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En un contexto caracterizado por la necesidad de ampliar los sistemas de transporte para la evacuación y transporte de petróleo en Vaca Muerta, el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, visitó la semana pasada las instalaciones de la planta de Oleoductos Trasandinos (OTASA) en Rincón de los Sauces. Allí, se interiorizó de los trabajos que se realizan sobre el ducto que nace en el área denominada Puesto Hernández y llega hasta las refinerías de Chile y de allí al puerto de Concepción, abriendo la exportación a nuevos países a través del Pacífico.

La visita de Gutiérrez coincide con el reinicio del bombeo que la empresa —que es propiedad de Enap, YPF y Unolocal— realizará en vistas al pasaje de la máquina Scraper, la herramienta inteligente que tiene la misión de verificar la integridad del ducto. Esa herramienta se pasará hasta este martes, a lo largo del tramo comprendido entre la cabecera del ducto y el kilómetro 201, que es hasta donde cubre el territorio provincial.

“Queríamos estar presente en estas pruebas del ducto, que desde 2006 que no se utiliza; llevamos 17 años sin que se utilice y ahora empieza a probarse la sistematicidad del caño con este equipamiento. Aproximadamente son dos meses de trabajo y hasta ahora, los ensayos que se han realizado con agua de nuestros ríos y lagos han dado muy buenos resultados”, sostuvo el gobernador.

Gutiérrez explicó que actualmente “se está exportando al vecino país el 5 % de nuestra producción de gas y también nos están esperando para la posible exportación de crudo, y en ese contexto, se está poniendo en valor este tipo de vías de transporte, que permite acelerar el desarrollo de la zona de Rincón de los Sauces, tal el caso de El Trapial con Chevron y el área Narambuena”.

Cuatro etapas y pruebas de despacho

Por su parte, el jefe de la planta de la estación de bombeo de Puesto Hernández, Emiliano Poos, explicó que los trabajos de prueba del ducto se realizarán a través de cuatro etapas: La primera va desde Rincón de los Sauces, Puesto Hernández y Pampa de Trill. De allí se inicia la segunda etapa hasta La Primavera: La tercera va desde La Primavera hasta la estación El Avellano, en Chile, desde allí el último tramo ya en el vecino país.

El ducto, de 16 pulgadas tiene una extensión de 427 kilómetros y no está en funcionamiento desde 2006. El objetivo es rehabilitarlo y así garantizar el despacho de petróleo a Chile, algo que se prevé a partir de 2023.

En esa dirección, la firma definió un cronograma de trabajo, incluidas las tareas en la planta para el despacho de crudo. En tanto que desde el gobierno provincial se puso a disposición el trabajo y acompañamiento de distintas áreas tales como el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) y las subsecretarías de Recursos Hídricos y de Ambiente.

En septiembre último, la producción de petróleo en la provincia del Neuquén alcanzó los 291.672 barriles por día, el mayor volumen registrado en los últimos 23 años. Esto representa un aumento interanual del 36,42%, un incremento del 4,85 % con respecto a agosto y del 40,16 % en los primeros nueve meses del año.

“Después de 20 años, hay una compañía -Otasa- que tiene a su cargo el oleoducto y que está terminando de hacer las pruebas para poder ampliar la capacidad de transporte a Chile de 115.000 barriles por día de petróleo”, aseguró el gobernador.

Gutiérrez expresó que “es imprescindible poder conectar la producción con la demanda” y explicó que “este año Vaca Muerta ya ha generado 1.500 millones de dólares de exportación: 1.250 millones de dólares por petróleo y 250 millones de dólares por ventas de gas. Va camino a generar sus primeros 2.000 millones de dólares de exportación”.

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La Secretaría de Energía prepara un sendero de precios para aumentar la tonelada de biodiesel entre noviembre y marzo del año que viene en un total de 26 por ciento. El biodiesel tiene un precio regulado por la Ley 27.640 y se mezcla de manera obligatoria con el gasoil en el mercado local. Una primera suba será de 10% retroactiva al 15 de noviembre y otra suba será mediante incrementos mensuales de 4% de diciembre a marzo, según coincidieron fuentes oficiales y del sector privado consultadas por EconoJournal. La resolución de la Secretaría de Energía ya está en trámite y saldría en los próximos días.

En concreto, la tonelada, que a principios de mes estaba fijada en $ 220.000, pasará a $ 242.000 (10%) retroactivo al 15 de noviembre. En diciembre, el biodiesel aumentará a $ 251.680 (4%), en enero subirá a $ 262.000 (4%), en febrero saltará a alrededor de $ 272.000 (4%) y, luego, desde el 1° de marzo el biodiesel se ubicará en $ 283.106 (4%).

Estas subas pondrán una nueva presión al precio del gasoil, el combustible que consume el agro, las industrias y el canal minorista. A principios de mes el gasoil aumentó un 7% en promedio en el país, mientras que en la ciudad de Buenos Aires trepó hasta 7,9%.

Aumentos

Con esta senda de precios definida por la cartera a cargo de Flavia Royón, el biodiesel, que se produce a base de aceite de soja, acumulará un aumento de casi 86% durante todo 2022, ya que a principios de año el precio era de $ 135.700 la tonelada y terminará en diciembre a $ 251.680. En los últimos tres años (entre septiembre de 2019 y el mismo mes de 2022) el precio del biodiesel aumentó 554,4%.

En tanto, el bioetanol, que bajo la misma norma se mezcla con las naftas, subió el jueves pasado un 5% y a principios de mes había aumentado un 22%. En contraste, desde mediados de 2019 el precio de los combustibles en el surtidor aumentó menos de la mitad, ya que el litro de gasoil común subió 221,8% y el de nafta súper un 189,3%.

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Funcionarios del área energética y directivos de empresas productoras y distribuidoras de gas admiten que la puesta en marcha de la segmentación de las tarifas —que en los hechos implicó que los usuarios de altos ingresos paguen el hidrocarburo más caro que el resto— arrastra una irregularidad que compromete la legalidad de todo el sistema. Lo que sucede, en rigor, es que el aumento de las facturas residenciales que se empezó a cobrar a partir de septiembre está siendo recaudado por las petroleras —YPF, PAE, CGC, Tecpetrol y TotalEnergies, entre otras— en lugar de ser redireccionado, al menos en parte, hacia Enarsa para reducir los subsidios del Tesoro que requiere la empresa estatal para costear la importación de Gas Natural Licuado (LNG) y del fluido desde Bolivia.

Fuentes privadas y gubernamentales consultadas por EconoJournal coincidieron que, como mínimo, se trata de un error contable que debería corregirse cuanto antes, porque lo que queda de manifiesto es que los productores cobrarán de algunos usuarios un precio más alto que el que figura en los contratos firmados con los distribuidores.

Números inciertos

De la subasta realizada en enero de 2021 bajo el paraguas regulatorio del Plan Gas.Ar surgió que, hasta diciembre de 2024, las petroleras percibirán, en promedio, alrededor de US$ 3,60 por millón de BTU por el gas que consumen los hogares (el precio final depende varía para cada petrolera). Luego, el gobierno determinó, a través de la resolución 403 de la Secretaría de Energía, publicada a fines de mayo de este año, que el costo medio del gas natural (contemplando el precio local del Plan Gas, el del LNG y el de Bolivia) asciende a US$ 5,76 por millón de BTU. Renglón seguido, estableció que los hogares que integran el Nivel 1 (altos ingresos) deberían pagar ese valor.

En esa línea, el Enargas publicó el 31 de agosto el precio del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST) que pagarán los usuarios a los que se les retire los subsidios. Como la quita se concretará en tres etapas, se estableció que un hogar que recibe el gas de Metrogas pague en septiembre 13,40 pesos por metro cúbico (m3) consumido; 18,60 pesos a partir de noviembre. Y 25,80 pesos a partir de enero de 2023. Al tipo de cambio de agosto, ese valor representaba casi US$ 5,50 por millón de BTU y al actual (que ronda los 165 pesos), unos 4,35 dólares.

¿Quién se queda con ese dinero?

Lo lógico, según la opinión mayoritaria de las fuentes consultadas, hubiese sido que la diferencia entre ese valor y los 3,60 dólares que figuran en los contratos de los productores sea recaudado por Enarsa con vistas a reducir el millonario déficit de la compañía pública que preside Agustín Gerez. Para cubrir la importación de gas durante 2023, la empresa recibirá transferencias por $ 925.814 millones, según el Presupuesto aprobado en el Congreso.

Pero, en lugar de eso, como resultado de la desidia que caracterizó la gestión al frente del ente regulador de Federico Bernal, que nunca realizó el proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) que había prometido y tampoco terminó de ordenar administrativamente el proceso de segmentación, ese dinero es transferido directamente a las petroleras.

“Si hay voluntad, es sencillo de solucionar. Hay que modificar los procedimientos comerciales y discriminar qué porcentaje del precio pleno que pagan los hogares que pierdan los subsidios le corresponde a Enarsa”, indicó ante la consulta de este medio el director comercial de una petrolera.

Bernal exhibe una Constitucional en una audiencia. Su gestión en el Enargas estuvo marcada por la desidia.

En el área de Legales de otro productor reconocieron que el tema genera preocupación. “Hay un vacío en la norma. Hoy no hay forma de explicar por qué vamos a cobrar de algunos usuarios un precio más alto que el figura en los contratos vigentes de venta de gas a las distribuidoras”, reconocieron. Fuentes cercanas al ente regulador, que hoy conduce Osvaldo Pitrau, quien reemplazó a Bernal cuando este asumió como subsecretario de Hidrocarburos, están analizando alternativas para regularizar la cuestión.  

¿Subsidios cruzados?

Fuentes gubernamentales intentaron relativizar el alcance de la anomalía con el siguiente razonamiento: argumentan que como, en los hechos, lo que termina pasando es que los usuarios de mayor poder adquisitivo terminarán abonando un precio más alto que el del Plan Gas.Ar (cerca de 4,35 dólares contra 3,60) y otros pagarán uno más bajo (los hogares de niveles medios y aquellos con tarifa social), lo que finalmente terminará pasando es que se compensarán unos con otros y el precio promedio que percibirán las productores estará por debajo del que figura en los contratos vigentes.

Advierten, además, que como el gobierno no publicó la prórroga de la intervención del ente regulador (el Decreto está a la firma del presidente Alberto Fernández en análisis por la Secretaría Legal y Técnica), no se pudieron publicar los cuadros tarifarios que deben cobrarse a partir de noviembre. La Secretaría de Energía ya determinó cuál será el precio del gas ($ 18,60 por m3 en noviembre y 25,80 en enero), pero si el Enargas no lo traslada a las factura no puede facturarse.

Más allá de eso, sobre la cuestión central, un ex funcionario del área energética reconoció que puede ser que, en definitiva, el precio que paguen los usuarios de altos ingresos termine compensando al que pagan los de los niveles 2 y 3, pero advirtió que habría que indagar si, en ese caso, no se estarían aplicando subsidios cruzados que están penalizados por la Ley 24.076 (del Gas), que prohíbe que un usuario pague por el servicio una tarifa más cara que el costo real de ese bien para subvencionar a otro.

Fuentes del mercado de distribución desestimaron esa lectura. Y alegaron que, en cualquier caso, el precio del gas que abonarán los hogares de altos ingresos —que llegarían a los 4,35 dólares en enero— estaría por debajo del costo medio del sistema de gas, que ronda los 5,76 dólares, según lo establecido en la resolución 403. “El Estado tiene potestad para determinar qué porcentaje del costo del sistema subsidia a cada usuario, es decir, no veo ningún problema en materia de subsidios cruzados”, complementaron en una productora.

Irregularidad mayor

La situación que realmente preocupa a funcionarios del gobierno nacional que pidieron no ser identificados es que, como finalmente la quita de subsidios alcanzará a un amplio porcentaje de los hogares (y no al 10% que había prometido inicialmente el gobierno), el precio que terminarán percibiendo las petroleras durante el verano, cuando se complete el retiro de los subsidios, termine siendo —en promedio y ya no sólo para el caso de los usuarios del Nivel 1— más caro que el que figura en los contratos de Plan Gas.Ar.

“Es algo que podría pasar”, reconoció el vicepresidente de una petrolera. Por ejemplo, en el caso de Metrogas, que brinda el servicio en el área metropolitana de Buenos Aires (AMBA), el universo de usuarios del Nivel 1 alcanza a casi un 50% del total. Si ese porcentaje paga 4,35 dólares por millón de BTU, podría darse el caso que algunos productores terminen cobrando más de lo que figura en sus contratos. Es un tema técnico, pero eventualmente con repercusiones graves en cuanto a lo legal. “Es el Estado quien debería resolver el problema que su propia inacción generó”, agregó el directivo.

La situación funciona como un síntoma que no hace más que dejar en evidencia la forma anómala con la que opera un sistema que tiene parches por todos lados. Pero, al margen de eso, no sería extraño que con el alto nivel de judicialización que existe hoy en el sector energético —en gran medida provocado por el kirchnerismo y en especial por Bernal, que denunció a casi toda la línea que estuvo al frente del sector gasífero entre 2015 y 2019— algún funcionario del actual gobierno termine dando explicaciones en algún tribunal de Comodoro Py.    

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El gobierno le otorgó a la petrolera malaya Petronas, socia de YPF en Vaca Muerta, los beneficios económicos, impositivos y cambiarios del Decreto 929, una norma lanzada en 2013 para petroleras que eleven su nivel de inversión en el país, pero nunca había entrado en funcionamiento. La Secretaría de Energía instrumentó la medida mediante la resolución 779/22, publicada este lunes en el Boletín Oficial, donde le otorga a la petrolera asiática “los beneficios del Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” para el área La Amarga Chica, el bloque de shale oil que comparte en sociedad con YPF.

El ministro de Economía, Sergio Massa, en un viaje que realizó a Estados Unidos en septiembre, les prometió a los ejecutivos de las petroleras de ese país que iba a reactivar el decreto que otorga beneficios para invertir en Vaca Muerta. La gigante norteamericana Chevron, que desarrolla el área Loma Campana en Neuquén, es una de las perjudicadas por la no implementación del Decreto 929.

Petronas produce alrededor de 40.000 barriles diarios de petróleo y 1.000.000 de metros cúbicos diarios de gas desde La Amarga Chica y es una de las compañías que más exporta su producción de crudo de la cuenca Neuquina. En septiembre firmó un acuerdo con YPF para realizar un estudio de factibilidad para un proyecto de GNL.

Decreto de 2013

El Decreto 929 fue lanzado por Cristina Fernández en su segunda presidencia para impulsar el incipiente desarrollo de los hidrocarburos no convencionales de la cuenca Neuquina. Si bien fue la primera medida para incentivar el desarrollo de Vaca Muerta, nunca entró en funcionamiento.

El decreto prevé beneficios para las petroleras después del quinto año de iniciada la inversión, que debe ser mayor a US$ 250 millones. Petronas e YPF son socias en La Amarga Chica desde 2014 y en 2018 realizaron el pedido para incorporarse al régimen de beneficios económicos y fiscales de la medida. Llevan invertidos más de US$ 1.000 millones.

La norma habilita a que las compañías puedan exportar el 20% de su producción de crudo y gas sin retenciones y disponer libremente de las divisas generadas por esas ventas al exterior.

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Estados Unidos concedió a Chevron una licencia temporal para reactivar su producción de petróleo en Venezuela. La flexibilización de las sanciones sobre el petróleo venezolano se produce luego de un acuerdo social alcanzado entre el gobierno y la oposición.

La Oficina de Control de Activos Extranjeros del Departamento del Tesoro emitió el sábado una licencia que habilita a Chevron y sus asociaciones conjuntas en Venezuela a extraer crudo y productos de petróleo en las operaciones existentes.

También podrá realizar las tareas de mantenimiento, reparación y servicios que sean necesarias para reactivar la producción. No obstante, la petrolera estadounidense no podrá perforar nuevos pozos.

La licencia tiene una duración de seis meses y la compañía podrá exportar el crudo unicamente a Estados Unidos.

Por otro lado, la explotación del crudo venezolano no generaría ingresos directos a las arcas venezolanas. La licencia establece que Chevron no debe pagar impuestos o royalties al gobierno venezolano. Tampoco a la petrolera estatal venezolana PDVSA.

Producción

Antes de las sanciones aplicadas por EE.UU. sobre Venezuela, Chevron producía unos 200.000 barriles diarios a través de sus asociaciones conjuntas con PDVSA.

Venezuela informa oficialmente una producción nacional diaria superior a los 800.000 barriles. No obstante, fuentes del mercado indican que la producción real se ubicaría por debajo de los 700.000 bpd.

La producción actual se descompone en tres actores: PDVSA, las empresas mixtas y las empresas de asociación de servicios. “De la producción total, las empresas mixtas contribuyen con el 53% y PDVSA con el 38% por esfuerzo propio. El resto es producido por las empresas de asociación de servicios”, explicó Einstein Millan Arcia, ex gerente en PDVSA, consultado tiempo atrás por EconoJournal.

Venezuela posee decenas de miles de pozos inactivos que podrían incrementar significativamente la producción en poco tiempo. “PDVSA tiene 14000 pozos inactivos, de los cuales alrededor de un 55% pueden ser fácilmente reactivables, con trabajos menores”, explicó el ex hombre de la petrolera estatal venezolana.

Pero reactivar la producción no sería un tema sencillo según Chevron. Mike Wirth, presidente y CEO de la petrolera, señaló que “se necesitarían meses y años para comenzar a mantener y renovar los campos y equipos y cambiar cualquier actividad de inversión”.

Acuerdo social

Luego de varios meses, el gobierno y la oposición venezolanos volvieron a retomar el diálogo político el sábado en Ciudad de México.

Representantes del gobierno de Nicolás Maduro y de la oposición agrupada en la Plataforma Unitaria de Venezuela acordaron allí un plan humanitario para atender la emergencia social en salud y otros servicios públicos.

El acuerdo permitirá descongelar fondos en el extranjero por US$ 3000 millones. Los fondos serán integrados en un fondo social que será administrado por la Organización de las Naciones Unidas.

También puede ser el punto de partida de un acuerdo sobre las condiciones políticas para las elecciones presidenciales de 2024. El gobierno de Nicolás Maduro decidió suspender las conversaciones con la oposición el año pasado tras el arresto del empresario Alex Saab, detenido en Estados Unidos bajo cargos de lavado de dinero. Saab es indicado como presunto testaferro de Maduro.

“Seguiremos tratando de lograr un acercamiento porque creemos que la negociación es la herramienta para que los venezolanos puedan firmar este tipo de acuerdos”, dijo Gerardo Blyde, jefe de la delegación de la oposición. “Sin embargo, no resuelven el problema de raíz”, añadió.

Estados Unidos, la Unión Europea, Canadá y el Reino Unido felicitaron a las partes por el acuerdo alcanzado. “Saludamos la decisión anunciada hoy por los negociadores venezolanos de reiniciar el proceso de diálogo en la Ciudad de México. Instamos a las partes a comprometerse de buena fe hacia un acuerdo integral que conduzca a elecciones libres y justas en 2024, la restauración de las instituciones democráticas y el fin de la crisis humanitaria en Venezuela”, señalaron en un comunicado conjunto.

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El cuidado del ambiente, el respeto por la naturaleza y la lucha por disminuir el impacto de la actividad humana con un espíritu sustentable, son temas decisivos para el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG). Por ello, hace más de un cuarto de siglo se crearon las Olimpíadas de Energía y Ambiente, una campaña de concientización entre los más chicos.

La Olimpíada, cuyo certamen final se realizó el viernes último en la sede central del IAPG de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires consiste en una competencia anual que involucra a los alumnos regulares de las escuelas de nivel medio de todo el país.

A través de pruebas eliminatorias sucesivas, los alumnos van desarrollando diferentes temas, hasta llegar a la final.

Este año se realizó la edición 27° y los ganadores de la fueron:

1º lugar:  Julieta Arregui, del Colegio Monseñor Esandi de Bernal (Provincia de Buenos Aires).

2º lugar:  Martín Hanono, del Instituto Politécnico Superior de Rosario (Santa Fe)

3º lugar: Sol Cadus, de Nuestra Señora del Líbano, Depto de San Martín (Mendoza).

Al examen final se acercaron alumnos representando a escuelas de las provincias Santa Fe, Mendoza, Catamarca y Buenos Aires. Estos resultaron ganadores de las sucesivas etapas seleccionadoras, a las cuales se apuntaron inicialmente 900 alumnos, provenientes de más de 150 colegios secundarios de todo el país.

El principal objetivo de la Olimpíada es incentivar el estudio de la compleja problemática de la energía, que incluye sus beneficios, sus impactos ambientales, económicos y sociales; y su cuidado y uso responsable y eficiente. Al mismo tiempo, fomentar el espíritu de sana competencia como soporte de la eficiencia personal.

El presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, explicó “aunque afortunadamente hoy son mayoría los chicos que ya están imbuidos de esta conciencia de valorar la energía y ser responsables con el planeta y son ellos los que más empujan a las generaciones mayores para cuidar el espacio que les dejan, cuando surgió la idea de esta Olimpiada aún no era tan así”. “En esa época recién comenzaba a tenerse conciencia sobre preservar la energía y la Naturaleza, de hecho, el IAPG se considera pionero en esta visión de sembrar responsabilidad desde los primeros años”.

Etapas

Las etapas de la Olimpíada sobre la Preservación del Ambiente son cuatro: una selección local inicial, cuyos ganadores pasan a una selección zonal y, de allí, un certamen semifinal regional, que impulsa a los ganadores al certamen final nacional. La selección local se realiza en el propio establecimiento educativo, de allí se pasa a los centros educativos habilitados para la selección zonal. Luego se pasa a la semifinal regional y de allí, al certamen final.

Este año, el temario propuesto incluyó los ejes de cambio climático; energía; y petróleo y gas.

Las pruebas finales fueron elaboradas por la Comisión de Educación del IAPG y de un equipo de docentes y psicopedagogos de la Dirección de Escuelas Verdes, del Ministerio de Educación de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Los premios consisten en ayudas escolares a lo largo de un año para los tres alumnos ganadores. También son premiados los docentes tutores de los ganadores y los colegios a los que pertenecen-

En el transcurso del Almuerzo del Día del Petróleo, el próximo 12 de diciembre, se entregará al alumno ganador un diploma de honor.

Los colegios que en 2023 deseen participar de la 28° Olimpíada de Energía y Ambiente pueden obtener información en el sitio www.iapg.org.ar/oli27/ o, a partir de marzo del próximo año, contactarse con: Andrés Peña (apena@iapg.org.ar) y Miriam Gómez Ramírez (mgramirez@iapg.org.ar).

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La Confederación General del Trabajo (CGT) de Mar del Plata, que dirige José Luis Rocha, en conjunto con el Sindicato Marítimo de Pescadores (SIMAPE) presentaron una nota ante la Cámara Federal de Apelaciones de la ciudad a fin de que se levante la medida cautelar que prohíbe el inicio de las de tareas de exploración sísmica en Mar Argentino.

En febrero de 2022, el juez Santiago Martín había dictado una medida cautelar prohibiendo las tareas de exploración de hidrocarburos en las áreas 100, 108 y 114 de la Cuenca Argentina Norte. En junio la Cámara levanto la cautelar requiriendo estudios complementarios. No obstante, en octubre el juez volvió a ratificar la cautelar argumentando que los estudios no son suficientes. Ahora la Cámara tendrá que resolver.

Las empresas adjudicatarias del área debieron suspender las tareas previstas para este año, dando de baja a los contratos de provisión realizados, con pérdidas superiores a los US$ 5 millones.

El planteo de la CGT

Frente a esto, desde la CGT plantearon “creemos que el juez Martin tiene posición tomada en contra de a la actividad hidrocarburífera y va a proseguir con sus pedidos de estudios e información hasta el infinito.”

A su vez, sumaron “el juez ha pedido más estudios e informes cuya elaboración pueden demorar años en realizarse. No conforme con los estudios sobre los cetáceos que han sido adjuntados, ahora requiere estudios sobre otras especies que pueblan nuestro mar”. “Como bien sabemos existen miles de especies marinas animales y vegetales, algunas casi desconocidas para los biólogos que las estudian”.

En esa misma línea, afirmaron “nosotros somos respetuosos de la ley y de las decisiones del Poder Judicial. Pero no entendemos cómo la opinión de un solo funcionario del Poder Judicial puede paralizar y destruir la esperanza de trabajo, de crecimiento económico y social de miles de marplatenses y de 46 millones de argentinos.”

En este sentido aseveraron “está planteando un completo absurdo, de exigirle a una actividad estudios de base, que en años no han realizado otras actividades productivas como la pesca, ni las instituciones científicas abocadas a estas investigaciones”. “Ha tomado como peticionantes validos en esta causa, entre otros, a la organización trasnacional Greenpeace, a una asociación de surfers de nuestra ciudad y al intendente Guillermo Montenegro, cuyas posiciones públicas son de absoluta negativa a la posibilidad de explorar y producir hidrocarburos en el mar”.

Sobre los querellantes sostuvieron que “por más estudios y explicaciones que se den en el expediente, siempre van a tener un requerimiento más, con la finalidad de demorar y en definitiva producir el abandono del proyecto por parte de las empresas interesadas.”

A favor de la actividad

Asimismo, desde la central de trabajadores dieron cuenta de la situación que atraviesa el país con una crisis económica de salarios bajos y alta inflación e hicieron especial foco en Mar del Plata, donde exhibieron que “ostenta el récord de ser la ciudad de la Provincia de Buenos Aires con mayor índice de desocupación.”

Ante esta situación explicaron que al tomar conocimiento que un grupo de empresas petroleras iban a comenzar tareas de exploración en el subsuelo marino a 300 kilómetros de la costa de Mar del Plata iniciaron una ronda de consultas y charlas a fin de informarse sobre el tema. “Escuchamos a especialistas, a los técnicos de YPF, de la Secretaría de Energía de la Nación, de la secretaria de Pesca, a funcionarios del Ministerio de Ambiente; al Señor Gobernador de la Provincia de Buenos Aires y su gabinete. Escuchamos la voz del empresariado local: a las empresas que son proveedoras de maquinarias e insumos para la industria petrolera”.

Por esto concluyeron que “todas las opiniones fueron absolutamente coincidentes. Si la exploración de hidrocarburos mar adentro tiene éxito, esto significará una enorme oportunidad de desarrollo económico, científico y social para nuestra ciudad, para la provincia y para el país.

Además, agregaron “como central de los trabajadores concluimos que debíamos apoyar con todas nuestras fuerzas y energías esta gran oportunidad de crear miles de puestos de trabajo, que permitan el despegue definitivo de nuestra gran ciudad.” “Los trabajadores somos los primeros preocupados por el cuidado del medio ambiente. Por ello hemos pedido todas las explicaciones y resguardos en materia de seguridad laboral y ambiental, respuestas que han sido claras y contundentes”, precisaron.

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La Argentina y Brasil llegaron a un acuerdo para regular el intercambio de energía eléctrica y gas natural entre ambos países. Se trata de la actualización del Memorándum de Intercambio de Energía hasta 2025, un instrumento que estaba a punto de vencer. El acuerdo entre ambos países será renovado automáticamente cada cuatro años. La rúbrica del instrumento fue acordada por la secretaria de Energía, Flavia Royón, y el viceministro de Minas y Energía de Brasil, Hailton Madureira de Almeida.

También fue parte de las negociaciones -y será parte de la firma del entendimiento- el embajador argentino en el país vecino, Daniel Scioli, representantes de Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista y la Cancillería argentina.

Acuerdo

Con la extensión del acuerdo, la Argentina continuará abasteciendo de energía eléctrica y gas a Brasil. En 2021 las exportaciones argentinas de energía eléctrica representaron más de US$ 1.000 millones y en lo que va de 2022 se exportaron casi US$ 350 millones de gas natural. Por su parte, este año Brasil “garantizó el máximo de capacidad de provisión de energía eléctrica a nuestro país a precios competitivos, lo que permitió un importante ahorro en términos de compra de GNL importado a través de barcos para generación de energía en nuestra red eléctrica”, señaló en un comunicado la Embajada Argentina en Brasil.

El acuerdo permite la utilización del Sistema Bilateral de Pagos en Monedas Locales, implementado por medio del “Convenio del Sistema de Pagos en Moneda Local” entre ambos países, firmado en septiembre de 2008.

Asimismo, luego de la firma, se prevé que Brasil modernice la estaciones conversoras de Garabí, la infraestructura que asegura la interconexión eléctrica, por más de 2.200 MW, localizada al final de la línea de alta tensión que une ambos países entre la provincia Corrientes y el estado de Río Grande do Sul. “De este modo, se garantiza la operación adecuada de las conversoras por la próxima década”, afirmó la embajada argentina.

La Argentina actualmente provee gas a Brasil a través de la conexión entre Paso de los Libres y la Central Térmica ubicada en Uruguaiana. Luego de este acuerdo también se garantizará que la red argentina estará disponible para canalizar gas hacia la central térmica “siempre que al mismo tiempo se asegure el suministro total del mercado interno argentino”.

Vaca Muerta

La Argentina podría convertirse en exportador neto de gas a partir del desarrollo de las reservas no convencionales de Vaca Muerta. En ese marco, la obra del Gasoducto Néstor Kirchner “permitirá hacer realidad la integración energética de Argentina y Brasil, gracias a que nuestro país podrá venderle gas natural a través de la red de Bolivia y de la conexión con la Central Térmica de Uruguaiana, equilibrando la balanza comercial entre ambos países”.

Los equipos de la empresa Energía Argentina (ENARSA), de los ministerios de economía de Argentina y Brasil, las cancillerías, la Embajada Argentina y el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social de Brasil (BNDES) avanzan en las negociaciones para concretar el financiamiento de las próximas etapas del ducto.

“Vaca Muerta actualmente produce 44 MM m3/día de shale gas a precios muy competitivos e inferiores a los precios actualmente negociados en el mercado internacional y tiene expectativas de crecimiento para llegar a producir aproximadamente casi 100 MM m3/día”, concluye la embajada argentina.

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Trafigura construirá una terminal de almacenamiento y exportación de crudo en su complejo de Bahía Blanca. La intención es complementar las obras de ampliación de transporte que realizará Oldelval para aprovechar el potencial de Vaca Muerta. La multinacional holandesa es uno de los tres mayores traders de combustible del mundo junto con Glencore y Vitol y en el país posee la red de estaciones de servicio Puma.

Trafigura controla la refinería de petróleo Ricardo Eliçabe, ubicada en el barrio de Loma Paraguaya de Bahía Blanca. En ese complejo, que hasta 2016 estuvo en manos de Petrobras, luego pasó a Pampa Energía y desde 2017 poseen los holandeses, invertirán más de 100 millones de dólares para instalar tanques, facilities y un muelle que sumará capacidad para exportar unos 15.000 m3 de crudo. La obra debería estar lista entre fines de 2023 y mediados de 2024, precisaron a EconoJournal fuentes del mercado.

La ampliación de los sistemas de transporte, almacenamiento y exportación de crudo es el principal cuello de botella que deberán sortear las petroleras para incrementar su producción desde Vaca Muerta. Oldelval realizará este jueves una reunión de Directorio con vistas a terminar de aprobar una compleja licitación para ampliar su red de oleoductos, tal como informó este medio.

Cuello de botella

El objetivo es aprovechar las obras de ampliación que lleve adelante Oldelval para traer crudo adicional desde la Cuenca Neuquina. Oldelval opera con Oiltanking Ebytem, que se encarga en Puerto Rosales de la recepción, almacenaje y bombeo del petróleo que proviene de las cuencas patagónicas. 

La terminal es controlada por la alemana Oiltanking GmbH con un 70% de las acciones y la petrolera YPF que tiene el 30% restante.  

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“Argentina Oro Plata y Cobre & La Noche de las Distinciones 2022” tendrá como sede el Sheraton Buenos Aires Hotel, ubicado en el barrio porteño de Retiro, y ofrecerá una plataforma de análisis y debates de actualidad orientada a integrar a la minería con otros sectores y jugadores estratégicos, considerando especialmente la locación y el protagonismo que la industria acapara por su relevancia en la captación de inversiones y su rol vital en la transición energética.

Durante las jornadas del 15 y 16 de diciembre se llevarán a cabo una serie de conferencias brindadas por expertos, mientras que se pondrán en marcha distintos espacios de networking, brunchs y cócteles exclusivos, rondas de negocios y reuniones 1 a 1 destinadas a promover el contacto directo entre compañías mineras y proveedoras.

Además, para el 15 de diciembre tendrá lugar la cena anual de cierre de año de la minería argentina conocida como “La Noche de las Distinciones”, donde se otorga reconocimiento a empresas, dirigentes y representantes del mundo minero en función de su desempeño a lo largo del año. Allí se premia, entre otros, a la mejor empresa minera; esto en base a criterios ligados al desarrollo sostenible y eficiente de las operaciones.

Se espera una afluencia de más de 400 líderes de la industria y áreas afines, con participación de empresas mineras, proveedores, consultoras y organismos técnicos, autoridades nacionales y cuerpos diplomáticos de países que poseen nexos comerciales con Argentina a nivel minero. 

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La Secretaría de Energía autorizó una suba del 5% para bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y de maíz, productos que se mezclan de manera obligatoria con las naftas antes de venderse en las estaciones de servicio. La medida se publicó este jueves en el Boletín Oficial mediante la Resolución 777, firmada por la titular de la cartera energética, Flavia Royón.

En los considerandos, el gobierno afirma que la nueva suba se realiza en base a “información suministrada por YPF respecto de la variación de los precios para las naftas grado 2 y grado 3”, porque el precio regulado del etanol está atado al movimiento de los combustibles de la petrolera controlada por el Estado.

En los hechos, este incremento del bioetanol pone una nueva presión al precio de las naftas en los surtidores que, al mismo tiempo, se ve erosionado también por la inflación y la devaluación. Por este motivo, el 3 de noviembre YPF aumentó los combustibles un 6% en promedio y luego siguieron la misma línea las demás marcas como Axion Energy, Shell y Puma.

Pero un día antes, el 2 de noviembre, el gobierno también había autorizado una suba del bioetanol de hasta el 22%. Por la Ley 27.640, el bioetanol se mezcla en un 12% con las naftas (6% el etanol de caña y 6% el maicero) para el mercado interno.

La medida era esperada por los productores de etanol, incluso habría conversaciones con la Secretaría de Energía para fijar un nuevo sendero mensual de suba de precios para los biocombustibles, como se estableció entre abril y agosto. Sin embargo, fuentes vinculadas al sector de refinación señalaron a EconoJournal que en los últimos tres años (entre septiembre de 2019 y el mismo mes de 2022) el precio del biodiesel aumentó 554,4% y el etanol de maíz un 362,1%. En ese mismo período, “el precio de los combustibles subió menos de la mitad, porque el litro de gasoil común aumentó 221,8% y el litro de nafta súper un 189,3%”.

Precios

El nuevo valor del etanol rige retroactivamente a partir del 3 de noviembre es de $ 118,4 por litro, tanto para el elaborado a base de caña en los ingenios tucumanos como el producido con maíz en las provincias del centro del país, sobre todo en Córdoba y Santa Fe.

Estos valores se mantendrán hasta que la cartera energética autorice una nueva suba. “El plazo de pago del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz no podrá exceder los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente”, aclara la resolución.

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El directorio de Oldelval se reunirá este jueves para intentar definir una compleja licitación que apunta a ampliar la red de oleoductos que conecta Neuquén con el puerto de Bahía Blanca, en la provincia de Buenos Aires. Para las empresas que producen petróleo en Vaca Muerta, es el proyecto más relevante que tienen por delante de cara a poder incrementar la extracción de crudo. Sin esa obra, sencillamente no es posible elevar la oferta de petróleo desde la formación no convencional, porque la capacidad de transporte existente está saturada.

La resolución del concurso se demoró más tiempo del esperado por una increíble disputa entre las petroleras accionistas de Oldelval, que fijaron parámetros de la licitación en el Directorio que luego incumplieron al momento de presentar ofertas en el proceso licitatorio. Una especie de trampa al solitario extendida. En principio, el proceso se iba a resolver el 1 de noviembre, tal como publicó EconoJournal a mediados de octubre. Pero tres semanas después, sigue abierto. Fuentes privadas consultadas por este medio no descartaron que, si el conflicto entre las empresas no se soluciona en los próximos días, sea la propia Secretaría de Energía la que termine saldando el diferendo.

La génesis del problema

¿Qué fue lo que pasó? Los cinco principales socios de Oleoductos del Valle —YPF (37%), ExxonMobil (21%), Chevron (14,5%), Pan American Energy (11,9%) y Pluspetrol (11,9%), a los que se suman Tecpetrol (2,1%) y Pampa Energía (2,1%)— validaron en el órgano de control de la empresa el lanzamiento de un proyecto para agregar 36.000 metros cúbicos (m3) a la red de transporte, es decir, multiplicar por dos su tamaño. De ahí que el emprendimiento se bautizó como Duplicar. Pero luego, al momento de presentar las ofertas en la compulsa, algunos de esos mismos jugadores solicitaron mucho más capacidad de transporte de la que estaba prevista.

El caso más emblemático fue el de Chevron. La petrolera norteamericana, la compañía privada (más allá de YPF) que más dinero invirtió en Vaca Muerta desde 2013 a la fecha, solicitó, en total, 51.000 m3 de transporte. En rigor, fueron 36.000 m3 directamente en cabeza de Chevron y otros 15.000 m3 a través de Compañía de Hidrocarburos No Convencionales (CHNC), la subsidiaria que creó para invertir junto en Loma Campana, el mayor desarrollo de shale oil del país.

La decisión de una de las dos mayores petroleras de EE.UU. tomó por sorpresa a toda la industria y dejó a la licitación en un limbo. “A principios de año, cuando Oldelval había sondeado formalmente entre sus accionistas y el resto de los productores de la cuenca Neuquina, cuánta capacidad de transporte estaba dispuesta a contratar cada firma, nadie informó estos números”, explicó una fuente con trato frecuente con el Directorio de Oldelval.

Sin visión sistémica

“Chevron no hizo nada ilegal, sólo fue mucho agresivo jugando al límite del reglamento. Presentó un pedido de cumplimiento imposible porque solicitó por sí sólo más capacidad de la que todo el proyecto podía sumar. Pero como el pliego establecía que en caso de que las propuestas de contratación superen la capacidad del nuevo oleoducto se le reconocería a todos la misma parte proporcional, igual terminó favorecida”, agregó.

¿Por qué? En total, se recibieron 21 propuestas para contratar unos 130.000 m3 de transporte en firme, 3,6 veces más que la capacidad del proyecto Duplicar de Oldelval. Eso significa que a todos les correspondería recibir un 27% de lo que ofertaron. Con esa lógica, Chevron se quedaría con casi 14.000 m3. Y a YPF, el segundo que más ofertó, con 25.000 m3, le tocarían unos 6800 m3. La mayoría de las petroleras objetó ese resultado.

Por proximidad comercial y operativa, el enojo recayó también sobre YPF, el mayor jugador del mercado y socio de la petrolera norteamericana en Vaca Muerta. “¿Cómo es posible que ellos no haya estado al tanto de la jugada de su principal socio? Algo falló y deja en evidencia la incapacidad de YPF para liderar a la industria. Faltó una visión sistémica para entender que este proyecto es clave para el país y la incapacidad de YPF de alinear a Chevron lo puso en riesgo”, analizó un consultor.

En cualquier caso, ahora el desafío es cómo reencaminar la licitación y llegar a una solución que deje relativamente satisfecho a todos. La conducción de Oldelval, que encabeza Ricardo Hösel, dedicó las últimas semanas a buscar alternativas para mantener a flote el proceso, porque algunos accionistas plantearon que lo mejor era declarar desierto el concurso y llamar a uno nuevo. Eso acarrearía, para la mayoría de los socios de Oldelval consultados por este medio, una pérdida de meses inaceptable en un proyecto de la importancia que tiene este.

La ampliación de Oldelval está atada, además, con la de Oil Tanking, la firma que opera una planta de tanques y un muelle de exportación en Puerto Rosales, sobre el puerto de Bahía Blanca. Con lo cual, una demora en el proyecto Duplicar generará un aplazamiento de esa obra.

La solución

Para que el proceso llegue a buen puerto, YPF logró que Chevron acepte cambios en dos cuestiones puntuales. La petrolera norteamericana cederá a otros productores, de manera temporal hasta fines de 2025, unos 4000 m3 de la capacidad que le corresponde, debido a que la explotación no convencional de El Trapial, su yacimiento en Neuquén, recién alcanzará un plateau de producción adecuado dentro de tres o cuatro años.

Al mismo tiempo, se decidió que el proyecto incorpore otros 14.000 m3 para llegar a una ampliación total de 50.000 m3. Ese volumen incremental se repartirá entre todos los oferentes, excluyendo a Chevron.

La línea gerencial de YPF estuvo articulando con la mayoría de las empresas productores de petróleo de Vaca Muerta para lograr un consenso en torno a esa propuesta. Paradójicamente, la conducción política que responde al santacruceño Pablo González se mantuvo prescindente y no fue factor en la resolución de un proyecto que para YPF es estratégico. 

¿Están los votos?

La intención de la petrolera controlada por el gobierno es votar mañana jueves esa propuesta en el Directorio de Oldelval. Para eso, la semana pasada envió una nota dirigida a Oldelval para presionar exhortando a la empresa a que asigne la capacidad que le corresponde a cada productor.

YPF, que controla un 37% del capital accionario de Oldelval, cuenta con tres votos en el Directorio. Chevron y ExxonMobil, que están dispuestos a acompañar la iniciativa, poseen un voto cada uno, en tanto que PAE y Pluspetrol controlan los dos restantes. Son siete en total. Para que la licitación se apruebe, tal como pretende el CEO de YPF, Pablo Iuliano, se precisan seis votos afirmativos. Para dar de baja el concurso, se necesitan de una mayoría simple, pero esa opción está descartada porque YPF y Chevron cuenta con cuatro votos en total. Resta saber qué posición tomarán PAE y Pluspetrol. Vista y Shell, los dos mayores productores de shale oil detrás de YPF, avalan la propuesta que YPF quiere votar mañana.  

En una de esas dos empresas explicaron, bajo reserva de nombre, que “hay tiempo hasta el 29 de noviembre para decidir”. “Restan definir varias cuestiones, entre ellas cómo se financiará la obra, que se encareció en más de un 50% y qué tarifas se precisan para repagarla”, agregó. En efecto, como el proyecto pasó de 36.000 a 50.000 m3, la inversión necesaria, que estaba calculada en unos US$ 750 millones, trepará hasta los US$ 1100 millones.

Si no hay acuerdo entre las petroleras, tres directivos de petroleras sin contacto entre sí reconocieron que sería la Secretaría de Energía, que dirige Flavia Royón, quien tenga que saldar la cuestión. Sería un pésimo antecedente para una industria que muchas veces cuestiona la intervención del Estado.

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El Grupo Albanesi, a través de su unidad Generación Mediterránea S.A. (GMSA), logró la adjudicación para operar una planta de cogeneración de 100 megawatts (MW) en Talara, Perú.

Esta expansión de la compañía se dio en el marco del Proceso de Selección por Adjudicación Abreviada del “Proyecto de Modernización Refinería Talara – Proceso De Contratación Del Servicio De Gestión Operativa De Las Unidades Auxiliares De La Refinería Talara”, convocado por Petróleos del Perú SA.

La planta de la empresa estará a cargo de suministrar vapor, agua y energía a la refinería de propiedad de la petrolera a través de un contrato de largo plazo.

Asimismo, la contratación incluye derecho de usufructo a favor de GMSA sobre los activos, un contrato de suministro a Petroperú de electricidad, vapor y agua para calderas y la operación y mantenimiento de las subestaciones GE2 y GE1, con una duración de 20 años contados a partir de la etapa operativa. Todas estas actividades se inscriben en el marco del servicio de gestión operativa.

Se trata de un hito relevante para Grupo Albanesi, ya que es un reconocimiento a sus capacidades que ahora exceden el ámbito local y avanza hacia su primer proyecto fuera de Argentina.

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Las exportaciones mineras alcanzaron los US$ 3.205 millones en lo que va del año y, de este modo, igualaron las ventas al exterior del sector durante todo 2021. El incremento se explica por la suba del precio a nivel internacional de los metales y el litio, pero también por el aumento en los volúmenes exportados. Un dato destacado es que el litio en octubre representó un 23% de las exportaciones. En octubre, las cantidades exportadas de oro aumentaron un 13%, las de plata un 58% y las de litio un 13% en comparación al mismo mes del año pasado, según el último informe de la Secretaría de Minería, a cargo de Fernanda Ávila.

De esta manera, las exportaciones mineras se ubicaron muy cerca del nivel más alto desde 2013 para el acumulado de los primeros diez meses del año, cuando las mismas habían contabilizado US$ 3.246 millones. La minería significó el 4,5% de las exportaciones totales del país en octubre y el 4,3% en lo que va de 2022.

En el acumulado de los diez meses del año (enero – octubre), se registró un incremento de las exportaciones del 30% en comparación con el mismo período de 2021. En octubre, a su vez, la minería argentina exportó por US$ 332,2 millones, que representó una suba de 22% respecto al mismo mes del año pasado.

Oro, plata, litio

Los productos metalíferos y el litio representaron casi el 90% de las ventas al exterior del sector. Las exportaciones de los desarrollos de oro de todo el país en el mes de octubre fueron de US$ 157 millones, representando una caída del 1% respecto a octubre de 2021. En plata, la Argentina exportó US$ 82,9 millones, explicando un aumento del 11% respecto a octubre de año pasado.

Mientras que las exportaciones de litio superaron los US$ 75,2 millones en octubre, es decir, registraron un aumento de 248% respecto a octubre de 2021. Las cantidades de litio exportadas desde el Noroeste argentino aumentaron un 13% con respecto al mismo mes del año 2021.

Destinos

Las exportaciones mineras de la Argentina en octubre fueron principalmente a cuatro países: Suiza, Estados Unidos, India y China, que explicaron el 70% (US$ 232 millones) del mes. En el acumulado del año, estos países también explicaron el 76% de las ventas mineras del país.  A su vez, el 24% restante de las exportaciones metalíferas tuvieron como destino a Canadá, Corea del Sur, Bélgica, Alemania y Japón.

En litio, al igual que en los minerales metalíferos, las exportaciones argentinas fueron a un número reducido de países: China, Japón y Estados Unidos representaron el 87% de las ventas. En el acumulado de los primeros diez meses del año, el 95% se concentró también en los mismos países más Corea del Sur.

Por último, Japón se destacó ya que incrementó su participación en las exportaciones de litio argentino un 90% en lo que va del año, mientras que Corea del Sur aumentó un 50% en el mismo período seleccionado.

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PECOM, empresa del Grupo Perez Companc, presentó su primer reporte de “Hitos de Sustentabilidad 2021”, que refleja su propósito de transformar la energía del futuro con foco en innovación y sustentabilidad para mejorar el bienestar de las personas.

Javier Gremes Cordero, CEO de PECOM, destacó “estamos muy felices de presentar nuestro primer reporte Hitos de Sustentabilidad 2021. En PECOM entendemos a la sustentabilidad como la única forma en que se debe desarrollar nuestra actividad y la relación con nuestros públicos de interés”. “Creemos que es posible hacer crecer negocios de manera honesta y a la vez cuidar el impacto económico, social y ambiental de cada proyecto que decidimos emprender”.

La iniciativa se fundamenta en su compromiso con la transparencia y la gestión sostenible de sus operaciones. El objetivo de la estrategia de sustentabilidad de PECOM es garantizar la creación de valor a largo plazo, tanto para los accionistas como para las distintas partes interesadas con las que se relaciona. 

El reporte desarrolla 2 ejes transversales -Seguridad y Ética e Integridad- y 5 ejes estratégicos: Innovación; Gestión de la Energía y Emisiones; Gestión Ambiental; Excelencia Operacional; y Personas y Comunidad. Se desarrolló un plan de trabajo que abarca distintos temas materiales identificados y la gestión de sus recursos y entorno, teniendo como guía los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS).

Iniciativas y resultados

Desde la compañía, a través del informe comunicaron su compromiso con el cuidado y preservación del medioambiente. En base a esto presentaron que cuentan con un Sistema de Gestión Integrado certificado bajo normas internacionales que “brinda el marco para operar reuniendo las mejores prácticas en materia de Calidad, Seguridad, Salud Ocupacional y Medio Ambiente”.

“Nuestro compromiso se demuestra a través de la Política de Calidad, Seguridad, Salud y Medio Ambiente, y la implementación y certificación de las normas ISO 45001, ISO14001 e ISO 9001. También contamos con las normas API Q1 y API 11-AX para fabricación de bombas mecánicas de profundidad”, precisaron.

Además, en 2020 comenzaron con la implementación en Argentina del programa “Cultura en Seguridad” en colaboración con DuPont Sustainable Solutions Argentina, lo cual les permitió fijar planes de acción con foco en el liderazgo y la disciplina operativa para cada uno de los negocios de la compañía, que se desarrollaron a lo largo de 2021. En 2022 se dará inicio al programa en el área Internacional con foco en Brasil.

En cuanto a la cuestión ambiental desarrollaron un plan de gestión circular con foco en la eficiencia energética y reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, y el desarrollo de energías renovables. También, implementaron una política de gestión de residuos en todas sus bases operativas que promueve su segregación, reutilización y reciclaje.

Respecto a la gestión de la energía y las emisiones dieron a conocer que participaron de la construcción de siete parques eólicos por una potencia de energía limpia instalada de 500 megawatts (MW).

En esa misma línea, en 2021 realizaron el primer cálculo de su huella de carbono asociada al consumo de combustibles, electricidad y gas, contabilizando 27.900 toneladas de CO² equivalente. A su vez, desde la compañía ofrecen elementos de automatización de pozos que permiten reducir traslados para revisión y reparación, y optimizar la vida útil de las bombas, la producción y el consumo energético del pozo.

Asimismo, instalaron un nuevo sistema electrónico solar que permite el monitoreo continuo y a control remoto de la dosificación química de pozos desde un teléfono celular mediante SMS. Y Avanzaron en la reducción de la Huella de Carbono mediante la optimización de las rutas de reposición de Productos Químicos y de Mantenimien – tos Preventivos propios de la actividad.

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El grupo italiano Enel, controlado por el estado italiano, anunció que se retira de la distribuidora Edesur, una de las dos mayores distribuidoras eléctricas de la Argentina, así como también de todos los activos del parque de generación, compuesto por centrales térmicas y empresas hidroeléctricas. La compañía anunció el lanzamiento del plan “Estrategia Enel 2023-2025”, donde planea vender activos por € 21.000 millones y, durante el mismo período, realizará inversiones por € 37.000 millones. “En Latinoamérica, el grupo espera salir de Perú y la Argentina”, señala el comunicado de Enel de este martes desde su casa matriz en Roma. También saldrá del negocio del gas en España.

Si bien el grupo no precisó más detalles, el comunicado indica que la mayoría de la venta de los activos se realizará “a fines de 2023”. Si bien es muy reciente para conocer interesados, en noviembre del año pasado el grupo argentino Enercana, del empresario local Osvaldo Sortino, había iniciado conversaciones con directivos de Enel en Italia para comprarle el paquete accionario mayoritario de la distribuidora. Seis meses antes (en junio de 2021), el grupo Vila – Manzano – Filiberti se había quedado con Edenor, la otra gran distribuidora eléctrica del país.

Deuda y descarbonización

La decisión de salir de algunos países, como la Argentina, es para reducir sus niveles de deuda y para una “mayor racionalización de su estructura”. Tiene que ver con “negocios y geografías que ya no están alineadas con su estrategia”, aseguró Enel. La definición del grupo es “salir de las actividades intensivas en carbono” y planea “aprovechar el entorno actual del mercado para iniciar la salida de los activos de gas”. Con esta agenda de negocios, Enel será una compañía “más ágil” y se focalizará en seis países: Italia, España, Estados Unidos, Brasil, Chile y Colombia.

Al mismo tiempo, Enel volcará su cartera de negocios a inversiones en electrificación sostenible, “que es cada vez más necesaria en los sistemas energéticos globales, cubriendo aproximadamente el 90% de sus ventas a precio fijo con electricidad libre de carbono en 2025, elevando la generación renovable a alrededor del 75% del total y alcanzando alrededor de 80% de los clientes de la red digitalizada”.

Este año, el grupo completó la venta de Enel Rusia y de la central térmica de Fortaleza (Brasil) y antes que termine 2022 espera finalizar la venta de los activos de transmisión en Chile y de las redes de distribución en Goiás (Brasil).

Argumentos

El Grupo Enel remarcó que lanzó el Plan Estratégico 2023-2025 en un contexto donde “en los últimos tres años se han visto afectados por el efecto combinado del brote de Covid-19, los conflictos geopolíticos y los fenómenos meteorológicos extremos relacionados con el cambio climático. Este escenario ha aumentado la necesidad de una transición energética acelerada y digitalización, junto con el rediseño y reequilibrio de las cadenas de suministro globales”.

De este modo, el plan de Enel implica que las actividades del grupo energético en Europa se centrarán en Italia y España y venderá los activos en Rumania. En Latinoamérica, el grupo espera salir de Perú y la Argentina, pero incorporar negocios en Australia y Grecia. En Brasil, venderá los activos en el estado de Ceará para aumentar el enfoque en las redes de distribución en las megaciudades de Río de Janeiro y San Pablo.

Además, con la agenda de la transición energética y la descarbonización, el grupo acelerará el despliegue en servicios de puntos de carga de vehículos eléctricos, donde pasará de 500.000 en 2022 a 1.400.000 en 2025, y en incrementar la posibilidad de almacenamiento.

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La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) comenzó a trabajar en una serie de proyectos de investigación vinculados con la descarbonización energética. Una de estas líneas apunta a la obtención de litio 7, un insumo clave en la industria nuclear mundial y con potencial exportador.

El Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación y la Agencia I+D+i presentaron a principios de noviembre los resultados de la convocatoria a Proyectos Estratégicos para la Transición Energética, un instrumento de financiamiento que busca fortalecer las capacidades científicas, tecnológicas y de innovación locales que aporten al proceso de transición energética nacional.

En total fueron adjudicados 13 proyectos de 25 instituciones públicas y privadas por 1.170 millones de pesos.

Tres de los proyectos adjudicados están integrados por investigadores de la CNEA. Uno de estos es para el desarrollo de generadores basados en pilas de combustible de óxido sólido alimentadas con hidrógeno producido a partir de combustibles tradicionales. En cambio, los restantes proyectos apuntan a darle valor agregado al litio.

Isótopos del litio

Uno de los dos proyectos vinculados con el litio consiste en desarrollar un “método ambientalmente benigno” para la separación de litio 7 y litio 6.

El litio es un elemento abundante en la naturaleza. Es un metal con una demanda creciente debido a la transición energética, para la fabricación de baterías para vehículos eléctricos, por ejemplo. Este metal se encuentra en la naturaleza en sus isótopos más estables: el litio 7 y el litio 6. El 92% del litio que se encuentra en la naturaleza es litio 7, mientras que el restante 8% es litio 6.

Esta distinción no reviste interés para la industria de las baterías eléctricas. No obstante, la separación del litio 7 y 6 tiene una relevancia central para la industria nuclear y posee un valor económico mucho mayor que el carbonato de litio grado batería.

Aplicaciones

En el mundo, el litio 7 es utilizado centralmente para la limpieza del circuito primario en las centrales nucleares, ya sea tanto en reactores de agua pesada (como las centrales argentinas) como de agua liviana.

“El isótopo 7 se utiliza principalmente para la limpieza de los reactores nucleares de agua pesada y de agua presurizada. Es muy reactivo como el sodio o el potasio y tiene la capacidad de absorber neutrones, lo que permite limpiar el agua en esos reactores”, explicó a EconoJournal Roberto Zysler, investigador al frente de la Gerencia de Área de Investigación y Aplicaciones No Nucleares de la CNEA.

Por el lado del litio 6, su gran potencial económico esta ligado al desarrollo de las centrales de fusión nuclear, una tecnología todavía lejana en lo comercial. No obstante, Zysler destacó que puede ser utilizado también como insumo para la fabricación de detectores de neutrones.

Los detectores de neutrones son utilizados para evitar el tráfico ilegal de materiales y desechos nucleares. Utilizan como insumo el helio tres, un isótopo del helio escaso en la naturaleza.

“Debido a los actos terroristas del 2001, hay muy poco helio tres, que hasta hace unos años atrás se conseguía relativamente fácil. Se lo utiliza para los detectores de neutrones. Entonces no conseguís helio 3 para otras aplicaciones, como criogenia. El litio 6 podría ser una alternativa, permitiría hacer detectores de neutrones de estado sólido”, dijo el investigador.

Valor económico

El litio 7 y el litio 6 no tienen una demanda relevante en términos de cantidades, pero su valor económico supera ampliamente al del carbonato de litio.

El precio spot internacional de referencia del carbonato de litio es de US$ 70 por kilo. En cambio, según Zysler, “si hablamos de hidróxido de litio con un 99,95% de litio 7 esta en aproximadamente 10.000 dólares por kilo, mientras que el litio 6 llega a 90.000 dólares el kilo”.

La industria de generación nucleoeléctrica demanda mundialmente algo más de una tonelada de litio 7 por año, según la Asociación Nuclear Mundial. La demanda crecerá en función de cómo evolucione la industria nuclear. Por ejemplo, el desarrollo de reactores nucleares modulares podría tener un impacto significativo en la demanda del insumo.

Otro aspecto que agrega valor económico es la posibilidad de exportación. Rusia y China son los únicos países que separan litio 7 y litio 6, siendo Rusia el único exportador del insumo.

Al igual que con los hidrocarburos, Estados Unidos y Europa buscan reducir su dependencia de los combustibles e insumos nucleares rusos, lo que abre la posibilidad a nuevos proveedores. “Estados Unidos después de la Guerra Fría utilizó a Rusia como proveedor. Hoy se esta dando cuenta que tampoco le sirve y tiene una necesidad importante”, dijo Zysler.

Ambientalmente benigno

El hecho de que Rusia sea el único proveedor mundial de litio 7 esta vinculado con el método de obtención. El proceso más conocido y difundido de separación de los isótopos del litio utiliza mercurio como insumo.

“Con el mercurio se deben tomar infinitas precauciones. De los operarios, del lugar mismo, que no haya desechos y demás”, explicó Zysler.

Por este motivo, en CNEA buscan desarrollar un método de separación físico o químico que sea ambientalmente benigno. “Los métodos que se están mirando dentro de la CNEA no incluyen mercurio. Son metodos físicos y químicos, quizás más complicados, en el sentido de que hay que desarrollarlos”, subrayó Zysler.

Al mismo tiempo, se busca que sean métodos escalables a escala industrias y de costo razonable. “Hoy por hoy se están desarrollando estas alternativas sin mercurio, que sean ambientalmente amigables, y con relativamente éxito. Se vislumbra la luz”, señaló con optimismo.

Electrolito

El otro proyecto de investigación de la CNEA relacionado con el litio consiste en el desarrollo tecnológico para la producción nacional de electrolito para baterías de litio.

El electrolito es un insumo esencial para la fabricación de celdas y baterías de ion-litio. Su función es la de proporcionar los iones de litio que son el origen de la carga eléctrica acumulada en dichos sistemas. Más del 85% de la producción del electrolito (hexafluorofosfato de litio, o LiPF6) se concentra en empresas asiáticas.

La propuesta es desarrollar la producción nacional de electrolito para baterías de ion-litio a partir de la síntesis de la sal LiPF6 y la formulación de la preparación de soluciones específicas para tal fin.

El proyecto incluye la síntesis de LiPF6 a escala laboratorio (1-10 gramos) y el posterior desarrollo en una escala de 500-1000 gramos, finalizando con el diseño conceptual de una planta de producción de aproximadamente 2 toneladas anuales.

La Gerencia Complejo Tecnológico Pilcaniyeu (CNEA), YPF Tecnología SA, CLORAR Ingeniería SA y el Centro de Química Inorgánica CEQUINOR-CONICET participan en este proyecto.

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Las empresas SACDE y Techint, a cargo de la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner, ya movilizaron más de 1100 equipos (planta de doble junta, tubos y sidebooms, entre otros) hacia la traza del ducto y contrataron a más de 1300 colaboradores. Las compañías conforman la Unión Transitoria de Empresas (UTE) que lleva adelante la obra del gasoducto que permitirá evacuar más gas de Vaca Muerta para transportarlo hasta los grandes centros de consumo del país. Según el cálculo que hacen SACDE y Techint, entre abril y mayo del año que viene alcancen un pico de 3.700 trabajadores contratados.

Además, las empresas informaron que “se encuentra en proceso de armado de los equipos de soldadura automática provenientes de Estados Unidos, que son de última tecnología y que alcanzan productividades que garantizan la producción diaria prevista para lograr el objetivo del proyecto”. Los equipos de soldadura automática son robots que trabajan “a la perfección”, aclaran en la UTE, y minimizan los errores aportando una alta previsibilidad al ritmo de producción.

Una de las claves para el cumplimiento de los tiempos previstos para la finalización de la obra es la incorporación de tecnología y la formación de los colaboradores. Se estima que durante todo el proyecto se brindarán 30.000 horas de capacitación en oficios como soldadura, manejo de tiendetubos, seguridad y medio ambiente, entre otros.

Operadores

Para cumplir con los plazos, la UTE creó un centro de capacitación en la localidad de Pacheco (Buenos Aires), donde ya formó a más de 90 operadores de tiendetubos provenientes de 11 provincias (sobre todo de Salta, Tucumán, Río Negro, Misiones y Corrientes). “Los tiendetubos (o sidebonistas, por su nombre en inglés) son profesionales especializados en la operación de equipos complejos que cumplen una función clave durante toda la traza para la bajada de la tubería”, señalaron en un comunicado. Son operadores especializados particularmente en el montaje de caños.

“Esto no solo permitirá a la UTE contar con el personal especializado para el desarrollo del gasoducto, sino que tiene además una importancia muy grande en la comunidad ya que, una vez finalizado este proyecto, contarán con certificaciones para manejar este tipo de maquinaria en cualquier otra obra”, concluyeron.

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Transportadora Gas del Norte comunicó este jueves por la noche que el sistema de gas del norte se declaró en alerta porque Bolivia redujo a cero ya inyección de gas desde las 22 horas. Lo único que trascendió desde el país vecino es que hubo un problema en el yacimiento Margarita en la región sureña de Tarija.

Desde el lado argentino la primera reacción fue tratar de que CAMMESA disminuya su consumo en el norte del país, reemplazando el gas por combustibles líquidos en sus centrales para que el imprevisto no afecte la presión del conjunto del sistema.

En la mañana de este viernes Bolivia comenzó lentamente a llenar su caño para luego levantar la inyección de gas hacia la Argentina. A raíz del restablecimiento del servicio, esperaban alcanzar los 6 millones de metros cúbicos en la cuenca en las próximas horas. “Es mejor que nada y podría ayudar a contener la situación”, señaló a EconoJournal una fuente oficial que siguió de cerca el tema desde el jueves.

De este modo, el hecho, si bien grave, quedó simplemente como un llamado de atención, aunque todavía resta precisar que fue lo que pasó en Margarita para derivar en este corte abrupto y total del abastecimiento.

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AES Argentina, empresa líder en generación de energía y soluciones tecnológicas, confirmó la inversión y adquisición de parte del paquete accionario de GVS Solar Irrigation System; tal como lo había adelantado durante Expoagro 2022. Esta operación forma parte de la estrategia de crecimiento de AES en el sector agropecuario y busca potenciar la aplicación de riego solar móvil para aplicaciones agrícolas a nivel global.

GVS es un producto pensado desde el campo y para el campo, con ingeniería argentina y tecnología alemana, que propuso un cambio de paradigma de riego en la agricultura, al permitir reducir significativamente los costos operativos, mejorar los rindes y los niveles de producción, cuidando a la vez, al medio ambiente.

Se trata de un sistema versátil, autónomo, de operación, monitoreo y control remoto, que es capaz de generar y gestionar la energía producida a través de paneles solares, reemplazando a los motores diésel tradicionales sin modificar el sistema de bombeo. GVS es compatible con todos los equipos de riego disponibles en el mercado y es el único sistema de riego solar capaz de mantener el caudal y la presión constante.

Recientemente se lanzó la versión 2.0 del producto, que destaca por la disminución de su peso y una eficiencia de materiales que permite incorporar una batería de mayor capacidad. Asimismo, su nuevo diseño de ingeniería brinda la posibilidad de expandir la potencia instalada utilizando paneles de mayor potencia.

El objetivo en el corto plazo es expandir las fronteras de Argentina y hacer pie en mercados de la región y EE.UU.

Matías Cortada, CEO y Cofundador de GVS, señaló “en GVS estamos orgullosos de que un producto desarrollado con ingeniaría argentina tenga la posibilidad de escalar a nivel global a partir de la asociación con AES y creo que esta inversión impulsará en forma exponencial el crecimiento que estamos teniendo”.

Por su parte, Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina destacó“estamos muy motivados en nuestro ingreso a GVS, porque creemos en la necesidad de que las energías renovables avancen en uno de los motores de la economía del país como es el sector agroindustrial”. “En este sentido, esperamos aportar nuestra vasta experiencia en energías renovables para convertir esta solución innovadora en un producto de escala que permita reducir costos, incrementar rendimientos y sumar hectáreas que de otra manera no serían productivamente viables”.

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Naturgy puso en servicio dos nuevas plantas reguladoras de alimentación a la localidad cabecera de Municipio en reemplazo de las existentes: “Planta reguladora San Antonio de Areco 1 (SAA1)”, ubicada sobre la Ruta Provincial N° 41, en un predio propio de la distribuidora, y “Planta reguladora San Antonio de Areco 2 (SAA2)” ubicada en plazoleta Eva Perón en espacio público cedido por el municipio.

Asimismo, anunció también la construcción de una nueva obra de infraestructura que en conjunto permitirán garantizar el abastecimiento, crecimiento y fiabilidad del sistema de Alta Presión de la localidad, además de consolidar el actual servicio a los clientes existentes. Entre las 3 obras Naturgy invertirá aproximadamente 700 mil dólares.

La puesta en funcionamiento de las nuevas plantas reguladoras, ambas con nuevo caudal de diseño y adicionalmente el nuevo ramal de vinculación de Alta Presión, paralelo al existente, que se está construyendo posibilitarán aumentar la capacidad de regulación asegurando un servicio de calidad, ajustándola a la demanda actual del área de influencia.

La infraestructura de Alta Presión de gas natural de Naturgy, en la localidad de San Antonio de Areco, abarca 9.272 metros y permiten abastecer de gas natural a casi 6.500 usuarios, de los cuales el 95% son residenciales. El 51% de los clientes residenciales de Areco se encuentra adheridos al servicio de factura por mail.

De la puesta en servicio de la reguladora participaron el Intendente de San Antonio de Areco, el Ing. Agr. Francisco Ratto, quien estuvo acompañado por el director del Gestor de Sistema de Distribución, Ing. Martin Yañez, entre otras autoridades.

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Directivos de las tres empresas que tienen a cargo la construcción del gasoducto Néstor Kirchner compartieron un panel en la segunda jornada del Energy Day, organizada por Econojournal, donde expusieron acerca del estado actual de la obra y el impacto económico y social que traerá a la Argentina en el corto plazo.

Gustavo Gallino, director de Techint Ingeniería y Construcción, aseguró el cumplimiento de las metas fijadas en el momento que presentaron las ofertas: “Realmente estamos avanzando bien. Cumplir con el programa es muy importante, así que realmente estamos conformes hasta ahora y trabajando para que se pueda concretar la obra tal cual se programó”, declaró. El ejecutivo remarcó también que “con este proyecto hay un compromiso nacional, en el cual todo el mundo quiere participar porque se lo ve como un proyecto país”. Techint junto con Sacde conforman la Unión Transitoria de Empresas (UTE), que está a cargo de la construcción de los renglones 1, 2 y 4 del gasoducto.

BTU S.A. por su parte realizará la construcción del último tramo, que se extenderá desde el kilómetro 440 de la traza, en La Pampa, hasta la localidad bonaerense de Salliqueló. Al respecto de este tramo, Carlos Mundín, director de la compañía, explicó que “ya estamos instalados en lo que es la zona de Macachín y Saturno con algunos acopios de cañerías. Ya con 180 personas en obra y con una proyección llegando más adelante a las 550 y en plena etapa de desarrollo”. “Si las condiciones climáticas lo permiten estamos lanzando en esta semana algún frente de soldadura”, añadió.

Estos proyectos de gran magnitud son la primera etapa de un gasoducto aún mayor, así lo indicó Pablo Brottier, director comercial de Sacde, quien ratificó las expectativas que existen desde la compañía de que la Argentina pueda también llevar el gas de Vaca Muerta a Brasil y continuar sustituyendo importaciones, más allá de Buenos Aires. “Son los grandes proyectos los que dan el salto tecnológico de la industria con lo cual no sólo estamos incorporando un salto tecnológico para alcanzar las desafiantes fechas de este año, sino también prepararnos para lo que viene”, aseveró.

Proyectar en la Argentina hoy

El contexto socioeconómico del país atraviesa de manera transversal la proyección de cualquier obra, lo que representa un desafío para los actores implicados. En relación a eso, Gallido mencionó que “no es fácil trabajar en este contexto en Argentina, pero yo que soy de la década del 80’ cuando empecé a trabajar, puedo asegurar que también teníamos los mismos problemas y aún así se hacían muchos proyectos. No es fácil, pero se puede”. Por su parte, Mundin destacó que, de todas formas, apostar por el gasoducto y las complejidades que conlleva “es un desafío para poder apuntalar y abarcar distintos proyectos dentro y fuera del país. Hoy en día, todo lo que es la industria del Oil&Gas está en total expansión, principalmente lo que es infraestructura tanto en Argentina, como en otros países. Es muy interesante poder poner un nivel alto en la exigencia para prepararnos para los proyectos que puedan venir”.

Por su parte, Brottier añadió que: “Hace 20 años que estamos esperando este momento. El salto hay que darlo primero en la Argentina, nuestro país tiene una oferta de posibilidades a partir de lo que significa Vaca Muerta que toda nuestra capacidad tiene que estar pensada en desarrollar la Argentina y maximizar las oportunidades de la Argentina”. Gallino concluyó diciendo: “Como argentinos en vez de abrazar una ilusión, abracémonos a una realidad que va a ser terminar el gasoducto el 20 de junio”.

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La Legislatura de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires distinguirá a la ingeniera Margarita Esterman el próximo miércoles 23 de noviembre con un “diploma en reconocimiento por su liderazgo, formación de nuevos talentos y representación en pos de la igualdad de género en la industria de los hidrocarburos y área de energía”. El evento será a las 17 horas en el Salón San Martín del Edificio de la Legislatura, en la calle Perú 160.

Esterman se recibió de ingeniera química en la Universidad de Buenos Aires (UBA) y realizó varios posgrados en el área de Procesamiento y Tratamiento de Gas y Petróleo en Estados Unidos y en el área de la Dirección de Negocios de la Universidad Austral. En el sector de petróleo y gas, lideróproyectos de ingeniería y construcciones en Argentina y Latino América.

Estuvo vinculada desde distintos roles con el área de energía a lo largo de su carrera profesional. Tras completar su carrera, ingresó a la emblemática Tecna, cuando aún era un pequeño estudio fundado por Ricardo Altube y Carlos Grimaldi que luego, en los ’90, se consolidaría como uno de los principales referentes del negocio de ingeniería y construcción en la Argentina. Fue directora de la compañía petrolera Medanito y se convirtió en la primera mujer en sentarse en la comisión directiva de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH).

En la actualidad, es directora de Spark Energy Solutions, una empresa dedicada a la prestación de servicios de ingeniería para los mercados de energías y minería. Este startup comenzó en enero de 2020 con ocho personas y hoy, pandemia mediante, cuenta con un plantel de 100 ingenieros. También compone el comité Ejecutivo del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG).

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Tres referentes de la industria hidrocarburífera como Daniel De Nigris, Country Manager de ExxonMobil; Juan Garoby, co-fundador y COO de Vista; y Ricardo Rodríguez, presidente de Shell Argentina, compartieron en el Energy Day organizado por EconoJournal sus impresiones sobre la actualidad del sector hidrocarburífero, poniendo el foco en los desarrollos que vienen llevando adelante en Vaca Muerta.

Al abrir el panel ‘Petróleo: ¿Cuánto puede crecer la producción local en este ciclo de precios altos?’ De Nigris resaltó las actividades que la firma está desempeñando dentro de siete bloques de la formación no convencional de la Cuenca Neuquina. “Cuatro de ellos ya se encuentran en etapa de piloto y desarrollo. Nuestros mayores esfuerzos están concentrados en Bajo del Choique, donde venimos consiguiendo auspiciosos resultados”, puntualizó. A su vez, el número uno de ExxonMobil en la Argentina también subrayó la importancia de un Centro de Servicios dotado de casi 3.000 empleados.

Con menos de cinco años de vida, Vista logró posicionarse entre las principales operadoras a escala nacional. Así lo indicó Garoby, quien reivindicó la consolidación del desarrollo en Bajada del Palo Oeste (área que suma más de 50 pozos en producción) y la incorporación de la operación de Aguada Federal y Bandurria Norte. “También lanzamos un programa piloto en Bajada del Palo Este y Águila Mora. Acabamos de empezar a operar nuestra planta de arena. Y ya pusimos en marcha un plan para ser net-zero en 2026”, añadió.

Shell, por su parte, dispone de siete bloques en Vaca Muerta, tal como detalló Rodríguez, de los cuales la empresa opera cuatro. “Después de YPF, somos el segundo productor en la formación, con 45.000 barriles de crudo por día. Contamos con dos plantas: una de 45.000 barriles de capacidad (que ya se encuentra en funcionamiento) y otra de 15.000 (que estará lista a fines del año que viene)”, proyectó el directivo, quien también resaltó la próxima inauguración de un oleoducto de 120.000 barriles que unirá la localidad Allen, en Río Negro, con Sierras Blancas, en Vaca Muerta.

Resiliencia local

A criterio de De Nigris, resulta difícil determinar si el actual rango de precios del petróleo en el mercado internacional es adecuado para el desenvolvimiento sectorial. “Por eso en Exxon tratamos de desarrollar proyectos robustos y resilientes frente a cualquier escenario. Más allá de las oportunidades que surgen con las cotizaciones vigentes, este negocio debe mirarse a largo plazo”, señaló.

Un 98% de la producción y de los ingresos de Vista, según cuantificó Garoby, proceden del mercado doméstico. “Si bien tenemos algunos activos en México, dependemos fuertemente de los vaivenes de la Argentina. Por eso consideramos clave el acceso a divisas para pagar dividendos y mantener el apoyo de nuestros inversores”, advirtió.

El compromiso local por el desarrollo de Vaca Muerta, expuso Rodríguez, queda evidenciado en los más de 2.000 millones de dólares invertidos por Shell hasta el momento. “Esas inversiones están cerca de comenzar a generarle retornos a nuestros accionistas, lo cual enviará una importante señal de confianza al mercado”, anticipó.

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La minera canadiense Aldebaran Resources comenzó la campaña de perforación 2022-2023 de Altar, uno de los proyectos exploratorios de cobre y oro más grandes del país. La nueva etapa de perforación demandará una inversión de alrededor de US$ 16 millones. El yacimiento está ubicado en Calingasta, provincia de San Juan, y es, junto a Filo del Sol, Los Azules, Pachón y Josemaría, uno de los proyectos cupríferos (pórfido de cobre) de gran escala de la Argentina.

La compañía tiene actualmente un equipo de perforación en el proyecto, que está ubicado a 8 kilómetros del límite con Chile y a 3.100 metros sobre el nivel del mar. Pero incorporará dos equipos más a principios de diciembre. Así, la nueva campaña de perforación de Altar tendrá tres equipos operativos para un plan de perforación de 20.000 metros. Según la minera, Altar todavía tiene mucho por descubrir y ampliar su potencial y, por tal motivo, planea realizar una nueva estimación de recursos en el primer semestre del año que viene.

Aldebaran Resources es una subsidiaria de la canadiense Regulus Resources. En 2018 le compró el proyecto Altar a Sibanye Stillwater, un gigante minero de capitales sudafricanos y estadounidenses. A mitad de este año, la compañía australiana South32 adquirió el 9,9% del proyecto Altar.  

Campaña 2022-2023

John Black, director Ejecutivo de Aldebaran, indicó: “hacia el final de la temporada de campo 2021-2022, recibimos datos geofísicos muy alentadores que indican que los depósitos de Altar Este y Altar Central pueden ser sustancialmente más grandes de lo que se pensaba. Nuestro primer pozo (el número 221) en el borde norte de la anomalía geofísica proporcionó una prueba de concepto y arrojó más de 1 kilómetro de mineralización. Todo el pozo está fuera de la estimación actual de recursos para la propiedad, que ya muestra que Altar es uno de los proyectos de cobre y oro sin desarrollar más grandes del mundo”.

Además, añadió que “los objetivos del programa de perforación 2022-2023 tienen que ver con probar más esta anomalía prometedora y las áreas no perforadas en la estimación de recursos de 2021. Cuando consideremos que hemos probado correctamente la anomalía geofísica, haremos la transición a una actualización de recursos para todo el proyecto Altar, incluido el depósito Radio Porphyry, que fue el foco de la perforación en el programa de campo 2021-2022”.

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El presidente de Tenaris para el Cono Sur, Javier Martínez Álvarez, se refirió al impacto global que tuvo el conflicto bélico en Ucrania. En este sentido, aseveró que “los países europeos van a buscar fuentes alternativas de abastecimiento, y frente a esto Argentina tiene la posibilidad de acompañar el problema que se le presenta a Europa y convertirlo en una oportunidad de desarrollo”.

En el análisis que realizó en el Energy Day -un evento exclusivo de EconoJournal– Martínez Álvarez exhibió que “Argentina puede producir un gas competitivo, eficiente y abundante a 3 o 4 dólares por MMBTU”. “Podemos generar un proyecto de licuefacción que nos permita exportar y así ayudar a los países europeos, pero también pensar en industrializar ese gas, generar una iniciativa de transformación industrial”, agregó.

En ese sentido sumó: “Si aprovechamos esta oportunidad que se nos presenta, solucionaríamos muchos de los problemas de divisas que tenemos como país. Es un desafío, pero existe una necesidad muy grande y se ha comprobado que el recurso de Vaca Muerta es competitivo”. “Vivimos en una zona tranquila, sin conflictos bélicos y esto ahora entra en la ecuación y resulta una ventaja. Argentina debe trasmitir credibilidad”.

En cuanto a los consensos políticos que tienen que darse para aprovechar la ventana de oportunidad que se presenta, marcó que “hay una comprensión de la política argentina y de la ciudadanía sobre cómo la energía puede contribuir al desarrollo del país”. “Vaca Muerta siguió creciendo en condiciones adversas, evidentemente tiene un potencial interesante. Este podría ser un extraordinario momento para dictar leyes”.

Proyecciones

El presidente de Tenaris para el Cono Sur afirmó que “hay dos proyectos para conectar Loma Campana con Puesto Hernández que habilitarían potencialmente la exportación de 100.000 barriles hacia Chile, sumado a que la duplicación de Oldelval agregaría 230.000 barriles, por lo cual podrían ser 350.000 barriles adicionales”. “Con esto Argentina llegaría a producir 1 millón de barriles, que darían entre 8 y 10 billones de dólares por año en exportación, y cambiaría la ecuación energética y la macroeconomía del país”.

Junto con esto planteó que “estas iniciativas tendrían que venir con un cúmulo de inversiones en Neuquén y reglas de juego claras que den previsibilidad”.

Gasoducto Néstor Kirchner y Proyecto Duplicar

Tenaris, la compañía perteneciente al Grupo Techint, tiene a su cargo la provisión de tubos con costura para el gasoducto Néstor Kirchner. Martínez Álvarez manifestó que “este proyecto es un desafío extraordinario. Lo ideal hubiera sido lanzarlo en un proceso de dos años. Estamos movilizando todos nuestros recursos para llegar a término”.

A su vez, detalló que “a las 24 horas de recibir la adjudicación y el primer pago del proyecto, estábamos dando la orden para lanzar la producción de acero y el contrato con la planta que lo lamina. Estamos fabricando los tubos en dos plantas, en la de Valentín Alsina y en otra en Brasil. Hicimos una inversión de ocho millones de dólares”. “La planta de Valentín Alsina tiene que producir un 30% arriba de lo que jamás produjo las 24 horas, durante los siete días”, precisó.

Además, contó que para esta obra, desde la compañía «contratamos a más de 300 personas, y tres cuartos de la totalidad del personal son jóvenes de la zona, que comenzaron a trabajar en la industria”.

No obstante, advirtió que “hay problemas de logística, faltan camiones. Para mover esos tubos tenemos que estar sacando un camión cada siete minutos desde nuestra planta, las 24 horas”.

De igual forma, el ejecutivo de Tenaris dio a conocer que “en paralelo se va a estar llevando a cabo un oleoducto, pero el mundo sigue siendo complejo en cuanto al abastecimiento de productos”.

Aún así destacó que, respecto a la ampliación del transporte de crudo, el proyecto de Oldelval– que permitirá ampliar la evacuación de 36.000 m3 a 72.000 m3, no ve grandes dificultades por parte de la compañía, pero sí “en el avance de la obra porque el sistema de construcción, de tendido de caños está estresado”.

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La Entidad Binacional Yacyretá (EBY) realizó la apertura de ofertas para la construcción y puesta en marcha de la Estación de Maniobras de Yacyretá (EMY) en 500 KV, que forma parte del Proyecto de Interconexión de la central hidroeléctrica y de su ampliación, la obra de maquinización del Brazo Aña Cuá. La única oferta presentada durante el proceso fue de la contratista Siemens, destacó en un comunicado la EBY.

La entidad binacional informó que también habían sido invitados a cotizar los contratistas del Proyecto Aña Cuá como Voith Hydro y el consorcio ART (Astaldi, Rovella Carranza y Tecnoedil), además de Siemens.

En julio de 2019, la alemana Voith obtuvo la provisión y el montaje del equipamiento electromecánico de la represa Aña Cuá. Se impuso a IMPSA en la licitación por la provisión de 20 turbinas.

Apertura de ofertas

Se trata de la apertura de ofertas de la contratación corresponde al concurso de precios Nº 21.590. El acto se llevó a cabo este martes en la oficina de la gerencia del Proyecto de Aña Cuá, situada en la Isla Yacyretá.

Participaron del acto el director Ejecutivo de EBY, Fernando De Vido, la consejera por la Argentina, Ana Almirón, y los integrantes de la gerencia de Aña Cuá, Darío Jara (Argentina) y Carlos Yorg (Paraguay). También estuvieron presentes funcionarios de diferentes áreas de la Entidad Binacional Yacyretá.

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El CEO de Oleoductos del Valle (Oldelval), Ricardo Hösel, declaró que actualmente están operando al límite de su capacidad de transporte. “Nuestro sistema drena el 90% de todo el crudo que se produce en la Cuenca Neuquina y el 100% del crudo Vaca Muerta. Por ende, cualquier crecimiento de este último depende de cuán rápido nosotros podamos incrementar nuestra capacidad de transporte”, aseguró durante su exposición en el Energy Day. En esa línea, Oldelval presentó el proyecto Duplicar, que busca ampliar la capacidad de transporte hacia la terminal de Oiltanking en Bahía Blanca: “Este proyecto implica tender 525 kilómetros de oleoducto y repotenciar cuatro estaciones bombeo para poder adicionar 250 mil barriles de crudo más por día”, precisó.

Actualmente, Oldelval transporta un poco más porque utiliza un reductor de fricción que permite aumentar la capacidad técnica del caño. En ese sentido, Hösel, comentó que hoy transportan hacia Puerto Rosales unos 270 mil y no los 225.000 que es la capacidad técnica. “Esa diferencia la logramos con polímero”, mencionó. Bajo esa lógica y retomando el proyecto Duplicar, Hösel afirmó que “Esta es nuestra primera ampliación, pero no es la última. Después de Duplicar puede haber un Triplicar, sin duda”.

Los desafíos de la expansión

El proyecto Duplicar representa una oportunidad para el transporte de crudo, pero conlleva muchos desafíos de los cuales Oldelval es consciente. “La principal preocupación que mantenemos en la empresa es el tamaño del proyecto, tenemos que pensar que en las últimas dos décadas no hubo muchos proyectos de esta magnitud. En los próximos dos años se va a sumar el Gasoducto Néstor Kirchner, que es de un tamaño similar”, aclaró. También mencionó que el proyecto implicará mucha mano de obra especializada. “Nuestros contratistas están con mucho trabajo, lo que da a entender que la mano dura especializada va a ser uno de los puntos importantes”, aseguró Hösel. 

La situación económica es un factor importante para este tipo de proyectos. “El segundo punto es el costo en dólares que estamos experimentando. En Argentina no solamente tenemos inflación en peso, sino que también inventamos la inflación en dólares”, precisó. Y agregó que, en ese sentido, “En tercer lugar, también está la falta de dólares que hoy tiene el Banco Central, este problema se está haciendo cada vez más visible que puede impactar en el desarrollo de la obra”.

Hösel remarcó el rol fundamental y estratégico que cumple Oldelval para la evacuación y el transporte de petróleo en la Cuenca Neuquina. La empresa se dedica al transporte de hidrocarburos líquidos a través de sistema de oleoductos que operan desde Neuquén hasta la provincia de Buenos Aires. “Tenemos tres salidas principales donde depositar todo lo que cargan los productores. La principal es hacia el Atlántico, donde nuestro sistema llega a Oiltanking, que es la terminal marítima en Puerto Rosales, Bahía Blanca. Es el destino de casi todo nuestro transporte, que es alrededor del 85% de lo que transportamos”, explicó. “Otro 10% de nuestro transporte llega a Otasa, en Rincón de Los Sauces, Neuquén. Allí nuestro sistema se conecta no solamente con el ducto que va hacia Chile, que estuvo muchos años parados y ahora se está reactivando, sino también con un oleoducto de YPF que alimenta la refinería Luján de Cuyo”, agregó. Y el restante, también en los alrededores de la cuenca: “Nuestro tercer destino, el más chico, se conecta con la destilería Plaza Huincul”, mencionó Hösel.

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Junto al Club de Automóviles Sport (CAS), Puma Energy, la empresa líder en el mercado global de energía, continúa visibilizando la pasión argentina por los autos y vuelve a participar de las 1000 Millas Sport que atravesará algunas de las ciudades más emblemáticas del sur argentino.

El programa de la actividad se divide en tres etapas que tienen como punto de partida la localidad de Llao Llao, desde donde comienza la carrera por escenarios naturales únicos. Los competidores cargarán combustible en las estaciones de servicio de la marca y pasarán por la nueva estación Puma Energy ubicada en 12 de octubre y Remedios de Escalada, que también cuenta con la tienda de conveniencia SUPER 7.

El director de marketing en Latinoamérica, Alejandro Baron, celebró la realización de este encuentro solidario y destacó que “se trata de una actividad muy esperada para Puma Energy, teniendo en cuenta la fuerte presencia de la compañía en el Sur del país y la reciente inauguración de una de sus tiendas en el centro de Bariloche».

A su vez, agregó «en este evento confluye nuestra pasión por los autos, su historia y la potencia de nuestros productos, con la más alta calidad de combustibles a nivel internacional».  

Puma Pris y Super 7

Puma Energy refuerza el compromiso con sus operadores y clientes ofreciendo experiencias únicas y la mejora permanente de sus servicios. En este sentido, los participantes de este año podrán disfrutar de la nueva tienda en el centro de Bariloche y descargar la aplicación de beneficios PUMA PRIS.

Con este programa los usuarios pueden sumar puntos para canjear por descuentos en combustibles, obtener un voucher de bienvenida para ser usado a partir de la segunda carga y un 5% de descuento todos los días en naftas e ION diésel.

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El presidente de Compañía General de Combustibles (CGC), Hugo Eurnekian, disertó en el Energy Day acerca del rol de la Cuenca Austral en el mercado local de gas y petróleo. “Estamos desafiando los paradigmas tradicionales de la industria, buscando paradigmas nuevos, y en particular, uno distinto en la Cuenca Austral que se concebía como una cuenca madura y sin potencial. Nuestra convicción es todo lo contrario”, explicó. Y agregó: “Nosotros visualizamos en ella un potencial subexplorado y eminentemente gasífero”.

El titular de la firma remarcó el logro llevado a cabo este año, con 200 pozos explorados, de los cuales un 12% son exploratorios. Eurnekian afirmó que se trata de “una tasa más alta que la media”. Esto significa que más de un 80% de la producción viene acompañada por inversiones de exploración propias de los últimos cinco años. Para el directivo, “lo que hicimos es poco, porque tenemos potencial exploratorio en reservorios someros y profundos, convencionales, tight y shale para descubrir”.

Eurnekian también destacó la primera fractura en shale de Palermo Aike. “Es la primera vez en la historia que logramos fluencia y producción de shale gas y oil en la Cuenca Austral. Nuestra roca madre está al lado de dos océanos con lo cual tiene lo complementario de lo desconocido, del potencial por ir a descubrir y en eso CGC está apostado”, indicó. De esta manera, expuso, CGC apuesta por lo desconocido y por el potencial que plantean estas cuencas al expandir su horizonte productivo.

El ejecutivo se refirió también al reciente lanzamiento del Plan Gas.Ar IV y V. “Las nuevas ediciones rescatan el desarrollo diverso de todas las cuencas, así como también sus particularidades”, aseguró. Y agregó que “Todo lo que la Cuenca Austral crezca en cuanto a producción, significará un reemplazo de gasoil en el verano y gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) en el invierno”. Esto es debido a que se tendrá capacidad en el gasoducto y se reemplazará la importación de gasoil para generar más oferta en el invierno.

Proyecciones en el Golfo

CGC dio un salto cuantitativo con la adquisición de Sinopec Argentina. “Ahora estamos en plan de consolidación, planteamos un paradigma frente a la Cuenca del Golfo San Jorge con los activos de Sinopec”, aseguró Eurnekian. En la compañía, reveló, no se cree que se trate de una cuenca excesivamente madura, sino que se vislumbra un potencial enorme. Esto motivó a CGC, que definió triplicar los equipos de torre en las áreas tomadas de Sinopec en 2022. “Ya empezamos a validar ese potencial, que no es únicamente petrolero”, afirmó. Eurnekian comenta que ya se planea una nueva inversión productiva: “Pensamos duplicar la producción como base en los próximos dos o tres años”.

Eurnekian manifestó que, en el Golfo, actualmente, “subimos un 70% la producción de gas en el año. Hallamos mucho gas detrás del caño, es decir, gas que no está debidamente identificado”. “Ahora estamos por perforar play de gas que se desarrolló en otras áreas de la cuenca y que también está en estas áreas de Sinopec sin desarrollar”, agregó. En esa dirección, el disertante comentó las decisiones tomadas para ampliar la producción en las áreas del Golfo: “Triplicamos la cantidad de equipos de torre. Cuando nosotros tomamos la operación, pasamos de cinco equipos de torre a 16”.

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Luego de tres años del inicio de la etapa productiva, el pozo petrolero convencional HLG.St.LB.x-2001 del Yacimiento Los Blancos, situado en el departamento de Rivadavia, en Salta, produce en promedio 217 m3/día de petróleo y se posiciona como el de mayor producción de la cuenca Noroeste, según la operadora china High Luck Group. Se trata del descubrimiento de petróleo en Salta más importante en los últimos 30 años, que en octubre de 2020 inició su etapa de explotación.

“Alcanzar ese lugar de liderazgo no fue nada fácil, ya que durante este tiempo ocurrieron dos grandes hechos que representaron un desafío inmenso para High Luck Group, que no desistió en sus objetivos y continuó firmemente con las operaciones”, remarcó la petrolera.

En primer lugar, destacó la compañía, la aparición de la pandemia del Covid19 paralizó la actividad, generando una gran caída en la demanda mundial de combustibles, afectando fuertemente a toda la actividad industrial y a la hidrocarburífera en particular. “Durante ese difícil período, gracias al compromiso de la empresa operadora y al esfuerzo de sus trabajadores se logró evitar la paralización del campo y se garantizó la continuidad operativa del mismo, reforzando con diferentes acciones y programas el fuerte rol económico y social que la compañía cumple en la provincia”, afirmó la empresa. A fines del año pasado, al ritmo de la recuperación de la economía mundial debido al fin de la pandemia, el Yacimiento Los Blancos aportaba a la provincia de Salta poco más del 20% de la producción total de petróleo, según la empresa.

En segundo lugar, la guerra entre Rusia y Ucrania convulsionó la economía global y trajo aparejado la caída de oferta de petróleo y gas, destacó High Luck Group. Y añadió: “particularmente en el norte argentino se sufrió un fuerte proceso de desabastecimiento de combustibles refinados en aquellos meses, lo cual afectó gravemente a la economía local”.

Incrementar la producción

Pablo Cavalleri, gerente de Operaciones de High Luck Group, expresó: “en consonancia con la crisis de desabastecimiento de combustibles, redoblamos esfuerzos operativos logrando valores récord de producción de petróleo en la cuenca, los cuales configuran cerca del 30% de la producción total de la misma, posicionando a High Luck como la principal productora de petróleo crudo del norte argentino. Logramos alcanzar un incremento del 100% en la producción respecto al inicio de la etapa de explotación del campo”.

2016

La petrolera señaló que “transcurridas varias décadas de desánimo exploratorio generalizado en el norte del país por ausencia de descubrimientos de relevancia, mediante la perforación del pozo exploratorio HLG.St.LB.x-1002 en 2016, la compañía comprobó la existencia de un nuevo reservorio productivo y un nuevo sistema petrolero en la cuenca cretácica del noroeste argentino, lo cual fue una gran noticia para la región”.

Dos años más tarde, se certificó la productividad del pozo HLG.St.LB.x-2001 y en 2019 se inició la etapa de producción, momento en que se culminan los trabajos de construcción de la batería de almacenamiento de crudo. A fines de 2020, y luego de que la provincia de Salta emitiera el decreto a través del cual nació la concesión de explotación del Yacimiento Los Blancos, se inició la etapa de producción efectiva del campo, finalizó High Luck Group.

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El presidente de Compañía General de Combustibles (CGC), Hugo Eurnekian, destacó la inversión que vienen llevando adelante en la Cuenca Austral desde que adquirieron los activos de Petrobras en 2015. “Hoy podemos decir que todo el crecimiento de la empresa está muy vinculado a la tarea de exploración que venimos realizando. Llevamos perforados más de 200 pozos, y 12% son exploratorios, con siete descubrimientos”, precisó en el 11 ° Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos (Conexplo), organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, llevado adelante en Mendoza. “Más del 80% de la producción de CGC de la Cuenca Austral proviene de los descubrimientos que hemos realizado», agregó.

«La Cuenca Austral tiene un potencial enorme y está relativamente inexplorada. Esta es una visión basada en datos concretos como la densidad de los pozos y los resultados que obtuvimos, por eso seguimos creyendo que es una cuenca que está lejos de ser madura”, sostuvo Eurnekian durante la charla que mantuvo con el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, acerca de las cuencas maduras y su reactivación.

«Seguimos desafiando paradigmas. Uno de ellos es la roca madre, el Palermo Aike, en donde este año hicimos dos fracturas en dos pozos verticales y obtuvimos resultados mejores a los previstos”, remarcó el presidente de CGC. Asimismo, adelantó que la intensión de la compañía es perforar pozos horizontales y testear que esa roca madre pueda ser comercial.

En sintonía con el eje temático propuesto sobre la maduración de las cuencas, Eurnekian manifestó “perforamos pozos en los plays más tradicionales como Springhill, anticlinales y nos fue mal, pero eso no significa que esté agotado, probablemente quede mucho por hacer”. “Hay cosas que tienen mucho tiempo, pero eso no significa que estén maduras”, agregó.

El nuevo congreso organizado por el IAPG en Mendoza se desarrolló bajo el lema: “El Desafío de Consolidar el Crecimiento”, vinculado a la visión de afrontar el presente y el futuro frente a los escenarios nuevos e inciertos que se presentan a fin de construir un camino de progreso individual y colectivo, personal y empresarial, público y privado. Del evento participaron asistentes profesionales y técnicos de la industria, asociaciones afines, y entes académicos y gubernamentales, junto a compañías locales e internacionales del sector.

Infraestructura y proyecto de almacenaje de gas

Al ser consultado sobre el manejo de la compañía en materia de infraestructura, servicios, proveedores y evacuación, el CEO de CGC sostuvo “es un desafío porque muchas veces los servicios que se necesitan para desarrollar la actividad son dedicados y los tenemos que traer, y también competir con Neuquén, lo cual resulta difícil por el volumen de actividad y por la distancia”.

Acerca de los proyectos que existen en CGC sobre la puesta en marcha de almacenaje de gas, Eurnekian mostró la necesidad que presenta en país en este sentido. “Para el sistema de gas de Argentina resulta imprescindible el almacenamiento subterráneo porque tenemos una demanda con una estacionalidad enorme y ahora vamos a crecer en producción de gas”.

Bajo esa misma idea agregó “es preciso tener capacidad para desarrollar almacenaje para poder guardar gas cuando no tenemos mercado y así tenerlo disponible cuando falta, más cuando existen precios internacionales tan altos que justifican económicamente este proyecto”.

A su vez, exhibió que cuando la compañía decidió desarrollar esa iniciativa sobre el almacenaje “no había un flujo de fondos que cerrara, y hoy tampoco está, pero hay convencimiento. Hicimos un piloto que está frenado, pero creemos que eso se va a dar y queremos estar listos y adelantados”.

Productividad de los pozos y transición energética

También se refirió a la curva de aprendizaje que han obtenido en la compañía en base al trabajo realizado y a la productividad que presentan los pozos. Sostuvo que “año a año vemos como los pozos horizontales presentan evolución. Los primeros pozos que hacíamos eran de ramas de 800 metros y los últimos con ramas de 1400 o 1600 metros, y cuando los comparamos vemos que a estos últimos los hacemos en menos tiempo”.

Vinculado a estas ideas sobre la productividad y eficiencia remarcó que ese objetivo de ser cada vez más competitivos “no se trata de una amenaza externa a causa de la transición energética, sino por una competencia dentro de la misma industria”. “La cuencas a las que yo no considero maduras permiten mantener esa competitividad, teniendo recursos convencionales y no convencionales, y manteniendo un equilibrio entre gas y petróleo”.

Frente a esto argumentó que el ingreso de CGC en la Cuenca del Golfo “fue lo que terminó de equilibrar a la compañía en cuanto a producción, que además presenta un potencial enorme desde primaria, secundaria, terciaria y exploración”. “Como compañía teníamos la necesidad de diversificar e ir hacia el petróleo, no sólo gas, y evaluamos muchas cosas, entre ellas Vaca Muerta, que la seguimos observando, pero identificamos Sinopec como un conjunto de activos con un gran potencial y que estaba subexplorado”, sostuvo.

Por esto, habló sobre los objetivos logrados y dio a conocer que durante 2021 “se acordó con la provincia un plan de inversiones que contempla 20% de los pozos exploratorios, es decir, alrededor de 200 pozos comprometidos que hay que explorar y que no están maduros, en donde los resultados son muy buenos”.

Por último, planteó que cree en el problema que acarrea el cambio climático y la necesidad de abordarlo: «El mundo está invirtiendo y trabajando mucho en eso, pero el pronóstico de transición de forma lenta no es algo que va suceder. Los cambios son bruscos y discretos no continuos”.

En este sentido agregó que “aún no está del todo claro si está industria va a quedar fuera o va a ser parte de la solución, yo pienso que será esto último. No creo en los planes de llegar a cero emisiones, sino que pienso en que va a aparecer una tecnología disruptiva que vamos a poder aplicar”. “Aun así creo que hay que desarrollar esos planes sobre las emisiones porque en esa dirección vamos a encontrar algo distinto”.

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El gobierno nacional reglamentó el nuevo Plan Gas, que establece un mecanismo contractual para la producción incremental de gas natural en el mercado local para el período que va entre 2022 y el año 2028. Uno de los objetivos centrales es extender los contratos para el abastecimiento de gas natural al país y llenar el Gasoducto Néstor Kirchner, que el gobierno apunta a inaugurarlo a mitad del año que viene. La medida publicada hoy, que cuenta con once anexos, forma parte de la oficialización del Plan Gas. El gobierno todavía no publicó la regulación del mecanismo de exportaciones de gas del plan.

El plan servirá para incrementar la inyección de gas desde la cuenca Neuquina con producción no convencional desde Vaca Muerta, pero también para evitar el declino de las cuencas Austral y Noroeste

La Resolución 770/22 salió publicada este lunes en el Boletín Oficial con la firma de la secretaria de Energía, Flavia Royón. La publicación del decreto del Plan Gas estaba demorada desde hace casi un mes.

Plan

Para la cuenca Neuquina, la medida extiende los compromisos asumidos por las operadoras en el Plan Gas 4. El precio para las extensiones será igual o inferior al de la Ronda 1 del Plan Gas 4, que tuvo un promedio de 3,53 USD/MMBTU).

Luego, la cuenca Neuquina tendrá otra ronda que estará dividida en cuatro períodos:

i. Gas Plano Julio: hasta 11.000.000 m3 por día para el período comprendido entre el 1° de julio de 2023 y el 31 de diciembre de 2028.

ii. Gas Plano Enero: hasta 3.000.000 m3 por día para el período comprendido entre el 1° de enero de 2024 y el 31 de diciembre de 2028.

El Gas Plano Julio y Enero tendrá un precio inferior o igual a 4 USD/MMBTU.

iii. Gas de Pico 2024: hasta 7.000.000 m3 por día para los períodos comprendidos entre el 1° de mayo y el 30 de septiembre de los años 2024 a 2028.

iv. Gas de Pico 2025: hasta 7.000.000 m3 por día para los períodos comprendidos entre el 1° de mayo y el 30 de septiembre de los años 2025 a 2028.

El precio para invierno (Gas de Pico 2024 y 2025) tendrá un precio inferior o igual a 6,9 USD/MMBTU.

Austral y Noroeste

El plan establece en una primera ronda la extensión de los compromisos para las cuencas Austral y Noroeste, pero -sobre todo- apunta con un precio similar de 3,5 US$/MMBTU a una mayor oferta en la producción de gas de Chubut y Santa Cruz.

Luego, una segunda ronda será para la producción incremental en ambas cuencas entre enero de 2025 y diciembre de 2028 y el precio quedará librado a negociación entre las partes.

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En un encuentro que contó con la participación de la secretaria de Energía, Flavia Royón, y el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, la compañía productora de energía eléctrica AES Andes comunicó la activación de la línea de interconexión InterAndes que permitirá realizar intercambios bidireccionales de energía entre ambos países. La iniciativa tiene como objetivo abaratar los costos sistémicos y disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).

Se trata de una línea de transmisión de 409 kilómetros de largo que se extenderá entre la subestación Andes en Chile y la subestación Cobos en Argentina, ubicada en Salta. El acuerdo determina que los sistemas no operarán sincronizados, sino que se destinarán componentes de generación en forma aislada eléctricamente. Es por esto que la línea, durante el día, permitirá el envío de hasta 80 megawatt (MW) desde Chile hacia Argentina. Mientras que durante la noche Argentina podrá enviar a Chile hasta 200 MW.

Esto permitirá acelerar la transición energética remplazando la generación de diésel en Chile y reducir durante el día los vertimientos de energía renovable en el sistema eléctrico chileno. Además, esta iniciativa servirá de respaldo en caso de presentarse contingencias eléctricas, mejorando la resiliencia en ambos sistemas.

En este sentido, Royón aseguró que “este acuerdo es parte de la agenda que tenemos como país, de la integración energética regional que queremos lograr”. “Con Chile estamos trabajando sobre cómo profundizar nuestra vinculación en materia energética puntualmente en gas y ahora en energía eléctrica”.

También sostuvo “cuando pensamos en la energía estamos pensando en el crecimiento de nuestro sector industrial, en que acceda a un insumo a precios competitivos, y en la posibilidad de que las pequeñas y medianas empresas se incorporen con una participación cada vez mayor en las oportunidades que la diversificación energética brinda en el marco de la transición”.

Por último, agregó “este proyecto tiene como foco la sustentabilidad y un componente de energías renovables”. Agradeció a AES Andes y remarcó “su liderazgo en este tipo de acciones, en innovación e inversión y su colaboración junto con el sector público y con el gobierno de Chile”.

Por su parte, Pardow explicó que “el proyecto de interconexión eléctrica que vuelve a operar entre ambos países representa un paso más de cooperación entre Chile y Argentina.  Es un aporte al desarrollo de la generación renovable, debido a que permite exportar energía de vertimiento”.

De igual manera aseveró que “iniciativas como estas son una muestra de cómo podemos trabajar en conjunto de una mirada a corto plazo pero también observando nuestros desafíos estratégicos. Chile lleva décadas implementando políticas públicas para el fomento de energías renovables y han resultado muy exitosas”.

También, remarcó que este nuevo acuerdo “constituye un incremento en la seguridad del abastecimiento energético, dado el aporte que haría hacia nuestro país en las horas de menor generación renovable”. “Representa un paso más en la cooperación energética y un avance concreto en la integración energética regional que anhelamos”.

En esa misma línea, el vicepresidente ejecutivo y COO de AES, Bernerd Da Santos, manifestó “este acuerdo es un vivo ejemplo de cómo trabajando juntos podemos impulsar transiciones energéticas justas y responsables en Chile y Argentina”. “Prueba de ello es que la cooperación entre países vecinos y el sector privado puede contribuir a la integración energética de la región, en busca de alcanzar sus metas de reducción de emisiones y dinamizar sus economías”, precisó.

El CEO de AES Argentina, Martín Genesio, comentó que “la transición energética no solo abarca la irrupción de fuentes de energías renovables, sino también la interconexión regional y el aprovechar las oportunidades de intercambio de energía para lograr un abastecimiento con mayor sustentabilidad”. Y manifestó “dimos un gran paso en ese sentido. Quiero agradecer y felicitar a ambos gobiernos que han demostrado saber trabajar mancomunadamente por un gran objetivo en común”.

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Se trata de otro paso importante en su camino hacia la sostenibilidad y refuerza el compromiso de la marca de reducir las emisiones de CO2 de sus vehículos en un 50% para 2030 y en un 100% para 2040. En 2019, Volvo fue el primero entre los fabricantes tradicionales en ofrecer camiones 100% eléctricos y, actualmente, la marca produce los modelos semipesados y pesados en serie en Suecia, con una oferta completa para Europa (donde es líder en eléctricos) y Estados Unidos.

«La electrificación de los camiones pesados ya es una solución viable en Europa y pronto lo será también en Brasil», dijo Wilson Lirmann, presidente del Grupo Volvo América Latina, durante la conferencia de prensa en Fenatran.

Con cero emisiones, el FM Eléctrico es un vehículo para la distribución urbana y regional, con una autonomía de hasta 300 kilómetros. El presidente de Volvo Brasil también destacó que aún no hay fecha para iniciar la comercialización en el vecino país, pero que pronto, el modelo participará de pruebas con clientes brasileños en diferentes segmentos ya que hay un gran interés por parte de transportistas en la búsqueda de soluciones cada vez más eficientes y respetuosas con el medio ambiente.

100% eléctrico

El camión eléctrico de Volvo puede estar equipado paquetes desde 2 a 6 baterías (180-540 kWh), dependiendo de la aplicación. Al final de la jornada de trabajo, el vehículo puede cargarse por la noche con corriente alterna. Alternativamente, las recargas rápidas pueden realizarse en corriente continua, con puntos de recarga definidos conjuntamente con los transportistas, según el perfil de la ruta, la distancia y el peso de la carga.

Con una potencia de hasta 490 kW, el FM Eléctrico puede utilizarse en diferentes operaciones: desde el transporte de productos industrializados, carga refrigerada, alimentos y bebidas, hasta bienes de consumo y productos hortícolas.

Otra ventaja que causa admiración es el bajísimo nivel de ruido. Además de proporcionar cero emisiones de gases, el FM Eléctrico puede realizar tareas urbanas y nocturnas sin causar contaminación acústica ni molestias en zonas residenciales.

Y, como ocurre con todos los productos Volvo, el índice de reciclabilidad es muy alto. Con una vida media estimada de ocho años, las baterías pueden tener una segunda vida de más de 20 años, sirviendo como unidades de almacenamiento de energía para hogares, edificios y otras instalaciones alimentadas por generación fotovoltaica o eólica.

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El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), a cargo de Walter Martello, un funcionario de confianza del ministro de Economía, Sergio Massa, llamó a una audiencia pública para el 23 de enero con la intención de avanzar en un aumento tarifario para el segmento de distribución eléctrica para Edesur y Edenor, que operan en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). En los hechos, el gobierno busca impulsar un aumento tarifario para el próximo año que se sumará a los incrementos en las facturas que ya se están registrando por la quita de subsidios de la segmentación.

Esto significa que un usuario de Nivel 1 (altos ingresos o no registrados) abonará la tarifa plena (sin subsidios) a partir del 1° de enero de 2023, pero además se le sumará un nuevo aumento en las facturas luego de la audiencia pública.

Las distribuidoras Edenor y Edesur están reclamando una recomposición de ingresos de 100% que tendría un impacto en la factura de un 30% o 40%. En el sector se esperaba que Sergio Massa concrete el aumento para Edenor y Edesur antes de fin de año, pero finalmente quedará para principios del año próximo.

VAD

El ENRE instrumentó la medida a través de la Resolución 576/22 publicada este viernes en el Boletín Oficial. El gobierno tiene que definir cuánto aumentará el Valor Agregado de Distribución (VAD) de Edesur y Edenor para que estas distribuidoras no acumulen más deuda con CAMMESA, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista. Edenor y Edesur están pagando aproximadamente el 30% de la factura de la energía que adquieren en el mercado mayorista y mes a mes aumenta la deuda con CAMMESA.

El gobierno tuvo la política de habilitar aumentos tarifarios para el transporte y el costo mayorista de la energía, pero pisó las tarifas en el rubro de distribución. Edenor y Edesur tienen los márgenes congelados desde mayo de 2021, cuando el Poder Ejecutivo habilitó una suba del 9%. Puntualmente estas distribuidoras tuvieron menos recomposición tarifaria que las demás distribuidoras eléctricas del país. Esto generó que las compañías dejen de pagar la energía a CAMMESA y acumulen una deuda enorme. Tal como publicó EconoJournal, las distribuidoras deben $ 500.000 millones, pero la deuda con CAMMESA de Edenor y Edesur, que dan servicio a casi el 50% de los usuarios del país, es de $ 250.000 millones. A su vez, el Estado acumula una deuda en CAMMESA con generadoras y petroleras cada vez más grande.

Audiencia

La resolución publicada este viernes está firmada por Walter Martello, un funcionario de confianza Sergio Massa que reemplazó en agosto a Soledad Manin, que respondía a la vicepresidenta Cristina Fernández. El texto afirma que “resulta procedente la conveniencia de convocar a una audiencia pública con el objeto de poner en conocimiento y escuchar opiniones respecto de las propuestas de las concesionarias del servicio público de distribución de energía eléctrica, tendientes a obtener una adecuación transitoria de tarifas, ello dentro del proceso de renegociación de la RTI (Revisión Tarifaria Integral) y con carácter previo a definir las tarifas a aplicar por las concesionarias”.

La audiencia se llevará a cabo el 23 de enero desde las 8:30 horas y será realizada por streaming. Luego, el gobierno definirá cuál será el porcentaje de aumento que otorga a las concesionarias del servicio de distribución eléctrica.

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(Desde Neuquén). Embajadores de países de la Unión Europea desembarcaron esta semana en Neuquén en búsqueda de “proveedores más confiables” de gas natural para los próximos 25 años. Debido al conflicto bélico entre Rusia y Ucrania, Europa se ve en la necesidad de reemplazar casi en su totalidad la importación del hidrocarburo ruso. En esa agenda, Vaca Muerta podría tener un rol, dada la necesidad imperiosa de la UE de construir plantas de licuefacción para asegurar el abastecimiento de gas natural licuado (LNG por sus siglas en inglés). La comitiva también puso el foco en la transición energética hacia las energías renovables.

Para el año 2050 la Unión Europea reafirma su objetivo de lograr una economía absolutamente neutral en carbono. Es decir, que se hayan reemplazado todas fuentes de energía fósiles. Fuentes de la comitiva señalaron que el gas es indudablemente el eslabón de la cadena hacia las fuentes renovables. El combustible de la transición hacia una matriz energética “verde”.

El gobernador Omar Gutiérrez dijo al respecto que es un “hito haber trabajado para poder construir una agenda y tender estos lazos que son fundamentales y decisivos para poder conectar Neuquén al mundo”. En este contexto, reconoció que se necesita un plan de trabajo a nivel nacional de mediano y largo plazo para que existan certezas y haya previsibilidad en la oferta y en el abastecimiento.

Embajadores de la UE llegaron esta semana a Neuquén para interiorizarse sobre los avances en Vaca Muerta.

Más desafíos en puerta

“En América Latina casi no existen plantas de licuefacción de gas y eso no va a cambiar de la noche a la mañana”, dijo el embajador de la Unión Europea, Amador Sánchez Rico. Y agregó que para ello “hacen falta marcos mas previsibles, un clima de inversión favorable en los diferentes países y para eso también estamos trabajando con Argentina en un documento.

Una de las cuestiones centrales en el mensaje de la comitiva fue, por un lado, la necesidad de que la Argentina ofrezca certeza y previsibilidad para convertirse realmente en un proveedor de gas a Europa. Para ello es necesario construir infraestructura: más gasoductos y, cómo mínimo, una planta de licuefacción de gas para que los barcos metaneros lo acerquen a los mercados europeos.

El gobernador dijo que “en la transición energética el gas es el motor para llegar al otro lado de la costa. Con lo cual estamos buscando las vinculaciones como productor con distintos países y economía como demanda para poder acelerar la inversión del anclaje concesionado, generando las pistas, los gasoductos que habrán de transportar el gas y para eso la inversión de infraestructura de las plantas modulares y de licuefacción”.

En ese sentido, recordó que «mientras otras cuencas están en declino, aquí se continúa trabajando y produciendo a punto tal que estamos, como comprometimos, a un paso de alcanzar la marca histórica de producción de 308.000 barriles/día de petróleo, habiendo superado ya la marca histórica con 92 millones de m3/día de gas”, precisó.

Al respecto, explicó que “la planta de licuefacción es la recta final de todo un circuito que hay que transitar y que tiene dos puntas: la planta de licuefacción y la salida a ese mercado internacional y el área concesionada que ya está, que es el gas. Pero hay que unirla con la construcción de un nuevo gasoducto, paralelo a los existentes y a los que se están construyendo, porque esos permisos y esos desarrollos de exportación del gas que se va a transportar son de carácter no interrumpible, con lo cual es una nueva economía de escala que se incorpora a la existente”, aclaró.

Gutiérrez afirmó que se trata de “un elemento importantísimo”, pero a esa planta habrá que abastecer con producción de gas de manera ininterrumpida y un nuevo gasoducto. “Entonces es un proyecto de punta a punta, evacuación y transporte -la pista-, más la planta de licuefacción y el mercado”. Mencionó como ejemplo lo que se ha anunciado entre YPF y Petronas, y anunció que hay cinco proyectos en evaluación.

Consideró que “esto no es sacarle el gas a nadie: la elaboración de este proyecto de desarrollo y exportación de gas es complementario con lo que vamos a lograr, que Vaca Muerta haga sustentable en materia de gas al país a fines de 2023, principios de 2024”.

Un memorándum de entendimiento

Para materializar las ideas que se están analizando y propiciar el marco de inversión necesario, se está elaborando un memorándum de entendimiento que plasmará el proceso de negociaciones entre Argentina y la Unión Europea. Se trata de un documento que se está trabajando en Bruselas y allí se sentarán las bases de la previsión estratégica que están haciendo para solucionar el problema que se les presenta.

Previo a la guerra en Ucrania, el 40 % del gas que consumía Europa provenía de Rusia. Hoy, sólo el 10 % del gas ruso abastece a esos países. El resto lo están recibiendo desde países cercanos como Noruega, Turquía y de algunos países del norte de África y de Estados Unidos. A largo plazo, buscan tener una oferta confiable y sostenible que les permita llegar al 2050 para abastecerse de energías 100% limpias.

El camino verde

Los embajadores pusieron el foco en el futuro de países abastecidos de energías limpias. Aconsejaron a Neuquén que se convierta en una provincia energética en un sentido integral. El representante de Alemania apuntó a que se siga desarrollando la estrategia de las energías renovables y en ese sentido alentaron a que los proyectos en carpeta consigan financiamiento, tanto para los parques solares, eólicos y las obras hidroeléctricas.

Destacaron que Argentina tiene gran valor particularmente en dos ámbitos con el nitrógeno verde y con el gas no convencional de Vaca Muerta.

Participan de la visita embajadores de Alemania, Austria, Bulgaria, Croacia, Eslovenia, Eslovaquia, España, Francia, Grecia, Hungría, Irlanda, Rumania, Reino de Suecia y de la Unión Europea. Tras las reuniones institucionales en la capital neuquina, la comitiva recorrerá los campos productores más significativos de Vaca Muerta.

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El sector energético argentino continúa en crecimiento y da lugar al nacimiento de nuevas compañías, tal como es el caso de Ukko Energy Blast, una empresa dedicada a la generación de energía a través de la reducción de las emisiones de gas en efecto invernadero.

Para lograr ese objetivo, la empresa invertirá en los próximos dos años unos US$ 25 millones en gas asociados que consiste en el armado de plantas de proceso y equipos de generación; con el objetivo de generar 30 megas.

Frente a esto, Mariano Rube, CTO de UKKO destacó “nos vamos a dedicar a la generación de energía minimizando el impacto medio ambiental ya que en cada proyecto estaremos reduciendo más del 80% de dióxido de carbono”. “En cuanto a la proyección del negocio, apuntamos a generar negocios asociativos por más de US$ 20 millones anuales con distintas empresas y expandirnos regionalmente con proyectos en México, Ecuador y Perú” .

En esa misma línea agregó “es evidente que la industria del Oil and Gas manifiesta una curva exponencial de desarrollo y crecimiento de producción. Existen en la actualidad desarrollos de infraestructura de gran envergadura que permitirán agilizar aún más esta industria”. “Estos procesos en la actualidad conlleva indefectiblemente acciones que impactan al medioambiente, sea por venteo o quema de Gas. La industria necesita encontrar soluciones e inversiones inteligentes que permitan reducir el impacto medioambiental y revertir la huella de carbono” concluyó el ejecutivo.

Antecedentes

En 2021, se quemaron innecesariamente 144.000 millones de metros cúbicos de gas en antorchas en instalaciones upstream de petróleo y gas en todo el mundo, lo que resultó en aproximadamente 400 millones de toneladas de emisiones equivalentes de dióxido de carbono (CO2), de las cuales 361 fueron en forma de CO2 y el resto en forma de metano.

En Argentina las emisiones furtivas de gas, derivadas de la industria del Oil and Gas es aproximadamente el 10% del inventario de gases de efecto invernadero de Argentina. En 2021, representó 1.2 Billones de m3 de gas.

En 2015, el Banco Mundial y el secretario general de la ONU lanzaron la iniciativa Zero Routine Flaring by 2030 (ZRF), que compromete a los gobiernos y las compañías petroleras a no quemar gas de forma rutinaria en ningún nuevo desarrollo de campo petrolero y a poner fin a la quema de rutina existente (heredada). tan pronto como sea posible y a más tardar en 2030.

Además de las emisiones de dióxido de carbono y de metano, la quema y el venteo provocan otras emisiones de sustancias contaminantes. Estas emisiones abruman el ambiente con sustancias tóxicas e influencian adicionalmente el clima a través de emisiones de hollín (black carbón).

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Las compañías petroleras acordaron este miércoles con los gremios del sector adelantar a enero de 2023 el aumento de 18,5% que había sido negociado en julio, la cual será no remunerativo hasta marzo para luego ser incorporado al salario. A su vez, los trabajadores percibirán un bono de 100.000 pesos que se abonará en dos cuotas iguales con los sueldos de diciembre y febrero.

El acuerdo paritario firmado el 20 de julio dispuso un incremento anual de 79% que, si bien inicialmente significó una recomposición por sobre la evolución del IPC, hoy se ubica por debajo de la inflación proyectada. Los gremios petroleros habían solicitado en las últimas semanas elevar ese porcentaje de la paritaria y finalmente se terminaran negociando una serie de mejoras destinadas a incrementar los ingresos de los trabajadores.

Aumento adelantado

El aumento de 18,5% se iba a cobrar entre febrero y marzo. En la paritaria firmada en julio se había acordado un 8,5% en febrero y el 10% restante en marzo, siempre calculado sobre los salarios de abril de 2022. Ahora el 18,5% se empezará a cobrar todo a partir de enero de modo no remunerativo.  

“Se aplicará sobre los conceptos remunerativos y no remunerativos, convencionales y no convencionales, normales y habituales, viandas y ayuda alimentaria, debiendo ser excluidos los conceptos cuya naturaleza está sujeta a bonos de facturación, adicional o ayuda vivienda, asignación o vehículo”, aclara el acuerdo firmado por la cámara de productores (CEPH) y el conjunto de los referentes sindicales, encabezados por Marcelo Rucci, líder del sindicato de petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa. 

En el mismo texto se precisa que esos últimos conceptos se ajustarán conforme a las prácticas habituales de cada compañía y a las particularidades de cada contrato de trabajo. Por último, se remarca que esta gratificación que los dos primeros meses será no remunerativa formará parte de la base del cálculo con la que se deberá abonar el aguinaldo de 2023.

Bono y vianda

El bono de 100.000 pesos es igual al acordado por el gremio de camioneros, aunque en ese caso se acordó su pago en cuatro cuotas, mientras que las petroleras lo abonarán en dos pagos con los salarios de diciembre y febrero. El acuerdo aclara que el bono se abonará “como compensación del impacto que tuvo el impuesto a la ganancia sobre los salarios de los trabajadores hasta la firma del presente”.

Aquellos trabajadores que cumplen jornadas inferiores a la legal o que ingresaron a su empresa después de abril de 2022 también percibirán el bono, pero en forma proporcional.

El acuerdo también contempló incrementar el monto correspondiente a la vianda a 65.000 pesos a partir de noviembre de 2022 y hasta marzo de 2023.

A cuenta de lo que resuelva el Estado

Debido a que dentro del gobierno se viene analizando desde hace varias semanas la posibilidad de obligar a las empresas a pagar un bono o una suma fija, las petroleras se cubrieron en el acuerdo al dejar explicitado que si antes de la finalización de la paritaria en marzo de 2023 “se dictara cualquier tipo de norma estatal nacional y/o provincial, a través de la cual se estableciera el pago obligatorio de un aumento salarial y/o un bono y/o una suma fija y/o cualquier otro tipo de prestación dineraria, de cualquier carácter y/o naturaleza, el mismo quedará absorbido, hasta su concurrencia, por el resultante de la gratificación establecida en el artículo tercero”. Es decir, por el bono de 100.000 pesos.

Revisión y paz social

Por último, el acuerdo también deja explicitado que las partes se reunirán en marzo “a efectos de analizar las variables económicas y la variación del IPC elaborado por el Indec a nivel nacional por el período abril de 2022 a marzo de 2022, a efectos de realizar las adecuaciones que pudieran corresponder”.

Además, se remarca que ambas partes ratifican su compromiso de mantener la actividad en un marco de paz social y ausencia de conflictos  

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La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) expresó su preocupación por las limitaciones a las importaciones, incremento de costos y caída de precios porque “impactan en la producción de los proyectos de oro y plata y la construcción de los proyectos de litio y cobre”. Además, las empresas mineras manifestaron “la continuidad de las demoras en los procesos de aprobación del Sistema de Importaciones de la República Argentina (SIRA) y del Sistema de Importaciones de la República Argentina y Pagos de Servicios al Exterior (SIRASE) y la falta de perspectivas de una solución”.

“Para nuestra industria es esencial saber que podremos acceder a los insumos para producir y continuar con la construcción de las ampliaciones y los nuevos proyectos”, continúa el comunicado de CAEM.

Insumos esenciales

A pesar de ser una de las tres únicas industrias generadoras de divisas netas para el país, esta problemática se viene arrastrando desde inicios del año, según la cámara, y “a pesar de los recientes cambios puestos en marcha, pone en riesgo el ritmo de producción, con posibilidad de que esta llegue a detenerse por completo”.

Estos inconvenientes en el sector pueden generar más demoras en las ampliaciones de los yacimientos, construcción de nuevos emprendimientos y frena la llegada de divisas, explicaron desde CAEM. “También daña a toda la cadena productiva de proveedores, compuesta mayormente por pymes, que son las que dinamizan las economías regionales”, añaden los empresarios mineros.

El sector

Las empresas mineras aseguran que esta situación se ve profundizada, además, por un contexto de baja en los precios de los metales (el 80% de las exportaciones nacionales corresponden a oro y plata) y por un incremento de los costos productivos, que en el último año ronda el 30% en dólares.

La minería es una industria con una balanza comercial netamente exportadora y fue uno de los tres únicos sectores que en el año pasado produjo ingresos netos de divisas para el país. “A esto se suma que genera más de 90.000 empleos y brinda aportes al Estado por $ 107.000 millones anuales”, expresó CAEM.

Para este año, la cámara prevé exportaciones del sector por U$$ 3.800 millones y en los próximos 10 años se podría triplicar esta cifra con exportaciones anuales que lleguen a U$$12.000 millones e inversiones por más de U$$ 20.000 millones “si se sostuvieran las condiciones internacionales y se generara el contexto nacional adecuado. Esto incluye, primordialmente, la posibilidad de que se regularicen las importaciones”.

“Cada dólar que utiliza la minería vuelve al país multiplicado en divisas, aportes impositivos, empleo de calidad, generación de infraestructura y desarrollo regional. Con esta base, insistimos en la necesidad de llegar a una solución, a fin de que se pueda garantizar el volumen de exportaciones proyectadas para 2022 y los beneficios que de ello se derivan para el país”, concluyó CAEM.

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La provincia de Jujuy anunció el llamado a una licitación de propiedades mineras con potencial para la exploración de un proyecto de litio. Se trata de siete propiedades mineras, entre cateos, minas y áreas de reserva, dentro de la cuenca de Salinas Grandes y Laguna de Guayatayoc, en el centro de la provincia, según informó la empresa jujeña JEMSE.

En concreto, es una licitación nacional e internacional para la exploración geológica y factibilidad de alrededor de 11.000 hectáreas en la cuenca para el eventual desarrollo de una futura producción de carbonato de litio. La zona tiene alto potencial y es una de las más ricas del mundo en este mineral porque está ubicada en el Triángulo del litio, que conforma la Argentina con Bolivia y Chile.

Según comunicó JEMSE, hasta el 28 de noviembre se venderán los pliegos de bases y condiciones en las oficinas que la empresa provincial tiene en San Salvador de Jujuy, que tendrá un valor de US$ 55.000. Según fuentes del sector, hay algunas firmas o grupo de firmas nacionales e internacionales que mostraron interés en esta licitación.

El rol de JEMSE

El presidente de JEMSE, Felipe Albornoz, indicó que “tenemos muchas expectativas sobre esta región, estamos promoviendo la actividad de exploración con la posibilidad de que puedan factibilizarse nuevos proyectos para la producción de litio en Jujuy, pero con diversas responsabilidades y obligaciones para las empresas”. “La primera tiene que ver con la presentación de un plan de responsabilidad social, con integración, respeto y procesos informativos y consulta que deben llevar a cabo las empresas que resulten ganadoras de la licitación con las comunidades originarias de la zona. La segunda, las empresas deberán cumplir con todas las normativas provinciales y nacionales en materia ambiental y social y llevar a cabo planes de monitoreo participativo previo a toda actividad minera que se lleve a cabo tiene junto al estudio de impacto ambiental aprobado por UGAMP, la unidad de gestión ambiental minera de la provincia”, agregó.

“Como tercera premisa, se espera recibir propuestas para incorporar a JEMSE al proyecto, que puede ser a través de royalty, participación accionaria, preferencia de compra del mineral producido, entre otras modalidades”, concluyó Albornoz.

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“YPF es nuestra casa”, solía repetir Antonio «Coco» Cassia, secretario general de la Federación de Trabajadores del Petróleo e Hidrocarburos (SUPeH), el sindicato que nuclea a la mayor parte de los trabajadores enrolados en YPF. El dirigente gremial falleció esta madrugada en su domicilio personal tras sufrir un accidente cerebro vascular (ACV), según indicaron fuentes privadas.  

La noticia conmociona a toda la industria, en especial al universo YPF. La vinculación la petrolera de bandera era prácticamente indeleble. La sede del SUPeh fue, por caso, el espacio que eligió Miguel Galuccio para despedirse de sus colaboradores más cercanos cuando dejó la presidencia de YPF, a inicios de 2016.

«Coco sentía un profundo amor por YPF. Recuerdo que me ayudó mucho cuando regresé al país y me acompañó durante mi gestión en YPF. Era un jugador de equipo y entendía perfectamente el panorama completo y el rol de la Argentina”, lo recordó Galuccio ante la consulta de EconoJournal.

Mendocino y con una histórica capacidad de articulación con la política (llegó a ser ministro de Trabajo de la Nación), Cassia era considerado por la mayoría de las fuentes consultadas por este medio como un líder moderado, racional, que siempre permitió encauzar la agenda sindical de YPF de una manera lógica.

“Era muy inteligente, apuntaba al diálogo para resolver los conflictos y tenía capacidad tanto para cerrar para arriba (con la empresa controlada por el Estado) como para abajo (con las bases)”, lo describió un ex directivo de la empresa que hoy preside Pablo González. “Va a ser una pérdida grande, sobre para el SUPeH, porque Coco era quien contenía las tensiones internas dentro del gremio”, agregó.

Cassia había sido reelecto el 9 de diciembre de 2021 había sido relecto como secretario general del SUPeH, con el 83 % de los votos sobre un padrón que supera los 12.000 afiliados. Allí había asegurado que iba a continuar trabajando para “el bienestar de los trabajadores y su familia, y por el engrandecimiento de YPF”.

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El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicó el 31 de agosto los nuevos cuadros tarifarios para los usuarios que renunciaron al subsidio energético. El interventor Osvaldo Pitrau puso en marcha así la segmentación sin convocar a audiencia pública previa. Ante una consulta de EconoJournal, en la Secretaría de Energía reconocieron en ese momento que era necesario convocar a la audiencia, pero dijeron que la iban a hacer más adelante. Ya pasaron más de dos meses desde entonces y la audiencia todavía no fue convocada.  Ahora en Energía prometen que la convocatoria llegará a fin de mes, pero las asociaciones de consumidores consultadas por este medio aseguraron que se reunieron hace pocos días con Pitrau y no les comentó nada sobre el tema.

Enargas tampoco realizó la audiencia pública para ajustar los márgenes de transportistas y distribuidoras antes del aumento que se aplicó el 1 de junio. En esa ocasión el entonces interventor Federico Bernal prometió que habría audiencia en las mismas resoluciones con las que oficializó los cuadros tarifarios de las distintas distribuidoras:

“Corresponderá oportunamente a este Organismo efectuar todos los análisis y pasos procedimentales que permitan a la ciudadanía conocer, en efecto, el impacto en los cuadros tarifarios de la adecuación establecida; es decir aquello que habrán de abonar, así como lo que corresponda respecto del tratamiento en materia de diferencias diarias acumuladas, todo lo cual no aparece como viable en esta oportunidad en razón de la inmediatez requerida por la Secretaría de Energía de La Nación”, sostuvo Bernal en los considerandos y luego agregó: “En razón de todo aquello, este Organismo convocará oportunamente a Audiencia Pública una vez que se cumplan todos los extremos previstos en la Resolución N° RESOL-2022-403-APN-SE#MEC y el Marco Regulatorio del Gas”.

Finalmente, Bernal, quien alzó la bandera de la audiencia pública durante muchos años, se fue del Enargas sin convocar a la audiencia que prometió. El funcionario no se fue del gobierno en disconformidad porque le impidieron hacer la audiencia sino porque lo ascendieron a subsecretario de Hidrocarburos y desde entonces no volvió a hacer referencia al tema.

Pitrau ahora sigue sus pasos y las asociaciones de consumidores, que fustigaron de manera recurrente al ministro de Energía de Cambiemos, Juan José Aranguren, por no convocar a audiencia pública en 2016, reclamaron la audiencia previa a fines de agosto, pero luego parecen haberse desentendido del tema pese al incumplimiento del gobierno. De hecho, no hubo ninguna asociación que se presentara en la Justicia para impugnar el aumento como sí ocurrió en 2016.

Bernal y Pitrau en 2021, cuando todavía convocaban a audiencias públicas.

La audiencia pendiente

Tanto el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) como los márgenes de transportistas y distribuidoras se solían definir habitualmente en una misma audiencia pública, como ocurrió en septiembre de 2016 cuando el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren, realizó la audiencia en la Usina del Arte obligado por la Corte Suprema de Justicia, tras una presentación judicial que realizó CEPIS. Este gobierno, en cambio, optó por un camino diferente.

El secretario de Energía, Darío Martínez, convocó en febrero del año pasado a una audiencia pública para el 15 de marzo donde se analizaría el precio del PIST y a los pocos días el interventor del Enargas, Federico Bernal, convocó a otra audiencia para los días 16 y 17 de marzo donde se pusieron en debate las tarifas de transportistas y distribuidores.

En la audiencia que convocó Bernal en aquella ocasión se dio por supuesto que no habría cambios en el precio del gas en boca de pozo que se había debatido un día antes. De hecho, Bernal le advirtió entonces a las empresas, en medio de una fuerte interna sobre cuánto había que aumentar, que, si la Secretaría de Energía finalmente decidía subir el precio del PIST, él debería convocar a una tercera audiencia pública, lo que finalmente no ocurrió porque solo se ajustaron los márgenes de transportistas y distribuidoras.  

El mismo esquema se replicó a comienzos de este año, aunque de modo invertido. Bernal realizó primero una audiencia el 19 de enero y luego siguió Martínez con otra audiencia el 30 de enero. El resultado fue el mismo de 2019: el precio del gas en boca de pozo se mantuvo sin cambios y solo se ajustaron los márgenes de transporte y distribución, lo que derivó en un incremento tarifario promedio del 20% a nivel nacional.  

Ese esquema de dos audiencias públicas por aumento no se replicó antes del aumento de junio. El 10 de mayo se discutió el PIST, pero no hubo una segunda audiencia convocada por Bernal, quien igual firmó los nuevos cuadros tarifarios publicados el 31 de mayo. Fue en esas resoluciones que Bernal aseguró no haber tenido tiempo de convocar a la audiencia previa, tal como establece la ley, pero dijo que la convocaría después, lo que nunca hizo.

En septiembre llegó un nuevo aumento para quienes no se inscribieron para conservar el subsidio, que incluyó topes al consumo subsidiado de gas natural por red para los usuarios de ingresos medios, lo que supondrá un aumento adicional también para este segmento. Sin embargo, tampoco se realizó audiencia pública.

Qué dice la ley del gas

Los especialistas consultados y el gobierno coincidieron ante EconoJournal en que es necesario realizar al menos una audiencia pública, aunque no se toque el Valor Agregado de Distribución (VAD) y el Valor Agregado de Transporte (VAT). “En el caso del gas sí hay que hacer audiencia pública porque hay contratos que pactan los productores de gas con las distribuidoras donde se establecen los volúmenes y las condiciones de entrega”, señaló una fuente del sector privado. “La ley 24.076 marca que debe aprobarse en audiencia pública el pase a tarifa del nuevo precio del gas”, respondieron a EconoJournal desde el gobierno en agosto, pero la audiencia sigue sin aparecer.

No solo corresponde hacer la audiencia, sino que debería haberse realizado antes de publicar los cuadros tarifarios y no cuando el hecho ya está consumado. La ley 24.076 no deja dudas sobre este punto:

Artículo 46: Los transportistas, distribuidores y consumidores podrán solicitar al Ente Nacional Regulador del Gas las modificaciones de tarifas, cargos, precios máximos, clasificaciones o servicios establecidos de acuerdo con los términos de la habilitación que consideren necesarias si su pedido se basa en circunstancias objetivas y justificadas.

Recibida la solicitud de modificación, el ente deberá resolver en el plazo de sesenta (60) días previa convocatoria a audiencia pública que deberá celebrarse dentro de los primeros quince (15) días de la recepción de la citada solicitud.

Audiencia pública de electricidad

El gobierno tampoco convocó a audiencia pública cuando avanzó con la segmentación de la energía eléctrica y en este caso ni siquiera promete que vaya a realizarse porque dicen que no es necesario, salvo que haya modificaciones del VAD y/o el VAT.

Sin embargo, la Corte Suprema en julio de 2020 declaró la inconstitucionalidad del aumento de tarifas de gas aplicado en 2014 a través de las resoluciones 226/14 de la Secretaría de Energía y 2508/14 del Ente Nacional Regulador del Gas por no haberse realizado audiencia pública. Fue a partir de una denuncia que realizó la Unión de Usuarios y Consumidores contra Litoral Gas S.A., el Enargas y el Ministerio de Planificación. En ese fallo, el magistrado Horacio Rosatti explicitó que debe haber audiencia pública cada vez que se modifica el importe de la tarifa que abonan los usuarios, independientemente del concepto que se use para justificarlo:

“El incumplimiento a la obligación de llamar a audiencia pública conforme lo exige el marco regulatorio previsto en la ley 24.076 (arts. 46, 47 y 68), en línea con el art. 42 de la Constitución Nacional, fulmina de nulidad a las normas que modifican el importe de la tarifa final que abonan los usuarios, independientemente de la denominación adoptada para los nuevos conceptos y aun cuando estos no produzcan pérdidas ni beneficios al distribuidor ni al transportista”.

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La compañía Genneia, la principal generadora de energías renovables del país, lanzará el próximo 9 de noviembre la emisión de bonos verdes por US$ 40 millones para financiar la construcción de los parques eólicos La Elbita I y II, ubicados en la provincia de Buenos Aires, y el proyecto solar Tocota III en San Juan.

Se trata de la reapertura de las Obligaciones Negociables (ON) Clase XXXV y nuevas Obligaciones Negociables Clase XXXVII en el mercado local, por un monto ampliable hasta US$ 80 millones. La nueva ON será el séptimo instrumento de la compañía calificado como bono verde.

El CFO de la empresa, Carlos Palazón, señaló que “tras liderar la colocación de Bonos Verdes en Argentina en 2021, continuamos apostando por nuevas inversiones en energías renovables y a la inversión productiva en el país, con proyectos que ayudan a la transición energética”.

Bonos verdes

Ingresarán al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de Bolsa y Mercados Argentinos (ByMA), que nuclea a los principales actores del mercado de capitales, y está dirigido a cualquier inversor – personas o instituciones- “dispuesto a obtener rentabilidad a la vez que contribuir a brindar soluciones ambientales”, informó Genneia en un comunicado.

Estos instrumentos son dólar-linked, es decir, se encuentran denominados en dólares y serán integrados en pesos al tipo de cambio inicial. La ON Clase XXXV Adicionales tiene una tasa de interés fija del 0%, pagadera trimestralmente, bullet, con vencimiento en diciembre 2024 y se licitará por precio. Mientras que la ON Clase XXXVII tendrá una tasa de interés fija a licitar, pagadera trimestralmente, amortizable en tres cuotas iguales a partir del mes 42, 45 y 48 y con vencimiento en el mes 48.

El Banco Macro actuará como organizador y las entidades Macro Securities, Banco Santander, BBVA, Banco Patagonia, BACS, Balanz, Facimex, MAX y TPCG serán los colocadores.

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El gobierno publicó hoy en el Boletín Oficial la adjudicación por US$ 18 millones a tres empresas para que instalen paneles y heladeras solares para vacunas en 494 edificios de Centros de Atención Primaria de Salud (CAPS) correspondiente a la Licitación Pública Nacional N° 3 del Programa de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER). Las provincias beneficiarias son La Rioja, Salta, Tucumán, Jujuy, Chaco, Córdoba, Catamarca, Misiones, Chubut, Neuquén, Río Negro, Santa Cruz y Santiago del Estero.

El PERMER está bajo la órbita de la Subsecretaría de Energía Eléctrica y es un proyecto para proveer de energía renovable a zonas desconectadas de la red nacional. Está financiado principalmente por el préstamo N° 8484 del Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF, una de las cinco instituciones que integran el Banco Mundial), pero cuenta también con aportes menores del sector público y privado. El proyecto está diseñado para proveer zonas rurales, escuelas, instituciones y edificios públicos y parques nacionales.

Lotes y provincias

La Secretaría de Energía, a cargo de Flavia Royón, publicó este martes en el Boletín Oficial la Resolución 756/22, donde adjudica los distintos lotes de la Licitación N° 3 del PERMER. El Lote 1 por US$ 2.952.490 para La Rioja, Salta y Tucumán y el Lote 6 por US$ 2.687.482 para Santiago del Estero lo ganó la firma Multiradio S.A.. En total suma US$ 5.639.972.

El Lote 2, para abastecer a los centros de salud de Catamarca, Chaco, Córdoba y Misiones, por US$ 3.934.369; el Lote 3 (Jujuy y Salta) por US$ 3.974.760 y el Lote 4 (Chubut, Neuquén, Rio Negro y Santa Cruz) por US$ 2.210.688 fueron adjudicados a la empresa Datastar Argentina S.A., que en total obtuvo US$ 10.119.817. El Lote 5, por US$ 2.278.727, lo ganó la firma Mega S.R.L. y abastecerá a Santiago del Estero.

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Un gigantesco generador flotante será construido e instalado en las aguas de Escocia para generar electricidad mediante el poder del oleaje.

Se trata del proyecto WEDUSA para construir el generador undimotriz más grande del mundo, a cargo de la empresa irlandesa OceanEnergy. La Unión Europea y el Reino Unido colaboran con esta iniciativa.

El objetivo es demostrar que se puede bajar los costos económicos de este tipo de tecnología de energía renovable. “Ayudará a reducir el riesgo de las inversiones en energía undimotriz”, explicó Myles Heward, Gerente de Proyecto en el Centro Europeo de Energía Marina en Orkey, Escocia.

El programa durará cuatro años y ya tiene alocados 19,6 millones de euros.

Generador OE35

El generador, denominado OE35, será fabricado por OceanEnergy. La empresa firmó un acuerdo de colaboración con 14 socios de la industria en el Reino Unido, Irlanda, Francia, Alemania y España para probar el OE35 a escala.

El generador pesará 800 toneladas y tendrá una potencia de 1 MW, suficiente para dar electricidad a más de 1000 hogares.

El OE35 será diseñado y construido para adaptarse a las aguas de Escocia, en base a una primera versión que fue probada en Hawai. Esta versión mide 38,1 x 18 metros, tiene un calado de 9,4 metros y un peso total de 826 toneladas.

Amarrado al fondo del océano, el OE35 flotará sobre la superficie del mar dejando que las olas entren y salgan por sus tres cámaras herméticas. Cuando el aire sube a estas cámaras, el aire sale por la parte superior. Este movimiento se produce inmediatamente después en dirección opuesta, las olas retroceden y el aire regresa succionándose.

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Alemania promoverá la industria del hidrógeno verde en Latinoamérica a través de un nuevo programa.

La Agencia Alemana para la Cooperación Internacional (GIZ) presentó su Programa Internacional de Fomento al Hidrógeno Verde (H2-Uppp), una iniciativa para apoyar la ejecución de proyectos de producción y aprovechamiento de hidrógeno verde en la región.

El objetivo de H2-Uppp es tanto identificar, preparar y acompañar la ejecución de proyectos de producción y aprovechamiento de hidrógeno verde y las aplicaciones de Power to-X, como sensibilizar y transferir conocimientos para el desarrollo de proyectos relacionados con el hidrógeno verde.

De este modo se pueden identificar junto con los países contraparte procesos de producción y aprovechamiento económicamente eficientes y posibles oportunidades de proyectos a lo largo de la cadena de valor, así como desarrollar modelos de negocio.

La iniciativa es impulsada por el Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima de Alemania en seis países de Latinoamérica: México, Brasil, Chile, Colombia, Argentina y Uruguay.

Programa

El programa se centra en la cooperación público-privada.

H2-Uppp está dirigido a empresas alemanas y europeas, así como a compañías locales del país de destino, como socios del consorcio.

Para participar en H2-Uppp, una empresa debe cumplir una serie de criterios de manera de garantizar que el proyecto se lleve a cabo, tenga un impacto sustancial más allá del periodo del apoyo y que se generen sinergias a largo plazo con la transición energética en el país.

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Con el objetivo de seguir generando un impacto positivo en las personas y el planeta, Mondelez International firmó un acuerdo con Genneia, la empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, para abastecer a la planta de Pacheco (provincia de Buenos Aires) y la planta de Villa Mercedes (San Luis) con energía eléctrica limpia.

Este contrato, implica que la planta de Pacheco recibirá al año 10.974 MWh provenientes de los Parques Eólicos Rawson, Villalonga, Pomona, Chubut Norte y el Parque Solar Sierras de Ullum. De esta manera, Genneia abastecerá a las plantas en un 100% de energía verde durante 5 años.

La iniciativa permitirá que la fábrica que produce anualmente galletitas y bañados pueda reducir 7416 toneladas de dióxido de carbono contaminantes a la atmósfera. En resultados concretos, Mondelez dejará de emitir el dióxido de carbono equivalente al que absorben 325.000 árboles. A su vez, esa reducción permitirá evitar el semejante al CO2 que emiten 9000 autos.

En línea con su compromiso con el medioambiente, durante la primera mitad del 2022, la compañía de consumo masivo, redujo un 25% el uso de agua comparado con el mismo período del 2021, y disminuyó el consumo de energía en un 3%, el equivalente a lo que consumen 1320 casas.

Este nuevo acuerdo se enmarca dentro de la estrategia global de impacto en la que la compañía trabaja a través de dos grandes pilares estratégicos: Mindful Snacking y Snacking Sustentable. En ese sentido, este programa logra convertirse en una acción concreta que genera un impacto positivo en la comunidad, el planeta y visibiliza la evolución significativa que está teniendo la compañía en el cumplimiento de sus objetivos de impacto para 2025.

Al respecto, desde hace tres años, Mondelez International publica su informe de sustentabilidad, Snacking Made Right, en el que se pueden ver los avances que obtuvieron globalmente y localmente en cuatro metas: lograr una cadena próspera de valor -a través de programas propios como Cocoa Life-, reducir su impacto ambiental, -con la disminución de las emisiones de CO2, de residuos y del uso de agua en sus plantas productivas-; aumentar el desarrollo de envases reciclables e impulsar hábitos de snackeo consciente -a través de porciones controladas y mejoras en el perfil nutricional de sus productos-.

Martín Antola, presidente de Mondelēz International para Cono Sur aseguró: “Desde Mondelez International estamos orgullos de poder trabajar en conjunto con Genneia, una empresa líder en materia de energías renovables. Este acuerdo va en línea de nuestros sólidos compromisos en materia de ESG tanto a nivel local como global. Continuaremos trabajando guiados bajo nuestro propósito que es seguir construyendo una compañía de snacks sostenible, minimizando nuestro impacto en el medio ambiente y creando valor a largo plazo.”

Por su parte, Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos y de Sustentabilidad de Genneia afirmó “nos enorgullece poder acompañar a Mondelēz este camino hacia la sustentabilidad y poder brindar energía limpia a la Planta Pacheco». «El desafío hacia la lucha contra el cambio climático es obligatorio y continuaremos siendo un actor clave en proveer soluciones energéticas que ayuden al medio ambiente”.

Los contratos de suministro a largo plazo (PPA) son una de las soluciones energéticas que Genneia pone a disposición de todas aquellas empresas comprometidas con un desarrollo sostenible. También, permite a los Grandes Consumidores del sistema cumplir con los requisitos de la Ley 27.191, la cual exige que el 20% de energía eléctrica que consumen provenga de fuentes renovables para 2025.

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Al mismo tiempo que el gobierno avanza con la quita de subsidios energéticos a los hogares, introdujo un artículo en el decreto de extensión del Plan Gas que volvió a incluir como parte de la “demanda prioritaria” a los usuarios categorizados como “Servicio General P3 Grupos I y II”. Esto significa que unas 2000 industrias y comercios de consumo intermedio dejarán de comprar el gas en el mercado mayorista y pasarán a ser abastecidos por las distribuidoras —Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas, entre otras—, lo que derivará en una reducción del precio que pagan y en un mayor costo fiscal para el Tesoro, que se expresará en un mayor nivel de subsidios.    

En mayo de 2005, la Secretaría de Energía les prohibió a las distribuidoras, a través de la resolución 752/2005, realizar contratos de corto, mediano y largo plazo para la compra de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para abastecer a los usuarios del Servicio General ‘G’. A partir de entonces, esos usuarios tuvieron que adquirir el gas en el mercado mayorista con el consiguiente incremento en el precio, pues las tarifas que cobraban las distribuidoras estaban congeladas. Con el paso de los años, esa prohibición se fue flexibilizando, pero las industrias siguieron contratando mayoritariamente el gas en el mercado mayorista.

En esa clave, en el decreto 892/2020, que creó el Plan Gas.Ar, ya se había dispuesto pensar en un esquema de transición para que la demanda de los usuarios comprendidos dentro de las categorías del Servicio General P3 Grupos I y II. Pero como ese régimen de transición nunca se concretó, las industrias siguieron comprando el gas mayoritariamente en el mercado mayorista.

Antecedente

Cuando en la previa del último invierno el precio mayorista se disparó por encima de los US$ 10 por millón de BTU, la Unión Industrial Argentina y representantes de empresas de Córdoba se reunieron con el entonces secretario de Energía, Darío Martínez, para pedirle ayuda y el funcionario le ordenó a Enarsa venderle gas a grandes usuarios y usuarios P3 a US$6,05 por millón de BTU más el costo de transporte en firme. Esa medida, con el consiguiente impacto fiscal, forzó una baja artificial del precio.

«Insólitamente, mientras el país importaba gas natural licuando por encima de los US$ 30 por millón de BTU, el gobierno tomó la decisión de re-vender ese gas a una quinta parte de ese valor. (La estatal) Enarsa, que está a cargo de la compra de LNG, es la absorbió la pérdida», recuerda el gerente comercial de una petrolera.

Ahora el gobierno da un paso más y decide dar marcha atrás con el decreto 752/05 y establece que las industrias P3 —que por lo general son industrias pequeñas, pero que también engloban a varias aceiteras y empresas alimenticias— volverán a comprarle el gas a las distribuidoras.

«Es raro, justo mientras un sector del Frente de Todos cuestiona a los formadores de precios por la inflación de los alimentos, el gobierno implementa un mecanismo que, en los hechos, implicará que las muchas alimenticias reciban el gas subsidiado. Es un contrasentido», reconoció el presidente de una gran industria que compra el gas directamente en el mercado.

Demagogia

La medida, que fue negociada por el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, le permite al gobierno congraciarse no solo con parte de los industriales sino también con los gobernadores que muchas veces hacen lobby en nombre de ellos, aunque no será gratis. Hasta ahora podían llegar a pagar entre US$ 7 y US$ 8 por millón de BTU y ahora pagarán menos de la mitad por los casi 3 millones de metros cúbicos que este segmento del mercado consume diariamente.

«El segmento de los P3 es relativamente marginal, representa un 3% de la demanda total de gas del país, pero tenía una particularidad: eran industrias que, en su gran mayoría, pagaban un precio del gas ‘realista’ que, de alguna manera, seguía los lineamientos de la oferta y la demanda», explicó un consulto. «A partir de ahora, la tarifa que le paguen a la distribuidora pasará a depender más de la política que de los agentes del mercado de gas. Es una decisión demagógica. En todo caso, debería ser optativo, es decir, que exista la posibilidad de comprar el gas en el mercado mayorista o a una distribuidora», agregó.

El problema es que de este modo se sale a subsidiar a las empresas cuando se les está quitando subsidios a millones de hogares. Pese a la promesa oficial, los que están perdiendo los subsidios no solo son los hogares de mayores ingresos sino también sectores medios que por diversas razones no se inscribieron en el registro. Para estos usuarios la suba del gas estará en torno del 100% por la partida de subsidios, mientras que el aumento en electricidad trepará al 200%.

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Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, junto a Endeavor lanzaron la segunda edición del programa de innovación abierta “Impulso Raízen”, un concurso orientado a startups y emprendedores que busquen formar parte de la transformación del sector energético del país. El ganador del certamen recibirá como premio US$ 5.000 y un viaje para conocer PULSE, el Hub de Innovación de Raízen con sede en San Pablo, Brasil.

Para participar, los aspirantes deberán presentar un proyecto de innovación relacionado con alguna de las siguientes áreas: Logística & procesos productivos; Relacionamiento con clientes; Energía renovable & sustentabilidad y Nuevas tecnologías. Un jurado de la Mesa de Innovación de Raízen, evaluará y seleccionará las propuestas finalistas que formarán parte del Demo Day: el evento que dará cierre al concurso en donde cada concursante presentará su idea.

En cuanto a esta iniciativa Eduardo Martínez, director de Tecnología Informática de Raízen Argentina contó “en 2019 realizamos nuestra primera aproximación al ecosistema emprendedor y fue una gran experiencia por las capturas de valor que concretamos para nuestros negocios”.

A su vez agregó “a pandemia aceleró muchos cambios. Nuestra empresa se encuentra atravesando un fuerte proceso de transformación digital y con Impulso Raízen queremos seguir enriqueciéndonos con miradas frescas, disruptivas e innovadoras”, agregó.

La inscripción se encuentra abierta hasta el 14 de noviembre ingresando a impulsoraizen.com.ar/.

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El gobierno avanzó con el segundo escalón del esquema de quita de subsidios. A través de las resoluciones 554/2022 y 555/2022 publicadas este jueves en el Boletín Oficial, el Ente Nacional Regulador de la Energía (ENRE) oficializó los nuevos cuadros tarifarios de Edenor y Edesur -las dos mayores distribuidoras eléctricas del país que nuclean al 30% del total de los usuarios- e informó sobre el impacto que esto tendrá en las tarifas. Las subas serán de hasta el 89 por ciento, según se desprende de la comparación de los cuadros tarifarios.

De acuerdo a las estimaciones realizadas por la consultora Economía y Energía, que dirige Nicolás Arceo, un usuario de Nivel 1- de mayores ingresos- catalogado como R2, que presenta un consumo mensual de hasta 325 kWh por bimestre, comenzará a pagar en las próximas semanas una factura de $ 2.738, es decir, con un incremento del 89% en comparación a lo que abonaba en junio ($ 1.448), cuanto aún no estaba vigente el esquema de segmentación tarifaria. Por su parte, un R4 del mismo nivel, que consume hasta 450 kWh, sufrirá un incremento del 85% respecto al mismo mes debiendo abonar una factura de $ 5.237, cuando anteriormente percibía una boleta en torno a los $2.830 .  

El segmento R1-R3 agrupado en el Nivel 3 – de ingresos medios- sólo tendrá un incremento del 3% en su factura final a causa del aumento destinado al Fondo Nacional de Energía Eléctrica (FNEE) para la realización de obras. No obstante, las demás categorías del Nivel 3 presentarán aumentos incrementales de acuerdo a su  gasto mensual, puesto que superan el tope de consumo subsidiado, que el gobierno fijó en 400 kWh/mes.

Frente a esto, los R7 -que consumen hasta 700 kWh- tendrán un aumento del 23% respecto a junio y comenzarán a pagar $ 7.854. Los R8, que consumen hasta 1400 kWh, abonarán $11.821, un 34% más y los R9, percibirán un aumento del 52%, teniendo en cuenta las tarifas anteriores al esquema segmentación, por lo que deberán pagar $ 26.321.

Por su parte, los usuarios del Nivel 2, donde se agrupan los beneficiarios de la tarifa social, solo tendrán un ajuste de 3 por ciento en este segundo bloque de la quita de subsidios por la suba del gravamen del FNEE.

Estas normativas responden al esquema de segmentación tarifaria que articuló el gobierno en el cual estableció una quita gradual en tres segmentos: un 20% para el bimestre septiembre-octubre, un 40% para noviembre-diciembre y el 40% restante a partir de enero de 2023, momento en el cual los usuarios del Nivel 1 comenzarán a abonar la tarifa plena.

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El ministro de Economía, Sergio Massa, aseguró que el nuevo Sistema de Importaciones de la República Argentina (SIRA) iba a ser simple, transparente y de aprobación prioritaria para los bienes intermedios que necesita la economía para seguir creciendo. Sin embargo, desde su puesta en marcha, el pasado lunes 17 de octubre, se agudizaron las trabas, lo que ya está afectando a proyectos de infraestructura energética clave, como el Gasoducto Néstor Kirchner. A su vez, empresas navieras que transportan combustible por barco para petroleras denunciaron que no están pudiendo pagar ni los repuestos ni los seguros con dólares oficiales.

Un informe de la asociación ComEx Latam, difundido el lunes 31 de octubre muestra que de todos los pedidos de importación presentados desde la puesta en marcha del SIRA solo el 19% han sido aprobados, mientras que el resto permanece atrapado en el nuevo laberinto burocrático.

¿Y el canal verde?

Entre las promesas que formuló el gobierno figuraba la de garantizar un “canal verde” para las importaciones vinculadas a proyectos de infraestructura y de desarrollo de petróleo y gas considerados estratégicos, pero por ahora esos insumos permanecen trabados como cualquier otro. De hecho, las constructoras dedicadas a la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner ya le plantearon a Enarsa, según revelaron fuentes empresarias a EconoJournal, que hay que tratar de buscar una solución a este tema porque sino será imposible cumplir con el cronograma previsto.

Este medio ya había advertido el 20 de octubre sobre cómo el freno a las importaciones estaba complicando los planes de perforación de pozos en Vaca Muerta, una de las prioridades del gobierno con vistas a elevar la cantidad de gas disponible para el próximo invierno. Esa situación no solo no se solucionó sino que se fue generalizando.

«Hoy es prácticamente imposible ingresar equipos y herramientas el país. Los trámites de liberación de esas mercaderías están virtualmente frenadas desde hace más de 30 días», explicó el titular de una empresa de servicios, que no puede ingresar maquinaria desde Estados Unidos.

Advertencia de navieras

El freno a las importaciones también alcanza a las navieras que transportan combustibles para grandes petroleras como YPF, Axion, Raizen y CAMMESA. Una de esas firmas le envió una carta al secretario de Comercio, Matías Tombolini, advirtiéndole que tiene trabado el pago de los seguros de unos 15 buques, pese a que la ley le otorga prioridad a esos pagos. En la nota se le advierte al funcionario que si se caen las coberturas esos buques dejarán de operar, pero hasta ahora los empresarios no obtuvieron ninguna respuesta.

El miércoles hubo reunión de la Federación de Empresas Navieras Argentinas (FENA) donde participaron las principales empresas armadores de transporte de combustible como Antares Naviera, National Shipping, Horamar, Enpasa y Trans Ona, planteando la gran preocupación para poder mantener el sistema logístico de abastecimiento por buque.

Por otra parte, Jorge Fedenczuk, secretario general del Sindicato Unidos Petroleros e Hidrocarburíferos (SUPEH), solicitó al Estado Nacional que «arbitre los medios necesarios para regularizar la situación y evitar la pérdida de los puestos de trabajo por falta de mantenimiento y operaciones de los buques. Ante los hechos, nos declaramos en estado de alerta y movilización, y de continuar esta situación, nos veremos obligados a convocar a nuestros afiliados al PARO y CESE de actividades”.

Estado de las declaraciones

Los estados que puede tener una declaración SIRA son cinco:

1. OFICIALIZADA: la declaración se registró en el SIRA y aún no ha tenido la intervención de todos los organismos competentes.

2. SALIDA: La declaración ha sido intervenida en forma completa por todos los organismos competentes y ha tenido decisión satisfactoria sobre un ítem/subítem -como mínimo- de todos los organismos, permitiendo su afectación.

3. OBSERVADA: la declaración ha sido observada parcial o totalmente por alguno o todos los organismos intervinientes.

4. CANCELADA: la declaración ha sido afectada totalmente a los subrégimenes alcanzados.

5. ANULADA: Este estado puede darse en cuatro situaciones:

5.1. Anulación por el declarante de la declaración aún no afectada total o parcialmente.

5.2. Anulación automática por el sistema, cuando la declaración no ha sido afectada total o parcialmente a su vencimiento.

5.3. Hayan transcurrido 90 días corridos desde que la declaración SIRA pasó a estado “observada”.

5.4. Cuando la totalidad de la declaración SIRA haya sido observada conforme los artículos 4° y 6° de la Resolución N° 523 del 5 de julio de 2017 de la Secretaría de Comercio y sus modificatorias.

Comex Latam informó que el 56,09% de las solicitudes de importación ha sido observadas por alguno de los organismos públicos intervinientes, el 5,21% fueron anuladas, el 5,17% canceladas, el 14,11% están recién oficializadas y solo el 19,41% obtuvo luz verde.

A su vez, el informe aclara que dentro del 14,11% de solicitudes “oficializadas”, es decir, registradas en el SIRA, pero que aún no han tenido intervención de todos los organismos competentes, el 90% ya recibieron algún tipo de observación. Por lo tanto, en los próximos días deberán cambiar a estado “observada”.

Las alicaídas reservas del Banco Central hacen que el gobierno no pueda hacer frente a la creciente demanda de dólares para importar. Por ese motivo, las trabas continúan pese a las reiteradas promesas de normalización.

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Aeropuertos Argentina 2000 llegó a un acuerdo de largo plazo con Genneia, la principal generadora de energías renovables del país, para abastecer el 100% de la energía de la nueva terminal de partidas del Aeropuerto Internacional de Ezeiza, que será inaugurada durante el primer trimestre de 2023. Además, abastecerá más del 90% del consumo del total del aeropuerto con energías renovables en el marco del MATER (Mercado a Término de Energías Renovables).

Con esta iniciativa, AA2000 confirma su compromiso con el medio ambiente y la sostenibilidad en el marco de su política de Sustentabilidad orientada a reducir las emisiones de carbono.

El contrato permitirá abastecer la energía de la nueva terminal y proveerá un gran porcentaje de la energía que utiliza todo el Aeropuerto Internacional de Ezeiza, que ascenderá a casi 70 MWh-año a partir de la inauguración de la nueva terminal. Esto significará una reducción del orden del 90% de las emisiones de CO2. También se está evaluando la posibilidad de ceder este abastecimiento a otros aeropuertos.

Daniel Ketchibachian, CEO de AA2000, expresó «este contrato transforma a Genneia en un socio estratégico del aeropuerto y reafirma nuestro compromiso con el medio ambiente, permitiéndonos tener costos energéticos más previsibles. Es un primer paso en pos de usar energía renovable en otros aeropuertos del país”.

Por su parte, Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos, Asuntos Regulatorios y Sustentabilidad | ESG de Genneia agregó: “Estamos orgullosos de poder brindar energía limpia al principal Aeropuerto Internacional más importante de Argentina. Esta acción nos permite, como país, continuar avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.

Sebastián Villar Guarino, gerente general del Aeropuerto Internacional de Ezeiza explicó los beneficios de la iniciativa ya que «este contrato permitirá a todos los stakeholders del aeropuerto (permisionarios, líneas aéreas, organismos, etc.) acceder a un suministro energético 100% verde y reducir más de 90% el nivel de emisión de CO2 del aeropuerto, reafirmando nuestro compromiso y liderando el camino a la sustentabilidad”.

El abastecimiento será realizado a partir de un pool de activos de la empresa Genneia entre los cuales se encuentran el Parque Eólico Villalonga II, Parque Eólico Pomona II, Parque Eólico Chubut Norte II y el parque Solar fotovoltaico Sierras de Ullum.

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El “Seminario Internacional: Argentina, Oro, Plata y Cobre” y la cena anual de la industria minera argentina, conocida como “La Noche de las Distinciones”, tendrá lugar el próximo 15 y 16 de diciembre en el Sheraton Retiro de la Ciudad de Buenos Aires. La industria despide el año en este reconocido evento organizado por el medio especializado Panorama Minero: será ante una afluencia esperada de más de 400 representantes y con presencia de todos los referentes del sector.

La decimosexta edición del simposio contará con una doble jornada de conferencias dictadas por expertos, líderes de opinión e instituciones reconocidas globalmente; y tendrá una sólida presencia de compañías mineras, quienes expondrán la actualidad de sus proyectos, y empresas proveedoras, quienes brindarán un detalle de los últimos desarrollos y soluciones para la industria.

Además, se realizarán rondas de negocios durante ambos días -de forma exclusiva para auspiciantes- y se podrá acceder a distintos espacios de interacción a lo largo del encuentro para consolidar la transferencia de información y la generación de acuerdos y sinergias comerciales entre los presentes.

Tras la primera jornada de conferencias se llevará a cabo la tradicional cena de cierre de año de la minería argentina, “La Noche de las Distinciones”, en la que se distinguirá la performance de los distintos actores que nuclean la actividad minera en el país. Allí se premiarán las mejores prácticas y el correcto desempeño de los equipos de trabajo, ofreciéndose reconocimiento, entre otros, a la “Empresa Minera del Año”, “La Mujer Minera del Año”, “La Empresa Proveedora del Año” y el “Empresario Minero del Año”.

“El objetivo que tenemos con el evento es despedir el 2022 junto a toda la familia minera y servir como el último espacio de difusión e intercambio comercial en lo que respecta a minería en el año. Para eso impartiremos conferencias de clase mundial con la intención de que la audiencia pueda adquirir información clave sobre la actualidad no sólo minera sino también del país y el mundo, y cerraremos esa primera jornada con una cena-show que año a año se supera en convocatoria”, comentaron desde la organización.

El simposio internacional “Argentina, Oro, Plata y Cobre” es uno de los encuentros pioneros de la minería argentina y tuvo su primera edición en 1996. Desde entonces reúne anualmente a los principales decididores, empresarios y partes interesadas en un clima de especial preponderancia para la generación de nuevos negocios. Este será uno de los puntos claves de la decimosexta edición considerando el alto interés que existe por la minería, una industria que ocupa un rol protagónico a nivel nacional y que tracciona inversiones millonarias en el país.

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La Secretaría de Energía, a cargo de Flavia Royón, autorizó una serie de aumentos que llegan hasta un 22% del precio regulado del bioetanol elaborado a base de caña y de maíz, que se mezclan de manera obligatoria con las naftas. El argumento que utilizó el gobierno para habilitar un nuevo aumento es que se produjo un “desfasaje” entre el precio de las naftas en los surtidores y el costo de elaboración de los biocombustibles. En los hechos, la inflación mensual de casi 7% empuja el valor de las materias primas y, en definitiva, genera más presión al precio de las naftas en los surtidores.

Precios

La Resolución 740/2022, publicada este miércoles en el Boletín Oficial, permite una suba de 5% para todo el mes de octubre en el precio de adquisición del bioetanol de caña de azúcar, producido sobre todo en los ingenios tucumanos. De esta manera, el litro del etanol cañero entre el 1° y el 31 de octubre quedó fijado en $ 92,69. Pero la Secretaría de Energía habilitó un nuevo aumento de 22% a partir del 1° de noviembre al lleva el precio a $ 112,83.

En la misma resolución, el gobierno autorizó la suba del 5% para el bioetanol maicero, que se produce en las provincias del centro del país (sobre todo Córdoba y Santa Fe). Así, el precio regulado del litro saltó de $ 107,41 a $ 112,83 (se igualó el precio del etanol maicero y cañero). Estos valores se mantendrán hasta que la cartera energética autorice una nueva suba. “El plazo de pago no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente”, aclara la resolución.

Desde hace más de 15 años y por ley, los biocombustibles se mezclan con el gasoil y las naftas. En el caso del bioetanol en un 12% repartidos en 6% para el etanol cañero y 6% para el maicero. También se establecen cupos y precios para las plantas productoras.

Las razones de la Secretaría

La normativa de los biocombustibles establece la posibilidad de permitir aumentos en el precio del etanol de caña y maíz “en los casos en que excepcionalmente se verifiquen desfasajes sustanciales” entre la variación porcentual del valor de la nafta súper de YPF en la ciudad de Buenos Aires y “los costos de elaboración del biocombustible”. La Secretaría de Energía entiende que esa situación excepcional se está dando ahora y, por tal motivo, autorizó la suba del etanol.

Fuentes del sector de las productoras de biocombustibles señalaron a EconoJournal que “todo está aumentando. La inflación es de 100% y la moneda se devalúa mes a mes. Las enzimas, las levaduras y otros componentes están en dólares. La mano de obra sube siguiendo el índice mensual de variación de salarios del sector privado registrado, el maíz se mantiene alto y sube en pesos por el aumento propio de la materia prima y por la devaluación permanente”. “¿Si todo sube, por qué no aumentaría el bioetanol?”, se preguntó un productor consultado por este medio.

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La Secretaría de Energía extendió por un año el permiso de exploración offshore de hidrocarburos otorgado a las compañías ExxonMobil y Qatar Petroleum (QP) sobre el área MLO 117 (Cuenca Malvinas Occidental), ubicada entre las costas de Tierra del Fuego y las Islas Malvinas. Lo hizo a través de la Resolución 735/22, publicada este martes en el Boletín Oficial.

Tal como sucedió con otras exploraciones offshore, la prórroga se debe a un pedido de las compañías petroleras ante la suspensión de las actividades en todo el país tomadas por el Poder Ejecutivo para combatir la pandemia del Covid-19. Los estudios sísmicos para la exploración requieren contratar servicios en otros países y durante la pandemia, por las medidas preventivas y de aislamiento, estaba prohibido el ingreso de extranjeros no residentes en la Argentina.

Además, la normativa establece que durante el año de prórroga “las empresas permisionarias deberán abonar en concepto de canon la suma establecida que se detalla en el Artículo 57 de la Ley N° 17.319 y por el Decreto N° 771/20 para el primer periodo exploratorio del plazo básico”. Es decir, las petroleras deberán abonar el monto equivalente en pesos de 0,46 barriles de petróleo por kilómetro cuadrado.

Cuenca Malvinas Oeste

La Cuenca Malvinas Oeste tiene nueve áreas licitadas que están ubicadas en aguas que van de 100 a 600 metros de profundidad. ExxonMobil y Qatar Petroleum obtuvieron la adjudicación del área MLO 117 en abril de 2019, donde realizaron una oferta de US$ 34,4 millones. Forma parte de la licitación de 18 áreas correspondientes al Concurso Público Internacional Costas Afuera N° 1. Ambas compañías también comparten las áreas MLO 113 y 118, donde ofertaron US$ 30,1 millones y US$ 29,9 millones respectivamente. Este proceso licitatorio fue lanzado en 2018 para buscar hidrocarburos en el Mar Argentino.

Las ofertas ganadoras en el concurso público alcanzaron un compromiso de inversión de US$ 724 millones y corresponden a las compañías YPF, Qatar Petroleum, Equinor, ExxonMobil, Total, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol, Wintershall, British Petroleum, Mitsui, ENI y Tullow.

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Luego de dos intensas jornadas concluyó con éxito el Innovation Summit Argentina 2022, el evento sobre transformación digital y sustentabilidad de Schneider Electric, líder mundial en gestión y automatización de la energía. Fue la primera edición 100% presencial en Sudamérica y convocó más de 30 referentes globales para hablar sobre digitalización en las industrias y edificios del futuro, logrando un registro de más de 2000 asistentes en el Centro de Convenciones de Buenos Aires.

El evento insignia de Schneider Electric se realizó en el marco de la celebración de los 40 años de la compañía en el país, momento en el que también se anunciaron los próximos pasos de la firma: la inauguración de una nueva planta industrial en Pacheco Trade Center -donde funcionará la primera línea de producción en materia de tecnología destinada a la Electricidad 4.0- y la mudanza de sus oficinas centrales a un edificio energéticamente eficiente (LEED Gold) ubicado en el Centro Empresarial Libertador, en el barrio de Núñez.

«El cambio climático es uno de los principales temas en la agenda de todo el mundo. Más del 80% de las emisiones globales de CO2 se deben a la generación, distribución y consumo de la energía, y la ineficiencia en su uso provoca que se desperdicie más del 60%. Si se prevé que la demanda energética se triplique en los próximos 30 años, por eso la innovación digital sostenible es la forma más rápida y eficiente de descarbonizar industrias y edificios y así poder salvar nuestro planeta para las futuras generaciones»,  afirmó Paula Altavilla, Country President de Schneider Electric para Argentina, Paraguay y Uruguay

Durante la convención se abordaron temáticas como los principales desafíos climáticos, las tendencias e innovaciones globales aplicadas a objetivos sustentables en la infraestructura, la industria, los data centers, las compañías de electricidad, los edificios del futuro, entre otros. Además, el espacio contó con la exhibición de los productos, soluciones, softwares y servicios más importantes de Schneider Electric, los cuales permiten que pequeñas, medianas y grandes empresas se pongan en marcha en el camino hacia la eficiencia energética y la descarbonización de sus operaciones.

“Hoy somos una de las empresas más sostenibles del mundo gracias a los compromisos que asumimos hace más de 15 años. El Innovation Summit Argentina 2022 nos da la oportunidad de compartir nuestra visión con respecto al futuro. La transformación digital hacia la Industria 4.0 es una oportunidad de desarrollo para el país. Desde hace 40 años nuestra compañía apuesta a la industria y a los talentos locales, con la innovación y la adaptación al cambio como ejes para alcanzar el crecimiento”, agregó Altavilla, quien estuvo acompañada por Rafael Segrera, Presidente de Schneider Electric para Sudamérica, y Gwenaelle Avice-Huet – Vice-presidente Global de Estrategia y Sustentabilidad.

En paralelo a esta edición en Buenos Aires, el Innovation Summit World Tour se lleva a cabo alrededor del mundo en lugares como Emirados Árabes Unidos, Estados Unidos, Las Vegas, Bélgica, Holanda entre otros.

Liderar el cambio 

Con más de 15 años poniendo a la sustentabilidad en el centro de su estrategia, Schneider Electric asegura que el mundo tiene la posibilidad real de acelerar las acciones climáticas y reducir a la mitad las emisiones de dióxido de carbono (CO2) para 2030. Sin embargo, esto sólo es posible si todos los actores que forman parte de la cadena se involucran en el camino hacia un mundo más sostenible. 

Los diversos debates y paneles que se desarrollaron en el Innovation Summit Argentina 2022, instaron a la audiencia a ser agentes del cambio, a adoptar medidas clave de descarbonización y crear entre todos un futuro más verde.  

En un contexto donde el cambio climático es probablemente el mayor desafío, trabajar por la descarbonización es clave no sólo pensando en la sostenibilidad del planeta sino también de las propias empresas. Los planes de acción y la transformación digital, permiten que las operaciones sean más resilientes, seguras y eficientes. Además de hacerlas más atractivas para los clientes, empleados e inversores.

Por ello y con el objetivo de liderar el cambio, Schneider Electric fijó metas ambiciosas para el 2025, donde se propusieron que sus clientes ahorren 800 millones de toneladas métricas de emisiones de CO2, que el 80% de sus ingresos provengan de soluciones para el uso eficiente de la energía y otros recursos e impulsar el acceso a la energía verde para 50M de personas.

Camino a la transformación digital: Electricidad 4.0 y Edificios del Futuro

Durante el evento además, se abordaron dos conceptos principales: La Electricidad 4.0 que potencia el nuevo mundo eléctrico con energía verde inteligente y las Industrias del Futuro, que serán resilientes y sostenibles con automatización de próxima generación.

La Electricidad 4.0 tiene espacio en diversos segmentos, desde los data centers, que hoy en día ya son responsables del 5% del consumo de energía en el mundo, hasta los edificios, que juntos representan 36% del consumo energético. Esta electricidad es la unión de lo digital y lo eléctrico, la cual en amplia escala, permitirá que el desperdicio sea más pequeño al hacer el consumo más inteligente.

En tanto que cuando hablamos de Edificios del Futuro, la inteligencia artificial, la tecnología de gemelos digitales y el conocimiento humano, respaldados por análisis avanzados y software industrial, permitirán una mayor calidad de vida con infraestructuras más sostenibles y adaptadas a las necesidades de las personas.

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Luiz Inácio Lula Da Silva se impuso el domingo en el balotaje por escaso margen y volverá a ser presidente del Brasil por tercera vez. El resultado hace prever un cambio en la agenda energética. El líder del Partido de los Trabajadores (PT) había anticipado durante la campaña su disconformidad con la política de precios de Petrobras en el mercado interno. Además, magina a la petrolera estatal teniendo un rol protagónico en transición energética, lo que supone una reversión del actual enfoque, exclusivamente centrado en la producción de petróleo en aguas profundas.

El resultado electoral tuvo repercusión negativa en las acciones de Petrobras, que cayeron hasta 7% durante la jornada del lunes.

Los bancos J.P. Morgan y BTG reflejaron las dudas que existen en el mercado a partir del resultado electoral. En un informe a sus clientes, J.P. Morgan redujo la recomendación de compra de la petrolera a «neutral» y redujo el precio objetivo de R$ 53 a R$ 37.

BTG Pactual también recortó la expectativa de precio para los próximos 12 meses de R$ 40 a R$ 35,70 en las acciones de Petrobras listadas en el B3, y de US$ 15 a US$ 13,50 en el caso de los títulos negociados en Wall Street.

Política de precios

En la campaña electoral, Lula planteó su desacuerdo con la política de Petrobras respecto a los precios de los combustibles vendidos en el mercado interno.

La petrolera introdujo en 2017 una fórmula de ajuste de precios en sus combustibles en función de los precios de paridad internacional. La fórmula redujo las pérdidas económicas por las ventas de combustibles, pero obligó a la petrolera a realizar ajustes constantes en el último año y medio debido a la escalada de los precios internacionales.

“No hay ninguna razón técnica o político-económica para que Petrobras tome la decisión de internacionalizar el precio de los combustibles, más que atender los intereses de los accionistas, especialmente de los que están allí en Nueva York”, cuestionó Lula en febrero.

En octubre del año pasado, Bolsonaro habló de privatizar Petrobras por primera vez en su presidencia, molesto con los aumentos de los combustibles. “Es muy fácil: aumenta la gasolina, culpa de Bolsonaro. Ya quiero privatizar Petrobras. Tengo ganas. Veré con el equipo económico lo que podemos hacer”, dijo el presidente.

Bolsonaro promovió durante su mandato la destitución de tres presidentes de Petrobras, al no poder incidir sobre la política de precios. Finalmente, la petrolera redujo los precios de las naftas en los últimos meses debido a la disminución de los precios internacionales del crudo. Fue uno de los elementos centrales que ayudó a que Brasil tuviera tres meses consecutivos de deflación entre julio y septiembre.

Con la victoria de Lula, en el mercado pronostican que habrá cambios en la política de precios. “Los (cambios) principales deberían estar en la asignación de capital y en la política de precios de los combustibles vendidos en el mercado interno”, dijeron los analistas de J.P. Morgan en su informe del lunes.

Revisión del rumbo

Otro punto que genera dudas es el cambio en el enfoque de negocios de la compañía.

En los últimos años Petrobras puso el foco casi por completo en la producción de petróleo de presal, desinvirtiendo en las actividades de downstream. La compañía ratificó ese rumbo en su Plan Estratégico 2022-2026, aprobado en noviembre de 2021, que prevé un incremento considerable del gasto de capital en upstream y que confirma desinversiones en downstream y otros activos.

En cambio, la plataforma electoral de Lula indica que el Banco Nacional de Desarrollo y Petrobras serán claves para movilizar inversiones y reindustrializar el país. “Los bancos públicos, especialmente el BNDES, y las empresas que promueven el crecimiento y la innovación tecnológica, como Petrobras, jugarán un papel clave en este nuevo ciclo”, dice la plataforma.

En ese marco, el presidente electo incidiría sobre Petrobras para recuperar el sector de refinación. El equipo de Lula hizo trascender que el nuevo gobierno estaría interesado en recomprar las refinerías privatizadas en los últimos años y anular algunas privatizaciones en curso. “Brasil no necesita depender de las importaciones de respiradores, fertilizantes o diesel y gasolina”, reza la plataforma electoral del PT.

Transformación energética

La plataforma electoral de Lula promete construir «un Brasil sostenible», con foco en la transición energética.

«Brasil tiene todo para ser una gran potencia ambiental. Para ello, es necesario aprovechar la creatividad de los emprendimientos de bioeconomía y sociobiodiversidad. Iniciemos la transición energética y ecológica hacia una agricultura y minería sustentables, hacia una agricultura familiar más fuerte, hacia una industria más verde», reza la plataforma.

«Nuestro compromiso estratégico es buscar la cero deforestación en la Amazonía y la cero emisión de gases de efecto invernadero en la matriz eléctrica», añade.

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Volvo Trucks e YPF crearon en conjunto Capacitaciones de Seguridad para conductores a realizar en 8 terminales de YPF situados en diversas localidades del país. Durante las capacitaciones se hará un fuerte foco en conductas y funcionamiento de los sistemas de seguridad.

“Nuestro objetivo es concientizar y movilizar a la sociedad para lograr un tránsito más seguro”, afirma Luz Elena Jurado, presidente de Volvo Trucks y Buses Argentina, quién agrega que la rúbrica de este acuerdo con la petrolera de bandera nacional ofrecerá a sus choferes “la posibilidad de estar permanentemente actualizados sobre seguridad vial y sobre el funcionamiento general de sistemas de seguridad”.

Matías Sassi Torioni, Gestor de Contratos YPF Región Patagonia, Cuyo y Litoral comenta tras haber firmado la alianza estratégica junto a Volvo Trucks Argentina “Desde la Gerencia de Transporte y Seguridad Vial apostamos plenamente al Programa Cero Accidentes cuyo eje principal son los cursos de conducción segura a nivel regional. Creemos que estas capacitaciones aportan muchos conocimientos para la permanente formación de nuestros conductores, en la actualidad ellos toman más de 35 cursos en un campus virtual para estar altamente capacitados y en este sentido creemos que es oportuno junto a Volvo Trucks, mantener estas capacitaciones pensadas cuidadosamente y a medida del transporte de mercancías peligrosas”

Con el propósito de llevar a cabo dichas capacitaciones Volvo Trucks & Buses instaló en las Terminales YPF el vehículo denominado Safety Truck y Road Show. Es decir, el camión FM 410 6x2T Cargas Peligrosas más el tráiler especialmente equipado para el dictado del curso. La capacitación tiene como objetivo visitar 8 destilerías de YPF y dictar 25 cursos para 400 choferes.

La modalidad de las clases consiste en brindar un máximo de 3 Capacitaciones de Seguridad de 60 minutos de duración, una por cada localidad. La forma de participación consiste en que los conductores se suman espontáneamente mientras hacen su carga. Cada curso se divide en dos partes: una primera parte teórica y una instancia final de preguntas e intercambio de experiencias donde los choferes comparten sus vivencias, ya que cada camión tiene sus propios atributos de seguridad y cada ruta es diferente.

La capacitación se encuentra a cargo de conductores expertos que integran el staff de Volvo Trucks Argentina y están orientadas a empresas transportistas de YPF.

De cara hacia el futuro Matías Sassi Torioni destaca “Los objetivos que tenemos a mediano y largo plazo junto a Volvo Trucks son muy prometedores, estamos pensando en un despliegue con más presencia en puntos del país y más horas cátedra. La propuesta 2023 radica en llegar con el contenido a todo el plantel de conductores, no solo de combustibles livianos, sino también pesados. Como así también llevarlo desde un enfoque de siniestrabilidad vial y conceptos de prevención en los cuales desde la gerencia de transporte y seguridad vial venimos trabajando fuertemente”

Otro punto a destacar del acuerdo, es que trabajarán en conjunto en educación, promoviendo la concientización de la seguridad vial a través de diferentes campañas orientadas a niños en edad escolar.

La capacitación a profesionales es uno de los principales pilares del programa En la ruta a cero accidentes de la marca. “Este acuerdo nos enorgullece y nos brinda la oportunidad de poder acompañar a los conductores ya que ellos son fundamentales para la seguridad en las rutas”, finaliza Jurado.

Sassi Torioni pone énfasis en el vínculo directo de la seguridad y la tecnología “La seguridad de los conductores y de los terceros es uno de los principales objetivos a abordar de parte de YPF, por ello apostamos al uso de la tecnología para brindar todas las herramientas vigentes en el mercado mundial a los conductores para que puedan utilizarlo de manera segura evitando accidentes”

“Hay que celebrar esta gran alianza, por ello pregonamos y promovemos este tipo de actividades que sin dudas nos darán resultados deseables” Concluye Sassi.

El objetivo entre ambas empresas es realizar esfuerzos de comunicación efectiva sobre seguridad en las rutas y programas de educación vial.

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El gobierno negocia con Edenor y Edesur un acuerdo de transición que contempla una actualización del Valor Agregado de Distribución (VAD) que estará en torno al 60%, lo que repercutiría en un aumento adicional de las boletas residenciales del orden del 20 por ciento. A ese porcentaje, habrá que sumarle el impacto en factura de la recomposición del precio estacional de la energía que defina el Ejecutivo. A cambio de la actualización de sus ingresos, las distribuidoras deberán comprometerse a ir normalizando los pagos mensuales a CAMMESA, la compañía mixta que administra el mercado eléctrico, y a cumplir un plan de pagos por la deuda acumulada.

“Es un acuerdo de hitos, de forma tal que les damos algo de VAD y las empresas se comprometen a regularizar el flujo de pagos e ir cancelando el stock de deuda”, señaló a EconoJournal una fuente oficial.

Allegados a las empresas señalaron a este medio que el VAD debería ser actualizado un 150% para compensar el atraso de los últimos cuatro años. Sin embargo, fuentes desde el gobierno aseguraron que piensan en otorgarle un incremento que estaría en torno al 60%. La intención oficial es que ese acuerdo de transición, hasta que se negocie una nueva Revisión Tarifaria Integral (RTI), quede sellado antes de fin de año.

El rojo con CAMMESA

Las tarifas de Edesur y Edenor estuvieron congeladas desde febrero de 2019 hasta mayo de 2021, período en el cual la inflación acumulada fue de 132%. Ese mes el gobierno autorizó un ajuste en las boletas del 9% que terminó siendo el único a lo largo de todo el año. Esa suba alcanzó para recomponer el VAD de las distribuidoras en un 25%.

En marzo de 2022 hubo un nuevo incremento del 20% en las facturas y luego del acuerdo con el FMI se decidió aplicar una suba adicional de 16,53% a partir de junio. De ese modo, la suba en las facturas en 2022 quedó por debajo del 40% cuando la inflación proyectada para este año se acerca al 100%. Recién ahora se está empezando a aplicar una suba mayor, pero solo para los que quedaron fuera del régimen de subsidios.

Para compensar el atraso tarifario, Edenor y Edenor empezaron a pagarle a CAMMESA cada vez menos. Por ejemplo, en agosto Edenor debía abonar 16.880 millones de pesos, pero solo desembolsó 5375 millones, el 32%. Edesur, por su parte, tendría que haber pagado 14.574 millones, pero giró solo 3953 millones, el 28%.

Debido a esta situación, la deuda de las distribuidoras con CAMMESA ha ido creciendo de modo acelerado. En mayo Edenor debía 68.523 millones y en agosto la deuda trepó a 115.181 millones, mientras que Edesur en mayo debía 77.021 millones y en agosto 124.459 millones. Ambas empresas representan casi la mitad de una deuda total de las distribuidoras, que ronda los $ 500.000 millones.

Deuda acumulada con CAMMESA hasta el 24 de octubre.

Normalizar flujo y stock

Al autorizar una suba del VAD, el objetivo del gobierno es doble. Por un lado, busca que ambas distribuidoras paguen un porcentaje mayor de la energía que consumen todos los meses regularizando, en la medida de lo posible, el flujo de fondos que debe recibir CAMMESA. Además, busca que Edesur y Edenor comiencen a afrontar la deuda que han ido acumulando.

La negociación en torno al stock de deuda es más complicada porque el Estado no autorizó la recomposición de tarifas prevista. Por lo tanto, hay que calcular cuánto dinero suman los incumplimientos del Estado y compararlo con la deuda que las distribuidoras no le pagaron a CAMMESA más las distintas penalidades que hayan recibido por la prestación deficiente del servicio.

Se supone que una vez realizado ese cálculo, todavía quedará una deuda de las distribuidoras que, según establece el artículo 89 del proyecto de ley de presupuesto, podrán cancelar en 96 cuotas, previos 6 meses de gracia.

El gobierno de Mauricio Macri llevó adelante una negociación similar con las distribuidoras para saldar 15 años de congelamiento tarifario desde 2002 hasta 2016 y fue duramente criticado por el kirchnerismo, quien, paradójicamente, ahora deberá transitar el mismo sendero para tratar de normalizar el mercado eléctrico.

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El gobernador de Neuquén recibió al Alto Representante de la Unión Europea para Asuntos Exteriores. En el encuentro, intercambiaron agendas y destacaron a la provincia de Neuquén como segunda reserva mundial de gas y la cuarta en petróleo.

Como parte de una visita oficial, el gobernador Omar Gutiérrez recibió esta mañana al Alto Representante de la Unión Europea para Asuntos Exteriores, Josep Borrell, en Villa La Angostura.  Además del saludo protocolar, intercambiaron agendas entre la provincia y países de la Unión Europea (UE).

Al respecto, Gutiérrez precisó que “estamos trabajando, a través del gobierno nacional, para llegar a un acuerdo de cooperación, de transición, de integración energética” y agregó que “a nosotros, acá en Neuquén de la mano de Vaca Muerta, como provincia productora que tiene la segunda reserva de gas más importante del mundo y de petróleo la cuarta, nos interesa mucho poder conectar y poder llegar a Europa”. En este punto, sostuvo “somos optimistas respecto de esta posibilidad”.

Asimismo, resaltó la importancia “del desarrollo que se va a dar el día 10 y 11, en el cual los embajadores y embajadoras de cada país que integran la comunidad europea van a venir a trabajar y a recorrer in situ y conocer el desarrollo de Vaca Muerta en Neuquén Capital”.

Por su parte, Josep Borrell expresó que “he tenido el privilegio de conocer esos maravillosos paisajes que ustedes tienen”. Además, afirmó que “Argentina tiene un potencial energético espectacular, en particular esta provincia la segunda reserva mundial de gas y tiene mucho litio. Europa ha renunciado al gas ruso que era el 40% de nuestras importaciones y hemos de buscar fuentes alternativas. Sabemos que no va a ser para mañana, porque todo lleva su tiempo, pero hay que empezar a ver del cuándo y el cuánto”.

La visita de Borrell forma parte de la misión oficial que hará la UE, junto a embajadores de los países integrantes con representación diplomática en nuestro país.  La misión está programada para el próximo 10 y 11 de noviembre en Neuquén.

La semana pasada, Borrell fue recibido por el presidente Alberto Fernández acompañado por el ministro de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto, Santiago Cafiero. El mandatario argentino y Borrell dialogaron sobre las oportunidades de integración ante el actual contexto mundial y, en ese sentido, resaltaron el rol que la Argentina puede desempeñar como proveedor estable de energías limpias, alimentos y minerales estratégicos, así como el desarrollo de cadenas de valor asociadas a estos sectores.

Quién es Josep Borrell

Josep Borrell Fontelles es un político español, que desde el 1 de diciembre de 2019 ocupa el cargo de alto representante de la Unión para Asuntos Exteriores y Política de Seguridad y vicepresidente de la Comisión Europea, en el ejecutivo comunitario de Ursula von der Leyen.

Es ingeniero aeronáutico y economista de formación, entró en política en la década de 1970 como militante del Partido Socialista Obrero Español (PSOE). En la actualidad, está encargado de coordinar la acción exterior de la Unión Europea y de garantizar que los instrumentos de financiación exterior se utilicen de manera estratégica, contribuyendo a los objetivos políticos más amplios de la UE, entre otras.

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A lo largo de los últimos 15 años, la ciudad de Austin, en el estado de Texas, ha replicado el éxito de Silicon Valley al transformarse en “Silicon Hills”, el centro de actividad con mayor crecimiento de unicornios y gigantes de la tecnología en Estados Unidos, incluyendo una gran cantidad de startups, firmas de capital de riesgo e incubadoras de tecnología, entre otras. Esto se debe a la conjunción de parámetros que incluyen fuerza de trabajo talentoso y con gran educación, un ecosistema amigable para los negocios y una diversidad cultural que impulsa la meritocracia y el libre pensamiento.

En América Latina, Argentina se ha posicionado como el primer centro de tecnología que ha surgido en los últimos 10 años con unicornios como Mercado Libre, Globant, Despegar y Ualá entre otros, a los que se han sumado una gran cantidad de pequeñas y medianas empresas y startups sostenidas por gran talento, costos competitivos, similaridad cultural, una vibrante comunidad emprendedora y ventajas de zona horaria para proveer al hemisferio oeste.

En este contexto, donde compañías de todas las industrias cuentan con oportunidades sin precedentes de innovar en nuevos productos, servicios y modelos de negocios a través de la adopción de nuevas tecnologías, el evento  tendrá como finalidad enriquecer la relación entre el estado de Texas y Argentina, impulsando sinergias con el sector público y las empresas para integrar y mejorar su cadena de valor tecnológica y digital, con un consiguiente impacto positivo para toda su comunidad.

Bajo el lema “Consolidando Argentina como el Silicon Hills de Latinoamérica”, el evento que organiza Cámara de Comercio Argentina-Texas (ATCC) contará con diversos ejes temáticos basados en las oportunidades y desafíos de la relación bilateral entre Estados Unidos y Argentina para permitir la transformación digital, la gestión, desarrollo y retención del talento, y, para incubadoras y aceleradoras, los drivers que permitirán pasar de lo local a lo global, fortaleciendo el ecosistema de negocios.

La conferencia contará con la participación del Embajador de Estados Unidos, Marc R. Stanley, Ariel Sujarchuc, secretario de economía del conocimiento del ministerio de Economía, y Diego Fernández, secretario de innovación y transformación digital del Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires. Además, participarán ejecutivos líderes de compañías como Globant, Red Hat y Pax Assistance.

El evento se realizará el 10 de noviembre a las 14hs en Nómade F&D, Av. Dorrego 3300, CABA, y será transmitido en vivo con traducción simultánea al inglés.

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La Secretaría de Energía a cargo de Flavia Royón aprobó la programación estacional del verano para Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y para el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Tierra del Fuego (MEMSTDF), de acuerdo a lo publicado este lunes en el Boletín Oficial. En base a esto, oficializó el tope de consumo subsidiado de 650 KWh por mes para los hogares del Norte Grande, durante el periodo de noviembre de 2022 y febrero de 2023.

Lo que se resolvió en la Resolución 719/2022 responde al pedido de los gobernadores del norte quienes habían solicitado una diferenciación en la segmentación de los subsidios energéticos argumentando que “el consumo actual del Área Metropolitana de Buenos Aires concentra el 40% del consumo total, mientras que el Norte Grande consume sólo el 18 por ciento”. En donde habían exigido la corrección de las asimetrías, tal como había adelantado EconoJournal.

La Secretaría de Energía ya había implementado un tope de consumo de 550 kWh/mes para Misiones, Corrientes, Formosa, Chaco, Catamarca y La Rioja puesto que en esa región aún hay muchos hogares que no tienen acceso a la red de gas natural. Junto con esto, los gobernadores del Norte Grande habían solicitado mediante una carta que los subsidios para sus provincias sean hasta el consumo de 750 KWh mensuales para el período de verano (entre noviembre y marzo) y 550 KWh para la región del Noreste en invierno. Frente a esto, mediante esta normativa se decidió “para los consumos tope de las diez provincias del Gran Norte Argentino y San Juan y elevar el consumo exclusivamente en los meses de verano de noviembre de 2022 a febrero de 2023 a 650 kWh/mes”.

Además, se detalló que “las inclemencias climáticas propias del período estival y las altas temperaturas requieren un esfuerzo adicional para poder producir, paulatinamente, los cambios de hábitos de consumo y de instalación de electrodomésticos con la máxima eficiencia energética”.

Nuevos valores

A su vez, en la Resolución también se estableció que para el caso de los Grandes Usuarios de la Distribuidora (GUDI) con demandas mayores a 300 kW, debe equiparase su situación respecto a los grandes usuarios del MEM, a fin de que no resulte inequitativa y desigual, y ambos afronten iguales costos por el suministro de energía eléctrica. En base a esto se destacó que resulta necesario adecuar el Precio de Referencia de la Potencia (POTREF) y el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) de este segmento de la demanda correspondiente a los usuarios GUDI “General”.

De acuerdo a la Programación Estacional de Verano para el Mercado Eléctrico Mayorista, se establecieron diferentes valores en cuando al POTREF y PEE en el MEM, para la demanda de energía eléctrica declarada por los Agentes Distribuidores y/o Prestadores del Servicio Público de Distribución. Para el periodo comprendido entre el 1° de noviembre y el 31 de enero de 2023, el PEE para los GUDI significará $ 10.800 MWh para las horas pico -de mayor consumo- y $ 10.787 MWh para las horas valle -de menor consumo-. Mientras que el POTREF será de $ 456.695 MW-mes.

Por su parte, la demanda residencial fue fijada de acuerdo a los tres niveles que fueron impulsados por la segmentación tarifaria. Por esto, para los usuarios del Nivel 3 -de ingresos medios pero que presenten un consumo excedente a 400 ó 650 kW/h (de acuerdo al límite fijado en su provincia), el PEE en las horas pico representará $ 6.873 y en MWh y en las horas valle $ 6.701 MWh. Y el POTREF será de $ 80.000 MW-mes. Es decir, se les aplicarán los precios definidos para el Nivel 1 -de mayores ingresos- en sus consumos excedentes.

Para el periodo del 1° de febrero y el 30 de abril de 2023 los valores de la demanda residencial se mantendrán. Sin embargo, para los GUDI el PEE significará $ 12.332 MW/h en las horas pico, y lo mismo para las horas valle. Por su parte, el POTREF será de $ 426. 717 MW-mes.

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Un pozo de shale oil perforado en Vaca Muerta produce inicialmente más crudo que un pozo nuevo dentro de la formación Permian en Estados Unidos. El dato surge de un reporte de la consultora McKinsey & Company sobre la formación neuquina, en el que destaca la competitividad y el buen posicionamiento argentino para abastecer al mercado mundial. El reporte subraya además que el shale de Vaca Muerta se encuentra dentro de la gama más ligera de petróleos y tiene un bajo contenido de azufre.

La consultora relevó en 2021 datos de productividad por pozo y costos. En comparación con un relevamiento previo de 2019, los autores del reporte encontraron que la producción no convencional en Vaca Muerta ya compite con el shale estadounidense.

“En 2019, nuestra investigación concluyó que las propiedades geológicas de Vaca Muerta eran comparables a las principales formaciones de los Estados Unidos y que era un sitio prometedor para el desarrollo. Hoy, después de años de mejoras en la productividad, incluida la importación de mejores prácticas, el punto de equilibrio técnico promedio de pozos para Vaca Muerta está en línea con los principales campos no convencionales en los Estados Unidos”, destaca el reporte.

Productividad y costos

El alto nivel de producción inicial y su rápido declive posterior es la característica principal de los pozos de shale oil y shale gas. En ese sentido, la productividad en Vaca Muerta supera a la de algunas de las mejores áreas en Estados Unidos.

En concreto, un pozo en la formación neuquina en los primeros 90 días de producción supera a un pozo similar en la cuenca de Delaware, dentro de la formación Permian, el principal play de shale oil de Estados Unidos.

“Nuestra investigación muestra que los pozos de 2021 de Vaca Muerta lograron una producción máxima de 82.000 barriles de petróleo durante los primeros 90 días de producción frente a los 76.000 barriles de petróleo de Delaware. Además, los pozos de las últimas tres campañas anuales de Vaca Muerta han logrado consistentemente al menos un 23 por ciento más de producción acumulada que los de Delaware”, evaluó la consultora.

También destaca en el análisis de costos un breakeven para el petróleo de US$ 36,00 por barril y para el gas natural de US$ 1,60 por MMBtu. Son precios que están en línea con los de EE.UU.. La mayoría de campos no convencionales registran precios de equilibrio de entre 34 y 51 dólares por barril y de 1,30 a 1,80 dólares por MMBtu.

Potencial en combustibles

Por otro lado, el reporte destaca que el shale de Vaca Muerta se encuentra dentro de la gama más ligera de petróleos y tiene un bajo contenido de azufre (menos del 0,5 por ciento). Esto abre una veta para la exportación de combustibles, ya que hace más fácil de refinar y producir naftas, con tecnologías de refinación menos complejas.

“Las exportaciones de crudo ligero estadounidense a Europa (principalmente Francia, Italia y el Reino Unido) y Asia oriental (principalmente China, Corea y Singapur) también han aumentado recientemente. Por lo tanto, es lógico que el petróleo de Vaca Muerta también podría colocarse en estos mercados, dada su similitud con el crudo liviano estadounidense”, dice el reporte.

Vaca Muerta en el contexto mundial

McKinsey explica que los recursos no convencionales están bien posicionados para dar una rápida respuesta a la situación de suministro en los mercados globales, gracias a su flexibilidad y productividad.

“En el contexto de mayor volatilidad debido a los recientes eventos geopolíticos y las disrupciones tecnológicas, la extracción de petróleo de esquisto presenta un elemento de certeza dada la modularidad de sus gastos de capital, así como el menor tiempo de espera entre la perforación y la producción en relación con los proyectos de petróleo convencional. Por estas razones, el petróleo de esquisto puede responder con flexibilidad a interrupciones repentinas del suministro y movimientos del precio del petróleo”, destaca la consultora.

Argentina con Vaca Muerta puede llenar ese hueco. El país podría duplicar su producción actual (entre 500 y 600 bpd) en los próximos cinco años y triplicarse en los próximos diez, transformándose entonces en uno de los 20 principales países exportadores de crudo. Para lograrlo, la actividad en la formación neuquina debería trepar de 30 rigs en 2022 a 70 durante los próximos cuatro a cinco años.

Inversiones e impacto económico

Según la consultora este desarrollo “probablemente requerirá al menos US$ 45.000 millones en inversiones durante los próximos diez años, lo que también podría ayudar a superar los cuellos de botella de infraestructura, y podría ser alentado por una reducción en el perfil de riesgo expuesto”.

El impacto económico de Vaca Muerta generaría ingresos federales y provinciales de entre $58 mil millones y $70 mil millones. Además, este mayor nivel de actividad intensificaría la participación de la industria del petróleo y el gas en toda Argentina, elevando efectivamente la participación de la industria en el PIB del país de su nivel actual de 1,4 por ciento a 8,4 por ciento para 2032.

“A corto plazo, puede proporcionar al mundo un suministro de energía asequible, fiable y seguro muy necesario”, sintetiza el reporte sobre Vaca Muerta.

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El Enargas, el ente regulador del gas, estableció en agosto del año pasado que las distribuidoras de gas por redes deben incorporar en cada comprobante la identificación de un código QR que habilite el acceso para su pago a través de billeteras virtuales. Esa habilitación incluyó la posibilidad de que las empresas cobren seguros de vida bajo esa modalidad.

En rigor, lo que aprobó Federico Bernal, ex interventor del organismo y actual subsecretario de Hidrocarburos, es que las compañías gasíferas puedan incluir en las facturas de gas la venta de seguros ‘de continuidad’ para que, en caso de fallecimiento del titular del servicio, la aseguradora se haga cargo del pago de la boleta de gas durante seis meses. Es decir, para evitar que le corten el servicio por falta de pago. Toda una rareza en medio de la severa crisis que atraviesa el sector con varias empresas al borde de la cesación de pagos a sus proveedores de gas por el atraso de las tarifas residenciales.

Está claro que para que el negocio avance se requiere los usuarios contraten voluntariamente al seguro, pero aún así la mayoría de las distribuidoras desestimó la propuesta impulsada por el ex interventor del ente regulador.

«Lo de los seguros fue una iniciativa que vino impulsada por el ente en el marco del código QR. La idea era que el usuario pueda también contratar un seguro de «continuidad» para que en caso de muerte del titular, el habitante de la vivienda quede cubierto con seis meses para que no se le corte el servicio. Nosotros no lo firmamos y lo dejamos morir porque es un chino», reconoció una fuente del sector.

«Consideramos que no sólo estaba fuera de scope (alcance) sino que, además, la sugerencia que bajó informalmente desde el ente fue se dé lugar a un proveedor único», agregó.

Protagonista impensado

Antes de asumir como subsecretario de Hidrocarburos, Bernal dejó firmado el expediente que autorizó a Naturgy Gas BAN a incorporar a la factura un cargo adicional para gestionar a través de las facturas de un seguro de vida para usuarios del servicio de gas.

Lo llamativo es que quien está detrás de ambas iniciativas —tanto la del QR como la de los segurdos— es el ex tenista campeón de Roland Garros, Gastón “El Gato” Gaudio, principal lobista de la billetera virtual Total Coin y de la aseguradora San Germán, compañías controladas por su amigo Nicolás Rosendi.

EconoJournal intentó contactar telefónicamente a Gaudio y a través de WhatsApp, pero el ex tenista evitó la respuesta. Total Coin también declinó de realizar comentarios ante la consulta de este medio.

Recorrido en común

No es la primera vez que Gaudio y Rosendi aparecen haciendo negocios con la ayuda del Estado. En noviembre de 2016, el gobierno de Mauricio Macri firmó un memorando con Qatar para crear un fondo argentino-catarí por 1000 millones de dólares estadounidenses para obras de infraestructura en Argentina. El encargado de llevar adelante las negociaciones fue Horacio Reyser, hasta entonces asesor con rango de subsecretario de Macri en inversiones extranjeras. A medida que avanzaba la negociación, Reyser fue compartiendo información privilegiada con Gaudio, quien a su vez se la reenvió a Rosendi.

Con esa información, Rosendi comenzó a reunirse con empresarios argentinos para ofrecerles participar de las inversiones de Qatar Investment Authority y poner a disposición sus servicios, adelantándose a los acuerdos entre ambos Estados gracias a la información privilegiada que fue recibiendo de Gaudio. “Yo trabajo con gente de Qatar, pero nada oficial”, le dijo a Perfil el 22 de septiembre de 2016 Gaudio cuando se abrió una causa por los delitos de estafas y defraudaciones, administración fraudulenta, y negociaciones incompatibles con el ejercicio de funciones públicas.

Ahora Gaudio y Rosendi volvieron a coquetear con el Estado, pero en este caso a través del ex interventor de Enargas y actual subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal.

Gaudio, junto con el ex presidente Mauricio Macri y funcionarios del gobierno de Qatar, en 2016.

El pago con QR

La obligación de incorporar el código QR para el pago de las facturas se decidió luego de que Gaudio se reuniera varias veces con Bernal en el restaurante Osaka. Una de las beneficiadas de esa medida, oficializada a través de la resolución de Enargas 293/21 del 28 de agosto del año pasado, fue Total Coin, pero la decisión no generó polémica porque el QR es una alternativa cada vez más extendida que ya venía siendo promovida por el Banco Central y la AFIP.

En el anexo de esa resolución 293/21, elaborado por el gerente de Protección al Usuario de Enargas, Héctor Domingo Maya, que ahora acompaña a Bernal como director de GLP de la Secretaría de Energía, se detallan algunos conceptos relacionados con el servicio de distribución de gas por redes cuya inclusión en el código QR se autoriza a las distribuidoras. Dentro de ese listado, llamó la atención el punto 8: “Que contemple la contratación en forma directa de un seguro de vida del usuario/usuaria, cubriendo las 6 facturas siguientes al fallecimiento”.

Varias distribuidoras contrataron a compañías de amplio recorrido en el mercado de billeteras virtuales como Tap, la empresa creada por Tomás Mindlin, uno de los hijos de Marcelo, presidente de Pampa Energía, que opera en más de 100 países, y a otras más recónditas como Total Coin.

A su vez, en una adenda incorporada al anexo de la resolución 293/21 el 9 de noviembre de 2021, también elaborada por Maya, se agregaron, entre otras posibilidades, las siguientes opciones:

–Que contemple la contratación de un seguro de vida para los y las usuarias y/o su grupo familiar, por causales de intoxicación con gas y/o monóxido de carbono, como así también para la cobertura en los planes de pagos suscriptos con la licenciataria en el marco de renegociación de deudas.

–Que contemple la contratación de un seguro de incendios y responsabilidad civil para los usuarios y usuarias y/o su grupo familiar, por causales de pérdida de gas.   

El seguro de vida

La propuesta para que las distribuidoras de gas puedan promocionar y cobrar un seguro de vida a través de las facturas, contemplada incluso entre las opciones para el pago con el código QR, también fue impulsada por Gaudio.

El 31 de mayo de 2022 la distribuidora Naturgy, le envió una carta a Bernal, firmada por su apoderado Gustavo Martínez, en la que somete a la consideración del ente para su aprobación, un acuerdo preliminar celebrado entre esa licenciataria, San Germán Seguros y la Caja de Seguros para ofrecer cobertura de seguro de vida para usuarios del servicio conforme a las prescripciones de la resolución Enargas I-1648/11 y también a lo establecido en el punto 8 del Anexo 1 de la resolución Enargas 293/21 “respecto a los conceptos que admiten la utilización del ´Código de Respuesta Rápida QR para pagos´”.

“Este entendimiento inicial, tiene como objeto la promoción mediante publicidad y posterior contratación en favor de aquellos usuarios que así lo acepten, de un seguro colectivo por continuidad de gas (en adelante el Seguro) y la gestión de cobranza de las primas correspondientes, sobre la base de una póliza global que sería emitida a nombre de esta Licenciataria como tomadora y sobre la base de observar una neutralidad absoluta en la economía Naturgy”, dice la carta de Naturgy enviada al Enargas, donde además se aclara que la contratación del seguro será voluntaria. Junto al pedido de aprobación, se adjuntó el acuerdo firmado entre Naturgy, San Germán Seguros y la Caja de Seguros.

EconoJournal consultó a Naturgy por el tema y la respuesta de la compañía confirmó que «se están analizando distintas alternativas de seguros para ofrecer a los clientes, tales como seguro de vida a tomar por el titular del servicio para que, en caso de presentarse el siniestro (fallecimiento), el domicilio declarado reciba un crédito a favor equivalente a seis facturas de consumo de gas. En este momento hay varias opciones en estudio con distintas compañías de seguros y bancos que están interesados en ofrecer diferentes servicios y productos con esta modalidad a los clientes».

Naturgy agregó que «como antecedente, entre los años 2004 y 2009, comercializamos seguros ofrecidos por Cardif Compañía de Seguros de Vida, Salud y Sepelios S.A. con cobro de las primas a través de la factura, que cubrían a los titulares del servicio ante desempleo, accidentes personales, incapacidad o fallecimiento».

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La compañía de energía líder en servicios integrados de la cadena de valor del gas natural tgs fue galardonada en uno de los principales premios en materia de comunicación de la República Argentina por su programa “Aprendé un Oficio”. 

Llevado a cabo en Bahía Blanca hace más de 15 años, tgs junto al Instituto Técnico La Piedad realizan cursos cortos en oficios que se dictan en su gran mayoría en la periferia de la ciudad, tratando de alcanzar a los que no tienen la oportunidad de llegar a los centros educativos de formación profesional, principalmente por vivir en contextos de vulnerabilidad social.  

La intención del proyecto consiste motivar el aprendizaje de un oficio, fomentar la confianza en las propias capacidades y brindar la oferta educativa de formación profesional que tiene La Piedad.  Con su firme compromiso en el desarrollo sostenible de las comunidades donde opera, tgs cuenta con diversos programas de inversión social en educación y deporte.

La premiación se realizó el 25 de octubre en el Hotel Intercontinental ubicado en Capital Federal donde estuvieron presentes grandes empresas de la Argentina, consultoras, agencias y profesionales de la comunicación.

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Las diferentes normativas y restricciones hacen de la exportación una tarea difícil, pero también crucial para las empresas que quieren crecer y mostrar su máximo potencial. A ello se suma la actualidad global. Con más de 70 años de experiencia en la exportación, Bertotto Boglione amplía de manera constante su cartera de clientes internacionales y, así, aumenta también sus ventas. Como resultado, potencia la relevancia de la firma y aumenta su valor agregado. La compañía envía productos semanalmente a Uruguay y, poco a poco, se afianza en Perú. Con una solidez muy clara en el país vecino Chile, ahora reafirma su compromiso con el mercado internacional al realizar envíos a Jamaica.

Bertotto Boglione exportó a Kingston tanques de polietileno de alta densidad con 4.500 litros de capacidad, los cuales serán empleados para almacenamiento de gasoil. Se trata de una confirmación de la confianza del cliente: a inicios de este 2022, la firma cordobesa realizó un envío similar a la misma localidad con tanques Petrofirst de doble pared de fibra de vidrio de 10 mil galones.

Pablo Capuano, Gerente Comercial de la compañía de Marcos Juárez, indicó: “En este contexto de incertidumbre con relación a la exportación, es un hito importante para nosotros poder celebrar nuevos canales de comercialización internacional y más aún cuando clientes extranjeros nos vuelven a elegir por nuestra calidad de productos los cuales nos caracteriza en nuestros casi 75 años en la industria”.

Como sucede hace décadas, Bertotto Boglione plantea estrategias ambiciosas. Además de ser líder en el sector a nivel local, proyecta seguir con el sostenido crecimiento en el plano global. “Planeamos continuar trabajando con el mercado internacional tanto con clientes nuevos como también con la búsqueda de nuevos mercados. También estamos trabajando en ofrecer nuevos diferenciales tecnológicos para el mercado nacional”, afirmó Capuano.

Además de Jamaica, como se mencionara, Bertotto Boglione pisa fuerte en Chile, Uruguay, Perú, Bermudas, Panamá, Emiratos Árabes y Nigeria. El peso de las exportaciones toma importancia por el contexto mundial. A pesar de ello, la firma se mantuvo firme en la práctica efectiva de envíos al exterior.

Hay que recordar que la empresa de Marcos Juárez cuenta con la mejor tecnología y cumple con los más altos estándares internacionales, utilizando materia prima de calidad desde 1948. Contiene valor y acompaña a sus clientes desde el origen de sus proyectos.

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Vista dio a conocer los resultados del tercer trimestre de 2022 en donde detalló que alcanzó los 50.669 barriles diarios de petróleo equivalente, registrando un aumento del 26% en comparativa con el mismo periodo del 2021.

Asimismo, la compañía logró incrementos del 35% en la producción de petróleo y del 51% en la producción de shale oil, ambos datos comparados con el tercer trimestre del 2021.

La producción de shale fue de 36.345 barriles diarios de petróleo equivalente, lo cual se debe a la puesta en producción de dos pads de 4 pozos en Bajada del Palo Oeste durante el trimestre, además de otro pad en Bajada del Palo Oeste y dos pozos en el bloque Aguada Federal que habían sido conectados a finales del trimestre pasado.

Otros resultados

Además, la petrolera también comunicó que exportó1.95 millones de barriles de petróleo, lo que significó el 48% de los volúmenes de ventas y el 56% de los ingresos por ventas de crudo.

A su vez, los ingresos que registró Vista en este trimestre fueron de US$ 333.6 millones, es decir, un 91% por encima del tercer trimestre de 2021, impulsados por una mayor producción y precios realizados de petróleo.

Por su parte, el lifting cost fue de 7.5 dólares por barril de petróleo equivalente y las inversiones fueron de US$ 162.8 millones por la perforación de 6 pozos y la completación de tres pads de 4 pozos durante este trimestre.

El EBITDA ajustado del período fue de US$ 233.7 millones, un aumento interanual de 127%, con un margen de 70%, 11 puntos porcentuales por encima de los valores informados en el tercer trimestre del año pasado.

Asimismo, la utilidad neta ajustada durante el trimestre fue de US$ 79.4 millones, en comparación con los US$ 18.7 millones reportados en el mismo período de 2021. Además, registró un flujo de caja libre positivo de US$ 44.4 millones.

La entrada Vista registró un aumento del 26% su producción total de hidrocarburos se publicó primero en EconoJournal.

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La secretaria de Minería, Fernanda Ávila, participa del evento London Metal Exchange Week 2022 (LMEWeek 2022) con una agenda con el foco puesto en el litio y el cobre. La funcionaria señaló que la Argentina podría quintuplicar las exportaciones mineras para 2030 y alcanzar los US$ 18.600 millones de ventas anuales, un monto impulsado por los nuevos proyectos de litio y cobre. Según información de la cartera minera, la Argentina podría exportará este año US$ 3.900 millones y en 2023 llegaría a US$ 4.500 millones.

El evento es organizado por la Bolsa de Metales de Londres, el centro mundial del comercio de metales industriales, y reúne a toda la cadena de la minera metalífera del mundo. Ávila se reunió con Nicolas Aguzin, el argentino que es CEO de la Bolsa de Hong Kong. Según pudo reconstruir EconoJournal, Aguzin le expresó a Ávila el interés de «varias empresas mineras” para “darle mayor transparencia e información al mercado del litio”. En los hechos, en la reunión pusieron el acento en cómo avanzar en la conformación del litio como un commodity. La Bolsa de Hong Kong tiene listadas a varias empresas de China, Japón y Corea del Sur, que importan el 83% del litio argentino.

Commodity

El litio no es un commodity y su precio fluctúa de manera vertiginosa (aumentó alrededor del 395% entre 2021 y 2022). Al convertirse en un commodity, podría ganar transparencia en la formación del precio a futuro, en la regulación y en los canales de compra y venta, entre otras cosas, según describieron fuentes cercanas a Ávila. En septiembre, la secretaria minera, a la vuelta de una gira oficial en Estados Unidos, en una entrevista con EconoJournal remarcó que las conversaciones con el gobierno de Biden en ese viaje habían girado “alrededor de la provisión de minerales críticos como el litio”.

En Londres, la funcionaria también mantuvo encuentros con ejecutivos de la minera angloaustraliana Rio Tinto, que tiene proyectos de litio en Salta; de la compañía australiana BHP, donde actualizaron los avances del proyecto de cobre Filo del Sol en la provincia de San Juan; y con representantes de la sudafricana Gold Field, que se acaba de fusionar con Yamana Gold, una minera con varias operaciones en el país.

La agenda de Ávila en Londres

Además, Fernanda Ávila se reunió el martes con Mark Menzies, miembro del parlamento británico y enviado comercial para la Argentina. Este miércoles, también en Londres, la titular de la cartera minera y el embajador argentino en ese país, Javier Figueroa, tuvieron un diálogo en la organización no gubernamental sobre asuntos internacionales Chatam House junto a analistas políticos y económicos sobre geopolítica en el contexto de transición energética.

Por último, en la Residencia Argentina en Londres, Fernanda Ávila expuso frente a empresas, fondos de inversión y organismos británicos con la mirada puesta en el potencial del país en materia minera, especialmente en litio.

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Los economistas Marina Dal Poggeto, directora ejecutiva de EcoGo; Emanuel Álvarez Agis, director de la consultora PXQ y Nicolás Arceo director de Economía y Energía participaron del evento Vaca Muerta Insights en donde detallaron cuáles son las proyecciones de la economía argentina de cara al 2023 con el objetivo de demostrar cuál será el impacto real que tendrá en la agenda energética, sobre todo en los proyectos previstos en Vaca Muerta.

En el encuentro organizado por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal los oradores dieron a conocer además cuáles serán los aspectos clave a resolver para aprovechar todo el potencial que posee el país en la formación no convencional de hidrocarburos y la infraestructura necesaria para llevar adelante esos proyectos.

Álvarez Agis remarcó la importancia que posee la formación para el país y reparó en la necesidad de establecer políticas a largo plazo que garanticen inversiones. “Tanto a nivel macro y microeconómico Vaca Muerta es un ejemplo. Hoy Argentina tiene condiciones muy favorables para su economía. Hay buenos precios internacionales y sectores que han demostrado su potencial”, sostuvo en una entrevista con LMNeuquén.

En esa misma línea planteó que “Vaca Muerta hoy no es una promesa, es una realidad.  Demostró que su activo es tan sólido que puede incluso, superar, la inestabilidad macroeconómica. Ahora la política, los reguladores tienen que ofrecerle un esquema”.

Por su parte, Arceo dio cuenta de la gran producción que presenta la formación: “En septiembre tuvo un crecimiento del 28% interanual alcanzando los 258 mil barriles por día». Frente a esto, aseveró “la producción no convencional está marcando su excepcional competitividad a nivel local e internacional”. «Tenemos un marco regulatorio pensado en el modelo sustitutivo de importaciones para garantizar el abastecimiento del mercado local. Hoy Argentina tiene otra realidad de recursos y lo que hay que pensar es un marco regulatorio para potenciar los niveles de exportación a lo largo de los próximos años«, precisó tras su presentación en el evento realizado en Neuquén.

Además, expresó «el gran desafío de Vaca Muerta es aumentar aún más los niveles de inversión que permitan un salto aún más significativo en los niveles de producción para que la cuenca se convierta en una exportadora de petróleo a lo largo de los próximos años».

Del mismo modo consideró que «Vaca Muerta para crecer necesita inversiones y acceso a divisas que permitan viabilizar la importación de equipos para potenciar la producción».

Dal Poggeto también se refirió al contexto inflacionario que atraviesa el país y las medidas implementadas por el gobierno. Por esto, sostuvo que «desde agosto están devaluando en cuotas. El ritmo de movimiento del tipo de cambio va casi con la inflación, 6,4% mensual, pero todos los días se mueve”.  De igual manera sumó que uno de los interrogantes que habrá para 2023 será la puesta en marcha del gasoducto Néstor Kirchner, el cual permitirá disminuir las importaciones de energía, lo que significará un impacto favorable en la balanza comercial energética.

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Los premios Eikon cumplieron un cuarto de siglo premiando lo mejor de la comunicación institucional de Argentina. En la edición 2022 de estos galardones, Profertil fue una de las grandes ganadoras de la noche, al recibir tres estatuillas por sus campañas comunicacionales del último año.

La entrega tuvo lugar anoche en el Hotel Intercontinental de Buenos Aires, en un encuentro que volvió a ser 100% presencial y que reunió a profesionales de distintos puntos del país.

De izquierda a derecha: Marcelo Bertolino (Gerente de Relaciones Institucionales), Valentina Etchegno (Analista de Comunicación Corporativa) y Valeria Caliva (Coordinadora de Comunicación Corporativa).

En la categoría Comunicaciones Financieras Profertil fue distinguida con el Eikon Azul por el plan de comunicación que la compañía llevó adelante cuando realizó su primera emisión de obligaciones negociables. Este hito en la vida de la compañía implicó importantes desafíos comunicacionales, ya que el mapa de públicos era muy específico y el hecho a comunicar, inédito para la empresa. 

Profertil recibió también el Eikon de Plata en la categoría Relaciones con la Prensa, por la campaña “Fortaleciendo vínculos: formación para periodistas agropecuarios”, que generó diversas iniciativas para brindar herramientas de actualización y comunicación vinculada con el campo a periodistas especializados en la materia. “Generar lazos fuertes con instituciones educativas, asociaciones de periodistas y profesionales independientes vinculados con el agro es un gran camino para potenciar nuestro mensaje de nutrir la tierra de forma sostenible”, sostuvo Marcelo Bertolino, gerente de Relaciones Institucionales de Profertil.

Como corolario de la noche, también fue premiada la campaña #EstamosSembrando, con el Eikon de Oro. Galardonada en la categoría Social Media, esta serie de videos y publicaciones muestra historias de protagonistas del campo argentino en la época de siembra, un tiempo de gran expectativa, lleno de intriga y esperanza. “#EstamosSembrando nace como continuación de #ModoCosecha, la serie premiada en 2021 que cuenta, en este caso, historias del tiempo de recolección de la producción”, dijo Bertolino. Este año se sumó, a estas dos series, #ObjetivoNutrición, un tercer conjunto de historias que narra, en primera persona, el rol de la nutrición del suelo para la producción de alimentos. Con las tres series —disponibles en el canal de YouTube de la compañía— se cubren aspectos de los tres ciclos más relevantes de la vida del campo: la siembra, la nutrición y la cosecha. 

De Eikon participan año a año decenas de empresas de todo el país, con casos que son juzgados por profesionales empresariales y académicos de las diversas áreas de la comunicación corporativa. Este año, junto con Profertil, fueron reconocidos Pan American Energy, Andreani, Grupo Clarín, Danone, Osde, Ualá, AMIA, UBA y otras importantes organizaciones argentinas. Además, el ex senador Esteban Bullrich y el emprendedor Mateo Salvatto fueron reconocidos como comunicadores generales del año, mientras que Damian Martinez Lahitoi CEO Feedback PR obtuvo el premio como mejor comunicador general del último período.

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El CEO de Wintershall Dea, Mario Mehren, destacó la decisión final de inversión para el proyecto de desarrollo gasífero Fénix, a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego. “Con una puesta en marcha prevista para 2025 y una producción máxima esperada de unos 65.000 barriles equivalentes de petróleo (bpe) al día, Fénix impulsará considerablemente el suministro de gas de Argentina y reducirá aún más la dependencia del país de las importaciones de GNL”, señaló durante la presentación de los resultados trimestrales de la compañía. Mehren también ponderó la flamante adquisición de una participación en un bloque offshore en México y ratificó que no realizará nuevas inversiones en Rusia.

El desarrollo del yacimiento Fénix comprenderá la perforación de tres pozos horizontales, desde una nueva plataforma automatizada ubicada en el mar, donde la profundidad de agua es de 70 metros. El gas producido será transportado a través de un nuevo gasoducto de 35 km hasta la plataforma Véga Pleyade y procesado en tierra en las instalaciones de Río Cullen y Cañadón Alfa.

Además, Wintershall Dea anunció el lunes un acuerdo con Hokchi Energy, la subsidiaria mexicana de Pan American Energy, con el propósito de adquirir un 37% de participaciones no operativas en el Bloque Hokchi, con opción de aumentar dicha participación hasta en un 40% en una fase posterior.

A través de esta adquisición, Wintershall Dea se convertirá en el segundo socio mayoritario del Bloque Hokchi, después del operador actual, Hokchi Energy. Con una producción actual de 26.000 barriles equivalentes de petróleo por día en Hokchi, la petrolera alemana espera incrementar la producción a 37.000 bep diarios en 2023.

Contratos de largo plazo

Mehren aseguró además que los contratos de largo plazo son necesarios para movilizar las inversiones en gas y petróleo que garanticen el suministro presente y futuro. “La combinación de la oferta y la demanda a través de un contrato de largo plazo es muy importante”, sostuvo el ejecutivo.

El suministro de energía en Europa será ajustado durante el invierno. Mehren ponderó las medidas que la Unión Europea y países como Alemania están tomando para reforzar el suministro, pero remarcó la necesidad de incrementar la producción doméstica.

“Cuando hablamos de seguridad de suministro, también tenemos que hablar de producción nacional en Europa y Alemania. La producción nacional debe ser un pilar muy importante de nuestra estrategia de diversificación. Wintershall Dea está produciendo en Alemania 2,5 millones de metros cúbicos de gas por día. Podríamos producir aún más gas y también petróleo si encontramos el apoyo de los políticos”, consideró el CEO de la petrolera alemana.

En ese sentido, la firma de contratos de largo plazo es un vehículo necesario para movilizar las inversiones necesarias en gas y petróleo. “La combinación de la oferta y la demanda a través de un contrato de largo plazo es muy importante. Si queremos seguridad de suministro en Europa debemos garantizar seguridad de demanda. Eso es lo que ha estado faltando en los últimos años”, respondió Mehren a una consulta de EconoJournal durante la conferencia.

“Regresar a contratos de suministro de largo plazo definitivamente permitirá nuevas inversiones, lo cual es urgente”, afirmó.

Resultado trimestral

La petrolera mantuvo una performance fuerte en el tercer trimestre, con una producción diaria de hidrocarburos de 614.000 barriles diarios equivalentes de petróleo, un 4% más que hace un año.

En lo financiero informó un EBITDAX de € 2600 millones, un incremento interanual de 162%. Los ingresos netos ajustados ascendieron a € 851 millones, un aumento interanual de 264%. El flujo libre de caja fue de 1600 millones, un 289% más que hace un año.

“No hay vuelta a los negocios habituales” en Rusia

La compañía alemana es una de las tantas petroleras del mundo que debieron tomar decisiones estratégicas con respecto a sus operaciones en Rusia, luego de la invasión y guerra desatada en Ucrania.

Mehren ratificó que la compañía no realizará inversiones nuevas en Rusia o con Rusia.

“La guerra continúa y escala. Para Wintershall Dea esta claro que no habrá vuelta a los negocios habituales en Rusia luego de esta guerra agresiva contra Ucrania”, evaluó.

“Rusia se ha vuelto impredecible en todos los aspectos. Desafortunadamente, esto también es cierto para los suministros de energía”, añadió.

Wintershall Dea decidió en marzo contabilizar a pérdida la financiación aportada para la construcción del gasoducto Nord Stream 2, que ascendía a 1000 millones de euros. Consultado sobre las explosiones que dañaron el gasoducto, el CEO afirmó que “Wintershall Dea no tiene ninguna información sobre la raíz del sabotaje o la extensión de los daños más allá de la información que es pública”.

Sobre las operaciones actuales en Rusia, Mehren destacó que la compañía debe definir como avanzar estratégicamente. “Estamos analizando si es posible o no separar legalmente el negocio internacional del negocio ruso”, explicó.

En el tercer trimestre, Rusia representó casi el 50% de la producción mundial de Wintershall Dea, pero solo el 25% del EBITDAX y del flujo de caja libre de la compañía.

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Naturgy ha colaborado con la Diputación de Valladolid para formar a los más de 130 bomberos  de los que dispone esta institución en la evacuación y rescate de personas en los parques  eólicos. La formación se ha realizado junto al fabricante de aerogeneradores Vestas y las  prácticas se han llevado a cabo en el parque eólico de Torozos. 

Naturgy y Vestas han puesto a disposición de estos bomberos de Valladolid toda la  información necesaria para realizar un rescate con total seguridad en un parque eólico. La  formación teórica realizada durante el mes de octubre ha consistido en cuatro sesiones  teóricas centradas en técnicas de evacuación y rescate de personas en parques eólicos. El  curso ha incluido también dos ejercicios prácticos impartidos por técnicos especializados de  Vestas en un aerogenerador del parque de Torozos, que Naturgy opera en la provincia desde  este verano. 

El objetivo principal de esta acción es que los bomberos de los seis parques de la Diputación  de Valladolid conozcan con detalle las partes de un aerogenerador y los protocolos que se  siguen por parte de la propia compañía en este tipo de instalaciones, así como las diferentes  medidas de seguridad que manejan los expertos de Naturgy. 

Más de 780 MW de potencia instalada en Castilla y León 

Naturgy supera ya los 780 MW de potencia renovable instalada en la Comunidad, distribuida  en 24 parques eólicos, 9 centrales hidráulicas y 1 fotovoltaica.  

En 2021, la compañía generó 1.565 GWh de energía renovable en Castilla y León, equivalente  al consumo eléctrico anual de más de 448.000 hogares, o lo que es lo mismo, el doble de los  hogares de la provincia de Valladolid. 

Gracias a la energía producida el pasado año, se logró desplazar el uso de otras fuentes de  generación eléctrica convencional, contribuyendo a reducir en 896.000 toneladas las  emisiones de gases contaminantes y de efecto invernadero. Estas emisiones reducidas  equivalen a retirar 373.000 coches de la circulación en un año.  

Los 7 parques eólicos situados en la provincia de Valladolid fueron los que más energía  generaron en 2021. En total, Mirabel, San Blas, Teso Pardo, Torozos A, B y C, y Carratorres  produjeron más de 680 GWh. Estas siete infraestructuras evitaron más de 389.000 toneladas  de gases de efecto invernadero a la atmósfera y crearon la energía equivalente al consumo  eléctrico anual de más de 195.000 hogares.

Vestas Eólica, Edificio Madroño, Calle Serrano Galvache, 56, 28033 Madrid, Spain 

Vestas Mediterranean 

Tel: +34 913 62 82 00, Fax: +34 915 67 00 52, E-mail: vestas-mediterranean@vestas.com, Web:  www.vestas.com 

Bank: Nordea Bank Danmark A/S 2149 0721 124916 

Company Reg. No.: 28 11 82 01 

Company Reg. Name: Vestas Mediterranean A/S 

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Vestas busca ser la compañía más segura del sector energético 

La seguridad en el trabajo es uno de los pilares de la estrategia de Sostenibilidad de Vestas.  La compañía tiene objetivo de convertirse en la empresa del sector energético más segura  del mundo, siendo la primera en anunciar objetivos de corto y medio plazo en materia de  seguridad. Vestas se ha comprometido a reducir la tasa de lesiones registrables totales a 0,6 

por millón de horas de trabajo para 2030. Este objetivo representa una reducción promedio  del 15 por ciento anual durante esta década. 

Vestas ha sido nombrada compañía más sostenible del mundo 2022 en el 18º ranking anual  de las corporaciones más sostenibles del mundo, publicado por Corporate Knights.  El ranking se basa en una evaluación detallada de 6.914 empresas con más de mil millones  de dólares en ingresos. Este primer puesto se fundamenta en su liderazgo en materia de  sostenibilidad dentro de la industria energética y en los progresos observados en su estrategia,  que establece objetivos de sostenibilidad y seguridad como una prioridad en toda su cadena  de valor. 

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En la cumbre climática del año pasado en Glasgow, Japón afirmó que reactivará sus reactores nucleares para cumplir con las metas ambientales. Pasó casi un año de aquella COP 26 y el gobierno japonés quiere acelerar la reactivación, pero por un motivo más urgente: recortar las importaciones de energía para aliviar las presiones devaluatorias sobre la moneda japonesa. Presiones que están sufriendo economías tan disímiles como las de Japón y la Argentina.

El ministro de Economía, Comercio e Industria de Japón, Yasutoshi Nishimura, dijo que la reactivación de los reactores nucleares podría aliviar las tensiones devaluatorias al reducir las importaciones de energía. “Esto se convertiría en una contramedida contra la depreciación del yen”, dijo Nishimura.

Yasutoshi Nishimura, ministro de Economía de Japón.

La reactivación nuclear tiene impulso en el más alto nivel de gobierno. “Con respecto a la energía nuclear, es necesario movilizar los esfuerzos colectivos de todas las partes involucradas para reiniciar las operaciones y extender el período operativo bajo la premisa de garantizar la seguridad”, dijo el primer ministro, Fumio Kishida.

Japón detuvo casi todos sus reactores luego del tsunami y accidente en la central nuclear de Fukushima. La energía nuclear, que representaba cerca del 30% de la electricidad generada, hoy aporta apenas el 4%. El parate nuclear incrementó considerablemente las importaciones de LNG para generación eléctrica.

Por cada reactor que regresa a operación, Japón reduciría la importación de gas natural licuado en un millón de toneladas anuales, según el ministro. Esto aliviaría la demanda de dólares para pagar las importaciones de gas.

Depreciación de monedas

Algunas de las principales monedas del mundo como el yen japonés o la libra esterlina están atravesando una fuerte depreciación.

La moneda japonesa cayó a 151 yenes por dólar durante la semana pasada, un mínimo de 32 años. En septiembre el gobierno ordenó al Banco de Japón intervenir el mercado cambiario por primera vez desde 1998, vendiendo US$ 19.000 millones para sostener el valor de la moneda. La semana pasada intervino por segunda vez.

El Banco de Japón mantiene una política monetaria de tasas de interés bajas, a contramano de las subas de tasas en Estados Unidos y el Reino Unido. Pero las recientes intervenciones comienzan a marcar límites. El banco central había informado en agosto que posee reservas por 1,17 billones de dólares, aunque solo una parte es de alta liquidez. Bank of America estimó que el gobierno tiene margen para realizar entre cuatro y diez intervenciones más de este tipo.

En este escenario, Nishimura consideró que una menor salida de dólares por importaciones de energía es una estrategia que puede aliviar las tensiones cambiarias.

Por otro lado, en el Reino Unido la libra esterlina se desplomó a 1,03 por dólar, un mínimo de 37 años. Los mercados castigaron el plan económico de la primera ministra Liz Truss, cuyo mandato finalizó abruptamente tras apenas 45 días en el cargo.

La moneda única europea también se está depreciando al punto de romper con la histórica paridad entre monedas. El euro cayó a 0,96 centavos por dólar a fines de septiembre, un mínimo de 20 años.

Déficits comerciales récord

Si bien los motivos detrás de las depreciaciones de las monedas contra el dólar varían en cada país, existen dos factores comunes. Una es la política de subas de tasas de la Reserva Federal de Estados Unidos. Otra son los crecientes déficits comerciales, con las importaciones de energía en el centro de esa problemática.

Japón anotó en septiembre un déficit comercial por decimocuarto mes consecutivo. El rojo comercial fue de US$ 14.000 millones, con importaciones por US$ 72.700 millones y exportaciones por US$ 58.700 millones. Las importaciones crecieron un 46% en la comparación con el mismo mes del año pasado, impulsadas por los mayores precios de la energía. El país registró un déficit comercial histórico de US$ 73.000 millones en los primeros seis meses del año fiscal 2022.

En el Reino Unido el déficit comercial alcanzó un récord de £ 27.900 millones (US$ 33.900 millones) en el segundo trimestre de este año. Es el rojo comercial cuatrimestral más alto en 25 años. William Bain, jefe de política comercial de las Cámaras Británicas de Comercio, una asociación empresarial, dijo que el panorama comercial general es «preocupante». El Reino Unido es un importador neto de energía.

La Unión Europea también registra un deterioro comercial histórico. El balance comercial de la zona euro registró en agosto un déficit de € 51.000 millones (US$ 49.700 millones), un nuevo récord mensual. Las importaciones crecieron un 53% interanual, frente a exportaciones que se expandieron solo un 23% interanual.

Los pagos por importaciones de energía aumentaron un 154% en el período comprendido entre enero y agosto hasta los 543.800 millones de euros, lo que contribuye a un déficit comercial global de € 309.600 millones de euros.

En tiempos normales las depreciaciones o devaluaciones directas de las monedas funcionan como una válvula de salida para las economías desarrolladas, abaratando las exportaciones y mejorando sus saldos comerciales. Pero con los elevados precios de la energía esa salida no está funcionando.

Argentina

Las importaciones de energía se transformaron también en un problema para la moneda argentina. El gobierno convivió con el fantasma de una devaluación del peso durante el último invierno, producto de la demanda de dólares para costear esas importaciones.

Argentina anotó en los primeros seis meses de este año importaciones de energía por 6609 millones de dólares, un 190% más que en igual período de 2021. Es la cifra más alta en 30 años, superando incluso los 6413 millones de 2013.

La balanza comercial argentina registró un superávit comercial de US$ 2611 millones en los primeros nueve meses del año, según datos del Indec. El saldo comercial se desplomó en comparación al resultado registrado en el mismo período del 2021 (US$ 12.340 millones de superávit). Las importaciones de combustibles y lubricantes se dispararon un 164,4% interanual.

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El gobierno oficializó mediante el decreto 709 el mecanismo de actualización del precio regulado del bioetanol, un producto que se mezcla de manera obligatoria con las naftas antes de su expendio en los surtidores. Así, los precios del etanol elaborado a base de maíz y también el de caña estarán atados a la actualización de las pizarras de las naftas de YPF en las estaciones de servicio de la ciudad de Buenos Aires. El decreto que oficializa el mecanismo anticipa a un nuevo aumento del bioetanol que se publicará en los próximos días en el Boletín Oficial.

Fuentes del sector consultadas por EconoJournal indicaron que se espera para esta semana un aumento de 5% del etanol de caña y de maíz, que corresponde a la actualización del precio para octubre, y que va en línea con el último aumento de naftas de principios de mes.

La secretaria de Energía, Flavia Royón, anticipó públicamente hace dos semanas que por el contexto inflacionario ´no se descartan nuevos aumentos de los combustibles antes de fin de año. En el caso de que se produzca una suba del litro de nafta en los surtidores de un 6% en noviembre, este mecanismo hará que el etanol también se actualice en un mismo porcentaje.

El bioetanol de caña de azúcar se produce sobre todo en los ingenios tucumanos y el de maíz en las provincias del centro del país. Ambos se mezclan en un 6% cada uno con las naftas. Están regulados por la Ley 27.640, aprobada en julio del año pasado y reglamentada hace 12 días, pero se trata de un sector que está impulsado por normativas de fomentos desde 2006.

Decreto 709

El gobierno publicó este martes en el Boletín Oficial el decreto 709/22 donde explica que los precios del bioetanol de caña y de maíz “serán actualizados conforme y proporcionalmente a la variación del precio de las naftas en surtidor”. El decreto lleva las firmas del presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Juan Manzur, y el titular de Economía, Sergio Massa.

Al mismo tiempo, la Secretaría de Energía tendrá la potestad de establecer “mecanismos alternativos” y “de aplicación excepcional” cuando se produzcan desfasajes sustanciales entre los precios de venta del etanol y los costos de elaboración (maíz y caña).

El decreto establece también que mientras se aplique esta metodología “no se materializa el supuesto previsto en el inciso b) del artículo 12 de la Ley N° 27.640”, que habilita a la Secretaría de Energía a subir más de 6% o bajar hasta 3% el porcentaje de mezcla obligatoria para el etanol de maíz y de caña cuando lo crea conveniente.

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En este año la empresa líder en el mercado global de energía Puma Energy desarrolló e implementó una robusta estrategia con distintas iniciativas comerciales que hacen que su propuesta de valor sea más atractiva para los clientes y, a su vez, impulsan el crecimiento y la innovación en sus estaciones de servicio en la Argentina.

Una de estas iniciativas es la puesta en marcha de las tiendas de conveniencia de la cadena regional SUPER 7, la cual se enmarca en la búsqueda de mayor modernización a partir de un concepto versátil, con un plan para que estos locales estén presentes en más de 60 puntos del país antes de fin de año. Gracias a la llegada de la franquicia cada cliente puede disfrutar de una gran variedad de productos, promociones especiales en categorías de café, comidas rápidas, bebidas y snacks. En los distintos formatos SUPER 7 brinda servicios para todas las necesidades: a través de READY2GO se pueden adquirir productos de conveniencia tradicional y comida para llevar, MEAL BREAK tiene una amplia variedad de comidas y bebidas y EXTENDED COFEE ofrece comidas preparadas y café. También dispone de un surtido KIOSKO que atiende necesidades de los clientes en un formato express.

Las primeras SUPER 7 se abrieron en las estaciones de servicio de Pilar, Morón, Don Torcuato, Martínez, San Justo, Quilmes, Chascomús y Quequén. Le siguieron las aperturas de Santo Tomé, Guernica, Chajarí, Bahia Blanca, Bariloche, Mar del Plata, Carlos Paz, La Horqueta y Nordelta. Y próximamente se estarán inaugurando nuevas tiendas, entre otros, en Rosario, Ramallo, Tandil, San Pedro, Venado Tuerto, Granadero Baigorria, Merlo, Villa Maria, Necochea, San Juan, Cañuelas, Santa Rosa, etc.

Como servicios extra, se destaca que las SUPER 7 de Chascomús y La Horqueta ofrecen una gama de productos premium de Dean & Dennys y en Nordelta se puede encontrar un punto de venta de la prestigiosa Valenti. En otras estaciones los clientes pueden encontrar reconocidas cadenas globales como Burger King y Starbucks. Se espera que más de 25 estaciones de servicio puedan tener sus SUPER 7 entre fines de este año y principios de 2023.

A su vez, con la instalación de la nueva app PUMA PRIS cada visitante puede sumar puntos para canjear por descuentos en combustibles. Este programa de beneficios permite obtener un voucher de bienvenida para ser usado a partir de la segunda carga y un 5% de descuento todos los días en naftas e ion diésel.

Por otra parte, en búsqueda de eficiencia energética y de tener operaciones más responsables con el medio ambiente, la empresa trabaja en el desarrollo de proyectos sostenibles y está instalando paneles solares en varias de las estaciones de servicio con el fin de optimizar al máximo su consumo energético.

Finalmente, para brindar experiencias únicas a sus clientes, Puma Energy cuenta con su equipo en el TC/TC2000 y también patrocina a tres pilotos sudamericanos en su participación en el Rally Dakar 2023, uno de los circuitos más desafiantes del mundo.

De esta forma, la compañía gestiona un año con muchas propuestas para sus operadores y clientes, con un espíritu de innovación constante, mayores beneficios y la alta calidad que caracteriza a la marca.

La entrada Puma Energy apuesta a la innovación permanente en sus estaciones con más beneficios y aperturas se publicó primero en EconoJournal.

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Una impensada disputa se originó la semana pasada en torno a una las iniciativas más esperadas por las petroleras que extraen crudo en Vaca Muerta: la ampliación de la red de transporte de oleoductos de Oldelval, que conecta la cuenca Neuquina con el puerto de Bahía Blanca. La compañía de midstream licitó el martes (18 de octubre) la capacidad adicional de transporte que sumará el proyecto Duplicar, que contempla una inversión de alrededor de US$ 750 millones para multiplicar por dos, en los próximos 24 meses, el tamaño del sistema de ductos para evacuar el petróleo que se produce en los yacimientos no convencionales.

Básicamente, cada compañía tenía que ofertar qué cantidad de transporte —medido en metros cúbicos (m3)— estaba dispuesta a contratar de manera permanente por los próximos 14 años en función de los proyectos de producción que tienen en carpeta en Vaca Muerta.

La cantidad de propuestas que se recibieron habilita interpretaciones de distinto orden. En total, las 21 empresas que se presentaron en el proceso —entre las que se destacan grandes jugadores como YPF, Shell, Vista, Chevron, Pluspetrol y Pan American Energy (PAE) y productores de menor tamaño como Capex, PCR y Aconcague— propusieron contratar, en conjunto, 130.000 m3 de transporte en firme, 3,6 veces más que la capacidad que sumará el proyecto de ampliación de Oldelval (36.000 m3).

Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, durante una presentación en Houston sobre el potencial de Vaca Muerta.

Mar de fondo

Entre las compañías que más capacidad de transporte solicitaron figuran Chevron, que ofertó contratar 36.000 m3; YPF, que pidió 25.000 y CHNC (una compañía creada por la petrolera norteamericana y la controlada por el Estado nacional), que ofreció 15.000 m3. Es decir, entre YPF y Chevron —y su subsidiaria— propusieron ‘comprar’ capacidad de evacuación por 66.000 m3, casi el doble que lo que licitaba Oldelval. La impensada situación generó un creciente malestar en el resto de las petroleras. Algunas incluso evalúan por estas horas realizar una presentación ante la Secretaría de Energía para pedir que el Estado resuelva la cuestión.

Una lectura lineal de las propuestas recibidas deja en evidencia que efectivamente existe un interés innegable de las empresas privadas por Vaca Muerta, dado que se presentaron muchas más ofertas que las que se esperaban. Es que para las productoras asegurarse el acceso a la red de oleoductos es una condición excluyente para elevar la perforación y producción de pozos petrolíferos. De nada sirve —y es imposible en los hechos— aumentar la producción en los yacimientos si no se puede cargar en un oleoducto ese producto para llevarlo hasta el puerto de Buenos Aires, ya sea para venderlo a alguna refinadora o para exportarlo por el Atlántico.

Desde Oldeval destacaron la participación de las operadoras interesadas y señalaron que seguirán trabajando para atender las necesidades de transporte de todos los actores e impulsar el desarrollo de Vaca Muerta que genera un importante flujo de divisas para el país.

Disputa comercial

Detrás de esa primera mirada optimista subyace, sin embargo, un malestar generalizado entre la mayoría de las petroleras por los efectos no deseados de la licitación. Algunas preguntas como disparadores:

-Si el interés de los productores era tan grande, ¿por qué Oldelval preparó un proyecto de ampliación que apenas cubre un 27% de las necesidades de las petroleras?

-¿Existen proyectos de inversión genuinos en Vaca Muerta para llenar la cantidad de transporte que requirieron algunas empresas? Por ejemplo, Chevron, que ofreció contratar 36.000 m3, es decir, propuso quedarse por sí sólo con toda la nueva red de Oldelval, ¿tiene la intención real de invertir en Vaca Muerta para producir ese volumen de petróleo?

-¿O en realidad sobre-estimó (o infló artificialmente) el número a sabiendas de que, como algunas empresas iban a pedir más transporte del que necesitarán en los próximos años se les adjudicaría menos de lo que solicitaron, como efectivamente sucedió?

Oldelval hizo lo que establecía el reglamento interno de la licitación, que estaba a disposición de todas petroleras. Ese ordenamiento establecía que si se recibían pedidos de transporte por más capacidad que la que se estaba concursando, se dividiría el total de las ofertas (130.000 m3) por el volumen que adicionará el proyecto Duplicar (36.000) y se reconocería el porcentaje que resulte de esa cuenta a todos los oferentes.

Menos de lo pedido

Por eso, a cada petrolera sólo se le adjudicará, a priori, un 27% de lo que solicitó, apenas una cuarta parte. Para algunas empresas que están lanzadas con proyectos de ampliación en Vaca Muerta —como por ejemplo Shell, que prevé alcanzar una plateau de producción de 60.000 barriles diarios de petróleo—, la licitación se convirtió en un problema.

Esa es la génesis del malestar que observa desde el miércoles pasado entre la mayoría de las empresas que participaron de la compulsa. Muchas de ellas —como YPF, Pluspetrol, ExxonMobil, PAE y Tecpetrol— son, además, accionistas de Oldelval, por lo que la situación se complejiza aún más.

«Muchas compañías pidieron más capacidad de la que precisarán en los próximos años para asegurarse, a futuro, capacidad de transporte a un costo más económico. El proyecto de Oldelval se financiará, en gran parte, entre todos los cargadores por lo que debería ser más barato que encarar, a futuro, alguna solución individual», analizó un consultor que pidió la reserva de nombres.

Desde la empresa de midstream aclararon que se tomaron algunos días más para oficializar qué capacidad de transporte se le asignará a cada petrolera. “El interés de las empresas ratifica la trascendencia del proyecto Duplicar que permitirá elevar la capacidad de transporte de Oldeval. Ahora se abre un proceso de 10 días hábiles para analizar en detalle las ofertas y asignar los volúmenes definitivos a cada cargador. Se les informará a los oferentes la decisión final el 1 de noviembre. La firma de los contratos se concretará en las semanas subsiguientes ”, explicaron desde la empresa ante la consulta de EconoJournal.

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

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

Números

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

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

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

Oportunidad

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Pasos a seguir

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Foro

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

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

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

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

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

Hidrógeno

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

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

Transición

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

Hoja de ruta

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

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

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

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

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

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

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

Nuevas normas

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

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

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

Dos pilares

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

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

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

Señales claras

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Talón de Aquiles

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

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

Veredas opuestas

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

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

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

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

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

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

Cambios menores

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

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

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

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

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

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

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

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

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

SIRA por SIMI

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

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

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

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

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

Demoras

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Aviso hidrológico

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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