviamente, estamos desarrollando o proponiendo las herramientas necesarias para administrarlos de la mejor manera. Obviamente también contemplando la situación social y económica que estamos atravesando.

-¿Conceptualmente, qué tipo de instrumentos están pensando para cubrir ese rojo del sector de distribución?

-Lo primero que tenemos que hacer es garantizar la cadena de pagos del mercado eléctrico. Lo que hay que garantizar es que las distribuidoras paguen por la energía que les vende Cammesa. Con lo cual, va a haber que generar mecanismos alternativos de asistencia a las provincias que necesiten financiar su actividad de distribución eléctrica. Ese es el sistema general, muy primario, en el que estamos pensando.

-En el caso de Edenor y Edesur, que son de competencia nacional, ¿cómo lo piensa?

-En igual sentido. Es decir, lo que hay que garantizar es el funcionamiento del mercado eléctrico.

-Dentro del artículo 87 de la Ley de Presupuesto una de las cláusulas para poder refinanciar la deuda obliga a las distribuidoras a cumplir en tiempo y forma sus obligaciones como agentes del MEM. Pero las empresas argumentan que por el atraso tarifario no tienen caja para cumplir el requerimiento del artículo. ¿Cómo se salva esta situación?

-En los próximos meses hay que aplicar estas políticas activas que permitan normalizar la cadena de pagos del mercado eléctrico y tanto el artículo 87 como la deuda que las distribuidoras tomaron entre octubre y marzo de este año van a entrar dentro de esos criterios y esas políticas específicas.

-Es decir que habrá una nueva regulación.

-Sí, sin dudas.

-¿Antes de junio debería haber alguna resolución del tema?

-Sí, es así.

Contratos

-¿Cómo discrimina el Estado a aquellos proyectos con contratos PPA’s que efectivamente se vieron perjudicados por los saltos cambiarios de 2019 o por la pandemia de aquellos que nunca lograron cerrar el financiamiento y tienen cero grado de avance?

-Nosotros tenemos hoy 81 proyectos con habilitación comercial. En plazo de ejecución tenemos 75 y 32 fuera del plazo. Sacamos un conjunto de regulaciones, obviamente para reconocer las dificultades del acceso al Mercado Único de Libre Cambio (MULC), el Covid-19 y otros reconocimientos que hicimos a los titulares de esos proyectos para darles tiempo a que recompongan la actividad. En la medida que eso no suceda, efectivamente vamos a ejecutar las garantías y en términos colectivos vamos a dar una señal de salida a los que no tienen posibilidades ni financiamiento para ejecutar los proyectos.

-Otro de los programas fuertes de la gestión de Cambiemos fue la construcción de centrales térmicas y su posterior cierre de ciclo. ¿Qué balance hace de esas iniciativas?

-Esas dos iniciativas tienen precios muy elevados en términos de los contratos que se firmaron. Si bien lo contratos térmicos en la generalidad de los casos están dolarizados, los precios son demasiado elevados.

-En su momento, lo que explicó el gobierno anterior es que necesitaban centrales de rápido ingreso al sistema porque faltaba generación y que por eso se convalidaron esos precios.

-Lo primero que hizo nuestro gobierno fue pesificar las remuneraciones de los generadores que hoy están enmarcados en la Resolución 31, que era inconcebible que esa remuneración esté dolarizada. Dentro de ese universo hay centrales totalmente amortizadas, hidroeléctricas, centrales eficientes, todo igual. Con lo cual, estuvo bien pesificarlo. Luego, lo que vamos a trazar nosotros en los próximos meses es diferenciar las remuneraciones en función de la tecnología y en el aporte que hacen al sistema. En este sentido, hay un trabajo fuerte que hay para hacer en el universo spot o de la resolución 31 y luego abordaremos el tema de los contratos cerrados con la resolución 287.

¿Van a a resolver primero la no actualización automática de la resolución 31, que está suspendida principios de 2020, o directamente antes de actualizar ese tema, van a avanzar con una nueva resolución que discrimine la remuneración por tecnología?

-Vamos a hacerlo de manera paralela. Obviamente, la velocidad de las políticas que vamos a aplicar va a estar en línea con las posibilidades presupuestarias que tiene el Estado. En ese sentido, esos son los márgenes de acción que tenemos.

-¿La no actualización de la resolución 31 se puede resolver en el primer semestre?

-Se está trabajando, no es algo que no nos preocupe. Es algo que tenemos en cuenta. Se está trabajando en alguna solución, pero en este caso prefiero no hablar de temporalidades.

-Cuando se deja de actualizar la remuneración que cobra la potencia base, o la 31, las generadoras empiezan a diferir mantenimientos y los respuestos que se utilizan no se reponen. Eso pasó en 2012 o 2013, lo que obligó al Estado Nacional a salir a financiar un plan de mantenimientos de centrales estratégicas. ¿Se puede volver a un esquema similar?

-La intención es hacer algo central para no trabajar en las particularidades, que son muchas y por ahí distorsionan la política. Es verdad esto que trae a la charla. En los gobiernos de Néstor y Cristina se generaron oportunidades para ampliar la capacidad de potencia de generación y en el gobierno de Macri, con una economía que estaba en permanente caída, se dieron facilidades o beneficios a la instalación de generación, tanto renovable como térmica, cuando en realidad la política económica que se estaba aplicando iba a contramano a la necesidad de esa generación.

-Hoy, el 60% de la generación de energía está remunerada a través de la resolución 31 que las remuneraciones pesificadas y congeladas desde hace un año. A su vez, un porcentaje del sistema se remunera con contratos PPA en dólares. Pareciera que son dos sistemas distintos en uno. ¿Cómo se enfrenta esa situación?

-La intención de nuestra política es unificar los criterios. Por eso le decía de no trabajar con las particularidades de cada agente o cada central, sino establecer reglas básicas que atraviesen a todo el parque. Efectivamente, si uno lo mira son dos realidades muy distintas. La intención es normalizar el funcionamiento del parque generador y que existan las diferencias que tienen que existir en función de la eficiencia y del capital hundido por parte de los accionistas.

-Usted plantea un escenario en el que, si se cumplen determinadas etapas, llegará el momento de pensar qué se hace con los contratos PPA’s que, a su entender, tienen precios caros o elevados. Hay una particularidad que tienen esos PPA, y es que están calzados con deuda emitida en el exterior que en buena parte están en poder de los grandes fondos de inversión con los que negoció el gobierno la reestructuración de la deuda soberana. ¿Coincide con esa composición de escenario y cómo podría incidir a futuro?

-En los contratos que se firmaron, sobre todo de generación térmica, pero también de renovables, en algunos casos la situación es la misma. Claramente presentan una complejidad jurídica adicional porque están bien cerrados. Pero llegado el caso, si la decisión de nuestro gobierno es discutirlo, entiendo que las condiciones generales de la economía argentina y del mundo son el contexto adecuado para hacerlo.

-¿Fue un error firmar ese conjunto de contratos PPA’s tanto térmicos como renovables?

-Muchas de las políticas aplicadas en el sector energético durante el gobierno de Macri fueron en detrimento del sector energético y fueron, si se quiere, aprovechadas por un grupo reducido de empresarios y nuevos empresarios, que se apropiaron de esa red para hacer transferencia de renta, que garantizó tanto la política tarifaria en distribución, como los contratos de generación que se firmaron.

Crisis

-Es un cliché decir que las crisis generan oportunidades. Pero en este contexto tan complejo del país en términos macroeconómicos y a nivel mundial, ¿cree que de alguna forma puede servir como antesala para discutir cuestiones estratégicas de mediano y largo plazo? ¿Es este un momento para dar ese nivel de debate?

-Necesariamente la realidad es tan delicada que esos debates se imponen y obviamente nosotros los vamos a trabajar y poner en la mesa. No solamente en la gestión del Ejecutivo, sino también dado el nivel de complejidad que presentan, entiendo que es necesario el compromiso de todos los sectores políticos con representatividad en la Argentina, para dar soluciones claras en el mediano y largo plazo.

-Una más, a modo de cierre. Está claro que hay una propuesta electoral del Gobierno que es muy crítica hacia lo que hizo el gobierno anterior en materia energética, tarifaria y de políticas de desarrollo del sector. Si tuviese que rescatar algún elemento positivo, ¿marcaría alguno?

-Creo que el gobierno de Macri fue muy dañino en su política económica y muy dañino para el sector energético y el funcionamiento y la dinámica del mercado eléctrico en particular. Con lo cual, nos va a llevar décadas recuperar del daño que hizo. No veo nada positivo del paso de Macri por el Poder Ejecutivo Nacional.

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El gobierno está negociando con China el financiamiento para obras de transmisión eléctrica en la zona del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). El monto que estipula el Poder Ejecutivo que demandará el préstamo externo para estas obras será de entre 700 y 800 millones de dólares.

“Estamos negociando con distintas empresas chinas para reforzar el anillado de 500 kV y la conexión del AMBA con el sistema interconectado”, así lo confirmó en una entrevista con Econojournal el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, quien también explicó que habrá una segunda parte del plan de obras eléctricas para el AMBA.

También remarcó que “si bien el plan no va a dar mayor capacidad en términos de transporte, sí va a aportar mayor confiabilidad por el desequilibrio que trajo la instalación de generación térmica en la zona metropolitana. Este plan de obras en realidad es una respuesta a esos desequilibrios para mantener al sistema con el nivel de confiabilidad necesario para que actúe”.

En los hechos, se trata de la continuidad del Plan Federal de Ampliación de Transporte, que quedó trunco en los últimos años. Basualdo subrayó que desde el Consejo Federal de Energía Eléctrica están trabajando en lo que formalmente denominó “Plan Federal 3”, que cuenta con líneas de 500 kV y de 132 kV.

-Usted asumió el cargo en octubre de 2020, tras el período fallido de 11 meses de Sergio Lanziani al frente de la Secretaría de Energía. ¿Qué escenario encontró?

-Cuando llegamos en octubre de 2020 lo primero que encontramos es que toda la actividad de obras, que es muy importante en la Secretaría, sobre todo la vinculada a la ampliación de transporte, pero también relacionada a obras de distribución de media y baja tensión, estaba paralizada porque durante los cuatro años del gobierno de Macri no se impulsó. No solo no se impulsaron obras, sino que aquellas que estaban en ejecución se paralizaron. El primer desafío para la gestión fue empezar a recomponer una ecuación económico-financiera de esas obras para renegociar con las contratistas y que se terminen. En este sentido, durante este año vamos a tener varias inauguraciones en obras de alta y media tensión.

-El Plan Federal de Ampliación de Transporte quedó trunco. ¿A través de qué tipo de mecanismos se pueden activar ese tipo de obras?

-Las que están en ejecución las estamos reactivando. Entre mayo y octubre de este año vamos a hacer inauguración de obras importantes en 500 kV. Y, luego, lo que estamos trabajando desde el Consejo Federal de Energía Eléctrica es un plan de obras. Es un Plan Federal 3, que es de 500 kV como de 132 kV, financiado, en parte con el cargo del Fondo Nacional de Energía Eléctrica, y -obviamente- estamos trabajando para conseguir financiamiento externo que nos permite darle mayor empuje a ese plan de obras.

– ¿Algún organismo multilateral?

-Estamos hablando con todos, incluso estamos hablando también con distintas empresas chinas en proyectos de ampliación de transporte en el Área Metropolitana, que no se hizo o se hizo poco durante las últimas dos décadas y es realmente necesario teniendo la perspectiva de demanda que hay en el Área Metropolitana y obviamente también incorporando obras para todo el país.

-Cuando dice que es necesario reforzar el anillo metropolitano, ¿a qué obras se refiere concretamente?

-Tenemos dos planes de obras: AMBA 1 y AMBA 2. El AMBA 1 lo estamos negociando con distintas empresas chinas para reforzar el anillado de 500 kV y la conexión del AMBA con el interconectado. Esto, si bien no va a dar mayor capacidad en términos de transporte, sí va a dar mayor confiabilidad por el desequilibrio que trajo la instalación de generación térmica en la zona metropolitana. Este plan de obras en realidad es una respuesta a esos desequilibrios para mantener al sistema con el nivel de confiabilidad necesario para que actúe.

– ¿Tienen algún plazo?

-El plazo va a estar definido por el acceso al financiamiento. Si en las negociaciones nos va bien, este año podríamos cerrar el contrato financiero para avanzar automáticamente con el plan de obras. En espejo, vamos a desarrollar las mismas negociaciones para el plan del AMBA 2 y obviamente del Plan Federal de Transporte 3.

– ¿Hay algún proyecto que sí o sí tienen que hacer?

-Sí. Justamente, otras de las herencias del gobierno de Macri fue la política de renovables en donde nosotros nos encontramos con 201 proyectos de las distintas rondas que se lanzaron, pero con más de la mitad con serios problemas de ejecución y avance físico y financiero. En este sentido, lo que estamos apuntando es a limpiar ese universo de proyectos porque están ocupando disponibilidad de transporte, con lo cual imposibilitan la entrada de otros proyectos y porque -además- no están avanzando. En la medida en que los proyectos no avancen vamos a ir ejecutando las garantías e ir generando un camino de salida de manera tal de consolidar a los que están avanzando y, luego, abrir la oportunidad de lanzar un plan nuevo, obviamente reconociendo la situación crítica que impuso la pandemia. Ese plan nuevo va a estar determinado por el costo del financiamiento, que hoy es demasiado elevado como para pensarlo inmediato.

La secretaría de Energía entabló el diálogo con empresas chinas y de otros países. ¿Cuál es el monto de inversión para las obras planificadas?

-Estamos armando esquemas de obras, el AMBA 1, el AMBA 2 y un esquema federal de obras eléctricas. Cada paquete de obras tiene un monto aproximado entre 700 y 800 millones de dólares. Estamos negociando el financiamiento para esas obras.

-En cuanto al mallado de las redes de distribución de Edenor y Edesur, de competencia nacional, ¿cómo hace para que mientras se define un instrumento con el fin de que el Estado financie parte de la operatoria del sector de distribución y se precisa la cuestión tarifaria no queden atrás las obras que hay que seguir haciendo por la baja calidad de las redes?

-En el caso de Edenor y Edesur, el ENRE y la subsecretaría están negociando un acuerdo de transición tarifaria por dos años, tal cual lo establece el decreto 1020/20 de Alberto Fernández. En las negociaciones se instituyen los niveles de inversión que se deben garantizar y la calidad del servicio correspondiente. Con lo cual dentro de ese acuerdo de transición está bien especificado el nivel de calidad y el nivel de inversión que deben realizar las concesionarias. Esos acuerdos no están cerrados. Esta semana es la última en términos de ventana de negociación ya que la intención de nuestro gobierno es cerrar el tema en abril y que en mayo sea una etapa superada.

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El medio especialista en minería y organizador de eventos para el sector en Argentina y la región dio a conocer su propuesta comercial y de eventos para los próximos meses. Infraestructura, litio y minería de oro, plata y cobre serán los principales ejes.

Simposio y MicroExpo Virtual: Infraestructura y Minería 2021
26 y 27 de mayo, 2021

El primer evento del año de Panorama Minero será los días 26 y 27 de mayo, enfocado en unir las temáticas de infraestructura, grandes obras y minería desde una mirada tanto nacional, con la participación estimada de más de 8 provincias; y también internacional, poniendo foco en la apertura a nuevos mercados y las posibilidades de crecimiento que acapara la región a través de la activación de industrias como: minería, construcción, energía y transporte.

Durante dos jornadas, el «Simposio y MicroExpo VIRTUAL: Infraestructura y Minería 2021» contará con la participación de los actores referentes en materia de grandes obras de infraestructura tanto del país como de la región, con la presencia activa de comitivas internacionales e instituciones transnacionales ligadas al desarrollo de los proyectos de mayor envergadura.

10° Seminario Internacional: Litio en la Región de Sudamérica

28 y 29 de septiembre, 2021. Provincia de Catamarca

Desde 2011, el simposio Litio en Sudamérica se ha convertido en un punto de referencia estratégico del sector del litio donde año a año más de 500 asistentes toman contacto y analizan el presente y futuro de una de las industrias con mayor impacto en la transición energética global.

El 2021 se perfila como un período en el que habrá que reiniciar la economía y enfrentar múltiples desafíos relacionados al COVID-19. En materia de litio, la industria ha dado muestras más que optimistas a comienzos de año exhibiendo ciclos de precios ascendentes y una aceleración productiva visible no sólo en Argentina y el triángulo del litio sino también en otras regiones del mundo.

Catamarca será la provincia anfitriona de esta décima edición, sujeto a las condiciones y normas sanitarias existentes al momento de la realización del evento. 

Litio en Sudamérica ha sido catalogado como uno de los encuentros de litio más importantes del mundo por parte de referentes y expertos. Participan: empresas de litio, proveedoras, organismos e instituciones internacionales, consultoras especializadas y funcionarios de gobierno.

Argentina Oro, Plata y Cobre 2021 y Noche de las Distinciones
14 y 15 de diciembre, 2021. Libertador Hotel, Ciudad de Buenos Aires

Para fin de año, Panorama Minero realizará en consonancia con la celebración de su aniversario el prestigioso evento doble: «Seminario Internacional: Argentina Oro, Plata & Cobre», desarrollado en horario diurno, y la «Noche de las Distinciones», cena anual de la minería argentina llevada a cabo posteriormente al simposio y donde se premia la labor de los principales actores mineros a lo largo del año.

La propuesta 2021 de este evento tratará las perspectivas de la minería metalífera global y especialmente las últimas novedades ligadas al mercado aurífero, argentífero y, en esta oportunidad, también cuprífero. La recuperación económica ligada a la pandemia y los efectos de la geopolítica en el sector minero serán las claves de esta edición.

Asimismo, la tradicional cena «La Noche de las Distinciones» congrega año a año a más de 500 representantes de la industria, quienes se dan cita para conocer a los actores mineros premiados por su labor durante el año y compartir un momento de celebración junto a sus pares del sector. Este evento contemplará todos los protocolos necesarios para garantizar la salud y seguridad de los asistentes independientemente del formato elegido para su realización. Si la situación sanitaria lo requiriera, Panorama Minero, como organizador, tomará las acciones necesarias para trasladar el evento a una plataforma apta y sin riesgos.

9° Exposición Internacional: San Juan, Factor de Desarrollo de la Minería Argentina
8 al 10 de junio, 2022. Provincia de San Juan

De forma bienal, Panorama MInero realiza en la provincia de San Juan y desde 2006 su tradicional feria minera San Juan, Factor de Desarrollo de la Minería Argentina, un evento de carácter federal realizado en una locación estratégica y amigable con la minería donde se reúnen los principales jugadores de Argentina y la región. La expo es abierta a toda la comunidad y cuenta con actividades para toda la familia minera.

En 2022, luego de realizar virtualmente la edición 2020 con más de 20.000 visitas, se espera retomar la presencialidad siendo la Expo San Juan Minera el principal punto de referencia para la generación de negocios y acuerdos comerciales del sector minero argentino.

Para mayor información, comuníquese con Panorama Minero vía mail a informes@panorama-minero.com o vía web a: www.panorama-minero.com

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Trabajadores de refinerías y petroleros llamaron a un paro nacional para mañana en “repudio a la estrategia dilatoria de los empresarios ante el justo reclamo de recomposición salarial”, según señala el comunicado de la Federación Argentina Sindical de Petróleo Gas y Biocombustible (FASiPeGyBio). La medida de fuerza es para reclamar la apertura de las negociaciones paritarias del sector que, según indicaron, deberían haber comenzado en el mas de marzo.

“No se puede seguir esperando y dilatar más esta negociación. Nos preocupa la situación de los trabajadores de las refinerías que han sido fuertemente golpeados durante 2020 por la crisis y la pandemia. Muchos cobraron sólo el 60% de su salario, hubo contratos suspendidos, y la falta de actualización de los salarios trajo la pérdida del poder adquisitivo”, aseguró Gabriel Matarazzo, secretario de Hacienda de FASiPeGyBio.

“La medida de acción directa se toma tras la intención de las cámaras empresarias de aplazar la discusión de paritarias hasta junio. Las negociaciones deberían haber comenzado en marzo, por lo que la Federación decidió iniciar un paro nacional que afecta a las refinerías, yacimientos y gas”, continúa el comunicado.

“Vamos a mantener la medida hasta que se resuelva esta situación y las empresas dejen de dilatar atender al reclamo de los trabajadores. Si es necesario, vamos a prolongar el paro. Es inadmisible seguir esperando”, remarcó Matarazzo, quien además indicó que, de extenderse la situación, “no se descarta que se produzca desabastecimiento de combustibles en el país”.

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El principal exportador mundial del metal cerró sus fronteras durante un mes, ya que informó un récord diario de 7,830 infecciones la semana pasada, un máximo histórico de camas de hospital ocupadas y una tasa de positividad a nivel nacional del 11%.

Los ciudadanos chilenos y residentes extranjeros tienen prohibido ingresar o salir del país. Todos los camioneros deben presentar una prueba de PCR negativa realizada en las 72 horas antes de ingresar al país.

Las restricciones fronterizas intensificadas pueden interrumpir las actividades mineras al retrasar el reemplazo de equipos.

Las minas de cobre de Chile produjeron 430.100 toneladas en febrero, una disminución del 4,8% en comparación con el mismo período de 2020.

La semana pasada, Codelco cerró un trato con los trabajadores de su mina Radomiro Tomic después de que aceptaron una nueva oferta de contrato, lo que calmó las preocupaciones sobre una posible huelga.

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Las importaciones aumentaron un 5,8% en marzo con respecto al año anterior, el mayor aumento desde marzo de 2020, según mostraron los datos de seguimiento de barcos compilados por Bloomberg. La demanda del combustible utilizado en la calefacción y la generación de energía había crecido de manera constante antes del Covid-19, a medida que las naciones se alejaban de la energía de carbón por preocupaciones climáticas.

Si bien las importaciones europeas se recuperaron debido a la disminución de las existentes y los fuertes precios al contado atrajeron cargamentos de proyectos de exportación estadounidenses, los importadores asiáticos afianzaron el crecimiento. Los envíos chinos aumentaron más del 30% en marzo en medio de un esfuerzo del nuevo operador de gasoductos de la nación para abrir terminales a los distribuidores de gas. Los suministros a Bangladesh y Pakistán también aumentaron gracias a las compras al contado.

Las importaciones de GNL en Europa occidental en marzo alcanzaron los niveles más altos desde los volúmenes récord entregados en diciembre de 2019. Los suministros de EE. UU. representaron casi el 30% de los envíos. Las exportaciones mundiales de combustible en marzo aumentaron un 4,2% respecto a los niveles del año anterior.

La producción de los EE. UU. aumentó a un récord a medida que los proyectos aumentaron la producción, mientras que las exportaciones de Argelia, Omán y Egipto también se expandieron.

https://www.worldoil.com/news/2021/4/5/global-lng-demand-climbs-to-year-long-highs

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Cuando se sancionó la ley 26.093 de promoción de los biocombustibles en abril de 2006, el etanol y el biodiesel eran presentados como los combustibles del futuro. Un recurso renovable capaz de reducir la contaminación, generador de empleo en el campo argentino y con un amplio potencial de crecimiento a partir del negocio exportador, ya que la demanda internacional era creciente. Además, con el barril de crudo por encima de los 70 dólares sus costos de producción eran comparables con los del petróleo y sus derivados sin necesidad de incentivos. Sin embargo, esa realidad se fue modificando a lo largo de los últimos 15 años y la discusión sobre la continuidad del régimen promocional se da un contexto diferente.

Precios

Un primer punto que hoy desincentiva el pasaje a los biocombustibles es el tema precios. Si se compara la nafta súper con el etanol y el gasoil con el biodiesel, los biocombustibles cuestan casi el doble, o en algunos productos, incluso más.

• Una comparación del precio en el surtidor indica que la nafta súper cuesta 39.443 pesos por metro cúbico y el etanol 48.700 pesos, pero si los precios se ajustan por poder calórico el etanol trepa a 79.942 pesos, pues para producir la misma cantidad de energía se necesitán más metros cúbicos de etanol que de nafta.

• Por su parte, en el caso del gasoil el precio por metro cúbico es de 40.123 pesos y del biodiesel 80.078 pesos, pero al ajustarlo por poder calórico el biodiesel se dispara a 94.816 pesos, según un relevamiento realizado por EconoJournal en el mercado de combustibles.

Es decir, de la foto de hoy se desprende que la decisión de prorrogar el cupo actual de biocombustibles se da de bruces con la política del gobierno de evitar grandes saltos en los precios de las naftas y gasoil en surtidor. Al contrario: al ser mucho más caros que los derivados del petróleo, los bios terminan traccionando, en este escenario, aumentos en las estaciones de servicio.

Para el gobierno es una ecuación compleja. Si priorizara la política antiinflacionaria y lo fiscal, no tiene incentivos para prorrogar el esquema actual de promoción a los biocombustibles. Más bien lo contrario.

Riesgo ambiental

A principios de este siglo, numerosos estudios indicaban que los motores que usaban biocombustibles emitían menos gases de efecto invernadero con costos de producción similares a los de los combustibles fósiles. A raíz de ello, la Unión Europea incentivó su producción a partir de 2003 y el consumo se multiplicó por diez en el Viejo Continente en apenas una década.

Sin embargo, en 2015 la Comisión Europea retrocedió sobre sus pasos y fijó un tope al consumo de biocombustibles. Una de las razones que llevaron a este cambio de política fue el impacto indirecto que estaba produciendo en el medio ambiente al alentar la deforestación para ampliar las superficies cultivables de maíz y soja. Sus críticos argumentan que los biocombustibles son incluso más dañinos que los combustibles fósiles porque no solo no reducen la acumulación de CO2 en la atmósfera sino que la incrementar de la mano de la reducción de los bosques.

La alternativa eléctrica

Los países centrales ahora apuestan por los autos eléctricos en reemplazo de los motores de combustión. Gran Bretaña anunció el año pasado que prohibirá la venta de automóviles de combustión interna a partir de 2030. Irlanda y los Países Bajos también pusieron como tope el 2030, Noruega el 2025 y Francia y España el 2040.

En Estados Unidos Biden anunció en enero que reemplazará toda la flota de vehículos del gobierno federal por autos eléctricos, “vehículos, limpios, fabricados aquí”. Además, se espera que le de impulso a la transición energética que se vio frenada durante el gobierno de Donald Trump.

A partir del análisis de estas variables, el objetivo no debería ser la promoción de los biocombustibles como se la discutió en 2006 sino pensar una transición gradual que permita ir reconvirtiendo a ese sector elevando la eficiencia y competitividad del parque instalado con producción de derivados como la glicerina en plantas de biodiesel y aprovechamientos industriales y energéticos de desechos. Está claro que no se pueden poner en riesgo los puestos de trabajo que genera el sector de un día para el otro, pero la tendencia refleja que los objetivos de los países desarrollados y eso terminará afectando irremediablemente también a la industria local.

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El gobierno nacional lanzará una licitación por US$ 20,8 millones para abastecer de paneles fotovoltaicos y equipamiento de energía solar a 406 escuelas rurales en las provincias de Salta, Santiago del Estero y La Pampa. El proceso licitatorio es bajo el programa Permer. Según pudo conocer Econojournal, la licitación saldrá mañana publicada en el Boletín Oficial.

Se trata de la Licitación Pública Nacional N° 1/2021. Los fondos los aporta el Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF), del Banco Mundial, a partir de un acuerdo con la Argentina (Préstamo BRIF 8484) para financiar proyectos de energías renovables en zonas rurales del país.

Los participantes de la compulsa podrán presentar ofertas “para cuatro lotes” para las tres provincias hasta el 10 de mayo. Ese día también será la apertura de los sobres. Las ofertas serán válidas por un período de 120 días desde la apertura de sobres.

La licitación original

El proceso de licitación se inició en julio de 2019, pero en febrero de este año la Secretaría de Energía, a cargo de Darío Martínez, lo dio de baja por inconvenientes administrativos y de redacción en la compulsa que “podrían generar problemas a futuro”. Por tal motivo, desde la cartera energética entendieron que “lo más conveniente era no dejar la licitación en esos términos”.

La licitación que el gobierno dio de baja el 22 de febrero había sido por un total de US$ 20.841.347. Contaba con la instalación de paneles solares en 260 escuelas rurales en la provincia de Salta por US$ 13.500.000 y en 146 establecimientos educativos rurales en Santiago del Estero y La Pampa por US$ 7.341.437.

El programa

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

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

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La Federación de Cámaras del Sector Energético de la provincia de Neuquén (FECENE) emitió un comunicado donde denuncia que no se cumplen las contrataciones de las pymes y los proveedores locales en el marco del Plan GasAr en la cuenca Neuquina, el programa de incentivos a la producción de gas lanzado por el gobierno en noviembre del año pasado. El texto critica a algunas productoras de hidrocarburos, donde incluyen a YPF.

La FECENE afirmó que no se cumple con “la definición clara de las autoridades de que la cadena de valor regional y, fundamentalmente, las pymes deben tener prioridades, no subsidios, que permitan generar un mantenimiento y crecimiento de la cadena de valor del territorio, que derramará sobre todas las actividades indirectas vinculadas, por los mayores niveles de inversión”. Y añadió que “siguen existiendo situaciones que violan abiertamente esos objetivos”.

La entidad que nuclea a las cámaras de proveedores neuquinos también expresó que “en el caso de muchas operadoras y empresas de servicios especiales, en particular nuestra empresa de bandera, con meritorias excepciones en muchas compañías, así como las subcontratistas de aquellas, hacen caso omiso a las normas vigentes y objetivos definidos contratando empresas que no son locales y ni siquiera regionales, otorgando preferencias en plazos, contratos y relaciones, ajenas totalmente al logro del objetivo del desarrollo de las economías regionales y de la cadena de valor local y regional”.

“Nos encontramos entonces con un escenario en el que proliferan las empresas extraterritoriales, existiendo empresas locales y regionales con capacidades ociosas que están sufriendo las consecuencias de la pandemia y de las medidas, en muchos casos arbitrarias e ilegales de algunas contratantes, en un claro ejercicio de abuso de posiciones dominantes”, remarcó la FECENE.

“Hemos mantenido innumerables reuniones con esas empresas en particular, recibiendo vanas promesas de corrección, que, en general no se han concretado, presentando una curiosa contradicción con otras empresas que guardan una actitud totalmente diferente. Desde la mesa de Vaca Muerta del 19 de marzo de 2019, venimos exponiendo con claridad y en plenitud estas situaciones, encontrándonos con posiciones que procuran impedir el desarrollo de la cadena de valor local y el crecimiento de la economía regional”, sentenció la federación de pymes.

Plan GasAr

La FECENE también subrayó que “nuestra provincia posee una legislación del compre neuquino, (Ley 3032), aceptada en los contratos de concesión” y que “surge así el denominado Plan Gas 4 (Plan GasAr) para el período 2020-2024, definido políticamente por el Gobierno Nacional, en el que se plantea un claro objetivo de comenzar a resolver el problema energético (sin energía no hay economía), por la provisión del vital fluido en la temporada invernal. Pero este programa sectorial tiene un evidente propósito de desarrollo de las economías regionales, que resulta sin esfuerzo interpretativo de la lectura de la normativa que lo instrumenta”.

Resolución 144

La FECENE advirtió que “con sorpresa y desagrado, vemos que la cámara que representa a las operadoras se opone sustancialmente al desarrollo prioritario de la cadena de valor local y regional mediante presentación realizada a la Secretaria de Energía al pedir la modificación de la Res. SEN 144/21”.

Los puntos que destaca la federación neuquina son:

a) Efectos retroactivos de la Resolución 144 e imposibilidad de cumplimiento de ese efecto.

La retroactividad surge como consecuencia de una prórroga otorgada a solicitud de las operadoras y persigue que no produzca efectos negativos en la cadena de valor local. Por otra parte, los contratos firmados por las operadoras con las subcontratistas contienen, en su gran mayoría, cláusulas de rescisión con una anticipación de 30-60 o más días, y es habitual que se produzcan cambios de proveedores en los diferentes contratos. También es bueno recordar la rescisión de los contratos que se produjo de manera masiva en el año 2020, afectando de manera unilateral y confiscando acreencias a muchas pymes locales y regionales. Por lo tanto, ni es imposible ni es ilegal.

b) Presunto reconocimiento de costos diferenciales y otorgamiento de derechos de igualar ofertas a las empresas locales, regionales y nacionales, en ese orden.

Ello afectaría la libertad de contratar y de ejercer industria licita, la libre competencia, limitando la oferta de bienes y servicios. Preferencia para determinadas empresas y mayores costos operativos e impacto no deseado en la asignación de recursos de la economía en general. Es positivo que no escatimen argumentos, que siempre concluyen en una presunta inconstitucionalidad, desconociendo hasta el propio pliego de condiciones de la licitación del Plan y la legislación provincial, que han aceptado expresamente.

Resulta por lo menos llamativo que empresas que reciben subsidios para producir y condiciones especiales respecto a la disponibilidad de divisas y otros beneficios que sería largo enumerar y que, además, requieren condiciones especiales para invertir, consideren a la posibilidad de igualar precios que permite el crecimiento de la cadena de valor local y regional y de la economía vinculada, norma existente en la ley 3032 provincial que aceptaron y un régimen general que también aceptaron, como violatoria de la libertad de industria y de libre competencia.

Respecto a los costos solo cabe decir que lo que se permite es igualar, lo que va a impulsar a los cotizantes extraterritoriales a bajar sus precios, o sea que los costos van a bajar y no subir. Todo ello sin obviar que el desarrollo de proveedores requiere procesos que no han sido realizados y por ello se establece como objetivo. El diferencial de costos que permite la igualación surge de las diferencias paritarias y de costos de transporte. Por lo tanto, no se elevan los costos, no se viola la legislación vigente ni los contratos particulares y, mucho menos, una más eficiente asignación de los recursos de la economía

c) Es particularmente erróneo el concepto de que se le pretende imponer a los proveedores, con independencia de las condiciones requeridas para la realización de un trabajo eficiente y ajustado a todas las habilidades, destrezas, tecnología, medio ambiente, corrupción, etc.

El mencionado art. 2 de la Res. 144/21 establece la igualdad de condiciones y en ningún momento interfiere en la fijación de esas condiciones, por lo que las proveedoras y sus contratistas aplicarán los procedimientos que consideren pertinentes desde un punto de vista racional y fundado.

d) Se expresa que constituye una práctica desleal el ofrecimiento de precios inferiores a los existentes en plaza por parte de empresas controladas por las operadoras.

Además de las figuras del dumping, que sería largo analizar, es hasta ingenuo pensar que una empresa controlada va a licitar con independencia de su controlante y nada va a impedir que se manejen las adjudicaciones, los precios y hasta aportes de capital, para producir el desplazamiento de las empresas locales y regionales, para salvar los déficits incurridos. Además, existen casos concretos en la principal empresa operadora que demuestran lo que decimos

Por lo tanto, no se pueden permitir maniobras que son todo lo contrario de la pregonada libre competencia y constituyen practicas oligopólicas o abusos de posición dominante en clara violación a la citada ley de defensa de la competencia y que, además, impiden el crecimiento de la cadena de valor local y regional

e) Se expone que algunas de las principales empresas llevan a cabo planes de desarrollo de proveedores, aspecto que es cierto, pero que, salvo honrosas excepciones constituyen el barniz de una mesa que tiene que ser lustrada “a muñeca”.

Está previsto en la normativa del Plan Gas el desarrollo de Proveedores y cabe decir que, vencidos los plazos para presentar los respectivos planes, no se han presentado con el nivel de detalle requeridos y una de ellas, la más importante, solo presentó la designación de un Gerente del área como “Plan de Desarrollo”.

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