El CEO de la compañía alemana Wintershall DEA, Mario Mehren, cuestionó las políticas del gobierno nacional respecto al precio del petróleo y del gas en la Argentina en momentos donde está en discusión el valor del barril local. “Es complicado aplicar precios de mercado cuando las cotizaciones bajan y poner un tope cuando suben. Esto nos complica la vida porque no podemos planificar y somos empresas que producen petróleo y gas”, señaló el ejecutivo de Wintershall DEA, que es el quinto productor local de gas del país.

El CEO dio la habitual conferencia de prensa anual, donde ofreció varias definiciones sobre el sector en el país y las perspectivas a nivel mundial. Consultado por Econojournal sobre el posible avance del gobierno nacional en algún tipo de acuerdo con la industria petrolera para establecer un tope en el precio interno del barril de crudo, Mehren indicó que “esto no sería nada nuevo, hemos visto este tipo de medidas en gobiernos pasados por eso no estoy tan sorprendido. Espero que se tomen medidas razonables”.

Además, subrayó que “estamos dispuestos a aceptar precios que están en riesgo, precios que están fluctuando con los mercados. Lo que es complicado para nosotros es un imprevisto como es el involucramiento de un gobierno en los precios del mercado”. Y añadió: “espero que el gobierno no se involucre demasiado fuerte en el precio, en el mercado petrolero”.

En cuanto al precio del gas, Mario Mehren destacó: “en este sector hemos visto lo mismo en el pasado cuando se implementó un tope al precio del gas en invierno y en verano obviamente lo que se aplicaba era el precio del mercado y esto es súper complicado para nosotros”.

Inversión en Vaca Muerta

El CEO de Wintershall DEA mencionó que la compañía va a producir petróleo en las áreas Bandurria Norte y Aguada Federal de la formación Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén. “Hemos cambiado nuestros planes y vamos a perforar este año cuatro pozos horizontales en Bandurria Norte y Aguada Federal”, remarcó.

La compañía alemana está construyendo un gasoducto de 11 kilómetros entre el área Aguada Federal y las instalaciones de (el bloque) San Roque para emplear el gas asociado que sale de la producción del petróleo y poder inyectarlo en el sistema. Y añadió que “es un buen programa para nosotros que en 2021 va a alcanzar un total de 14 pozos entre Aguada Pichana Este, Aguada Federal y Bandurria Norte y sumamos el gasoducto y está madurando el proyecto Fénix, que en esta etapa no va a requerir mucha inversión, sino mucha aclaración en cómo vamos a desarrollar el proyecto y analizar cuáles son las reglas del juego que vamos a encontrar”.

El proyecto Fenix es un desarrollo de gas offshore en la cuenca Austral que lo lleva adelante un consorcio integrado por la francesa Total, que es la operadora, Wiontershall DEA y Pan American Energy (PAE).

Crítica al control de capitales

El CEO de la compañía alemana indicó que “desde mi punto de vista, este año para la Argentina es un año para generar confianza. Los precios globales, tanto de petróleo como de gas, están aumentando y están mejor que el año pasado. Por este motivo hay una disponibilidad para invertir por parte de la industria”.

“Vimos en diciembre el lanzamiento del Plan Gas 4, que creemos que es muy transparente, muy bueno. Ahora la gran pregunta es si van a cumplir con los compromisos o no”, agregó Mehren.

El control de capitales es otro tema que remarcó el ejecutivo: “necesitamos la seguridad de que podemos pagar un proveedor que esté en Estados Unidos, en Inglaterra o donde sea, para un servicio, para un equipo de perforación o para una instalación. Necesitamos pagar en moneda extranjera para pagar afuera de la Argentina. Estas son las condiciones que se necesitan confirmar para la maduración del proyecto Fenix, por ejemplo”.

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“El gas natural tendrá un rol estratégico en un futuro energético respetuoso con el medio ambiente y bajo en emisiones de carbono”, aseguró Mario Mehren en la conferencia de prensa anual brindada por Wintershall Dea. El CEO de la empresa independiente líder de gas y petróleo en Europa realizó un balance positivo de la reciente fusión y del desempeño de la nueva empresa durante la pandemia.

Desde Hamburgo, Alemania, la empresa evaluó la respuesta dada en un contexto mundialmente adverso. “Durante el año pasado en Wintershall Dea logramos estabilidad en la crisis y liderazgo en cuanto a innovación. A pesar de las turbulencias hemos protegido con éxito a nuestros colegas en esta pandemia, mantuvimos la producción estable y la reforzamos aún más. Logramos generar un free cash flow positivo y las agencias de calificación confirmaron nuestro desempeño”, remarcó Mehren.

Uno de los puntos destacados por el CEO de la compañía fue el ahorro logrado, “mayor a lo previsto”, y que esperan que sea de unos 200 millones de euros al año para el 2022. Otro punto fuerte es el impacto de la digitalización en las operaciones de la empresa, que constituye “un beneficio a largo plazo”. “Hemos implementado el modelo de trabajo ‘Flex Forward’: cada uno puede decidir en coordinación con su equipo cómo, cuándo y desde dónde trabaja. Este modelo lo seguiremos utilizando también después del coronavirus”, aseguró.

Estos elementos repercutieron positivamente en los números de la compañía. “Nuestra producción media diaria en 2020 fue de 623.000 barriles equivalentes de petróleo, alcanzado nuestros objetivos de producción”, sostuvo. La reducción de costos con respecto a 2019 también fue importante: un 20% menos en gastos de capital, 60% menos en exploración y 10% menos en costos operacionales. El beneficio neto fue de 195 millones de euros.

Algunos de los objetivos en 2021 son situar la producción entre 620 y 640 mil barriles equivalentes de petróleo y destinar unos 1000 millones para gastos de capital en producción y desarrollo. También esperan reanudar el pago de dividendos en las acciones ordinarias. La compañía piensa cotizar en bolsa pero no hay una fecha prevista para esto.

Gas natural y cambio climático

Mehren abordó de lleno la relación entre el gas natural y los objetivos para la protección del clima. “Tenemos que generar más crecimiento. Más prosperidad. Menos emisiones. Para esto necesitamos energías renovables. Para esto necesitamos gas natural como socio de las energías renovables”, sostuvo.

La empresa considera que así como el futuro de la energía es respetuoso con el medio ambiente y bajo en emisiones esta también debe ser asequible. “A lo largo de todo el planeta, las personas desean una buena calidad de vida. Esto significa cada vez más energía. Y tienen todo el derecho a acceder a esta”, enfatizó Mehren. “El gas natural es seguro y asequible y puede ser ecológico”, agregó.

La defensa del gas natural como recurso estratégico para el futuro de Europa fue otro de los puntos fuertes de la conferencia. “Necesitamos un gas natural rentable, especialmente para la industria de Alemania y Europa. Hoy en día, ningún cable del mundo puede suministrar tanta energía, tanta potencia y tanta fiabilidad como la red europea de gas, la cual se ha desarrollado durante décadas. Debemos valorar las infraestructuras que tenemos y seguir utilizando estas a futuro”, dijo Mehren.

En ese sentido, durante la sesión de preguntas remarcó que la empresa apoya totalmente la finalización y puesta en funcionamiento del gasoducto Nord Stream 2 con Rusia. “Nuestro apoyo al proyecto no se ve afectado por las sanciones de Europa y Estados Unidos. Estoy convencido que va a terminarse porque necesitamos importar gas para alcanzar nuestros objetivos”, insistió. Se prevé que las importaciones de gas natural a Europa seguirán aumentando mientras que se reducirá la producción nacional.

En cuanto al futuro del petróleo, el porfolio de la compañía “tiene un perfil claro: alrededor de 70% de gas y 30% de petróleo”. El crudo seguirá siendo necesario “para una movilidad asequible” y como “valioso recurso” para los productos industriales modernos. “Pero nuestro enfoque apunta claramente al gas natural”.

Hidrógeno “sin ideología”

En la visión de Wintershall Dea el futuro del hidrógeno también esta fuertemente vinculado con el gas natural. “El hidrógeno tiene un gran potencial. Una mezcla de tan solo 20 por ciento de hidrógeno en las redes de gas europeas reduciría las emisiones de CO2 en 60 millones de toneladas, que es el equivalente a las emisiones anuales de Dinamarca”, sostuvo Mehren.

La empresa entiende que el hidrógeno junto al gas natural se convertirá en “una piedra angular de la industria europea” gracias a lo comparativamente barato que es producir el primero utilizando el segundo. “El hidrógeno azul producido a partir de gas natural es un 50 por ciento más barato que el hidrógeno basado en energías renovables”, apuntó Mehren.

En ese sentido pidió dejar de lado la ideología de usar exclusivamente energías renovables porque “no ayuda en absoluto” y en cambio generar un marco político “abierto a la tecnología”. Un ejemplo de esto es la apuesta por las tecnologías de captura y almacenamiento de carbono (CAC). “Gracias a la CAC, industrias como la del cemento y la metalúrgica pueden almacenar de forma segura el carbono acumulado, el cual es inevitable”, aclaró.

Mehren citó como ejemplo el proyecto Greensand en Dinamarca y en el que Wintershall Dea participa. “Allí, el yacimiento de Nini West ha sido certificado como apto para la CAC. De aquí al 2030, buscamos desarrollar a capacidad para generar unos 3,5 millones de toneladas de CO2 al año”, sostuvo. El Mar del Norte ofrece muchos más yacimientos que pueden servir de almacenamiento, con Noruega como un gran punto con grandes capacidades de CAC offshore.

Los proyectos en América Latina y Argentina

El CEO de la compañía también hizo referencia a las actividades de la compañía en 2020. En exploración y producción la empresa divide sus operaciones en cuatro regiones: Europa del Norte; Rusia; América Latina; Oriente Medio y África del Norte.

En la región América Latina la empresa hizo pié en los últimos años en sus dos mayores mercados: Brasil y México. En Brasil “estamos operando desde el 2018 y el año pasado finalizamos con éxito nuestra campaña sísmica en este lugar”.

Por el lado de México, la empresa opera allí desde 2017 y ha podido conseguir en muy poco tiempo crear “un portfolio prometedor”. “El año pasado tuvimos una exitosa campaña de exploración con importantes descubrimientos en Polok y Chinwol. También estamos avanzando en el proceso de consolidación de nuestro gran hallazgo en Zama. Esto significa que la decisión final respecto a la inversión destinada a este proyecto se tomará el siguiente año”.

No obstante, Argentina sigue siendo el principal mercado por historia, por presente y por futuro. “Estamos profundamente arraigados en Argentina, desde hace ya más de 40 años”. La compañía está presente en las provincias de Neuquén y Mendoza, así como en Tierra del Fuego (onshore y offshore). En la formación Vaca Muerta en Neuquén se retomaron a principios de año las actividades de perforación en el bloque de Aguada Pichana Este. “Tenemos previsto perforar nuevos pozos en nuestros campos de operación propia Aguada Federaly Bandurria Norte”, aseguró.

En el segmento de gas offshore, los resultados conseguidos en los últimos años en el yacimiento Vega Pléyade, Tierra del Fuego, son prometedores de cara al proyecto Fénix. “Es muy interesante y prometedor porque allí ya tenemos la infraestructura establecida en Vega Pléyade. En conjunto con Total y Pan American este proyecto esta madurando. Ojalá que pronto podamos tomar una decisión de inversión”. Pese a la difícil situación económica “tenemos muchos planes para esta región”.

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La pandemia global ha llevado a las empresas de América Latina a cambiar y adaptar sus operaciones para satisfacer las demandas cambiantes y hacer frente a nuevos desafíos.  Para muchas, esto ha significado un mayor enfoque en la colaboración y la productividad, poniendo en primer plano la necesidad de comunicaciones de voz, video y datos sencillas y confiables, así como aplicaciones que hacen que los equipos de trabajo sean más eficientes. Motorola Solutions anuncia hoy el lanzamiento de una radio inteligente de nueva generación con voz, datos de banda ancha y capacidades multimedia para conectar equipos, permitiendo una colaboración inigualable y un aumento significativo de la productividad.

La radio inteligente MOTOTRBO Ion provee datos inteligentes en tiempo real a los flujos de trabajo existentes. Su ecosistema de aplicaciones Android completamente abierto permite una integración perfecta de las aplicaciones de datos móviles de las que dependen todo tipo de industrias, como los que se utilizan para el escaneo de códigos de barras de nivel empresarial, así como las plataformas de comunicación para trabajo en equipo como mensajería, reuniones y contenido compartido. Su cámara de 13 megapíxeles y pantalla táctil de alta resolución de 4” permiten a los trabajadores adjuntar fotos a las fichas de trabajo, utilizar el chat de video para realizar diagnósticos remotos y ver imágenes detalladas, esquemas, diagramas, fotos y videos. Esto simplifica la gestión y la seguridad de los dispositivos, lo que permite a las empresas avanzar hacia el uso de un único dispositivo que ofrece la simplicidad y fiabilidad de la radio PTT con las capacidades adicionales de un dispositivo inteligente, escáner y tablet. 

La radio inteligente MOTOTRBO Ion funciona en el estándar de radio móvil digital (DMR), Wi-Fi, 3G, LTE/4G público y redes privadas de banda ancha. Está diseñada para ayudar en la búsqueda de material, trazabilidad, ticketing, escaneo y generar un incremento de productividad, especialmente dentro de industrias como la manufactura, el transporte, la logística y servicios públicos, que dependen de trabajadores con movilidad. 

ION es la única radio del mercado con pantalla táctil y clasificada como intrínsecamente segura (clasificación IP68), lo que la hace ideal para industrias críticas como las de Petróleo y Gas, en las que la seguridad es vital. También permite a los trabajadores del aeropuerto coordinar el flujo de pasajeros de una manera segura y eficiente, a los conductores de camiones recibir información vital de la ruta a través de los tickets de trabajo digitales y al personal de seguridad transmitir video de alta definición desde un complejo minero o un puerto.  

“Hemos dedicado miles de horas a escuchar a nuestros clientes empresariales, observando sus necesidades y comprendiendo sus exigencias para impulsar la eficiencia a todo nivel”, dijo John Zidar, vicepresidente senior de Global Enterprise & Channels de Motorola Solutions.  “Cada día se enfrentan a innumerables situaciones en las que necesitan una comunicación y colaboración claras para gestionar las tareas de forma segura y eficaz. Con la radio inteligente MOTOTRBO Ion, hemos diseñado un producto que cumple con los requisitos específicos del sector, de modo que la tecnología sea compatible con el trabajador y no al contrario.”

La radio inteligente MOTOTRBO Ion está diseñada específicamente para una gran variedad de entornos empresariales. Los micrófonos duales, el tamaño de los altavoces y la ingeniería de audio proporciona una comunicación clara y transparente y supresión de ruido para un audio potente que supera a los smartphones, especialmente en entornos ruidosos. Con un diseño ultra resistente, resiste condiciones adversas y la exposición al polvo, al agua y a múltiples caídas. Incluye programación y aprovisionamiento basados en la nube, actualización remota y supervisión de dispositivos en tiempo real, lo que permite a las empresas implementar y mantener sus flotas de radios con tiempos de inactividad mínimos. 

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CGC, la petrolera del grupo Corporación América, que es presidida por Hugo Eurnekian, negocia la compra de los activos de la petrolera china Sinopec en Santa Cruz, según confirmaron fuentes del sector privado a EconoJournal. Las conversaciones entre las partes están muy avanzadas, aunque todavía resta el closing de la operación, que no será sencillo. Las fuentes consultadas evitaron hacer referencia al precio al que podría cerrarse la operación.

Ante la consulta de este medio, desde CGC evitaron hacer comentarios.

Sinopec es la quinta productora de crudo del país, pero en los últimos años registra un notorio retroceso en materia de inversiones en la provincia. De acuerdo con la declaración que presentó ante la Secretaría de Energía, el año pasado invirtió US$ 32 millones en sus campos santacruceños. En cambio, en 2017, sus desembolsos fueron de US$ 108 millones. 

La caída de las inversiones redundó en un derrumbe de la producción. En diciembre de 2016 producía 4.187 metros cúbicos diarios de crudo y en el mismo mes de 2020, anotó una producción de 2.321 metros cúbicos diarios, lo que representa un descenso del 80 por ciento.

De salida

A raíz de esta situación, Sinopec enfrentó recurrentes situaciones de tensión con la administración provincial y con el sindicato de trabajadores petroleros privados, que lidera Claudio Vidal. Ambos sectores vienen exigiendo un mayor nivel de actividad en las áreas.

Por estas razones, desde la gobernación que encabeza Alicia Kichner ven con buenos ojos que CGC pueda pasar a operar esos campos. La petrolera de Corporación América llevó adelante un importante desarrollo de gas en la Cuenca Austral, en el sur de Santa Cruz. Allí comenzó a operar en 2018 y en la actualidad produce casi 5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día), el doble que en 2013.

Recientemente, la compañía anunció que en el marco del Plan Gas invertirá  U$S 450 millones durante los próximos cuatro años.

Obstáculo

El principal obstáculo para cerrar la operación es el precio que pagó Sinopec en diciembre de 2010 por los activos que hoy tiene a la venta. Desembolsó un total de US$ 2450 millones para quedarse con áreas de la norteamericana OXY en Santa Cruz, Chubut y Mendoza.

De ese paquete, las concesiones santacruceñas son las que generan mayor interés en la industria hidrocarburífera. Son bloques cuya concesión expiran a mediados de la década y no serán prorrogados por la provincia, por lo que su precio de mercado está muy lejos del que pagó Sinopec hace poco más de 10 años.

La petrolera china deberá asumir un importante pérdida en el valor de los activos para cerrar la operación con CGC. Ese fue el obstáculo que impidió otras negociaciones en el pasado con YPF y Vista Oil&Gas, entre otras empresas que mostraron interés. Esta vez, sin embargo, la petrolera que preside Hugo Eurnekian tiene mayores chances de concretar la transacción.

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La filial brasileña de energía renovable del gigante energético italiano Enel, Enel Green Power Brasil, ha iniciado la operación comercial de la ampliación de 133 MW de la planta solar fotovoltaica São Gonçalo que cuenta con 475 MW ya instalados y en funcionamiento.

Esta planta solar es la instalación fotovoltaica más grande de Sudamérica y se encuentra en el municipio de São Gonçalo do Gurguéia, en el estado nororiental de Piauí (Brasil). La construcción del tramo de 133 MW ha supuesto una inversión de alrededor de 422 millones de reales brasileños (aproximadamente 77,8 millones de dólares).

La compañía anunció recientemente la construcción de 1,3 GW de capacidad renovable en Brasil, lo que incluye un nuevo tramo de 256 MW en el parque solar São Gonçalo. En agosto de 2019, Enel anunció el comienzo de la construcción de la ampliación de 133 MW del parque solar, que ahora está instalada y en funcionamiento. Con anterioridad, la construcción del primer tramo de 475 MW en São Gonçalo comenzó en octubre de 2018 y se conectó a la red en enero de 2020.

Se espera que la nueva ampliación de 256 MW, cuya construcción se inició en 2020, comience a funcionar en 2021 y llevará la capacidad global del parque São Gonçalo a 864 MW, lo que la convierte en la instalación de generación de energía en construcción más grande de Enel en todo el mundo. El Grupo Enel está invirtiendo en torno a 735 millones de reales brasileños (aproximadamente 142 millones de dólares) en la construcción del tercer tramo de la planta.

El parque solar São Gonçalo completo de 864 MW estará formado por más de 2,2 millones de paneles solares y, una vez que estén plenamente instalados y en funcionamiento, podrán generar más de 2,2 TWh anualmente, evitando la emisión a la atmósfera de más de 1,2 millones de toneladas de CO2 al año. São Gonçalo es la primera planta en Brasil de Enel que usa módulos solares bifaciales.

De la capacidad total instalada en São Gonçalo, 599 MW (incluidos los 256 MW del tercer tramo, los 133 MW del segundo tramo y una parte de 210 MW del primer tramo), se benefician de contratos de suministro de energía negociados con clientes corporativos en el mercado energético libre de Brasil. Los 265 MW restantes del primer tramo se benefician de contratos de suministro de energía de 20 años con un grupo de empresas de distribución que operan en el mercado regulado del país.

Nota original acá.

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Hasta ahora, la principal aplicación de los camiones eléctricos ha sido para distancias cortas dentro de las ciudades y zonas urbanas. Ahora, DHL y Volvo Trucks iniciarán un proyecto para el transporte pesado en distancias más largas con la prueba del camión Volvo FH Electric con un peso bruto de 60 toneladas.

A partir de marzo, el camión operará entre dos terminales logísticas de DHL en Suecia en una distancia de 150 km. Las pruebas proporcionarán datos que ayudarán a optimizar el equilibrio entre las distancias recorridas, el peso de la carga transportada y los puntos de recarga en ruta.

DHL está trabajando activamente, con el apoyo de Volvo, para reducir el impacto medioambiental de sus operaciones, con la sustentabilidad como parte de la estrategia de la empresa. «Nuestro objetivo es reducir a cero todas las emisiones relacionadas con la logística. Ya se han alcanzado cifras importantes: la eficiencia en materia de CO2 de nuestro Grupo ya ha mejorado en un 35% con respecto a 2007. Pero necesitamos soluciones tecnológicas innovadoras y asociaciones sólidas para seguir en este camino. Estoy seguro de que nuestra cooperación con Volvo Trucks, una de las mayores marcas de camiones del mundo, nos ayudará a alcanzar nuestros ambiciosos objetivos medioambientales», afirma Uwe Brinks, director general de DHL Freight.

Una solución completa

Volvo Trucks continúa dando pasos importantes hacia un transporte sin combustibles fósiles, diseñando un modelo eficiente que tiene en cuenta a todo el ecosistema para la electrificación de los camiones, incluyendo las estaciones de recarga, la planificación de las rutas y los servicios de asistencia y posventa.

«El sector del transporte está cambiando rápidamente y ser sustentable es una ventaja comercial cada vez más importante para nuestros clientes. Ofrecemos soluciones de transporte eficaces que contribuyen a una transición más rápida a los combustibles no fósiles, como la energía eléctrica. Tenemos una larga relación con DHL. Su amplio y global conocimiento de la logística nos permite estudiar las condiciones necesarias para avanzar en este cambio de tecnología, adaptándolo a las necesidades de nuestros clientes y a sus distintos tipos de operaciones», afirma Roger Alm, Presidente de Volvo Trucks.

DHL Freight está llevando a cabo una serie de proyectos de tecnología sin combustibles fósiles. En Suecia, la empresa ha creado un programa de transporte de mercaderías sustentable. Los clientes que optan por este programa pagan una tarifa fija adicional por paquete o pallet enviado. Estos ingresos adicionales se invierten en tecnologías limpias. 

«El sector de la logística se enfrenta a un enorme reto pero que también conlleva muchas oportunidades. La colaboración con Volvo Trucks ayuda a DHL Freight a desempeñar un papel aún mayor en la transición hacia alternativas ambientalmente sustentables. Esto es una prueba más de nuestra estrategia a largo plazo para el transporte neutral desde el punto de vista climático», explica Robert Zander, director general de DHL Freight Suecia.

Volvo avanza hacia la electrificación

Volvo ya produce en serie los modelos Volvo FL Electric y Volvo FE Electric para la distribución urbana en Europa. Recientemente, DHL puso en funcionamiento uno de los nuevos Volvo FL Electric en Londres, el primer camión 100% eléctrico de la marca para la distribución urbana en el Reino Unido.

A finales de 2020, Volvo Trucks comenzará a vender el modelo VNR Electric en Norteamérica. A finales de este año comenzará la venta de la gama de camiones eléctricos pesados de la marca en Europa. «Nuestro compromiso es que toda nuestra gama de camiones esté libre de combustibles fósiles en 2040», concluye Roger Alm.

Detalles del proyecto

·       El proyecto de DHL y Volvo comenzará en el primer trimestre de 2021 y forma parte de REEL, una iniciativa de Vinnova, la agencia sueca de fomento de la innovación, para promover la transición a un sistema de transporte de mercancías electrificado.

·       La ruta estará entre las ciudades de Gotemburgo y Jönköping, en Suecia, con una distancia de 150 km por tramo.

·       La recarga se realizará en DHL en Jönköping y en el Volvo Truck Center de Gotemburgo.

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

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

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

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

Explotación

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

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

Obra energética y camino nuevo

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

Plazos de las obras

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

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

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

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

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

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

El cronograma estipulado es el siguiente:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ENTREGA DE COMPUTADORAS Y LIBROS

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Quiénes estarán alcanzados por el aumento?

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

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

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

Alternativas descartadas

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

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

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

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Por Pablo Rueda (*)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El programa

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

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

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

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

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

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

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

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

¿A qué precio cotizará el gas de invierno?

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

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

Volúmenes licitados

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Otras alternativas

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

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

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

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