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La empresa estatal Enarsa (ex IEASA) despejó el mayor interrogante que podía afectar los tiempos de construcción del Gasoducto Néstor Kirchner al adjudicar la adquisición de las más de 50 válvulas principales que precisa el proyecto para operar bajo las normas de seguridad exigidas. En rigor, la compañía que preside Agustín Gerez concretó la compra de las válvulas de 36 pulgas de diámetro, que son las de bloqueo de línea, indispensables para operar el gasoducto.

Fuentes de Enarsa confirmaron a EconoJournal que la empresa ya adjudicó la adquisición de 56 válvulas de 36 pulgadas a la firma Cameron Argentina, subsidiaria de la compañía de servicios petroleros Schlumberger. Se trata de una contratación clave porque es un material crítico para la construcción del gasoducto, la obra de infraestructura más importante que está llevando adelante el gobierno del Frente de Todos.

Además, la empresa estatal concretó también la adquisición de otro grupo de válvulas de 20 y 24 pulgadas a la firma argentina Válvulas Worcester (Valbol). Las mismas fuentes señalaron que la fecha de entrega de los componentes, claves para la obra, será a mediados de enero del año que viene.

Este plazo es un dato relevante, ya que el objetivo del gobierno es llegar con el gasoducto operativo para el próximo invierno y así evacuar un mayor volumen de gas de Vaca Muerta hacia los grandes centros de consumo del país, con la consiguiente reducción de importaciones. EconoJournal había advertido que la demora en la contratación de estos componentes podía perjudicar los plazos de la obra.

Despejar la principal variable

Enarsa había lanzado la primera licitación de las válvulas de 20, 24, 30 y 36 pulgadas en junio, pero el proceso fue declarado desierto. Luego, en agosto, el Directorio de la compañía resolvió aprobar un llamado para una contratación directa competitiva. Enarsa invitó a ocho compañías a este proceso y recibió oferta de seis: Valvtronic, Wenlen, Cameron Argentina, Kioshi, Valbol y Tormene Americana.

La Comisión Evaluadora creada por Enarsa para acompañar el proceso de adquisición de las válvulas del Gasoducto Néstor Kirchner y sus obras complementarias declaró inadmisibles todas las ofertas. Aunque en un dictamen complementario posterior hizo lugar a la impugnación presentada por Valbol (figuraba como deudora en AFIP, pero la firma aseguró que fue un error del sistema), a quien finalmente adjudicó 30 de las 140 válvulas totales que necesita la obra.

Ahora, Enarsa despejó esta variable central del proceso de licitación con la adjudicación a Valbol y Cameron Argentina, que había presentado la oferta más económica, de 56 válvulas de 36 pulgadas, un material sensible ya que sirven para operar el ducto.

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Vista y Trafigura firmaron un nuevo acuerdo de inversión conjunta por USD 150 millones para el desarrollo de tres pads nuevos en el bloque Bajada del Palo Oeste. De esta manera extendieron su vínculo estratégico que inició a mediados de 2021, con una inversión de USD 350 millones, el cual permitió el ingreso a Vaca Muerta de Trafigura, una de las principales compañías de comercialización a nivel internacional, junto a Vista. A partir de este primer entendimiento, se ejecutaron, a la fecha, seis pads en Bajada del Palo Oeste y resta poner en producción un pad más.

Para este segundo acuerdo, Trafigura invertirá alrededor de USD 58 millones, de los cuales 20 millones son en concepto de precio de compra del 25 % de participación de los pozos objeto del acuerdo, y la diferencia es la contribución del 25 % de las inversiones para el desarrollo de estos.

Por su parte, Vista aportará el 75 % de las inversiones y mantendrá los derechos sobre el 75 % de la producción de hidrocarburos. Además, mantendrá la operación del bloque y el 100% de titularidad de la concesión Bajada del Palo Oeste.

Este acuerdo de inversión está en línea con los objetivos del plan estratégico 2022- 2026 de Vista: continuar invirtiendo en Vaca Muerta, y en particular en proyectos de infraestructura troncal, para generar crecimiento rentable impulsado por el mercado de exportaciones, distribuir capital a los accionistas mediante recompra de acciones o dividendos, y reducir la deuda bruta para preservar un balance sólido.

Adicionalmente, las firmas ampliaron, por 12 meses, un acuerdo de compraventa de petróleo crudo, mediante el cual Vista le venderá a Trafigura 380.000 barriles de petróleo crudo mensuales durante el primer semestre de 2023 y 345.000 barriles de petróleo crudo mensuales durante el segundo semestre del mismo año, a un precio que será acordado entre las partes.

Bajada del Palo Oeste es el desarrollo de shale oil más importante de Vista en Vaca Muerta. El desarrollo masivo del bloque comenzó en la segunda mitad de 2018 y hoy cuenta con 51 pozos en producción. Las reservas probadas ascendían a 155.0 millones de barriles equivalentes de petróleo al 31 de diciembre de 2021, y la producción fue 29,729 barriles de petróleo equivalente por día durante el segundo trimestre de 2022.

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La empresa Enarsa (ex IEASA) lanzó la licitación número 12 (GPNK 12/2022) para la construcción de dos plantas compresoras para sumar capacidad de transporte al Gasoducto Néstor Kirchner. Se trata de la licitación para la provisión de equipos, materiales e ingeniería para la construcción de dos plantas compresoras, una ubicada en Tratayén (Neuquén) y la otra en Salliqueló (Buenos Aires), que es el primer tramo del ducto que permitirá transportar el gas de Vaca Muerta hacia los grandes centros de consumo del país.

El pliego de bases y condiciones está disponible desde el 27 de septiembre y las ofertas se recibirán hasta el 1° de noviembre hasta las 11 horas. Luego, ese mismo día, se realizará la apertura de sobres. Como las anteriores licitaciones, la garantía de mantenimiento de oferta a construir es de 1% del importe del presupuesto oficial.

Ducto estratégico

Por otra parte, la semana pasada la Unión Transitoria de Empresas (UTE), conformada por Techint y Sacde, que están a cargo de la construcción de los renglones 1, 2 y 4 del gasoducto, dio inicio a la movilización de equipos.

En abril, Enarsa había lanzado la licitación para adquirir insumos estratégicos y en mayo impulsó otras adquisiciones de distintas válvulas de 20, 24, 30 y 36 pulgadas para el ducto troncal, mantas termocontraíbles y electrodos. Luego, en junio, Enarsa y Tenaris firmaron el contrato para la provisión de cañerías del gasoducto.

Según la información oficial de Enarsa, la primera etapa permitirá aumentar la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta progresivamente hasta 24 millones de metros cúbicos diarios (MM m3/d).

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Tres economistas de primer nivel analizarán en Neuquén las perspectivas de la economía argentina de cara a 2023, un año que en lo político estará marcado por las elecciones presidenciales, con el objetivo de dimensionar cuánto impactará la compleja coyuntura económica en la agenda energética del país. En especial en los proyectos lanzados en Vaca Muerta y en la infraestructura que se requiere para destrabar el potencial de la formación no convencional de hidrocarburos. 

Se trata de Marina Dal Poggeto, directora ejecutiva de EcoGo; Emmanuel Álvarez Agis, director de la consultora PXQ y Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía y Energía, que serán los principales oradores de Vaca Muerta Insights, un encuentro exclusivo organizado por primera vez por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal. 

El evento, que se realizará el 25 de octubre a partir de las 8.30 en el Hotel Casino Magic, está pensado para que directivos de empresas de servicios y proveedores, así como también a ejecutivos de compañías operadoras y a referentes de la provincia, puedan acceder de primera mano a proyecciones sobre lo que cabe esperar de la evolución de la agenda política-económica en la Argentina durante el año que viene. 

Creemos que en un escenario desafiante como el actual, resulta clave que los líderes del sector en la región puedan contar con un enfoque preciso que facilite la toma de decisiones de corto y mediano plazo. Quienes deseen adquirir entradas pueden hacerlo en la web de EventPass.

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Con el crecimiento sostenido de la producción de petróleo y gas desde Vaca Muerta, también ha aumentado en misma medida la generación de residuos contaminantes que requieren de un tratamiento específico y de un control por parte del Estado para mitigar riesgos ambientales. Según coincidieron fuentes públicas consultadas por este medio, las empresas productoras generan entre 500 y 600 metros cúbicos de recortes de perforaciones o “cutting” en cada pozo perforado en la formación no convencional de la cuenca Neuquina. En cuanto a los residuos líquidos resultantes de la perforación, la cantidad es difícil de estimar teniendo en cuenta que la mayoría se reinyecta.

Desde el Colegio de Profesionales de Ambiente de Neuquén advirtieron sobre la situación crítica del sistema. “Partimos de la base que actualmente, las tratadoras se encuentran colapsadas por los pasivos que tienen en sus instalaciones, que son residuos sin tratar de las operadoras. A esta situación, le sumamos la gran cantidad que está por llegar producto de la actividad en alza. No hay que ser muy hábil para darse cuenta que el colapso ambiental es inminente”, indicó el licenciado Martín Islas, presidente de la entidad, ante la consulta de EconoJournal.

Hacía referencia a las tres principales compañías tratadoras de la provincia: Comarsa, ubicada en el parque industrial de la capital de esta provincia (que hasta hace un tiempo trabajó en un plan de saneamiento y cierre de esa locación y ahora está habilitada a trabajar en su planta de Añelo); Industria Argentina de Reciclado SA (Indarsa) y Treater, ambas instaladas en Añelo.

Fuentes privadas consultadas por este medio fueron incluso más allá y denunciaron que en la actualidad el tratamiento de residuos peligrosos funciona como “una industria de papeles”. “Las petroleras pagan una tarifa a las tratadoras por el servicio y de ese modo, consiguen los certificados ambientales que exige el Estado, pero en la práctica los residuos no son tratados como deberían y terminan produciendo un pasivo ambiental en los predios de las empresas”, admitió un gerente de una operadora.  

Frente a este contexto, la pregunta que emerge es de quién es la responsabilidad, en última instancia, de la correcta gestión de esos residuos. Tres fuentes de las empresas productoras señalan que esa exigencia recae sobre las compañías encargadas del servicio de disposición final, pero fuentes públicas y especialistas en la materia marcan que la responsabilidad final sigue en cabeza de las petroleras por más que hayan tercerizado el tratamiento en una contratista. De ahí que el tema esté en la agenda de YPF, el mayor productor de hidrocarburos de la provincia, y también de otras compañías como Chevron, Tecpetrol, Shell, Vista y PAE, entre otras. 

Residuos

El mapeo trazado indica que muchos de estos residuos especiales o “peligrosos” —cutting empetrolado, lodos restantes de la perforación, agua con restos de hidrocarburos, tierra con hidrocarburos y residuos sólidos condicionados— no se tratan en campo, sino que se acopian en contenedores adecuados para tal fin; luego, una transportista de residuos especiales los traslada a la empresa tratadora, que se encarga de la disposición final. 

Expertos consultados coinciden en que el tratamiento ha ido “siempre detrás del crecimiento de la producción”. “Hay mucha necesidad de ser cuidadosos, de actuar con excelencia por parte de todos los actores involucrados», expresaron. 

Desde el Colegio de Profesionales del Ambiente de la provincia explicaron a EconoJournal que, así como para el transporte de hidrocarburos, existe un cuello de botella también para el tema de los residuos de la industria. Al haber quedado todo “chico” por la crecimiento de la actividad en Vaca Muerta, se apunta a los rellenos de seguridad, que se presentan como “la mejor solución momentánea”.

La problemática en Neuquén es similar a lo que ocurre en otras provincias petroleras, salvo que en su caso las proyecciones de desarrollo de los campos de shale gas y shale oil configuran un desafío mucho más significativo. “La cantidad de residuos especiales que se generan es proporcional a los equipos que se encuentran perforando los distintos yacimientos petrolíferos de la provincia”, expresaron desde la entidad. 

¿Colapso inminente? 

La ley 24.051 en el decreto nacional Nº831/93 define a los rellenos de seguridad como instalaciones que se utilizan para dar disposición final en el terreno a residuos peligrosos no procesables, no reciclables, no combustibles o residuales de otros procesos de su tratamiento, los cuales mantienen sus características de peligrosidad.

“Partimos de la base que actualmente, las tratadoras se encuentran colapsadas por los pasivos que tienen en sus instalaciones, que son residuos sin tratar de las operadoras. A esta situación, le sumamos la gran cantidad que están por llegar producto de la actividad en alza. No hay que ser muy hábil para darse cuenta que el colapso ambiental es inminente”, indicaron.

El colectivo de profesionales apunta a que se revierta “la situación ambiental de la provincia y empezar a exigir estándares que lleven a una competencia leal entre las tratadoras, donde lo técnico y las prácticas ambientales sustentables prevalezcan sobre lo económico. Por eso, los rellenos de seguridad se tienen que acotar solamente a recibir residuos que no puedan ser tratados de otra forma, tal como lo indica su legislación”.

Normativa y procedimientos

Entre toda la normativa vigente relacionada con la temática, se le permite a la empresa que trata los residuos sólidos liberarlos al medio, bajo ciertas condiciones. Mientras tanto, las empresas productoras son las encargadas de seguir la trazabilidad de estos residuos, es decir: generación, almacenamiento, transporte, tratamiento y su disposición final. En ese momento se cierra el proceso a través de un certificado. En el caso de grandes generadores, se lleva la trazabilidad de los residuos con el control de manifiesto de transporte y el correspondiente certificado de disposición final. La autoridad de aplicación es la Subsecretaría de Ambiente dependiente de la Secretaría de Desarrollo Territorial y Ambiente de la provincia.

También se establece la obligatoriedad del uso del Manifiesto Electrónico de Residuos Especiales (MERE) que implica el transporte, tratamiento y disposición final “es todo electrónico”

La provincia del Neuquén -tal como indica el sitio oficial de la Subsecretaría de Ambiente- tiene establecido en su normativa ambiental referente a las pautas para el manejo de los residuos especiales, la obligación de registrar todas las actividades de ese camino hacia su disposición final. Es por esto que se encuentran inscriptas en el Registro Provincial de Generadores, Transportistas y Operadores de Residuos Especiales (RePGTyORE) más de 400 empresas distribuidas de la siguiente forma: 73% generadores, 18% transportistas y 9% operadores.

Disposición final

En mayo de este año se publicó la Disposición Nº 0585/22 que considera que “el nivel intensivo de desarrollo de la actividad hidrocarburífera de exploración, perforación y explotación de yacimientos, genera un incremento asociado en los volúmenes de residuos especiales” y que “estos incrementos se suman a los residuos especiales que deben recibir tratamiento y disposición final y cuyo cumplimiento fiscaliza la Subsecretaría de Ambiente, como autoridad de aplicación de las leyes provinciales vigentes. Se explicita ahí que para “delinear los riesgos ambientales es necesario establecer los criterios para la disposición final adecuada de residuos especiales provenientes de la actividad hidrocarburífera”. Y se fijan las “pautas para la gestión de los residuos especiales en sus diferentes etapas y establece la aplicación subsidiaria de la Ley Nacional 24051 y su Decreto Reglamentario Nº 831/93”. 

La normativa establece, entonces, que se entiende por “disposición final” toda operación de eliminación de residuos que implique la incorporación de los mismos a cuerpos receptores, previo tratamiento; que se establecen las normas para la gestión del agua de retorno (Flowback) dentro del territorio de Neuquén, teniendo que ser sometida, en su totalidad, a un sistema de tratamiento que garantice su encuadre en los parámetros de vertido establecidos tanto para el reúso en la industria hidrocarburífera, como para el reúso en riego asociado a un proyecto productivo o de recomposición ambiental del área intervenida; y su disposición final en pozo sumidero, conforme lo que se prevea en la reglamentación.

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La Unión Transitoria de Empresas (UTE) conformada por Techint y Sacde, que está a cargo de la construcción de los renglones 1, 2 y 4 del gasoducto Néstor Kirchner, se encuentra trabajando en la puesta a punto y movilización de equipos necesarios para darle inicio al proyecto y también en la capacitación del personal.

Las obras a realizar por las compañías comprenden los dos primeros tramos que van desde Vaca Muerta, Tratayén, en Neuquén, hasta el kilómetro 440 de la traza troncal. Y también la construcción del gasoducto Mercedes-Cardales, en Buenos Aires, de 80 kilómetros, y la ampliación del gasoducto NEUBA 2, de 29 kilómetros. Es por esto que la UTE contará con 1.600 equipos en obra. Algunos de ellos serán importados, lo que representa un desafío logístico en momentos en que hay disrupción de cadenas de abastecimiento producto de la pandemia y del conflicto bélico entre Rusia y Ucrania.

Parte de los equipos fueron alistados y reparados en la planta de Techint Ingeniería y Construcción ubicada en Pacheco, y en la planta de SACDE ubicada en San Fernando, ambas en la Provincia de Buenos Aires.

Los equipos

Entre la maquinaria se destacan dos plantas de Doble Junta, un equipo de construcción de ductos que permite soldar de forma automatizada dos caños de 12 metros de largo en una “doble junta” de 24 metros. Este proceso se ejecuta en las playas de acopio de tubería de acero, a fin de obtener los “doble junta” disponibles antes del “desfile” de tuberías a lo largo de la traza. Solo existen unas 40 plantas de doble junta en el mundo, y las únicas dos que hay en América Latina están en la Argentina para ser utilizadas el proyecto del GPNK.

La planta de doble junta se trata de un equipo estratégico para la construcción de ductos. Se utiliza en proyectos en los que el terreno, topografía y estudio de la pista permiten aprovechar sus ventajas, ubicándola en lugares planificados considerando la logística de la zona, generalmente en la mitad de la traza de la línea del ducto.

Además, durante esta semana el consorcio terminará de montar una de las dos plantas en la progresiva del kilometro 60 de la traza en Río Negro, punto de partida del tramo contemplado en el renglón 1.

El consorcio liderado por los empresarios Paolo Rocca y Marcelo Mindlin, máximos referentes de Techint y Sacde respectivamente, también importaron equipos de soldadura automática, provenientes de EEUU, que serán utilizados por primera vez en la historia en nuestro país. Esto permitirá acelerar los tiempos de construcción del gasoducto.

Capacitación

Siguiendo ese mismo objetivo, la UTE lanzó una capacitación teórico-práctica para operadores de sidebooms -tiendetubos-, un equipo que se utilizará durante toda la traza para emplazar la tubería en la zanja.

El objetivo es convertir operadores de equipos de movimiento de suelos -que llegaron desde diferentes partes del país- en sideboomistas, una especialización clave en la obra. Para esta actividad, se capacitó y evaluó a 80 personas. A su vez, también se lanzó una capacitación de soldadura automática para egresados de escuelas técnicas.

Frente a esto, Gustavo Gallino, director general del área Sur de Techint Ingeniería y Construcción aseveró «trabajaremos en varios frentes en simultáneo. Poder incorporar las plantas de doble junta, además de soldadura automática, nos permitirá trabajar con una mejor productividad y calidad«.

También agregó «el gasoducto debe ser un proyecto país tras el cual estemos todos encolumnados, trabajando en conjunto para la concreción de esta obra en tiempo y forma, que traerá muchos beneficios para la economía en su conjunto y para todos los argentinos”.

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El gobierno oficializó los topes al consumo subsidiado de gas natural por red para los usuarios de ingresos medios, identificados como Nivel 3, pero introdujo cambios respecto de lo que había anunciado el subsecretario de Hidrocarburos Federico Bernal en la conferencia de prensa el pasado 16 de agosto. Lo que se desprende de los nuevos topes es que se subsidiará más a la categoría más baja y menos a las más altas, aunque la resolución no explicita el criterio que se tomó en cuenta para fijar los valores.

Bernal había señalado en la conferencia de prensa de agosto que para los usuarios de ingresos medios que conserven los subsidios habría topes de consumo subsidiado equivalentes al 70% del promedio de los umbrales mínimo y máximo de cada categoría.

Bernal (izquierda) el día que anunció los topes de consumo que ahora se cambiaron.

Por ejemplo, en el caso de un cliente R1, que consume entre 0 y 500 metros cúbicos por año, el promedio de la categoría era de 250 metros cúbicos y el 70 por ciento de ese monto equivalía a 175 metros cúbicos, que era el monto que iba a ser subsidiado. Todo lo que consumiese por encima de ese valor, el cliente lo terminaría pagando sin ningún tipo de subsidio.   

La falla inicial

EconoJournal advirtió entonces que el mecanismo elegido para retirar los subsidios sobre las facturas residenciales de gas provocaría que un grupo de usuarios de categorías inferiores termine pagando un cargo por el fluido más caro que la de otros de categorías superiores, cuando debería ser a la inversa.

En ese momento, EconoJournal puso el ejemplo de un hogar R31 de Metrogas que consume 1200 m3 anuales de gas, es decir por encima del bloque subsidiado del 70% que prevé el nuevo esquema (788 m3 anuales para la categoría) y terminaría pagando un cargo promedio de 25,19 pesos por metro cúbico, una cifra más alta que un hogar registrado como R32 que consuma 1300 m3, que abonará 23,75 pesos.

Otro ejemplo citado fue el de un usuario R22 que demanda 797 m3 de gas en el año, sobre el límite de lo permitido por esa categoría. Con el nuevo esquema pasaría a pagar una tarifa mensual de 4100 pesos porque buena parte de su consumo de gas (cerca de un 25%) se ponderará a precio sin subsidio, mientras que un hogar R23 que demanda 802 m3 abonaría una factura promedio de 3817 pesos. Es decir, casi 200 pesos menos por mes pese a que consumió más gas.

Los cambios

El gobierno parece haberse dado cuenta de los problemas que tenía la propuesta inicial presentada por Bernal porque la resolución 686/22, firmada por Flavia Royón, modificó los topes de consumo subsidiado. En el anexo de la norma se puede observar que para un R1 de Metrogas el tope ya no será de 175 metros cúbicos (el 70% del promedio de la categoría) sino de 394 metros cúbicos, más del doble.

En el caso de un R21 en cambio el tope permanece en 403 metros cúbicos por año, exactamente el mismo valor que había anunciado Bernal el 16 de agosto. Para el resto de las categorías, en cambio, el tope subsidiado es menor. Para el R2-2 bajó de 508 a 467 m3, para el R2-3 de 631 a 511 y para el R3-1 de 788 a 652. Por último, el tope subsidiado del R3-2 disminuyó de 963 a 691 m3, el R3-3 de 1156 a 988 m3 y el R3-4 de 1891 a 1212 m3.

Los cambios apuntan a subsidiar menos a las categorías más altas, pero no está claro cuál es el criterio elegido para fijar esos topes porque está claro que se dejó de lado la idea inicial de que el monto subsidiado fue el 70% del promedio de cada categoría.  

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El cronograma difundido hace tres semanas la Subsecretaría de Hidrocarburos, que dirige Federico Bernal, entre directivos de empresas petroleras preveía que la licitación para prorrogar por cuatro años la operatoria del Plan Gas.Ar iba a estar en la calle durante la primera semana de octubre. Esa hoja de ruta establecía, como paso previo al concurso, que la resolución oficial con la letra chica de la nueva versión del programa de estímulo al gas se publicaría la tercera semana de septiembre. Sin embargo, esos plazos expiraron y ninguno de esos hitos se cumplió. El tiempo es clave ya que la compulsa apunta a conseguir el gas que se transportará el próximo invierno por el gasoducto Néstor Kirchner siempre y cuando esa obra esté finalizada para esa fecha.

La principal razón de la demora, tal como publicó este medio el 16 de septiembre, se explica por la incapacidad del gobierno en lograr que los principales jugadores del mercado de gas —YPF, TotalEnergies, Wintershall Dea, Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Pampa y CGC, entre otros— apoyen de forma conjunta los nuevos criterios que estableció la Secretaría de Energía para repartir entre los privados el mercado de exportación de gas a Chile durante el período estival.

Ese negocio es, para varios directivos consultados por EconoJournal, el único segmento que sigue funcionando como un mercado tradicional, dado que se expresa en dólares ‘reales’ y los precios se pactan entre privados. El resto de los segmentos, en especial el residencial y el de generación de energía, están pesificados y sus precios se definen en articulación con el Estado y no con los privados. Además, muchas veces esos cobros se atrasan durante meses porque el Tesoro no cuenta con la liquidez para hacer frente a sus obligaciones.

Esto último es, de hecho, lo que está sucediendo en estos días. A raíz de eso, la Ceph, una de las cámaras que nuclea a las empresas productoras de hidrocarburos, envió este martes una carta a la secretaria de Energía, Flavia Royón, para manifestar su preocupación por el atraso en los pagos del Plan Gas.Ar.

Productoras de gas esperan el involucramiento personal de Massa para cerrar el nuevo Plan Gas.

División de agua

Si no existe un acuerdo entre las partes, las esquirlas de la discusión podrían involucrar también a gobernadores de algunas provincias petroleras, como Santa Cruz, Tierra del Fuego y Chubut, que cuestionan que el nuevo Plan Gas que diseñó Nación fomentará la concentración de la inversión en Neuquén en lugar de impulsar una mirada federal que tenga en cuenta también a otras cuencas como la Austral o la del Golfo San Jorge.

En ese reclamo podría incluirse, además, la necesidad de contemplar un factor de ajuste por declinación para las empresas que desarrollen yacimientos convencionales, como por ejemplo los campos offshore del consorcio integrado por TotalEnergies, Wintershall Dea y PAE en la cuenca Austral.

En el contrapunto entre petroleras emerge una divisoria de aguas: la mayoría —PAE, TotalEnergies, Pampa, Wintershall Dea y CGC, entre otras— interpreta que los criterios que definió el gobierno para definir quién tiene la prioridad para exportar gas hacia Chile favorece de manera excesiva a YPF, el mayor productor de gas de la cuenca Neuquina, y en menor medida a Tecpetrol, el segundo.

“En la última versión del borrador que circuló sigue existiendo un sesgo excesivo en favor de YPF. Es lógico que la petrolera controlada por el gobierno tenga un beneficio, pero tal como quedó redactado el último borrador, YPF se quedaría con la mayor parte del mercado de exportación de gas hacia Chile”, explicó el director comercial de una productora.

Análisis técnica

La Secretaría de Energía quiere fijar tres nuevos criterios para asignar los permisos de venta gas durante los meses de calor:
a) Uno en función del volumen que produce cada empresa;
b) Otro vinculado con la mejora de precio que pueda ofrecer cada petrolera en comparación que con los importes vigentes (para lograr un ahorro fiscal, según la definición de las autoridades), que también pondera sobre el volumen que extrae cada una,
Y c) el precio de gas que subaste cada compañía para aportar los volúmenes incrementales de gas que requerirá el gasoducto Néstor Kirchner.

Cada mecanismo asigna un tercio del mercado de exportación. Los dos primeros favorecen a YPF, por lo que el resto de las empresas interpreta que la petrolera que preside Pablo González podría quedarse como mínimo con un 60% del volumen exportado de gas por cuatro años, entre enero de 2025 y diciembre de 2028.

Directivos de las empresas productoras intentaron las últimas dos semanas acercar posiciones con Bernal y sus colaboradores. Pero esa instancia de negociación parece estar agotada. Tres altos directivos del sector indicaron que la discusión la saldarán directamente los número uno de las petroleras con el ministro de Economía, Sergio Massa. Al estar involucrada YPF, es probable que la vicepresidenta Cristina Kirchner también se involucre en el cierre de la cuestión.

Problema de fondo

Más allá del revoque fino de esa discusión técnica, una clave de lectura más básica facilita la compresión del problema de fondo. El nuevo Plan Gas, que regirá una vez que finalice el que está vigente (se extiende hasta fines de 2024), presupone que las empresas accederán voluntariamente a prorrogar por cuatro años los contratos actuales con Cammesa, la encargada de comprar el gas para las centrales térmicas, y las distribuidoras.

Eso implica que los productores re-convaliden un precio de venta del gas en el mercado local inferior a los US$ 3,65 por millón de BTU. En enero de 2021, cuando se licitó la versión actual del Plan Gas.Ar, las empresas optaron por vender por debajo de ese techo porque a mayor descuento más chances tenían de acceder al mercado de exportación chileno.

Los nuevos tres criterios que quiere establecer ahora el gobierno terminan con esa lógica. Entonces, ¿qué incentivo tendrán las compañías para ser competitivas y ofrecer precios más bajos si el mercado chileno está tabicado de antemano para YPF?

Lo más probable, si no hay cambios, es que el resto de los productores termine cotizando su gas al precio tope que se fije en la subasta, que ascenderá a los 4 dólares. Una de las consecuencias directas de aplicar el modelo de Plan Gas que diseñó Energía será que el precio doméstico del gas aumentará.

Mercado imperfecto

Un representante del mercado de gas analizó el conflicto en estos términos: “La industria del gas no funciona como un mercado de competencia perfecta. Y menos en una economía tan frágil como esta. Las reglas de juego que define cada gobierno terminan beneficiando más a algunas empresas y perjudicando a otras. Es decir, muchas veces los ganadores y perdedores no surgen de una competencia pura o estricta, sino que son el correlato de un armado regulatorio”.

“El problema es que en este caso el desbalance parece ser excesivo en favor de YPF. Esta es una industria pragmática, tal vez no es posible llegar a un equilibrio, pero sí a un esquema más parejo”, afirmó.

¿Cómo podría saldarse el contrapunto?

Fuentes del mercado coinciden en que lo más accesible sería recalibrar el porcentaje que tiene cada criterio de asignación de exportaciones o, en todo caso, fijar topes para limitar la cuota de mercado al que puede acceder cada productor.

La quinta versión del borrador del nuevo Plan Gas (la última) prevé que el 30% del mercado de exportación se adjudicará en función del volumen que aporte el productor. Y otro 30% se distribuirá entre las empresas que ofrezcan una reducción mayor del precio de venta, que también se calcula en última instancia en base a la producción de cada empresa.

“Si en vez de sumar un 60%, esos dos indicadores representaran un 40% la situación sería diferente. Habría que buscar la forma de que exista una competencia real entre las empresas, más allá del tamaño que tenga cada uno”, indicó un consultor. La respuesta se conocerá en los próximos días siempre y cuando el ministro de Economía se involucre personalmente en el tema.

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La Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) anunció un sorpresivo recorte de dos millones de barriles diarios de producción. Si bien el recorte real sería más bajo, el movimiento no fue bien recibido por los Estados Unidos debido al riesgo de un repunte en los precios del crudo. La Casa Blanca consideró que los países exportadores «se están alineando» con Rusia.

La 33° Reunión Ministerial de los países de la OPEP y no OPEP tuvo lugar en Viena, de forma presencial por primera vez desde el comienzo de la pandemia. Entre los presentes estuvo Alexander Novak, viceprimer ministro de Rusia, país que no integra la OPEP.

La OPEP ratificó en Viena la continuidad del esquema OPEP+, vigente desde 2016 y que reúne a los diez países miembros de la organización con otros diez Estados exportadores. El esquema será extendido hasta diciembre de 2023.

Los representantes de la OPEP anunciaron ayer un sorpresivo recorte a la producción de crudo.

Recorte

Los países acordaron ajustar a la baja a partir de noviembre la producción general de crudo en dos millones de bpd, en relación con el objetivo de producción definido en agosto de 2022.

La OPEP+ estableció un nuevo objetivo de producción de 41.856.000 bpd (el anterior objetivo era de 43.856.000 bpd). Los diez Estados miembros de la OPEP se comprometieron a una producción objetivo de 25.416.000 bpd. Los países aliados se comprometieron a producir 16.440.000 bpd.

Los países de la OPEP recortarán 1.273.000 barriles diarios de producción, mientras que los países aliados recortarán 727.000 bpd. Entre estos últimos, Rusia recortará 526.000 bpd.

Pero el recorte real será inferior debido a que varios de los Estados exportadores no cumplieron con las cuotas de incremento de producción acordadas en las reuniones ministeriales. Podrían contabilizar el incumplimiento de sus cuotas como un recorte de producción. El propio ministro de Energía de Arabia Saudita dijo en la conferencia de prensa posterior al anuncio que el recorte real sería de 1,1 millón de bpd.

También se decidió que desde ahora las reuniones ministeriales tendrán lugar cada dos meses en lugar de todos los meses.

Objetivos enfrentados

La principal motivación de los países de la OPEP+ es sostener los precios internacionales del petróleo. Es un objetivo que choca con la expectativa de Estados Unidos de evitar nuevos incrementos en los precios del crudo.

“La OPEP quiere precios de alrededor de US$90” por barril, dijo el ministro de Recursos Petroleros de Nigeria, Timipre Sylva, luego de la reunión ministerial. Sylva explicó que es el precio de referencia de los países miembros a la hora de diseñar sus presupuestos para el 2023.

El presidente de los Estados Unidos, Joe Biden, cuestionó el recorte. «Necesito ver los detalles. Me preocupa, es innecesario«, dijo Biden luego del anuncio de la OPEP+. El disgusto es mayor si se tiene en cuenta los esfuerzos que el gobierno estadounidense viene realizando para recomponer las relaciones con Arabia Saudita, el principal exportador dentro del cartel petrolero.

Más tajante fue la vocera de la Casa Blanca, Karine Jean-Pierre, al afirmar que «está claro que la OPEP+ se está alineando con Rusia con el anuncio de hoy».

Las conversaciones para recortar la producción en dos millones de barriles comenzaron a circular por la mañana del martes, generando una fuerte preocupación en la Casa Blanca. El gobierno presionó a los países de Medio Oriente para disuadirlos de un recorte drástico en la producción de petróleo, informó CNN. “Es importante que todos sepan lo mucho que hay en juego”, dijo un funcionario citado por el medio estadounidense.

Preocupación por la inflación

Estados Unidos tendrá elecciones de medio término en noviembre. La inflación esta en el centro de las preocupaciones de los votantes y los precios de las naftas constituyen una de las principales variables del humor social. Si bien disminuyeron en los últimos dos meses luego de tocar algunos récords, el gobierno interpreta que el movimiento de la OPEP+ tendrá efectos inflacionarios. También complicaría los planes de los países del G7 para aplicar un precio máximo sobre el crudo que compran a Rusia.

En respuesta al movimiento de la OPEP+, la Casa Blanca sugirió a través de un comunicado que podría prolongar la liberación de barriles de la Reserva Estratégica de Petróleo (SPR) estadounidense más allá de octubre.

«Bajo la dirección del Presidente, el Departamento de Energía entregará otros 10 millones de barriles de la Reserva Estratégica de Petróleo al mercado el próximo mes, continuando con las liberaciones históricas ordenadas por el Presidente en marzo. El Presidente continuará dirigiendo la liberación de barriles del SPR según corresponda para proteger a los consumidores estadounidenses y promover la seguridad energética, y está ordenando al Secretario de Energía que explore cualquier acción responsable adicional para continuar aumentando la producción nacional en el plazo inmediato», informó el gobierno.

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La compañía canadiense Arena Minerals descubrió un nuevo depósito con litio en el proyecto exploratorio Sal de la Puna, ubicado en la provincia de Salta. La empresa completó el primer pozo exploratorio (con el nombre R01) en el bloque conocido como Fortuna II, donde detectó “una columna de salmuera continua de 240 metros a 515 metros de profundidad”.

“Esta columna de salmuera de 275 metros promedió 441 miligramos por litro (mg/l) de litio”, añadió Arena Minerals, que cuenta con el 65% del proyecto, mientras que la china Ganfeng New Energy Technology Development posee el restante 35%. En junio, la compañía había anunciado un procesamiento de salmuera en las instalaciones piloto de la compañía que alcanzaron “con éxito niveles de concentración de 35% de cloruro de litio” en las áreas Almafuerte, Graciela y Patovica, todos del mismo proyecto.

William Randall, presidente y director ejecutivo de Arena Minerals, indicó que “este descubrimiento realizado en el primer pozo de exploración completado abre una porción nueva de la cuenca para el crecimiento de los recursos y supera con creces nuestras expectativas. La calidad del acuífero y la salmuera descubierta sugieren que esta subcuenca oriental podría ser productiva y expandir potencialmente el tamaño de nuestro modelo comercial en el futuro”. Y agregó: «la plataforma de perforación exploratoria avanzó para probar otras zonas de la cuenca, donde esperamos expandir aún más los acuíferos que contienen salmuera«.

Programa de exploración

Arena Minerals inició a fines de octubre del año pasado el programa de expansión de recursos y aceleró la exploración integral. Sal de la Puna tiene 11.000 de hectáreas y está ubicado en la cuenca del Salar Pastos Grandes, donde hay otros proyectos de exploración de litio.

La minera canadiense y la compañía china llevan invertidos US$ 22 millones en el programa de exploración, que cuenta con más de 3.000 metros de perforación diamantina, pozos de gran diámetro, una planta piloto y un estanque y estudios de ingeniería para procesar cloruro de litio.

Minerals remarcó que está perforando un nuevo pozo de producción en el bloque Alamafuerte. El pozo PW-1 se está realizando con un diámetro de 15 pulgadas hasta una profundidad de 500 metros. La compañía tiene programada una prueba de bombeo para noviembre en este pozo, “durante la cual se monitorearán las respuestas del nivel del agua en pozos de observación adyacentes”. Además, subrayó que está realizando más perforaciones en lo bloque Graciela.

La compañía canadiense posee también el proyecto de salmuera de litio Antofalla en Catamarca, que consta de cuatro concesiones que cubren un total de 6.000 hectáreas en la parte central de salar homónimo. También cuenta con el 80% de Atacama Copper dentro de la región de Antofagasta en Chile.

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En el marco del proyecto del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), la Agencia de Inversiones y el Ministerio de Producción y Desarrollo Económico de San Juan, llevaron a cabo por tercer año consecutivo el evento Argentina Impacta junto con el apoyo de Genneia, la compañía líder en energías renovables del país.

En esta nueva edición se destacaron aspectos sobre la importancia de poner en agenda del sector público y privado la generación de condiciones y buenas prácticas para la expansión de nuevos modelos de negocios en los cuales se priorice el impacto ambiental y social.

Bajo el lema “Un llamado a la Acción”, Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad|ESG de Genneia, fue el encargado de moderar el panel “Acción Corporativa y Alianzas Estratégicas” donde se reflexionó sobre el camino que deben adoptar las empresas y los gobiernos de cara al futuro.

En base a esto sostuvo “el desafío hacia la lucha contra el cambio climático y la transición energética ya no es optativo sino obligatorio y la articulación entre el sector público y privado es fundamental para lograrlo. Estamos convencidos en la importancia de trabajar en forma integrada y sostenida para poder alcanzar los objetivos de la Agenda 2030 de Naciones Unidas”.

Además, Genneia neutralizó la huella de carbono del evento con el propósito de impulsar un proceso productivo amigable con el planeta, reducir el impacto ambiental y continuar trabajando para favorecer la descontaminación de nuestra tierra.

La compañía se alinea con el Gobierno de la Provincia de San Juan en el desafío de generar las condiciones para que las empresas tengan una mirada ambiental y social en sus procesos productivos. Así, con la iniciativa, el evento evitó un total de 327 toneladas de CO2 a la atmósfera.

De este modo, la compañía demuestra una vez más su compromiso con el medio ambiente formando parte de eventos que impulsan el desarrollo sostenible y generando un valor distintivo para el cuidado del planeta.

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El CEO de Transportadora Gas del Sur (TGS), Oscar Sardi, confirmó la semana pasada en Houston que la compañía definirá en las próximas semanas si finalmente avanza con la construcción de una planta de licuefacción de gas en Bahía Blanca para aprovechar el potencial de Vaca Muerta. “Analizamos contar con una unidad flotante en pos de reducir los tiempos y costos para estar operativos en diciembre de 2025. Estamos evaluando ofertas que recibimos para la parte más importante de la planta, los módulos. Tomaremos la decisión de comprarlos a fines de octubre”, sostuvo el ejecutivo en el evento Vaca Muerta Shale Day, organizado en la ciudad de Texas por el IAPG.

Oscar Sardi, CEO de TGS, durante su presentación en Houston.

La historia del proyecto

TGS firmó en septiembre de 2018 un Memorando de Entendimiento con la firma estadounidense Excelerate Energy LP para evaluar la viabilidad técnica y comercial de un proyecto de licuefacción en Bahía Blanca. A mediados de 2019 Gabriela Aguilar, CEO de Excelerate, confirmó a EconoJournal que avanzar con una planta escalable con un primer módulo de licuefacción con capacidad para 4 millones de metros cúbicos por día. En ese momento ambas empresas habían adelantado que la decisión de avanzar con la construcción se tomaría a comienzos de 2020, pero la pandemia demoró todo.

Pese al freno que registró la actividad, la iniciativa no se descartó y quedó en stand by hasta que ahora volvió a reflotarse de la mano del aumento sostenido de la producción de Vaca Muerta y la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner que garantizará capacidad de transporte para ese gas.

El diseño

El diseño original de la planta contempla un módulo para el licuado de hasta un millón de toneladas por año, equivalente a 4 millones de metros cúbicos de gas natural por día.

La intención de las empresas es construir ese primer módulo en un plazo de 2 años, combinando la planta licuefactora en tierra y el almacenamiento en una embarcación.  

El proyecto contempla que el desarrollo sea escalable en la medida en que haya producción de gas y capacidad de transporte, pudiendo sumar hasta cuatro módulos para procesar en conjunto un máximo de 16 millones de metros cúbicos de gas natural por día. La inversión podría oscilar entre los 600 y 800 millones de dólares. No obstante, todos estos puntos se están revisando en estos días para ver si finalmente se decide avanzar con la construcción de la planta.

Oportunidad

Pampa Energía, principal accionista de TGS, ve el proyecto como una oportunidad para hacer sinergia con su producción de gas generando demanda en los meses estivales, ya que le permite aplanar la curva de producción de los yacimientos que la compañía tiene en Neuquén, tanto de shale como tigh gas.

El proyecto está pensando para atender la demanda contra-estacional. Durante los meses de verano, cuando la demanda local baja, se podría colocar el gas excedente en el mercado de Japón, China y Estados Unidos.

Para que el plan funcione tiene que haber un offtaker, alguien que tome ese LNG a través de un contrato de largo plazo. Excelerate puede jugar en rol clave en ese aspecto ya que tiene la expertise necesaria para lograr que esas dos puntas se encuentren. 

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IMPSA inició el proceso de traslado de la turbina Kaplan desde su Centro de Desarrollo Tecnológico, ubicado en Godoy Cruz, Mendoza, hasta la Central Hidroeléctrica Yacyretá, en Ituzaingó, provincia de Corrientes. Se trata de la tercera de las seis turbinas que la compañía está desarrollando para la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), una central hidroeléctrica que cubre la energía eléctrica del 50% de los hogares argentinos.

La turbina Kaplan fue diseñada con tecnología de altísima calidad y programas de Inteligencia Artificial desarrollados por los ingenieros de IMPSA, lo que ha posibilitado mejorar la eficiencia de los procesos hídricos, de modo que genere mayor energía a igual cantidad de agua.

Asimismo, tiene una potencia de 155 megawatts (MW), genera energía renovable, fue realizada íntegramente en el Centro de Desarrollo Tecnológico de Mendoza y el montaje en obra se realizará en conjunto con el consorcio CIE de Paraguay.

Para la fabricación de esta turbina se requirió el trabajo de 50 ingenieros, 100 técnicos y 250operarios, lo que demandó un total de 80.000 hs. hombre de trabajo. Esto incluye el proceso completo, que va desde el diseño hidráulico, el ensayo de modelo, la ingeniería, las compras, la fabricación, el gerenciamiento, hasta la supervisión del montaje y su puesta en marcha en Corrientes.

El rodete Kaplan tiene una altura de 5,5 metros; mide 4 metros de ancho; 5 metros de largo y un peso de 175 toneladas.El traslado comenzó el viernes 30 de septiembre por la tarde y tendrá una duración de entre 15 y 17 días, dado que por tratarse de una carga sobredimensionada y extra pesada debe circular durante el día.

El operativo está compuesto por 1 tractor doble contrapesado con 1módulo hidráulico de 20 líneas; 1 tractor doble contrapesado de apoyo; 1 vehículo guía con supervisor a cargo del operativo; y moduleros para manejo del carretón hidráulico.

En los más de 2.400 kilómetros de recorrido, la turbina atravesará las provincias de Mendoza, San Luis, La Pampa, Buenos Aires, Entre Ríos y Corrientes.Con 750 empleados y 115 años de trayectoria, IMPSA lleva instalados más de 50.000 MW de potencia en energía hidroeléctrica, eólica y nuclear en proyectos distribuidos en más de 40 países.

En 2016 la empresa ganó la licitación para llevar adelante el diseño y la fabricación de las dos primeras turbinas de las 20 que hay que reemplazar en la central hidroeléctrica y luego,en 2018, amplió el contrato con 4 unidades adicionales.Transapelt es una empresa del grupo IMPSA, que se especializa en el traslado de cargas sobredimensionadas y extra pesadas para los sectores energético, industrial, químico, petroquímico, minero y de construcción.

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La Secretaría de Energía, a cargo de Flavia Royón, autorizó esta semana la firma del contrato con China para la ampliación de 200 megawatt (MW) del Parque Solar Cauchari, ubicado en la provincia de Jujuy, que opera la empresa provincial Jemse con financiamiento del gigante asiático. Este contrato PPA (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés), que le da un precio en dólares al generador de energía, estaba listo para firmarse desde hace casi un año y medio y originalmente contemplaba la instalación de un parque de baterías de 30 megawatt (MW) que demandaría una inversión cercana a los US$ 30 millones. Iba camino a ser el primer desarrollo de baterías con escala comercial del país, según confirmaron a EconoJournal fuentes al tanto del proceso.

Pero, por la demora del gobierno nacional, que se retrasó casi 18 meses en firmar el nuevo contrato, finalmente el capítulo de instalación de baterías de almacenamiento se terminó dejando por el impacto que la guerra en Ucrania tuvo sobre los costos de ese proyecto.

En abril del año pasado el gobernador de Jujuy, Gerardo Morales, y representantes de las empresas PowerChina y Shanghai Electric firmaron el acuerdo de ampliación del parque solar. También habían acordado que, como parte del contrato de abastecimiento de energía y a cambio de obtener 2 o 3 dólares más en el precio de la energía, además de los paneles solares se instale un parque de baterías de 30 MW de potencia con almacenaje de cuatro horas (equivalentes a 120 MWh). De concretarse, hubiese sido el primero de su tipo en el país a escala comercial.

Sin embargo, finalmente en el contrato que autorizó Royón apuntó solamente a la ampliación la potencia instalada del Parque Solar Cauchari. Morales venía reclamando al gobierno nacional que acelere la firma del contrato con China. Si bien Cauchari es el caballito de batalla del gobernador jujeño y desde hace varios años viene avanzando con el financiamiento chino, al ser un acuerdo también de ambos países se requiere el aval del gobierno nacional, sobre todo en aspectos técnicos y relativos a costos.

El precio que se terminó plasmando en el contrato de ampliación de Cauchari es de 55,01 US$/MWh, que surge del promedio ponderado de los proyectos adjudicados para la región del NOA de las rondas 1, 1.5 y 2 del programa RenovAr. Y se le aplicará “el Valor de Ajuste Anual y el Factor de Incentivo en los mismos términos que la Ronda 2”. El precio promedio para todo el país es de 54,72 US$/MWh. El contrato también aclara que la ampliación de 200 MW de Cauchari “carecerá de prioridad de despacho” debido a que “en la actualidad la capacidad de transporte es limitada, por lo que no sería posible garantizar esa prioridad”.

«Se había negociado con China reemplazar la instalación de una línea de transporte por baterías para almacenar 30 MW de potencia durante cuatro horas. Hubiese implicado elevar en uno o dos dólares el precio de venta de energía. Es decir, no era complejo. Pero las autoridades se demoraron y el aumento de los insumos por el escenario internacional terminaron complicando la iniciativa», explicó una fuente que participó de las negociaciones con las empresas chinas.

Cauchari

En la actualidad ya está en funcionamiento Cauchari I, II y III con un total de 300 MW. Lo que oficializó ayer la cartera de Royón mediante una nota enviada a Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, fue la ampliación en 200 MW, que lleva a todo el parque hasta los 500 MW. Se trata de la ampliación de Cauchari IV y V, aunque formalmente se denomina como la escalada de Cauchari II y III.

El ambicioso plan de Morales es llevar el parque a 1.000 MW. Para esto, buscará continuar firmando contratos de financiamiento con China a través del banco The Export – Import Bank ok China (EXIMBANK). Para la construcción de los parques Cauchari I, II y III para 300 MW la provincia se endeudó por US$ 331,5 millones.

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Las políticas contractivas llevadas adelante por los bancos centrales de las principales economías del planeta están configurando un escenario de recesión mundial cada vez más difícil de evitar y de una magnitud impredecible. Las subas de las tasas de interés no lograron hasta el momento bajas significativas de la inflación, pero si están haciendo mella en la demanda global de bienes y servicios. Esto alcanza también a las commodities, una situación que se comprueba en la baja de los precios internacionales del petróleo vista en los últimos meses (el barril de Brent tocó un techo de 123,5 dólares el 8 de junio y este martes cotizó a 88,8 dólares). Pese al escenario recesivo, una serie de factores indican que los precios internacionales del petróleo podrían sostenerse o incluso subir en los próximos meses.

Inflación y recesión

El potencial alcance de la recesión ciertamente preocupa a las instituciones financieras y organismos internacionales. Los bancos centrales corren detrás de la inflación y el esfuerzo a realizar para frenarla puede ser muy costoso para la actividad económica global.

El Banco Mundial advirtió que los bancos centrales deberán elevar mucho más las tasas de interés en 2023 para reducir la inflación global a una tasa consistente con sus metas de inflación. Esto implicaría que el crecimiento del PBI mundial caería al 0,5% en 2023. El Fondo Monetario Internacional recortó su pronóstico de crecimiento del PBI global del 3,2 al 2,9% en 2023.

La Organización de las Naciones Unidas también elevó la alarma el lunes. “El mundo se encamina hacia una recesión global y un estancamiento prolongado a menos que cambiemos rápidamente el rumbo actual de la política monetaria y fiscal en las economías avanzadas”, advirtió la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Comercio y Desarrollo (Unctad).

No es el primer cuestionamiento hacia las políticas de tasas altas y sus resultados en materia de inflación. “Para lograr bajas tasas de inflación, estabilidad de la moneda y un crecimiento más rápido, los hacedores de políticas podrían cambiar su enfoque de reducir el consumo a impulsar la producción. Las políticas deben buscar generar inversiones adicionales y mejorar la productividad y la asignación de capital”, dijo el presidente del Banco Mundial, David Malpass.

En efecto, el enfoque de tasas de interés altas está generando un freno en la demanda global de bienes y servicios. Un buen indicador de la situación es el costo del transporte oceánico. El costo global de los fletes de contenedores cayó un 60% interanual, según el Freightos Baltic Index. Los fletes entre China y la costa oeste de Estados Unidos ya son más baratos que en 2018.

El freno de la demanda alcanza también a las commodities. En el caso del petróleo, los precios de los barriles WTI y Brent se moderaron en los últimos dos meses. John Kemp, analista de mercados energéticos de la agencia Reuters, señaló en su último reporte que los fondos de cobertura siguen recortando sus posiciones en petróleo frente a una recesión que amenaza con reducir la demanda de combustibles.

Pese al escenario recesivo, los precios de los principales barriles todavía se mantienen altos, en un mercado mundial con problemas de oferta, que incluso se pueden agravar en los próximos meses. La situación es tal que en el mercado no se descarta la posibilidad de un repunte en los precios del crudo, gracias a una serie de factores:

1 – Comienza el embargo europeo al petróleo ruso

El cinco de diciembre entrará en vigencia en la Unión Europea el embargo sobre el petróleo ruso. Será un embargo parcial, que alcanzará a las importaciones de crudo ruso por barco y excluirá las que llegan por oleoductos durante un tiempo más. También alcanzará a los combustibles rusos a partir del 5 de febrero.

EconoJournal señaló tiempo atrás los cambios que el embargo provocará en el mercado mundial y los riesgos asociados. Además del embargo, las compañías de seguros y servicios marítimos de Europa no podrán otorgar seguros y servicios a los navíos rusos.

Las exportaciones totales de petróleo de Rusia a Europa a través de sus puertos y el oleoducto de Druzhba totalizaron 12 millones de toneladas en agosto. La mitad fue exportada a países que dejarán de comprar ese petróleo en diciembre. En otras palabras, Rusia tiene 1,3 millones de barriles de producción diaria que deberá redirigir a otros mercados o recortar la producción.

Estados Unidos entiende que estas medidas complicarán la oferta mundial de crudo y elevarán los precios internacionales de los combustibles, en un contexto en el que las prioridades cambiaron y el foco central esta puesto en frenar la inflación. Rusia depende en gran medida de los servicios navieros europeos para exportar el crudo. El Tesoro estadounidense estima que hasta dos millones de barriles diarios de petróleo ruso dejarían de fluir en el mercado global si Europa no flexibiliza la prestación de seguros y servicios marítimos para los cargamentos rusos.

En la mañana de este miércoles, la Unión Europea aprobó el octavo paquete de sanciones económicas contra Rusia. Entre las medidas se incluye el establecimiento de un precio máximo sobre el petróleo de origen ruso que es vendido por barco en el resto del mundo.

Las compañías de seguros y navieras podrán brindar servicios a los petroleros rusos, siempre que el petróleo transportado haya sido vendido a un precio que no excede el tope. La medida flexibilizará las prohibiciones, atendiendo a los pedidos de Grecia, Chipre y Malta, países que juegan un rol central en el comercio marítimo de crudo por el peso de su industria naviera.

De esta forma, la Unión Europea adopta la línea del Grupo de los Siete (G7) de imponer un precio máximo sobre el petróleo exportado por Rusia. Una medida que va más allá de las fronteras de la U.E. y los países del G7, pero cuya efectividad dependerá de la voluntad de los países de ejercer los controles.

2 – OPEP y aliados buscan defender los precios

Otro elemento en danza es la negociación en la Organización de los Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) para recortar la producción de crudo. Los principales exportadores definirán este miércoles un nuevo recorte de la producción, que se estima que será superior al millón de barriles diarios, con el objetivo de sostener los precios.

Pero el recorte podría ser bastante mayor. Durante la jornada del martes circuló el rumor de que los Estados productores están conversando un recorte de hasta dos millones de bpd. La meta de recorte habría generado máxima preocupación en la Casa Blanca. El gobierno de Joe Biden lanzó una campaña de presión a gran escala para disuadir a los países de Medio Oriente de reducir drásticamente la producción de petróleo, informó CNN en la tarde del martes. Los precios del WTI y Brent reaccionaron a los rumores con subas de más del 3%.

En los comunicados de las últimas reuniones ministeriales, la OPEP+ viene sugiriendo que el recorte de la producción es una posibilidad que se encuentra sobre la mesa si es necesario para sostener los precios. El ministro de Energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, fue más explícito al señalar que “recortar la producción en cualquier momento” es una opción para la organización.

3 – ¿Fin de las ventas de la reserva estratégica de petróleo?

La liberación de barriles de la Reserva Estratégica de Petróleo de Estados Unidos es uno de los factores que ayudó en cierta medida a estabilizar la oferta de crudo.

En marzo el gobierno estadounidense autorizó la venta de 180 millones de barriles de la reserva estratégica hasta octubre de este año, lo que representa alrededor de un millón de barriles por día. Unos 155 millones de barriles ya fueron entregados o comprometidos para su entrega.

La Reserva Estratégica de Petróleo tiene como fin abastecer el mercado en situaciones de emergencia, como puede ser una disrupción en los suministros debido al impacto de huracanes. No fue creada para servir como mecanismo de suministro corriente.

La liberación de los barriles ayudó a reducir los precios de las naftas en EE.UU. desde niveles récord, pero a costa de reducir los inventarios de la reserva estratégica a menos de 450 millones de barriles, el nivel más bajo desde 1984.

También permitió elevar los suministros, en un mercado que registra inventarios bajos y una producción de petróleo que crece poco. EE.UU. cerró la semana del 23/9 con un stock de 853 millones de barriles de crudo, según datos de la Administración de Información Energética. Son 181 millones de barriles de crudo menos que hace un año atrás. Por el lado de la producción, cerró en 12,0 millones de barriles diarios. Son 300.000 barriles más que a principios de este año, aunque la producción sigue 1,1 millones de barriles por debajo de los niveles anteriores a la pandemia.

La secretaria de Energía, Jennifer Granholm, dijo a comienzos de septiembre que el gobierno analiza la posibilidad de realizar nuevas ventas de barriles de la reserva estratégica luego de octubre.

Los stocks de combustibles también se mantienen bajos en comparación con el promedio de los últimos cinco años. La Casa Blanca no descarta por completo una prohibición o restricción sobre las exportaciones de combustibles.

Las principales cámaras de la industria petrolera, American Petroleum Institute y American Fuel and Petrochemical Manufacturers, publicaron el martes una carta conjunta en la que advirtieron que “prohibir o limitar la exportación de productos refinados probablemente disminuiría los stocks, reduciría la capacidad de refinación nacional, presionaría al alza los precios del combustible al consumidor y alejaría a los aliados de EE.UU. durante esta época de guerra”.

4 – Demanda de combustibles en el invierno boreal

Se espera que los elevados precios del LNG incrementen la demanda de combustibles alternativos durante los meses de invierno en el hemisferio norte. La demanda mundial de petróleo para generación de energía eléctrica, refinación y usuarios industriales podría trepar un 80%, según S&P Global Platts Analytics.

Habría una demanda incremental de líquidos de 633.000 bpd por parte de refinerías, generadores de energía e industrias en el primer trimestre de 2023, en comparación con alrededor de 350.000 bpd de demanda incremental en el tercer trimestre de 2022. En Europa la demanda crecerá en 308.000 bpd en el primer trimestre de 2023, mientras que el crecimiento de la demanda asiática de cambio de gas a petróleo alcanzará los 271.000 barriles diarios.

Los precios de referencia del gas europeo y del LNG asiático son de cinco a seis veces más altos que los valores del fuel oil con alto contenido de azufre, lo que incentiva el cambio generalizado de gas a petróleo en donde es posible utilizar un combustible alternativo. «Los precios del gas natural en Europa y los precios spot del LNG en Asia alcanzaron máximos históricos en el tercer trimestre de 2022. Esto redujo la demanda de gas e incentivó el cambio a otros combustibles como el carbón y el petróleo para la generación de energía», dijo la Agencia Internacional de la Energía (IEA) en el último informe trimestral del Mercado de Gas.

Europa sobrecumplió su objetivo de recarga de los almacenes de gas para el invierno. Los almacenes de gas en la Unión Europea se encuentran llenos en un 89% y en el Reino Unido en un 94%. Es una cifra superior al objetivo de 80% de recarga de los almacenes aprobado por la Comisión Europea.

Pero el almacenamiento de gas existe para hacer frente a variaciones en el consumo estacional, no para proporcionar una reserva estratégica en caso de un embargo o bloqueo. Los volúmenes de gas en almacenamiento aliviarán el impacto de cualquier interrupción del suministro, pero no son suficientes para garantizar la seguridad del suministro. En el caso de un cese completo de las importaciones desde Rusia, un invierno más frío de lo normal, o ambos, el gas escasearía antes de fines de marzo de 2023.

Por ese motivo la reducción del consumo de gas será una variable crítica en los próximos meses. IEA señaló que Europa finalizará este año con una reducción del 10% en el consumo de gas, la mayor caída en la historia europea, citando como causas el aumento de los precios del gas natural, la destrucción de la demanda en el sector industrial y las medidas de ahorro de energía.

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La empresa Oleoductos del Valle (Oldelval) comenzará la instalación de los caños del nuevo oleoducto que llevará la producción de Vaca Muerta a Puerto Rosales, en la localidad bonaerense de Bahía Blanca, durante el transcurso de este mes. En rigor, lo que comenzará en octubre serán obras secundarias en la interconexión con Oiltanking Ebytem, la empresa que opera la capacidad de tancaje y boyas de exportación en Bahía Blanca. La construcción del nuevo oleoducto en sí mismo arrancará en enero de 2023.

La compañía bautizó a ese proyecto como Duplicar, dado que permitirá multiplicar por dos la capacidad de midistream desde la cuenca Neuquina hacia Buenos Aires. La ampliación resulta fundamental para poder evacuar la producción adicional proveniente desde Vaca Muerta.

EconoJournal dialogó con el CEO de Oldelval, Ricardo Hösel, el jueves pasado en el Vaca Muerta Shale Day celebrado el Houston. Durante su presentación en el hotel The Houstonian, el directivo brindó estadísticas auspiciosas de cara a la producción de petróleo desde la formación no convencional de la cuenca Neuquina. Según sus proyecciones, la oferta de petróleo desde Vaca Muerta llegará a los 700.000 barriles por día (bbl/d) en 2026 y trepará hasta los 826.000 bbl/d en 2028, dos veces y media más que en la actualidad.

Hösel lidera la principal obra de infraestructura para elevar la producción de petróleo en Vaca Muerta.

Hösel indicó que la concreción del proyecto Duplicar, que requerirá una inversión de US$ 750 millones, permitirá que la Argentina exporte petróleo por una cifra cercana a los U$S 6500 millones (calculada sobre los precios actuales del crudo). El próximo paso de la empresa es licitar entre las petroleras la contratación de la capacidad de transporte adicional. Las ofertas se presentarán el próximo 18 de octubre. Ese día cada productor (YPF, Shell, Vista, PAE, Pluspetrol, Pampa, ExxonMobil y Tecpetrol, entre otras) debería especificar qué capacidad (medida en bbl/día) está dispuesta a adquirir. Los contratos resultantes se aplicarán por los volúmenes a transportar desde 2024 en adelante.

El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, que también participó del evento organizado por el IAPG en la ciudad de Texas, señaló que “Oldelval, que ya tiene la concesión de 2027 a 2037, tiene los caños y en octubre empieza a enterrarlos para darle inicio a la obra del nuevo oleoducto, que duplicará la capacidad de transporte del petróleo que surge de Vaca Muerta”.

Además, agregó que “si nosotros seguimos avanzando con la construcción de gasoductos y oleoductos, la curva de inversiones se va a acelerar y vamos a seguir creciendo en producción de petróleo y gas. Ya hemos ido sustituyendo importaciones”.  

¿En qué consisten estos primeros trabajos que está realizando la compañía?

Hösel: Los trabajos que ya comenzamos ahora están referidos a toda la obra que estamos realizando a la llegada de Oiltaking en Puerto Rosales. Todos esos tramos se hacen con cañerías de 30 pulgadas y el resto de la obra con caños de 24. La idea era empezar con esta parte primero porque está ubicada cerca de la llegada al puerto y hay muchas interferencias. Preferimos comenzar en ese lugar porque es donde hay más posibilidad de que la obra se demore. También hay otra parte, entre Puerto Rosales y Salitral. Se trata de un cambio de traza, pero no comenzamos con eso porque se necesitan permisos.

Durante su presentación en el evento comentó que iban a comenzar en enero, ¿Con esto se refiere a la construcción formal?

-Esta primera parte la empezamos antes, hicimos una adjudicación a un proveedor y se dio inicio. Los caños de Tenaris están llegando ahora y la movilización del obrador está ocurriendo en este momento. En enero será la adjudicación de los constructores que se van a encargar de todo el resto de la obra. Ahora estamos con la licitación, que vence para mediados de octubre. 

¿Realizaron un trabajo previo para definir qué constructoras podrían participar de la licitación?

-Invitamos a los proveedores que entendíamos que tienen la capacidad técnica para hacerlo. Son alrededor de cinco. Y dado que está el gasoducto Néstor Kirchner a la par, es un proceso complicado. Pero a mediados de este mes se termina la licitación, y habrá un proceso de dos meses de análisis técnico. A fin de año estaríamos adjudicando y en enero estaría empezando la construcción de todo el resto de la obra. 

Hösel proyecta que en 2027 Vaca Muerta producirá más de 700.000 barriles por día de crudo.

Con el flujo de fondos que surja de los adelantos de las productoras que contraten capacidad de transporte del nuevo oleoducto, ¿cuánto tienen cubierto con relación a la inversión total que implica el proyecto?

-En cuanto al Proyecto Duplicar, los clientes (petroleras) puede elegir entre un anticipo del 100% o del 50 por ciento. Estimamos que el casi el 70% de la obra va a ser anticipada por ellos. Nos queda un gap de 30 por ciento. A nosotros nos acaban de aprobar el proyecto de emisión en la Comisión Nacional de Valores (CNV) y ese porcentaje lo vamos a cubrir con salidas a la CNV u obligaciones negociables. En el primer trimestre del año que viene empezaremos a emitir series de esas ON.

¿Por qué esperar al año que viene? 

-Hoy nadie quiere tener pesos (por anticipado). Nuestra idea es tener un estricto flujo de fondos para poder buscar esos fondos en el mercado a medida que vaya avanzando la obra. 

Mencionó que los dos grandes desafíos que enfrentan por delante están ligados a poder encontrar recursos humanos y poder conseguir materiales e insumos para la obra. ¿Qué se puede hacer para atemperar esa situación?

-En cuanto a los recursos humanos lo que vamos a necesitar son soldadores, porque al mismo tiempo que avancemos nosotros va a estar en construcción el gasoducto Néstor Kirchner. Respeto a los materiales críticos, la cañería es lo que menos nos preocupa. Estamos trabajando con Tenaris. Los caños de 30 pulgadas están llegando, los de 24 llegarán en enero. El mayor desafío es conseguir las bombas, las turbinas y aquellas cosas que en general antes no eran un problema.  

En el Directorio de Olvelval coinciden varios socios y ninguno tiene por sí sólo el control. ¿Cómo se ordena esa convivencia en la que es necesario consensuar todas las decisiones? 

-Los actores que están involucrados poseen una necesidad común enorme: que este caño se termine lo antes posible. Hoy todo el directorio está alineado en ese objetivo. No está siendo difícil porque esa necesidad funciona como un ordenador. El trabajo de todos los accionistas está fluyendo muy bien. 

¿Qué implica en lo que es la cultura organizacional de Oldelval pasar de operar una estructura que existe desde hace décadas a relanzarse a futuro frente a la necesidad de duplicar la capacidad de transporte de crudo desde Vaca Muerta? 

-Para nosotros es un enorme desafío y es un honor. Una empresa de mindstream como la nuestra espera toda su vida a que llegue este momento. Estamos contratando a mucha gente y trabajando en todos los frentes para poder afrontar este desafío, pero nos sentimos muy cómodos de poder llevarlo adelante.

La entrada Hösel: «Estimamos que en el primer trimestre de 2023 emitiremos ON’s en la bolsa para financiar el 30% del proyecto Duplicar» se publicó primero en EconoJournal.

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Marcos Sabelli se convirtió en el nuevo gerente general de Profertil, la principal empresa de fertilizantes de la Argentina. Ingresó en reemplazo de Federico Veller.

Hasta este cambio, Sabelli se desempeñaba como vicepresidente de Estrategia y Desarrollo de Negocios de YPF, donde se desarrolló el plan actual de crecimiento de YPF. Anteriormente, lideró el proceso de transformación que impulsó la evolución de la compañía hacia una organización más ágil, flexible y tecnológica, con foco en la competitividad de todas sus operaciones.

El nuevo gerente general tiene además vinculación cercana con Profertil —empresa conformada por YPF y Nutrien Inc. en partes iguales—, ya que fue presidente de su Directorio entre los años 2013 a 2014 y de 2017 a 2018, función que alternó como vicepresidente durante 2012 y de 2015 a 2016.

Sabelli es un profesional de amplia experiencia que cubrió diferentes funciones en Argentina, Estados Unidos y Europa. Comenzó su carrera de más de 25 años en la industria petrolera cuando ingresó en el Complejo Industrial La Plata de YPF en 1994. Además, fue presidente de la Asociación Petroquímica y Química de Latinoamérica (APLA), que agrupa a las principales empresas del sector del continente, y continúa conformando su consejo consultivo en la actualidad.

Su formación de base es ingeniería en Petróleo en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Luego realizó un Master en Economía del Petróleo y Gas Natural en la misma institución, especialización en la que actualmente ejerce como docente. Obtuvo también un Diploma de Transporte Marítimo y Comercio de Petróleo Crudo de la Universidad de Cambridge y un Diploma del Programa de Desarrollo Directivo del IAE Business School.

Sabelli ingresa a la compañía en un momento de gran proyección futura: Profertil se ha posicionado como un referente en temas de sostenibilidad y cuidado de recursos naturales; y busca seguir creciendo con ese horizonte.

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La Secretaría de Energía a cargo de Flavia Royón adjudicó US$ 2.646.047 a la empresa FIASA para la adquisición e instalación de 2.633 boyeros solares para zonas rurales sin conexión a la red eléctrica en las provincias de Chubut, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Mendoza, Neuquén, Río Negro, Salta, San Juan, Santa Cruz y Tucumán. Se trata de la Licitación Pública Nacional N° 2 del Proyecto de Energías Renovables para Mercados Rurales (PERMER).

La empresa metalmecánica Fábrica de Implementos Agrícolas (FIASA), de la localidad de Bragado, fue la ganadora luego de presentar una oferta más baja que la firma Dimater, el otro competidor de la licitación. Las adjudicaciones se publicaron hoy en el Boletín Oficial en la Resolución 676/22, que aclara que el lote 1 por US$ 896.986 totaliza 895 boyeros solares para las provincias de Tucumán y Salta. El lote 2 se adjudicó por US$ 879.949 por 878 boyeros para San Juan, La Rioja y Jujuy y el lote 3 por US$ 869.110 para 860 boyeros en Mendoza, Neuquén, Chubut, Santa Cruz, La Pampa y Río Negro.

Los boyeros solares tienen una potencia de 10 y 20 Kwp y permiten electrificar las cercas que contienen al ganado en las zonas rurales del país que no cuentan con acceso a la red de electricidad y cada uno viene con su propia batería y panel instalados.

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. Tiene fondos centralmente del préstamo N° 8484 del Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF, una de las cinco instituciones que integran el Banco Mundial) y aportes menores del sector público y privado. El proyecto está diseñado para proveer zonas rurales, escuelas, instituciones y edificios públicos y parques nacionales.

En la Licitación Pública Nacional N°1/2022 del PERMER también se adjudicaron boyeros solares. Fueron 2.795 boyeros para 11.180 productores familiares de las provincias de Buenos Aires, Catamarca, Chaco, Córdoba, Corrientes, Entre Ríos, Santa Fe y Santiago del Estero que demandaron una inversión de US$ 2.035.836.

La entrada PERMER: adjudican paneles fotovoltaicos para electrificar campos en todo el país se publicó primero en EconoJournal.

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Los próximos 27 y 28 de octubre se llevará a cabo el webinar “PCRMA®– Sostenibilidad de la Industria Química y Petroquímica”, organizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) y en el marco del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®). El objetivo principal es intercambiar experiencias, obtener conocimientos actualizados y escuchar a los referentes del tema a fin de dar a sus participantes una clara visión de la gestión basada en una operación global sostenible. 

En este Seminario se hará un relevamiento de los principales conceptos del Programa, junto a la visión estratégica de los CEOs de las principales empresas; la mirada sobre los temas regulatorios de los productos químicos; las “métricas” de rendimiento de la cadena de valor (en asociación con sus socios estratégicos) bajo las acciones del PCRMA®. A su vez, se desarrollará la reciente revisión estratégica de los códigos para abordar mejor los desafíos de la industria; la química sostenible como concepto necesario para proteger el medio ambiente, mejorar las distintas comunidades y la sociedad, y contribuir al éxito económico y el cambio climático como desafío local y global bajo la mirada del Programa.

La apertura del encuentro estará a cargo de Federico Veller y Jorge de Zavaleta, presidente y director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), respectivamente.

Entre los disertantes de ambas jornadas se encuentran: la Sra. Gladys Esther González, Senadora de la Nación Argentina; el Lic Jorge Etcharrán, Subsecretario de Fiscalización y Recomposición -MAyDS, el Lic. Santiago Nahuel Borgna, Director de Industria Sostenible en Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo; la Cdra. Martina Azcurra, gerente ejecutiva de YPF Química; la Lic. Sofía Lobo, Government Affairs and Public Policy Manager de Dow; Fernando Tomé, Gerente de Salud Seguridad y Medio Ambiente de BASF; y Raúl Gustavo Meder, Gerente de Medioambiente, Seguridad y Salud Ocupacional de Profertil; Matías Campodónico, presidente de Dow Argentina y vicepresidente de la CIQyP®; el Ing. Rolando García Valverde, líder de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente de la CIQyP®; el Ing. Héctor Mario Benavidez, consultor senior del PCRMA® de la CIQyP®; y Andrea Ratto, Analista de la CIQyP®;  entre otros diversos expositores.

En el cierre de ambas jornadas se entregarán las distinciones anuales “Premios PCRMA® 2021” a las empresas con mejor desempeño dentro del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® de la CIQyP®.

Es importante destacar el compromiso y la participación de empresas e instituciones que apoyan el seminario cuyo principal patrocinador es el Concejo International de Asociaciones Química (ICCA); y las empresas ATANOR, DOW, YPF QUÍMICA, MERANOL, PAMPA ENERGÍA, PETROCUYO, PROFERTIL y BASF.  A su vez, cómo patrocinadores institucionales del Seminario estarán la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA), la Cámara Argentina de Transporte Automotor de Mercancías y Residuos Peligrosos (CATAMP), el Centro de Información para Emergencias en el Transporte (CIPET), el Instituto Petroquímico Argentino (IPA), Cámara Argentina de la Industria Plástica (CAIP), Cámara Argentina de la Industria de Reciclados Plásticos (CAIRPLAS) y Entidad técnica profesional especializada en plásticos y medio ambiente (ECOPLAS).

La CIQyP®, una vez más, por medio de esta iniciativa llevará a sus empresas socias y a la industria en general temas de relevancia para el sector y para los diferentes actores claves relacionados, abordando temáticas de importancia local e internacional. La conferencia es gratuita para los socios de la CIQyP® y, para los no-socios quienes deberán pre-inscribirse y su registro quedará pendiente de confirmación por parte de la Cámara en función del cupo existente de participantes.

Quienes estén interesados en el seminario y deseen obtener más información pueden solicitarla a través de la casilla: informacion@ciqyp.org.ar.

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La Secretaría de Energía ordenó postergar por un mes la quita de subsidios a la luz y el gas que debía comenzar a regir a partir de septiembre. Lo que se busca es ganar tiempo para reducir el universo de los que comenzarán a pagar la tarifa plena. En el Área Metropolitana de Buenos Aires, Edenor y Edesur, las dos mayores distribuidoras eléctricas del país, articularán con intendentes y referentes territoriales para recorrer los barrios casa por casa y lograr que buena parte de los hogares que no se inscribieron al registro lo hagan en las próximas semanas, según comentaron a EconoJournal fuentes privadas.

Si Edenor y Edesur hubieran tenido que aplicar la quita de subsidios a partir de septiembre, un 35% de sus usuarios se hubiera visto afectado, cifra que está muy por encima del 10% que había prometido el gobierno a mediados de junio cuando publicó el decreto 332/22 de segmentación energética.

Por eso, el objetivo que se propusieron las autoridades en conjunto con las empresas es reducir ese porcentaje al menos al 25 o 20 por ciento.

Como el gobierno se mantiene por ahora firme en la decisión de no incluir en el registro compulsivamente a aquellos que no se inscribieron, por más que cumplan con las condiciones para hacerlo, en los próximos días se iniciará un recorrido casa por casa en las zonas más problemáticas del Conurbano para que los que necesitan el subsidio finalmente se anoten.

Un dato que encendió las alarmas del gobierno fue constatar que en el listado de usuarios Nivel 1 de que les pasó el gobierno, donde se supone que están los hogares de mayor poder adquisitivo, figuran 50.000 usuarios que tienen el Medidor Integrado de Energía (MIDE), destinado a usuarios prepagos de bajos recursos. “Es evidente que ese listado tiene problemas”, aseguró a EconoJournal una fuente de la compañía.

Argumento oficial

El argumento que se dejó trascender desde el gobierno para suspender la quita de subsidios en septiembre fue que la norma que ordena considerar a los no inscriptos al registro como integrantes del Nivel 1 se publicó recién el 26 de septiembre y no tiene carácter retroactivo. Sin embargo, más allá de esa excusa formal, el problema es que la quita de subsidios terminará afectando a millones de usuarios, muchos de bajos recursos.

Cuando se publicó el decreto 332/22 a mediados de junio este problema ya se podía vislumbrar, pero cerca del entonces ministro de Economía Martín Guzmán decían que todos los que necesitaban el subsidio se iban a terminar anotando porque se iba a realizar una campaña de comunicación muy buena. Desde aquella fecha ya pasaron casi 4 meses y el pronóstico no se cumplió.

Hay provincias del norte país donde cerca del 50% de los hogares no se anotó en el registro de subsidios y en toda la provincia de Buenos Aires ese porcentaje se ubica en el 45%, como informó EconoJournal.

En el área de Edenor y Edesur el porcentaje baja al 35%, pero se estima que en las zonas donde opera EDEA (Costa Atlántica), EDEN (norte bonaerense), EDES (sur bonaerense) y Edelap (Río de la Plata) la situación es todavía más complicada.

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Tras un riguroso proceso de evaluación, YPF certificó la calidad de los tanques de Bull Trailer para admitirla como proveedor. El procedimiento constó de una visita a las instalaciones de la compañía proveedora, y de numerosas verificaciones técnicas para corroborar el cumplimiento de los criterios utilizados para la homologación. Luego de la aprobación, Bull quedó habilitada para comercializar sus cisternas tanto a YPF como a las empresas que se vinculan a la misma.

La compañía se encuentra en pleno crecimiento y está finalizando la ampliación de su planta, que le permitirá aumentar la producción de tanques. Recientemente participó en la Expo Transporte, donde se nuclearon las principales firmas de la industria y se impulsaron los vínculos comerciales.

También, incorporó a sus servicios, una estación de abastecimiento de combustible (FAS) que cuenta con una tecnología automática de mantenimiento y llenado para garantizar el funcionamiento ininterrumpido de las operaciones. De esta manera se mantiene a la vanguardia ofreciendo soluciones tecnológicas e innovadoras para una industria que está en constante desarrollo.

La homologación de los tanques es una gran oportunidad para reforzar su posicionamiento en el mercado y para llegar a más clientes. Asimismo, le proporcionará nuevas oportunidades para potenciar su desarrollo.

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Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, produce unos 20 millones de metros cúbicos día (MMm3/día) de shale gas en Fortín de Piedra, su yacimiento estrella en Vaca Muerta, que aporta por sí solo un 16% de la oferta total de gas de la Argentina. En la medida que se incremente la demanda local y regional del fluido —por ejemplo, a través de la reversión del gasoducto Norte que transporta el gas importado desde Bolivia—, la petrolera podría elevar la producción del hidrocarburo desde Neuquén. Tanto que Horacio Marín, presidente de Exploración y Producción de la compañía, explicó el jueves pasado en Houston, en un evento organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), el potencial de Fortín de Piedra perfectamente permitiría explotar el campo con un plateau de producción de 40 MMm3/día de gas, es decir, el doble que el actual.

En esa clave, Marín explicó, además, que Tecpetrol empezó a producir dos meses atrás gas desde un tercer horizonte productivo en Vaca Muerta. “Hemos encontrado un tercer horizonte que puede incrementar las reservas de gas (en el bloque) en un 30%. Con esta situación, el plateau lógico sería alcanzar los 40 millones de metros cúbicos día”.

Horacio Marín lidera el equipo de Upstream de la petrolera del grupo Techint.

En diálogo con EconoJournal, que lo entrevistó al finalizar su presentación el evento organizado en el hotel The Houstonian, Marín afirmó que de cara al próximo invierno “puede haber un incremento, pero sólo en un porcentaje pequeño, porque en el siguiente escalón tenemos que hacer grandes inversiones en facilities si queremos aumentar la producción, y es algo que lleva tiempo”.

A su vez, añadió que “en este momento estamos ensayando los pozos en los Toldos II, en el norte, y estamos haciendo el appraisal de Puesto Parada que es en el sur, que son de petróleo”. “Si esta última iniciativa es favorable, podríamos tener un desarrollo comercial de petróleo, por lo que pasaríamos a tener proyectos de gas y de crudo”.

En su prosentación señaló que Fortín de Piedra podría tener un plateau de 40 MMm3/día de gas, el doble que el actual. ¿Ese es el objetivo que se fijó la compañía, duplicar la producción en Fortín?

-Sí, va a depender del desarrollo del mercado, no sólo en Argentina sino en la integración regional. Nos falta ir al sur del río. Hace dos meses hemos encontrado un tercer horizonte que puede incrementar las reservas en un 30 por ciento. Con esta situación, el plateau lógico es el de 40 millones. Esto dependerá de nuevos proyectos, tanto de integración de nuevas industrias, de integración regional, así como también de Gas Natural Licuado.

A ese tercer horizonte de Vaca Muerta ¿cómo se lo denomina?

-Le decimos orgánico medio. Nosotros teníamos datos de cuando habíamos empezado a desarrollar Fortín de Piedra e hicimos pozos verticales. Allí realizamos fractura en vertical en cinco horizontes diferentes, y este (horizonte) había dado. Lo que ocurrió es que no teníamos tantos datos regionales y creíamos que no era tan constante. Por eso nos concentramos en los dos más importantes en la primera parte del desarrollo, en la que teníamos que ir a algo seguro. Ahora con más conocimiento empezamos a ver resultados de otras áreas vecinas y por eso ya hicimos dos pozos en ese tercer horizonte, que rindió igual que los otros.

¿Van a estandarizar ese tercer horizonte?

¿Cuál es la producción de gas de un pozo tipo en Fortín de Piedra? ¿Supera el millón de m3/día en el arranque?

-Esos son los mejores pozos. Tecpetrol desarrolló en forma técnica una rutina que nos permite darnos cuenta de cuándo podemos poner en mayor producción a los pozos que vamos perforando en Fortín. Lo importante del choke management es evitan que por abrir mucho la producción se termine dañando el rendimiento del pozo. Hoy un pozo en shale gas en Fortín arranca produciendo entre 750.000 m3 y 1,2 MMm3 por día.

Desde Houston, Marín destacó que el objetivo de Tecpetrol es duplicar la producción en Fortín.

Hace cuatro años, ¿de qué cantidad se hablaba para determinar que un pozo era bueno?

-Era una cantidad parecida a esos valores. No hubo tantos cambios. Sí hubo cambios con los registros al inicio del desarrollo. En ese momento un buen pozo producía 400.000 m3/día de gas.

¿A cuánto podría ascender la producción de Fortín de Piedra el año que viene si el gasoducto Néstor Kirchner está listo?

-Puede haber un incremento, pero sólo un porcentaje pequeño, porque en el siguiente escalón tenemos que hacer grandes inversiones en facilities y eso todavía no está lanzado. Es algo que lleva tiempo. No lo podemos hacer en seis meses. Hay un porcentaje de producción que, igualmente, podríamos incrementar. Se necesita una inversión adicional. Hemos hecho una planta, que ya es muy eficiente, y podemos hacer algún cambio menor, pero lo que sigue necesita de una inversión grande. Se trataría de una segunda planta.

¿Esa expansión está en una agenda de trabajo?

-Está en una agenda teórica, pero hemos hecho algunos trabajos de ingeniería básica.

¿Está homologación de un tercer horizonte productivo en Fortín aumentará un 30% las reservas probadas de Fortín de Piedra?

-Diría que podría llegar a elevarlas. Tenemos dos pozos perforados y ahora vamos a empezar a homologar las reservas en distintas zonas de Fortín. Una vez que tengamos eso lo vamos a certificar.

¿Qué reservas P1 y P2 (probadas y probables) tiene homologadas hoy?

-Estamos en los 2 TCF’s en lo que se refiere a reservas P1, pero sabemos que hay más porque aún falta desarrollar distintas áreas donde las empresas de auditorías tradicionales generalmente no extrapolan, sino que tienen que interpolar.

¿Un área como Loma La Lata cuántos TCF’s de gas produjo?

-Loma La Lata que fue un campo extraordinario que ya produjo unos 20 TCF’s.

¿Ve a Fortín de Piedra en ese plano?

-No, a 20 TCf’s no. Porque tiene sólo 247 kilómetros cuadrados. Pero sí en 10 TCF’s.

¿Qué objetivos tiene Tecpetrol en Vaca Muerta para los próximos 12 meses?

-En Fortín de Piedra la idea es mantener ese plateau de 20 MMm3/día. Nosotros producimos en función de las ventas que concretemos. A su vez, en este momento estamos ensayando los pozos en los Toldos II, en el norte, y estamos haciendo el appraisal de Puesto Parada que es en el sur, que son de petróleo.

¿Cuándo podrían tomar la decisión de avanzar con esos desarrollos a gran escala?

-Por los tiempos diría que durante el último semestre de 2023.

Hoy faltan equipos de coiled tubing en Vaca Muerta. Anticipándose a ese escenario, Techint promovió el ingreso de Tenaris (otra de sus subsidiarias) el negocio de estimulación. ¿Necesitan nuevos equipos de fractura?

-Sí, es probable. Creo que la integración que tenemos con Tenaris es sensacional. El set de fractura que operan ellos ya tiene la misma eficiencia que los proveedores históricos de este servicio (Schlumberger y Halliburton). Estamos muy bien, es un trabajo en conjunto de ambos lados. Tenemos muy buena relación entre los que lo manejamos, nos reunimos y vamos mejorando. Ha sido una mejora sustancial.

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La PlataformaH2 Argentina, desde donde se promueve el desarrollo del hidrógeno de bajas emisiones en Argentina, mantuvo una reunión de trabajo entre todos sus integrantes para continuar discutiendo acerca de la hoja de ruta para el desarrollo del hidrógeno en Argentina. Además, conversó sobre la necesidad de generar un marco regulatorio que promueva las inversiones a largo plazo y coloque al país en el mapa mundial de producción de H2.

En esta línea, dados los recursos con que cuenta Argentina, el país se presenta como uno de los más atractivos para la producción de hidrógeno; sin embargo, desde la Plataforma se considera que es imprescindible una regulación que incluya una serie de definiciones que permitan dar claridad a algunos conceptos que se utilizan en el desarrollo de su articulado. Particularmente importante, es la definición del hidrógeno de origen renovable, diferenciado del hidrógeno obtenido mediante otros métodos que también se incluirán en la norma si contribuye a reducir emisiones.

El hidrógeno es una fuente ilimitada de energía que puede ser obtenido de distintas maneras, unas más sustentables que otras. Una forma de obtener el hidrógeno es a través del proceso de electrólisis, mediante el cual se separa el hidrógeno del oxígeno, que requiere grandes cantidades de electricidad. Cuando esa electricidad proviene de fuentes renovables, como eólica o solar, el hidrógeno resultante se considera “hidrógeno verde”.

Este tipo de combustible de origen renovable, resulta clave para el proceso de descarbonización y transición energética, que es un imperativo global en el marco del Acuerdo de París. Asimismo, la plataforma busca alentar un mayor compromiso, conocimiento y vocación para que el sector público y privado permita generar condiciones, acorde para las inversiones necesarias, infraestructura, producción y comercialización del hidrógeno.

Deberá, además, definir con claridad una autoridad de aplicación que tendrá a su cargo la formulación, el seguimiento y la ejecución de un programa nacional de desarrollo del hidrógeno que contenga objetivos, metas, plazos y prioridades bien establecidas y un horizonte temporal hasta 2030. Este decenio es crucial para el establecimiento de una política de estado con amplio consenso de todos los sectores. Este proceso tiene una etapa inicial decisiva de aquí al 2030, por lo cual resulta indispensable focalizar la tarea de la autoridad de aplicación en la ejecución de lo que llamamos una Estrategia Nacional del Hidrógeno 2030.

Propuesta

Tomando algunos de los regímenes de promoción exitosos de la Argentina se propone un régimen que posea elementos de promoción, estabilidad fiscal y una activa participación del Estado impulsando proyectos y actividades estratégicas en colaboración con el sector privado. Entendiendo que el volumen de inversiones y su largo plazo de maduración necesitan de una regulación de estas características. Aquí es donde debe producirse un acuerdo sólido para sostener una actividad que, durante la presente década, deberá ganar escala y competitividad, con el propósito de que el país logre formar parte del mercado global del Hidrógeno.

Esto permitirá a los distintos actores involucrados aportar diversas miradas para potenciar, el que será, el combustible del futuro. Un marco regulatorio virtuoso y acorde permitirá que Argentina pueda participar activamente de este nuevo mercado, y competir con otros países que ya han entrado en esta misma carrera.

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El Grupo Libertad, una de las principales cadenas de retail de la Argentina, fue reconocido a nivel internacional por la organización Clean Energy Ministerial (CEM) con el premio máximo al liderazgo en gestión energética, en la última cumbre realizada días atrás en Pittsburgh, Estados Unidos.

Con sede en Córdoba, el grupo fue reconocido por su decisión de certificar la normativa internacional ISO 50.001, de la mano de IRAM, en su centro comercial Paseo Libertad Rivera Indarte, de la Ciudad de Córdoba. El objetivo fue mejorar el sistema de gestión de la energía en todo el establecimiento. Así, se convirtió en el primer retailer de la Argentina en obtener dicha norma, y en la primera empresa argentina en recibir el flamante reconocimiento internacional.

El CEM es un foro mundial de alto nivel que busca promover políticas y programas que promuevan la transición hacia una energía limpia. Reúne a una comunidad de países, gobiernos, empresas, expertos y partes interesadas que representan el 90% de la capacidad de generación de energía renovable instalada, el 80% de las inversiones mundiales en energía renovable y la mayoría de la I+D pública.

Leading case

Grupo Libertad, PT. ISM Bogasari Flour Mills Tbk, de Indonesia y Tyndall National Institute, de Irlanda recibieron el máximo galardón entre 173 casos analizados por el jurado del CEM. De esta forma la política de gestión de la energía implementada por el Grupo Libertad pasará a ser un leading case en materia de eficiencia energética para organizaciones y empresas de todo el mundo.

“Al ofrecer ejemplos concretos de los sistemas de gestión de energía y sus amplios beneficios, ayudan a construir las razones para invertir en eficiencia energética. Estas organizaciones con visión de futuro han tomado medidas reales en la economía verde del siglo XXI, lo que las convierte en ejemplos brillantes de liderazgo internacional”, destacó Dan Dorner, Jefe de la Secretaría de CEM.

Por su parte, Diego Martín Sabat, Director de Legales y Relaciones Institucionales de Grupo Libertad, afirmó que “este premio es un orgullo muy grande para todos los que hacemos Grupo Libertad, y nos marca que vamos por la senda correcta”.

Gestión de la Energía

El grupo brindó detalles sobre los objetivos, la política implementada en Córdoba y los logros, durante una presentación para periodistas realizada en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a la que EconoJournal fue invitada.

La eficiencia energética y la migración a energías limpias o renovables constituye uno de los ejes de la estrategia de sustentabilidad de la compañía. “En 2019, Grupo Libertad fue la primera empresa de retail en adquirir energías renovables provenientes de fuentes eólicas para toda la cadena de hipermercados y cadenas comerciales”, dijo Viviana Soria, líder de Sustentabilidad del grupo. Grupo Libertad tiene un contrato PPA firmado con Pampa Energía.

En materia de eficiencia energética, la política adoptada generó entre 2018 y 2022 un ahorro de 24% en el consumo de energía. “Representa a plata de hoy dos millones de dólares por año. Equivale al consumo de 40.000 casas”, graficó Octavio Menso, gerente de Facilities. Grupo Libertad sumó a la empresa GB4A como socio estratégico en la implementación y seguimiento de la política de eficiencia.

La compañía se planteó en 2021 avanzar en la certificación de la norma ISO 50.001 de eficiencia energética. “Fue un proceso muy complejo, de seis meses y con auditoría internacional. Además no había antecedentes”, sumó Daniel Peralta, director de Servicios Corporativos de Grupo Libertad.

Menso explicó que “si bien podemos medir online el consumo de cada uno de los predios, Rivera Indarte tiene un sistema de medición un poco más complejo que nos permitió certificar la norma”. La meta es llevar la política de eficiencia energética a todas sus sucursales del grupo.

Con presencia en 10 ciudades de 9 provincias del país y alrededor de 3100 colaboradores, Grupo Libertad es el primer operador en real estate del interior y el séptimo en la industria del retail en la Argentina.

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Enviado especial a Houston

El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, destacó la importancia que posee Vaca Muerta para Argentina y el crecimiento que presentó la formación en los últimos meses. El funcionario adelantó que “la producción de petróleo en Vaca Muerta crecerá un 40% este año y la de gas un 26%. Fue la formación que más creció en productividad y producción de Petróleo y la segunda en gas, detrás de Eagle Ford”, en el Vaca Muerta Shale Day que organiza IAPG Houston.

En esa misma línea, destacó el aval de confianza de las grandes operadoras que decidieron diversificar su inversión en Neuquén y el trabajo mancomunado por parte del gobierno nacional, provincial, las empresas y los sindicatos. Es por esto que sostuvo que “los consensos y acuerdos de estos cuatro actores hicieron que podamos crecer y enfrentar los nuevos desafíos».

Frente a las ventajas que presenta el desarrollo de Vaca Muerta para el país, exhibió que “Argentina este año presenta un déficit energético en su balanza comercial de USD 8.000 millones, el cual hubiese sido de USD 14.000, pero Vaca Muerta generó USD 2.000 millones de exportación y USD 4.000 millones de sustitución de importaciones porque en vez de importar 52 barcos de Gas Natural Licuado, sólo hubo que importar 22”. “Hoy se exporta el 16% de la producción de petróleo de Vaca Muerta y el 5% del gas, recuperando la credibilidad y la confianza de Chile, cuando en alguna oportunidad no se pudo cumplir con los compromisos de exportación acordados y de carácter interrumpible”, precisó.

Gutiérrez manifestó además que “yo veo cómo se comparan los costos, por ejemplo, con Permian. Hay quienes dicen 7 dólares contra 6, otros que dicen 8 o 9. Yo estoy convencido que aquella inversión tiene características distintas. Entonces, los 5-6 dólares de costo de desarrollo (medido en dólares por barril) de Permian son similares a las 7-8 de Vaca Muerta”. A continuación, agregó “nadie va a dejar de acelerar la inversión por un dólar de diferencia porque hay una posibilidad histórica de oportunidad en el mundo, fruto de dos situaciones tristísimas: la pandemia y la guerra de Rusia y Ucrania”.

Pasos a seguir

El mandatario neuquino comunicó que desde la provincia presentaron un plan de desarrollo a 2030 de Vaca Muerta. En ese sentido, explicó que allí articularon las necesidades que existen y lo que cada sector debería aportar para desarrollar colectivamente la formación. “Para nosotros es importante vincular la producción con el consumo. Por eso estuvimos en Brasil, en Chile. Vaca Muerta no es mercado interno versus mercado externo. Es mercado interno y externo”. Y sumó “esto va permitir generación de trabajo, generación abundante de energía, más barata y a precios competitivos para apalancar el desarrollo de las otras actividades económicas”.

Además, consideró que “no hubo viento a favor para la macroeconomía del país, sin embargo, se avanzó y se progresó. Se va a poder lograr la estabilidad macroeconómica a partir de generar un proceso positivo de desarrollo energético de nuestros minerales, de nuestro turismo, de los alimentos, de Vaca Muerta y del litio”. A su vez, planteó “estas actividades deben estar blindadas en el país porque son el motor que va a permitir el tránsito y desarrollo de la transición energética. Para esto es necesario que los consensos y acuerdos que la industria ha ido logrando se repliquen en las otras actividades”.

A decir de Gutiérrez “el plan presentado prevé una inversión promedio de USD 7000 millones por año hasta 2030 y generará una balanza comercial energética de USD 46.ooo millones de exportación -6.000 de gas y 40.000 de petróleo-, generando una balanza finalmente positiva de USD 35.000 millones”. Ante esto presentó que “en Vaca Muerta se invirtió USD 30.000 millones, a USD 7.000 millones promedio por año hasta 2030 se invertirán USD 100.000 millones, el 50% de los 200.000 millones de dólares comprometidos en las 45 concesiones”.

La clave según el neuquino consiste en “seguir avanzando en la diversificación de la colocación de la venta de nuestra producción”. Y mostró que, para lograrlo, los gasoductos y oleoductos resultan de vital importancia “para poder llegar a cubrir la demanda insatisfecha de los consumos residenciales, industriales, comerciales, y para la generación, así como también consolidar la salida a los mercados vecinos de Chile, Uruguay y Brasil”, según indicó Gutiérrez.

Además, señaló que sería preciso “plantear los proyectos que ya se están desarrollando para poder llegar con las plantas modulares y con las de licuefacción en el plano internacional”.

Gutiérrez afirmó «tenemos el orgullo de estar generando nuestra propia energía que junto a los alimentos y a la educación que son la base para el desarrollo. Estamos convencidos de que es ya una política de Estado porque todos comprendemos que desarrollando Vaca Muerta se puede construir gobernabilidad”.

Y añadió que “hay que recordar que esto lo hemos logrado con una ley sancionada y aprobada en el Congreso, la Ley N.º 27.007, que sentó las bases y por esto cada una de las concesiones tiene un plazo de inversión y desarrollo de 35 años».

Resultados y objetivos

De acuerdo a la presentación llevada a cabo por el gobernador, este año hay una inversión de USD 5.500 millones y un récord de producción de gas en la historia de Neuquén con 92 millones de metros cúbicos (m3).

Frente a esto, indicó “aspiramos a alcanzar la meta del objetivo de máxima producción de petróleo en Neuquén que son 308.000 barriles por día. Hoy estamos en los 280. 000 barriles día”. Además, afirmó que para 2023 esperan que la producción mínima de gas represente 140 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) y aproximadamente 800.000 barriles día de petróleo, lo cual se lograría sólo con el 25% del desarrollo masivo industrial de Vaca Muerta”.

Por este motivo, planteó “Argentina de la mano de Vaca Muerta alcanzará el autoabastecimiento energético en 2024”.

No obstante, puntualizó que para lograr estos objetivos “será necesario avanzar en materia de infraestructura como se está haciendo en la construcción del gasoducto Néstor Kirchner, en la segunda y primera etapa, pero también evaluar y trabajar en la posibilidad de atender el mercado interno y revertir las importaciones que Brasil hace de Bolivia”.

Sumado a esto, mostró que también se tendrá que “llevar adelante y concretar el oleoducto de la nueva concesión de Oldelval a Puerto Rosales en Bahía Blanca y terminar las pruebas para que a partir de enero esté operativo el oleoducto a Chile de Otasa”.

Por esta razón, aseguró “es tiempo de que el midstream se ponga adelante la pelota. Hagamos la infraestructura que la inversión va a venir mucho más rápida y acelerada”. Y marcó que la “Empresa Nacional del Petróleo de Chile (ENAP) de los 115.000 barriles que posee sólo puede destinar a su mercado interno, 70.000, con lo cual los otros 40.000 tendrían como destino el puerto”. Por esto, dijo que “para lograr estas proyecciones será necesaria la construcción de un nuevo oleoducto y otro gasoducto para el año 2026”.

La entrada Omar Gutiérrez: “La producción de petróleo en Vaca Muerta crecerá un 40% este año y la de gas un 26%” se publicó primero en EconoJournal.

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(Houston, enviado especial). El segundo panel de ‘Vaca Muerta: desafíos y oportunidades», evento organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) en Houston, la meda del petróleo en Estados Unidos, se desenvolvió bajo una consigna sumamente elocuente: ‘Infraestructura, la llave para liberar todo el potencial de Vaca Muerta’. Este medio se hizo presente en la ciudad texana para cubrir las disertaciones de los principales referentes de Oldelval, Transportadora de Gas del Sur (TGS), Transportadora de Gas del Norte (TGN) y Excelerate Energy, cuatro firmas que expresan una visión coincidente sobre la importancia estratégica de esta temática.

En primer término, Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, explicó los pormenores de Duplicar, un proyecto que -como su nombre lo indica- apunta a multiplicar por dos la capacidad de transporte de petróleo hacia el Océano Atlántico. “Originalmente nuestra empresa estaba en condiciones de evacuar unos 225.000 barriles. Gracias a Duplicar, que se convertirá en uno de los principales emprendimientos de infraestructura en las últimas dos décadas, el país podrá exportar unos 350.000 barriles en el primer cuatrimestre de 2024 y hasta 450.000 barriles un año más tarde”, anticipó.

Desde la izquierda: Hösel (Oldelval), Sardi (TGS), Ridelener (TGN) y Wrong (Excelerate)

En función de los actuales precios del crudo, cuantificó, la Argentina concretará exportaciones por 6.500 millones de dólares anuales. “La oferta pública (para contratar la capacidad de transporte adicional que se sumará en los próximos dos años) tendrá lugar el próximo 18 de octubre, mientras que el arranque de la construcción está previsto para enero de 2023”, especificó.

El directivo se refirió a la reactivación del Oleoducto Trasandino, programada para el primer cuatrimestre del año que viene. “En definitiva, hay propuestas para adicionar cerca de 400.000 barriles a la capacidad de transporte desde Vaca Muerta en el corto plazo. Hoy se evacúan 330.000 barriles desde la formación, pero esa cifra podría superar los 700.000 barriles en 2025”, estimó.

Consultado sobre los mayores desafíos para la materialización de Duplicar, Hösel resaltó dos. El primero de ellos, identificó, se vincula por la captación de recursos humanos para la construcción. “El contexto es muy competitivo. Estamos cortos de trabajadores con tantas obras en marcha y en carpeta”, admitió.

El segundo, añadió, pasa por conseguir los materiales. “Me refiero a insumos estratégicos como bombas, válvulas y otros accesorios”, aclaró el directivo, quien también destacó la necesidad de que Oiltanking-Ebytem avance con la expansión de la capacidad de la terminal de Puerto Rosales.

Tratamiento en Tratayén

En segunda instancia, Oscar Sardi, CEO de TGS, confirmó que la compañía está ampliando la capacidad de transporte desde Neuquén para poder inyectar en el sistema la producción incremental de Vaca Muerta. “Construimos en 2019 una planta en la localidad neuquina de Tratayén para sumar una capacidad de tratamiento de gas inicial de 5,4 millones de metros cúbicos (m3) por día. Se trató de una obra de US$ 300 millones”, reveló.

Según sus precisiones, TGS posee una capacidad de gathering de 60 millones m3 diarios en Neuquén y 150 kilómetros de pipelines. “Los 5,4 millones de m3 por día que tratanis en Tratayén se elevaron en 2021 a 8 millones con un desembolso adicional de u$s 60 millones”, indicó.

La empresa invertirá u$s 30 millones para llegar a 15 millones de m3 de capacidad de transporte instalada. Y seguirá en expansión. “Vamos a montar plantas de fácil instalación para alcanzar los 21 millones en 2023 y los 28 millones en 2024″, destacó el directivo.

El nuevo Gasoducto Néstor Kirchner, anticipó, transportará 11 millones de m3 diarios en 2023. “Ese volumen se ampliará a 22 millones en el invierno de 2024 y a 39 millones cuando se agregue el tramo Salliqueló-San Jerónimo”, indicó Sardi.

Ridelener (TGN) se mostró optimista sobre la posibilidad de exportar gas desde Vaca Muerta hacia Brasil.

Alternativa exportadora

De acuerdo con Daniel Ridelener, CEO de TGN, el gran reto que implica Vaca Muerta es desarrollar la infraestructura suficiente para transportar 96 millones de m3 diarios de gas; es decir, unos 3,5 BCF. En esa dirección, acotó, la realización del Gasoducto Néstor Kirchner se erige como un emprendimiento absolutamente vital. “Primeramente, la obra reducirá la necesidad de importar diesel y gas. En una segunda etapa, permitirá revertir el Gasoducto Norte para suplir la declinación de Bolivia. Y en una tercera fase significará evacuar 40 millones de m3 por día con compresión máxima”, enumeró.

La exportación, precisó, podría elevarse hasta 02,8 TCF. “De todos modos, hay espacio para 0,31 TCF más”, acotó.

Aparte de mostrarse optimista sobre la posibilidad de que el país apueste por un proyecto de GNL, el ejecutivo puso el foco en las oportunidades que brinda la venta de fluido a Brasil. “La Argentina era un jugador importante cuando hace dos décadas exportaba 20 millones de m3 por día a Chile. Hoy existe la chance de recuperar esos mercados, porque la oferta boliviana está declinando”, argumentó.

El país, en suma, podría abastecer Brasil a través de Bolivia. “El área de San Pablo es uno de los principales mercados potenciales para el gas no convencional de Vaca Muerta”, ratificó.

En cuanto a los planes de almacenamiento para cubrir los picos de consumo, comentó que hay varios productores analizando la cuestión. “Sin embargo, hasta ahora ningún análisis fue exitoso: no se obtuvieron los mejores resultados en la búsqueda de lugares para almacenar cerca de la demanda”, aseguró.

Derek Wrong analizó el impacto de la guerra en Ucrania sobre el mercado global de LNG.

Coyuntura global

Finalmente, Derek Wong, VP Government Relations and Public Affairs de Excelerate Energy, consideró que Vaca Muerta puede convertirse próximamente en el mercado que conecte a la Argentina con el mundo. “Así sucederá si aceleramos la producción de gas en la formación. Tenemos proyectos en desarrollo para apuntalar esa posibilidad”, expuso.

Con respecto al contexto internacional, el directivo aseveró que el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania afectó sensiblemente el desenvolvimiento del negocio del GNL, pero no modificó los planes de Excelerate. “Dado que Rusia es un jugador fundamental en el negocio energético global, tuvimos que integrarnos con el sector de Downstream para operar con mayor flexibilidad y adaptarnos a las necesidades puntuales de la coyuntura vigente. No obstante, la guerra no cambió la estrategia de largo plazo de nuestra compañía”, concluyó.

La entrada El midstream en Vaca Muerta, frente a la ampliación de la infraestructura para abastecer el consumo local y la apertura de mercados de exportación se publicó primero en EconoJournal.

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Enviado especial a Houston

La Argentina tiene la posibilidad de exportar gas de Vaca Muerta hacia Brasil a través del gasoducto de Uruguaiana. Ese ducto ya existe y permite enviar unos 2,8 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) hacia la central homónima en la frontera con el gigante del Mercosur. Sin embargo, el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro, señaló que la Argentina podría hasta más que triplicar la exportación de gas hacia Porto Alegre a través de esa infraestructura. Así lo afirmó el funcionario en diálogo con EconoJournal en el evento organizado este jueves por el IAPG en Houston. “Ellos (la cámara de transportistas de gas de Brasil) ven un mercado de 10 MMm3/día en Puerto Alegre. Por eso, se está hablando de un gran acuerdo de integración energética, porque nosotros tenemos gas y ellos energía hidroeléctrica. Se puede hacer un intercambio o venta”, aseguró.

Monteiro enfatizó además que “si nosotros generásemos las condiciones, ellos (las empresas brasileñas) hasta podrían construir (el gasoducto) Uruguaiana – Puerto Alegre para transportar más gas desde la Argentina”. Y agregó que “la extensión del gasoducto de Uruguaiana hacia Porto Alegre sería clave para conectar con San Pablo”.

“La empresa que tiene la concesión de transporte de esa región también tiene el diseño de un gasoducto de 500 km que permitiría conectar Uruguaiana con Puerto Alegre«, señaló Monteiro. Y añadió que esa cantidad podría llegar a 10 MMm3/día desde Vaca Muerta.

“El tema es darle a Brasil la garantía de abastecimiento, un contrato en firme para que tengan seguridad de que van a hacer la infraestructura y que no se van a quedar en el medio del camino, como nos pasó con Chile (a fines de la década del 90´). Obviamente, Vaca Muerta tiene otra magnitud de lo que era Loma La Lata. Tenemos la seguridad de que el recurso está, el riesgo geológico es mucho menor de lo que pudo haber sido en su momento el convencional”, describió Monteiro.

—¿Está resuelto que la Argentina pueda tener un mercado en Brasil siempre y cuando se concrete el acuerdo binacional o ellos también tienen en cuenta el Presal?

–Ellos visualizan que la gran mayoría del gas que van a producir (en el pre-sal) a futuro va a seguir siendo reinyectado para la producción de petróleo. A parte tienen 300 Km de distancia desde los campos offshore donde deberían construir caños para llegar al mercado. Con lo cual, ellos ven que ya hay gasoductos que llegan desde el Presal y van a enfocarse en la reinyección de la producción incremental de gas para la producción de petróleo y no para el abastecimiento de gas.

—¿Es decir, que en un escenario hacia cuatro o cinco años no sería descabellado pensar que parte del gas de Vaca Muerta termine en Puerto Alegre?

–Si, y el gas podría llegar a las plantas de generación térmica ubicadas cerca de San Pablo. Hay que lograr los acuerdos comerciales. Habría que llegar a un acuerdo con Bolivia para los costos del transporte. Si a la Argentina le das escala, el precio del gas en boca de pozo es competitivo. Tenemos que lograr que el transporte no nos deje afuera. Hay que resolver la tarifa.

—¿En este escenario, la Argentina tiene competencia?

–No. Hay que tratar de que el uso de esa infraestructura se maximice para la recuperación de la inversión y, también, para potenciar la producción argentina.

—¿Hay una agenda sobre este tema con la Secretaría de Energía o aún no?

–Con Flavia (Royón) tenemos una agenda abierta, hablamos todos los temas. Ella está hace muy poco, pero tenemos que seguir trabajando juntos.

—En esta proyección de Vaca Muerta, viendo a Oldelval llevando la producción de petróleo a 820.000 barriles por día hacia 2028, y con este camino crítico de los próximos dos años, tanto en transporte de crudo y gas, ¿cuáles son los temas que preocupan?

–En estos momentos el tema es el de siempre: cómo generar las condiciones de mercado para que el capital que necesitamos para desarrollar Vaca Muerta, que no está todo en la Argentina, pueda venir. Teniendo la infraestructura resuelta, ciertas condiciones razonables para lo que es el movimiento de capitales y la comercialización de la producción, como los permisos de exportación en firme, el tema pasa a ser también la cadena de valor. Hoy necesitamos que la cadena de suministros se amplíe porque podemos hacer infraestructura, pero con los equipos que tenemos no nos alcanza para incrementar la producción. Hoy las compañías están compitiendo por los mismos sets de fractura, que son ocho. Hay algunas empresas que van a traer equipos el año que viene.

—¿Cuántos equipos cree que pueden llegar?

–La proyección moderada que hicimos al 2030 nos da que para una producción de 140 MMm3/día de gas y 750.000 barriles por día de crudo, tendríamos que pasar de 34 equipos de perforación de hoy a 53 y de ocho sets de fractura a 15.

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Enviado especial a Houston

Referentes del sector petrolero debatieron este jueves en Houston sobre los principales desafíos que tiene por delante Vaca Muerta y detallaron sus planes de expansión en un evento organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) Houston al que asistió EconoJournal.

El gerente ejecutivo de Relaciones con Socios de PAE, Marcelo Robles, anticipó que la compañía hoy produce 8 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) en el área Aguada Pichana Oeste quiere alcanzar para mitad del año que viene los 10 MMm3/día y establecer “un plateau de producción de gas de 20 MMm3/día para 2026”. El ejecutivo adelantó que PAE planea inaugurar en mayo de 2023 junto con YPF y Total Energies, sus socios en el bloque, una nueva planta de tratamiento con capacidad para 8 MMm3/día.

Por su parte, el presidente de Exploración y Producción de Tecpetrol, Horacio Marín; remarcó que la petrolera del Grupo Techint está en condiciones de duplicar la producción en Fortín de Piedra, llevándola de 20 a 40 MMm3/día, aunque no precisó en qué plazo.

El gerente de la Regional Oeste de Upstream No Convencional de YPF, Francisco Bertoldi explicó la mejora en la competitividad de la compañía en Vaca Muerta: “Multiplicamos por cuatro la velocidad de las etapas de fractura y reducimos el lifting cost 60% en los últimos cinco años”. Además, contó que redujeron 55% el tiempo de perforación de pozos y que la compañía tiene el foco puesto en la reducción de los costos de desarrollo y en la eficiencia. Bertoldi subrayó que la petrolera controlada por el Estado produce 132.000 barriles de petróleo diarios, que representan el 60% de la producción de crudo de Vaca Muerta y es la mitad de lo que produce YPF. En gas, sostuvo que la producción se ubica en 16 MMm3/día y que el objetivo es “duplicar la producción en la Argentina para avanzar con el proyecto de LNG con Petronas”.

Más pozos y más producción

Robles enfatizó que “PAE tiene cuatro pozos en Aguada de Cánepa y perforará ocho pozos más y que esta área “se va a conectar con Coirón Amargo Sureste”. Además, el ejecutivo de PAE comentó que en el área Aguada Pichana Oeste “completamos en la fase 1 unos 8 MMm3/día y estamos construyendo un gasoducto de 24 pulgadas a Rincón de Mangrullo”.

Marín indicó sobre Fortín de Piedra, el mayor campo de shale gas de Vaca Muerta, que “ahí producimos un 50% de la producción de gas en Bolivia”, pero el potencial es llegar a los 40 MMm3/día: “cuatro proyectos de este tipo serían equivalentes a abastecer un gasoducto Nord Stream 1 en Europa”, comparó.

Marín destacó que el área emblema de Tecpetrol en Vaca Muerta está ubicada en la ventana de gas húmedo de la formación no convencional y que tiene tres áreas de perforación en el campo: “El tercer horizonte fue encontrado recientemente, hace alrededor de dos meses”. Luego remarcó que Tecpetrol “pasó de tres a 6,5 etapas de fractura por día, con picos de ocho o nueve”. “Reducimos pozos de 35 a 24 días, como estamos hoy, con un casing adicional. Y necesitamos 170 días desde el inicio de la perforación a la puesta en producción de los pozos”. Por último, añadió que “desarrollamos Fortín de Piedra en 18 meses e invertimos US$ 2.300 millones, de los cuales US$ 1.000 millones fueron a facilities”.

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La nueva edición de Valve World Expo se realizará del 29 de noviembre al 2 de diciembre de 2022 en Düsseldorf, en Alemania. Se trata de la feria número 1 del mundo de válvulas industriales. Allí los participantes del evento podrán descubrir nuevas tecnologías, asi como también establecer nuevos contactos con proveedores y clientes con alta capacidad de decisión y compra.

Entre los principales rubros que estarán presentes se encuentran:

– Industria química y petroquímica

– Industria del gas y del petróleo

– Industria marítima y offshore

– Gestión de aguas y residuos

– Industria mecánica y automotriz

– Tecnología de plantas de energía y alternativas verdes

Además, en paralelo a la exposición, se realizará la VALVE WORLD CONFERENCE ,principal evento de conferencias del rubro a cargo de las mentes que lideran e impulsan la innovación en el campo de la fabricación, uso y mantenimiento de las válvulas industriales.

No se pierda el principal evento de la industria este año y en un escenario ideal para hacer negocios, como es la ciudad de Dusseldorf. Los interesados podrán adquirir su pase a la exposición y a la conferencia ingresando en:

Buy eTickets & Catalogues (messe-duesseldorf.de)

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El fundador, presidente y CEO de Vista, Miguel Galuccio, destacó la importancia que posee el petróleo para el desarrollo del país de cara a los próximos años. En este sentido destacó “la población mundial para el 2050 se duplicará y la demanda de energía crecerá un 60% aproximadamente. El petróleo mantendrá su relevancia hasta al menos 2035”.

Tras ser premiado por la Asociación de Dirigentes de Empresa (ADE) por su trayectoria y aporte al crecimiento y desarrollo de la industria energética, Galuccio explicó que en el escenario que se presenta “el desafío es seguir produciendo energía, pero reduciendo cada vez más la huella de carbono. Tenemos el compromiso de contribuir con el crecimiento de un mundo que hoy se está reconfigurando y en el que estamos viviendo una nueva transición global”.

En ese sentido, precisó “tenemos la oportunidad y el potencial de exportar al mundo un barril de petróleo totalmente neutro en CO2. Confío en nosotros y en el país, la energía está en el mundo y está para quedarse”.

Por esto remarcó que “de la mano de las energías renovables, tanto el petróleo como el gas son dos recursos que seguirán siendo necesarios y que la Argentina puede valorizar”.

También destacó la ventana de oportunidad que se le presenta al país frente a la posibilidad de exportar y aseveró “tenemos problemas como todo el mundo, pero la Argentina está llena de oportunidades. Nuestro país es muy rico en talento y recursos, y debemos aprovechar nuestro rol preponderante como líderes”.

Números y objetivos de Vista

A su vez, brindó detalles acerca del trabajo que vienen realizando desde Vista. En este sentido dio a conocer que en sólo cuatro años la compañía “aumentó su producción más de un 83% y para 2022 se proyecta una producción cercana a los 47.000 barriles de petróleo equivalente por día, un EBITDA ajustado de 750 millones de dólares e inversiones por 500 millones de dólares”.

En base a esto, el ejecutivo sostuvo “nuestro crecimiento fue constante y hoy somos el tercer productor de petróleo a nivel país y el segundo productor de shale oil de Vaca Muerta”. Y agregó “nos propusimos ser protagonistas de la transición energética. Anunciamos públicamente nuestro objetivo de convertirnos en una empresa Net Zero para 2026, reduciendo parte de la intensidad de las emisiones de nuestras operaciones y offseteando el restante utilizando a la naturaleza para descarbonizar”.

Asimismo, adelantó que desde Vista se encuentran desarrollando un portafolio de soluciones basadas en la naturaleza. “Estas iniciativas son las de mayor impacto para la descarbonización de la economía hacia 2050, ya que son más eficientes, y fácilmente escalables. Tiene uno de los costos de abatimiento de carbono más bajos y Argentina tiene un alto potencial para este tipo de proyectos por su biodiversidad que nos puede permitir generar nuestros propios créditos de carbono”, precisó.

Por último, afirmó que desde la compañía también están avanzando en “proyectos que involucran la captura de carbono a través de la forestación, reforestación y aforestación, así como también la conservación y la gestión de suelos».

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La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), junto con las cámaras provinciales de productores y proveedores mineros, y entidades ligadas a la agroindustria y al desarrollo socioeconómico emitieron un comunicado en donde señalan que en caso de aprobarse los proyectos de Ley de Humedales esto “dejaría a nuestro país sin industria minera. Su avance perjudicaría a la industria en producción impactando en el sustento de cientos de comunidades. Lo que no solo significa frenar las nuevas inversiones, sino también poner en riesgo el trabajo de los yacimientos que ya están en funcionamiento”.

Desde la CAEM comunicaron que tomando en cuenta los proyectos mineros más avanzados existe “un potencial para llegar a exportaciones anuales por U$D 12.000 millones -más del triple de las actuales- y para lograr inversiones por U$D 20.000 millones”.

Ante esta situación, consideraron que “esto es lo que se arriesga cuando se precipitan cambios en las normativas que generan incertidumbres y perjudican la llegada de inversiones que son de gran volumen, con largo plazo de recupero y que requieren de un contexto de estabilidad normativa y reglas claras”.

Asimismo, remarcaron que la aprobación de las actuales propuestas impactarían en la “producción en Jujuy, Salta, Catamarca, San Juan y Santa Cruz, pero también a proyectos en La Rioja, Mendoza, Córdoba, Buenos Aires, Corrientes, Entre Ríos, Santiago del Estero, Río Negro, Chubut, Neuquén y Tierra del Fuego”. Por esta razón manifestaron su rechazo ya que explicaron que se da “una falta de federalismo de concertación en el debate de los proyectos legislativos de protección de humedales y la necesidad de participación de los sectores productivos afectados.”

De igual manera, expresaron su oposición “a toda propuesta de regulación que desde el desconocimiento condene la producción y la calidad de vida digna en las zonas alejadas de los grandes centros productivos de nuestro país donde la minería se desarrolla, y que vaya en contra del espíritu federal de nuestra constitución nacional”.

En este sentido, explicaron que los proyectos actuales “atentan contra los miles de puestos de trabajo formal y bien pagado, en donde el desarrollo minero es un faro para el verdadero crecimiento social”. Y agregaron que “el sector genera empleo para más de 85.000 familias y moviliza las economías regionales, dado que realiza el 80% de las compras a nivel local, motorizando una sólida cadena de valor, compuesta por pymes nacionales”.

Sumado a esto, especificaron que “la autonomía de las provincias, en cuanto a la administración de sus recursos naturales y la regulación en materia ambiental, se ve vulnerada en varios de los proyectos en tratamiento, además de las deficiencias jurídicas en cuanto a la superposición y conflictos con la legislación vigente”.

También subrayaron la importancia que posee el sector en términos económicos. “La minería es el quinto complejo exportador nacional y aporta al Estado más de $107.000 millones al año. Argentina puede consolidarse como uno de los principales productores mineros a nivel mundial”, precisaron.

Además, remarcaron que todas las actividades mineras puestas en marcha en el país “han pasado por instancias de aprobación de sus evaluaciones de impacto ambiental, de acuerdo a la Ley 24.585″ puesto que «la legislación actual no permite emprendimientos que dañen al ambiente, independientemente donde estén instalados”.

Por último, plantearon “las instituciones productivas valoramos y respetamos la legislación concerniente y gestionamos el cuidado del ambiente. Nuestros recursos minerales son la usina del futuro, porque generan insumos para la electromovilidad como un poderoso factor de transición energética y acciones directas, por sobre la prohibición de actividades y la burocratización”. “Las actividades productivas gestionamos nuestros recursos para un mundo mejor con una menor huella de carbono”.

La entrada Advierten que la Ley de Humedales podría impedir la construcción de proyectos mineros por U$D 20.000 millones se publicó primero en EconoJournal.

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La agrupación Azul y Blanca del Movimiento Popular Neuquino (MPN), que lideran los dirigentes petroleros Guillermo Pereyra y Marcelo Rucci, oficializó la semana pasada un acuerdo electoral con el sector Azul del gobernador Omar Gutiérrez y Jorge Sapag, que postula al vicegobernador Marcos Koopmann para gobernar la provincia a partir del año próximo. Las candidaturas se definirán en la interna del próximo 13 de noviembre. La decisión de los petroleros busca aislar de ese modo a Rolando Figueroa, quien también será candidato a gobernador, aunque todavía no definió si por dentro o fuera del MPN.

El acuerdo se encuentra ahora en fase de armado de listas de candidatos a diputados provinciales, y en establecer qué tipo de participación técnica tendrán los petroleros en los espacios de un futuro gobierno: «Con la Lista Azul y Blanca, seguramente se debatan algunas participaciones directas en el Gobierno Provincial. Hace algunos años ya habíamos tenido participación legislativa y lo que dialogamos con Guillermo Pereyra fue que en las localidades que tengamos más de un referente que represente a los proyectos de la Lista Azul o Azul y Blanca, tengan la libertad de acción de ir a las internas dentro del espacio. No queremos dejar a ningún candidato sin la posibilidad de competir dentro del MPN», expresó el vicegobernador en declaraciones radiales.

Rucci junto a Gutiérrez, detrás aplaude Pereyra.

Luego agregó que han avanzado en un documento muy importante, de dos proyectos que se integraron: “Veníamos hablando de distintas propuestas, veníamos hablando de proyectos. No veníamos hablando de candidaturas y en esas diferencias de propuestas y proyectos, empezamos a buscar los consensos básicos, sumamos un montón de sus proyectos, a los que nosotros ya venimos elaborando y construyendo de cara al 2023, y a partir de ahí salió ese consenso básico”. Y habló de una “participación directa en el Gobierno”.

La alianza de los dirigentes petroleros con Gutiérrez y Sapag aisla al diputado nacional Rolando Figueroa, quien fue vice de Gutiérrez en su primer mandato, pero un año antes de finalizar aquella gestión rompió para disputar, sin éxito, la candidatura a la gobernación en 2019. El año pasado volvió a presentarse en la interna y en septiembre le ganó ajustadamente a la candidata de la lista azul Mage Ferraresso.

Koopmann comenzó este fin de semana con la campaña en vía pública, “sacando a la calle a la militancia” para volantear y visitar puerta a puerta a vecinos de la ciudad capital y de la provincia. Se sabe que su nivel de conocimiento en la sociedad neuquina aún requiere de mucha caminata y recorrida. Estuvo al frente del Banco de la Provincia de Neuquén durante 10 años. Asumió como vicegobernador del segundo mandato de Gutiérrez -en el primero estuvo acompañado por su actual rival Figueroa-, siendo este su primer cargo electivo.

Hace días que realiza acciones en las localidades petroleras, como muestra de este acuerdo con los azules y blancos. En Rincón de los Sauces, territorio liderado hace años por Marcelo Rucci, llevó sus actividades promovidas y organizadas por la Legislatura provincial: la Expo Vocacional que contiene oferta e información académica para estudiantes y “aportó” con bandas nacionales para el festejo del día del Estudiante. Entre otras acciones institucionales, acercó por ejemplo, el mamógrafo móvil a la localidad, como parte de un programa de prevención del cáncer de mama. Todas imágenes que dan cuenta de un claro acercamiento y cómo se está consolidando el acuerdo político entre ambos sectores.

Los partidos nacionales aún no han definido sus estrategias. Desde Juntos por el Cambio, en principio, se posiciona el empresario frutícola y actual Diputado Nacional, Pablo Cervi; y por el Frente de Todos se esperan definiciones entre el ex Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, y el kirchnerista, Oscar Parrilli.

La entrada Las razones por las Rucci y Pereyra acordaron con Gutiérrez y Sapag acompañar a la lista oficial del MPN en las elecciones de 2023 se publicó primero en EconoJournal.

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Según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), la potencia instalada de producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables creció en los últimos años en Argentina. Pasó de representar el 2,1% del sistema eléctrico en 2017 a un 11,6% en 2021.

En la era post pandémica, los viajeros acampan con diferentes propósitos. Ya sea que deseen pasar tiempo en la naturaleza o trabajar a distancia, a través del uso de centrales eléctricas móviles, todos pueden relajarse y disfrutar de sus beneficios. EcoFlow, empresa líder en energía renovable y portátil con presencia en 15 países de Latinoamérica, ofrece soluciones innovadoras especialmente diseñadas para outdoor users.

Beneficios de acampar con generadores solares

Producción de energía limpia

Sin dudas, una de las características más atractivas de un generador solar es que crea energía limpia. Se presta perfectamente para acampar en entornos naturales, donde la quema de gas para cocinar o alimentar las luces perjudica el medio ambiente global y local.

Múltiples formas de carga

Aunque se llame generador solar, algunas estaciones de energía portátiles también se pueden cargar utilizando diferentes fuentes. Si bien los paneles solares son la forma más ecológica de recarga, también se pueden cargar de la red eléctrica cuando el tiempo no es el ideal. Muchas de las unidades de EcoFlow pueden recargarse al 80% en menos de 2 horas. Definitivamente su velocidad de carga las distingue en el mercado. 

Larga duración

Los generadores solares tienen una vida útil de entre 25 y 35 años, dependiendo de la calidad y la marca. Aunque al principio pueden parecer caros, a largo plazo pueden considerarse una inversión.

Practicidad de uso

Un generador solar portátil incluye toda la tecnología necesaria para recargar y alimentar electrodomésticos. Sólo hay que enchufar los paneles solares, conectarlos a una estación de carga de vehículos eléctricos o a la red eléctrica para cargar la unidad y, a continuación, conectar los dispositivos cuando esté listo para alimentarse.

Movilidad

Las mejores estaciones de energía portátiles contienen todos los componentes esenciales que necesitas para la energía solar. Así que, a diferencia de los kits utilizados para cablear una vivienda o una casa rodante, son fáciles de llevar a cualquier parte. Se pueden combinar con paneles solares aptos para viajes que se pliegan cuando no se utilizan.  

Versatilidad

Incluso si estás considerando comprar un generador solar portátil para acampar, también se puede utilizar de otras maneras. Se puede utilizar en cualquier situación en la que se requiera energía de reserva.

¿Cuál es el mejor generador solar para acampar?

En función del tiempo que vayas a acampar y de los tipos de dispositivos que vayas a alimentar, EcoFlow ofrece una serie de estaciones de energía solar portátiles que se adaptan a tus necesidades.

Para una noche de camping, una pequeña estación de energía con una capacidad de unos 210Wh y salida de hasta 600W como la EcoFlow RIVER mini es suficiente. Permite cargar fácilmente los teléfonos y los equipos portátiles, hacer funcionar pequeñas lámparas de campamento, así como poner a calentar un hervidor de agua de bajo consumo para el café de la mañana. Incluso si te quedas sin energía, puedes recargar la central eléctrica utilizando una entrada solar de hasta 100W. Por su parte, para los aventureros que viajan en caravana, EcoFlow ofrece la serie RIVER Pro, con una capacidad de hasta 720 Wh y salida de 1200W.

Además, EcoFlow ofrece una línea destinada a los viajeros se encuentran explorando el mundo y desean contar con un back-up de energía en sus casas o negocios: EcoFlow DELTA. Los generadores solares portátiles DELTA se presentan en varias potencias de entradas y salidas y tiene cuatro variaciones, la DELTA mini, DELTA, DELTA Max y DELTA Pro. Cuando se combinan con los paneles solares EcoFlow generan una potencia de entrada de 300W hasta 1600W y una salida de 882Wh hasta 25kWh.

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YPF y el resto de las petroleras buscan el aval final del gobierno para aumentar el precio de los combustibles el próximo fin de semana. El escenario de máxima al que aspiran las refinadoras es a conseguir luz verde del Ministerio de Economía para incrementar hasta un 10% (o incluso más) el valor de las naftas en las estaciones de servicio. Sin embargo, en la cartera que conduce Sergio Massa no terminan de validar esa decisión debido al temor que existe en torno a la inflación, que no baja del 7 por ciento mensual.

Lo concreto es que este sábado 1º de octubre se actualizarán, por primera vez en casi dos años, los impuestos que gravan la venta de derivados del petróleo. Esa corrección sobre el valor del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono —que se viene postergando repetidamente desde fines de 2020 a la fecha— será el gatillo que activará una suba en los surtidores.

El gobierno postergó siete veces seguidas la actualización impositiva (cuatro veces en 2021 y tres en 2022). La última vez fue a fines de agosto cuando a través del decreto 561/22 estableció un nuevo cronograma. El incremento correspondiente al primer y segundo trimestre de 2021 se aplicarán a partir de este sábado 1° de octubre, lo que le pone un piso de 4% a cualquier ajuste que se decida autorizar ahora, según indicaron a EconoJournal fuentes del sector de refinación. A su vez, El decreto estableció que las actualizaciones de los impuestos a los combustibles del segundo semestre de 2021 y de los tres trimestres de 2022 se implementarán recién el 1° de enero de 2023.

Números

Sobre esa base del 4%, las principales empresas del downstream —YPF, Raízen, Axion Energy y Puma— aspiran a conseguir una suba de entre 6 y 8 puntos porcentuales más para cubrir el encarecimiento de los costos medido en pesos provocado por la depreciación del tipo de cambio (el peso se devaluó en septiembre un 6%) y por el impacto de la inflación sobre la mano de obra y sobre los insumos y repuestos que se expresan en moneda local.

Por eso, el aumento final en los surtidores podría llegar a los dos dígitos. Habrá que ver si el Ministerio de Economía accede al pedido de YPF y el resto de las petroleras o termina autorizando una suba menor para atemperar el arrastre inflacionario de la medida.

En la ciudad de Buenos Aires, el precio por litro de la nafta súper en YPF aumentó 45,5% en lo que va del año, frente a una inflación acumulada (hasta agosto) de 56,4%. El 1 de enero costaba 90,40 el litro. Hoy vale 131,60 pesos.

«Los combustibles sólo explican un 4,2% de la variación mensual del IPC. Es decir, un aumento de 10% en el precio de los combustibles implica una suba de 0,42% en el IPC. En la práctica, más allá de lo que mucha gente cree, el impacto de la suba de los combustibles es bajo en la formación de los precios de los alimentos: representa un 1,6% del precio final. O sea, los alimentos encarecen 0,16% por cada 10% de aumento de los combustibles», explicaron en una de las empresas.

Desfasados

A precios constantes, según un estudio privado, el valor de la nafta se ubicó este mes 2% por encima de lo que valía en septiembre de 2021, mientras que durante el mismo período en Paraguay la suba fue del 15% y en Brasil de 12% porque el precio acompañó la evolución del barril. La imposibilidad de trasladar al surtidor todo el impacto provocado por la suba de los costos llevó a las refinerías a operar por estos días con los márgenes de refinación bruta más bajos desde fines de 2018.

«Si no conseguimos un aumento, el EBYTDA de octubre será negativo porque los márgenes están muy justos. Con una suba de 6 puntos por sobre la recomposición de los impuestos (que arrojaría un alza total del 10%) empezaríamos a recuperar lo perdido por la devaluación y la suba de costos en pesos», explicó el director comercial de una refinadora.

Estructura de costos

El crudo cotiza en dólares y representa cerca del 70% de la estructura de costos del combustible a la salida de la refinería. Una vez sumado los impuestos esa incidencia se reduce a cerca del 50% del precio final. Esto significa que, si el dólar viene subiendo, como ocurrió en agosto, un 5,7 por ciento mensual, la nafta debería ajustarse al menos un 2,85 por ciento por mes para no atrasarse respecto de la evolución del tipo de cambio.

A su vez, si los salarios e insumos pesificados representan el 30% de la estructura de costos y ajustan cerca del 7% mensual en línea con la inflación, otros 2,3 puntos porcentuales deberían sumarse por el impacto de los precios a nivel local. Esto le pone un piso al ajuste de los combustibles del 5,1% mensual para no atrasarse respecto a la evolución de las principales variables de la economía.

En los últimos 12 meses, el ajuste de precio acumulado de las naftas de YPF es del 32 por ciento y el del gasoil del 51 por ciento, es decir un incremento de 41,7 por ciento en promedio. Por debajo de la evolución que registraron el tipo de cambio y los precios internos. Las petroleras advierten, además, que en lo que va del año, el Estado otorgó a los productores de bioetanol, el biocombustible que se mezcla con la nafta, un aumento de 58,6%. Pasó de 65,42 a 103,76 el litro.

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Desde Montecristo, en la provincia de Córdoba, hasta Mendoza. Desde Plaza Huincul, en Neuquén, hasta Bahía Blanca y de ahí a Ushuaia y luego La Plata. Por cada una de esas localidades, donde hay una destilería de YPF, y en un recorrido que totalizará 3500 kilómetros, pasarán de aquí a fin de año los Cursos de Conducción Segura que la petrolera de bandera argentina ofrecerá a sus choferes en virtud de un alianza con Volvo Trucks y Buses Argentina, quien diseñó la capacitación para que pueda ser aprovechada por conductores de camiones sin importar la marca del vehículo que manejen.

Los cursos son dictados por los instructores de Volvo Argentina quienes, a bordo del safety truck (camión de seguridad, y tráiler especialmente equipado para la capacitación), llegan a cada punto y se instalan en la destilería durante toda una mañana y suman espontáneamente a los conductores que están disponibles mientras hacen su carga.

Previo al recorrido que falta completar en 2022, ya se hicieron capacitaciones en La Matanza, provincia Buenos Aires, y en San Lorenzo, provincia de Santa Fe. 

En total, se espera dictar unos 25 cursos en distintas regiones del país con un alcance estimado de 800 choferes para esta última parte del año.

Para 2023 está proyectado continuar con la capacitación en otros puntos de YPF.

«Los cursos de Conducción Segura están orientados a los choferes que pasan por las terminales de YPF, independientemente de la marca de vehículo que manejen porque la seguridad aplica para todos. Los cursos tienen un fuerte foco en conductas y el correcto uso de sistemas de seguridad «, explica Julieta Machín, gerente de Marketing y Comunicación de Volvo Trucks y Buses Argentina.

Cada curso tiene una parte teórica expositiva de 45 minutos, que luego da lugar a la instancia final de preguntas, donde los participantes realizan muchas consultas. “Cada camión tiene sus atributos de seguridad y cada ruta es diferente, lo que permite compartir situaciones y experiencias distintas y ese intercambio es muy valioso”, suma Machín.

Por su parte, Matías Sassi Torioni, Gestor de Contratos YPF Región Patagonia, Cuyo y Litoral, señaló: «El motivo que nos impulsó a llevar adelante el curso con Volvo Trucks, es la capacitación permanente a nuestros conductores en cuanto a los sistemas de seguridad que poseen los camiones. La tecnología evoluciona de forma permanente y a pasos agigantados, mientras que las personas no evolucionan de la misma manera. Por eso creemos que las capacitaciones a medida son el canal para poder mantener al conductor altamente informado y aprovechando el uso de todas las tecnologías vigentes de manera correcta».

Según Sassi Torioni, los beneficios que la compañía espera obtener con esta experiencia son muy concretos, a saber: «Con esta capacitación aspiramos  a mantener a los conductores capacitados con estándares adecuados al transporte de cargas peligrosas, lo que redundará, entre otras cosas, en ahorro de dinero vinculado a desgastes de los equipos, en gomas, combustible y en una reducción de la accidentología vial».

El ejecutivo de YPF consideró, además, como una ventaja diferencial el hecho de que se trate de un curso reducido bajo un formato rápido y personalizado para mejorar la experiencia de aprendizaje.

Volvo tiene una larga trayectoria en materia de capacitación a sus choferes.

Desde hace ya 10 años, bajo el título «Conducción segura y eficiente» los cursos de Volvo Trucks se dictan en todo el país, son gratuitos y los conductores de la marca acceden a ellos a través de los concesionarios en los que retiran sus unidades.

«La alianza con YPF nos potencia, siendo que es uno de los dadores de carga que mayores niveles de exigencia de seguridad posee y con el cual compartimos muchos de sus valores y principios en materia de seguridad.  Seguimos amplificando en forma masiva el alcance del programa Cero Accidentes, mediante el cual, y a través de distintos pilares de acción, buscamos incentivar a la sociedad a adoptar el valor de la seguridad en sus actitudes cotidianas, para construir un futuro con rutas más seguras.

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La minera canadiense Norseman Silver anunció resultados positivos en la actividad de exploración que está llevando adelante en Taquetren, un proyecto de plata y oro ubicado al suroeste de la provincia de Río Negro, pero cerca del límite con Chubut y del megaproyecto minero Navidad. Se trata del análisis de vetas “altamente mineralizadas que mostraron resultados alentadores” y que “sin duda es una zona objetivo”, según indicó la compañía.

“Las muestras de roca por esquirla que se recolectaron de Veta Nueva, una importante estructura ubicada a 5 kilómetros al noroeste de otra gran estructura llamada Veta Juan, recogió valores muy alentadores”, destacó la empresa. En 2021, Norseman Silver había obtenido resultados positivos en las primeras exploraciones de superficie. La minera tiene la opción para adquirir el 100% de la participación del proyecto Taquetren.

“Los resultados resaltan el potencial del proyecto Taquetren, que es muy singular ya que ha visto poca o ninguna exploración previa de metales básicos o preciosos. Teniendo en cuenta la proximidad del proyecto a descubrimientos significativos y el tamaño total de Taquetren, estos resultados representan una oportunidad para Norseman Silver. Los resultados hasta la fecha son muy alentadores”, indicó Sean Hurd, presidente y director ejecutivo de la minera canadiense.

Misma zona que Navidad

Taquetren está ubicado en la zona minera Navidad-Calcatreau, en el suroeste rionegrino, pero se encuentra a sólo 30 kilómetros del departamento de Gastre (Chubut), donde está emplazado el megaproyecto de plata Navidad, donde Pan American Silver iban a invertir US$ 1.300 millones pero que -hasta el momento- fue prohibido por el gobierno chubutense de Mariano Arcioni al no habilitarse la actividad minera en la Meseta.

El proyecto Tequetren abarca 285 km2 en Río Negro y es una zona casi sin exploración, pero forma parte del “Sistema de fallas de Gastre”, donde está Navidad, que es uno de los depósitos de plata más grandes del mundo.

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Cummins, líder tecnológico en potencia motriz y energía,  celebra 30 años de innovar y proveer soluciones que contribuyan a desarrollar un mercado argentino  más próspero.  

Desde su llegada al país en 1992, Cummins ha marcado el camino para impulsar la movilidad y  evolución de todos los sectores donde tiene presencia, como lo son el automotriz, agrícola, minero,  construcción, marino, petróleo y gas, entre otros, reforzando así su posición de liderazgo en el país.  

“Durante 30 años nos hemos comprometido con el desarrollo del país, brindando soluciones  innovadoras y confiables que permitan a nuestros clientes enfrentar los desafíos que el mundo pone a  su paso. Es un orgullo poder decir que seguiremos invirtiendo para construir un futuro más conectado  y mejor potenciado para todos”, afirmó Rudy López, Gerente General de Cummins Argentina.  

Actualmente, la compañía cuenta con más de 40 puntos de atención y de servicio técnico, con lo cual  se garantiza una fuerte y calificada cobertura en todo el país. A este respecto, y sabiendo la importancia  y características especiales de las diferentes industrias, Cummins Argentina cuenta con instalaciones  propias y una robusta red de distribución oficial en ubicaciones claves para las distintas industrias que  provee, brindando atención y servicios personalizados y efectivos para sus diversos clientes.  

Como parte de su estrategia de diversificación y con la intención de hacer crecer su red de distribución  oficial, Cummins continuará desarrollando diferentes proyectos encaminados a potenciar a la Argentina  con tecnología sustentable e innovadora que responda a las necesidades locales.  

En este sentido, dispone de un amplio rango de soluciones de potencia, que van desde los motores a  diesel y gas natural hasta equipos con combustibles alternativos, como lo son el hidrógeno, las celdas  de combustible o bien el biodiesel, entre otros, los cuales ofrecen los más altos estándares en calidad,  tecnología, innovación y eficiencia operacional.  

A este respecto, Cummins Argentina dispone de un Centro de Reconstrucción de Motores de alta  potencia dotado de un dinamómetro con una capacidad de prueba de hasta 3600 HP donde, además 

de reconstruir y brindar servicio técnico a los motores, la marca pone en marcha su estrategia de  sostenibilidad Planet 2050 para aprovechar mejor los recursos y fomentar una economía circular, ya  que sus instalaciones están certificadas con la norma ISO9001 garantizando que el 100% de los  residuos son reutilizados.  

“Nuestro principal objetivo es ofrecer las soluciones correctas que permitan hacer crecer a las diferentes  industrias de nuestro país, siempre con un enfoque sustentable que beneficie tanto al medio ambiente  como a las personas”, agregó Rudy López.  

Y es que, durante las últimas tres décadas, Cummins Argentina ha operado bajo la premisa de ser  siempre responsable para impulsar el desarrollo tanto de sus colaboradores como de la comunidad a  través del trabajo conjunto, por lo que ha dirigido sus acciones con un enfoque inclusivo, diverso y  demostrando consideración por el bienestar de la población donde tiene presencia.  

Destacan también los esfuerzos de la marca por potenciar el talento, al contar con uno de los Centros  de Entrenamiento mejor acondicionados y con más altos estándares de calidad en materia de  capacitación técnica de la compañía a nivel Latinoamérica. En estas instalaciones, ubicadas en Buenos  Aires, ha sido posible capacitar a colaboradores, distribuidores y distintos socios estratégicos en temas  relacionados a sistemas tecnológicos de postratamiento de emisiones de los motores diesel. Este  Centro también ha beneficiado a la comunidad universitaria al brindarle un espacio para explorar el  terreno y las aplicaciones tecnológicas en el mercado real.  

Bajo la premisa de que juntos somos más fuertes, a través de su área de Responsabilidad Corporativa,  la compañía realiza una importante labor social en diferentes comunidades y organizaciones sociales  de la Argentina, donde educación, cuidado del medio ambiente e igualdad de oportunidades son los  pilares que guían su actividad.  

“Estamos plenamente convencidos de que si nuestro alrededor es próspero, nuestro negocio también  lo será, por ello una de nuestras prioridades es mejorar la igualdad de oportunidades, así como la  calidad de vida de nuestras comunidades”, afirmó el directivo.  

A lo largo de este tiempo, Cummins ha adquirido un profundo conocimiento tanto del mercado argentino  como de su gente, lo cual impulsa a la compañía para ser el motor de transformación que ha sido hasta  ahora y que continuará guiando sus acciones a futuro en nuestro país.  

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Una serie de fugas de gas detectadas el lunes por la tarde en los gasoductos Nord Stream esta generando preocupación en Europa frente a la posibilidad de que se trate de un sabotaje.

La Autoridad Marítima de Suecia detectó ayer una fuga de gas en el gasoducto Nord Stream 2 y emitió un aviso a los barcos para que eviten pasar por la zona de la fuga. Unas horas más tarde emitió una alerta por dos fugas adicionales detectadas en el gasoducto Nord Stream 1.

«Hay dos fugas en Nord Stream 1, una en la zona económica sueca y otra en la zona económica danesa. Están muy cerca una de la otra», dijo a la agencia Reuters un portavoz de la autoridad sueca.

Fuga de gas en Nord Stream. Imagen: Fuerzas Armadas de Noruega

Los sistemas Nord Stream 1 y 2 son gasoductos de 1200 km de extensión cada uno entre Rusia y Alemania. Están colocados en el lecho del Mar Báltico, atravesando las aguas de Rusia, Finlandia, Suecia, Dinamarca y Alemania. Nord Stream 2 debía ingresar en operación comercial este año, pero Alemania canceló el proyecto luego de la invasión rusa en Ucrania. El gasoducto había sido llenado con gas a fines de 2021.

Por otro lado, la estatal rusa Gazprom cortó el suministro a través de Nord Stream 1 a principios de septiembre. Alegó que era necesario un trabajo de mantenimiento urgente para reparar componentes claves. Alemania rechazó los argumentos y advirtió que Rusia esta manipulando el gasoducto como arma energética en contra de Europa.

Sospechas de sabotaje

La cantidad de fugas detectadas está generando fuertes sospechas de que podría tratarse de un sabotaje. La situación genera preocupación por la seguridad de un nuevo gasoducto entre Noruega y Polonia que ingresará prontamente en operación.

La Agencia Danesa de Energía solicitó a Energinet, la empresa responsable de la operación general del sistema danés de electricidad y gas, elevar el nivel de alerta frente a la sospecha de graves daños. “Esto no es una grieta pequeña. Es un agujero muy grande”, dijo el director de la agencia, Kristoffer Böttzauw

“Las rupturas de gasoductos ocurren muy raramente y, por lo tanto, vemos la necesidad de elevar el nivel de alerta como resultado de los eventos que hemos visto durante el último día”, añadió.

Las Fuerzas Armadas de Noruega publicaron imágenes de las búrbujas de gas en el mar Báltico.

La primera ministra de Dinamarca, Mette Frederiksen, dijo que no se puede excluir la posibilidad de un sabotaje. “Es demasiado pronto para concluir todavía, pero es una situación extraordinaria”, dijo. “Hay tres filtraciones, y por lo tanto es difícil imaginar que pueda ser accidental”.

Consultado por la posibilidad de un sabotaje, el portavoz de Rusia, Dmitry Peskov, dijo que “no se puede excluir ninguna versión ahora”, informó la agencia rusa Interfax. “Obviamente, la tubería se ha dañado de alguna manera. Cuál fue la causa: antes de que aparezcan los resultados de la investigación, no se puede excluir ninguna versión”, agregó.

Las fugas sugieren que los daños son de importancia, lo que implicaría que Nord Stream 1 quedará fuera de operación durante un tiempo. “La probabilidad de que Nord Stream 1 regrese antes de fin de año se ha reducido esencialmente del 1 al 0%”, dijo James Huckstepp, director de Gas Analytics de S&P Global Platts.

La situación genera preocupación en relación a la seguridad de otros gasoductos. “La fuga en Nord Stream 2 está muy cerca del nuevo gasoducto Baltic Pipe que llevará gas noruego a Polonia por primera vez…así que hay un fuerte simbolismo”, dijo Tom Marzec-Manser, de la consultora energética ICIS.

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Desde el Gobierno informaron a través de la Resolución 661/2022 publicada este lunes en el Boletín Oficial que quienes no se hayan inscripto en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) perderán todos los subsidios a los servicios de electricidad y gas natural.

En la normativa se destaca que “aquellos servicios que no hayan sido identificados como pertenecientes a beneficiarios y beneficiarias de Nivel 2 o Nivel 3 en el padrón informado Entre Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) deben recibir el tratamiento correspondiente a usuarios y usuarias residenciales de mayores ingresos, Nivel 1”.

En términos reales esto implica que a comienzos de 2023 los usuarios que no figuran en el registro comenzarán a abonar la tarifa plena por los servicios de luz y gas. Esto es así puesto que desde el Ejecutivo habían determinado una quita escalonada de un 20% entre septiembre y octubre, de un 40% de noviembre y diciembre y de un 40% para enero 2023 destinada al Nivel 1, es decir, aquellos que presentan ingresos equivalentes 3,5 canastas básicas por familia.

El gobierno apunta, según explicaron fuentes cercanas a la Secretaría de Energía, a que las personas que no se inscribieron en el registro lo hagan en las próximas semanas a fin de terminar de pulir la base de datos antes de que la quita de subsidios se materialice completamente en los próximos 5 meses.

«Ante la duda de diversos entes reguladores provinciales sobre la calificación que correspondía darle a la gente no inscripta, y ante la posibilidad de que se interpretará que esa gente perdía todo el subsidio, se los paso a Nivel 1. El registro sigue abierto así que esperemos que aquellos que no se anotaron y están en condiciones de seguir recibiendo la subvención del Estado (básicamente, tener un ingreso familiar que no supere las 3,5 canastas básicas, unos 370.000 pesos según los datos del Indec), se inscriban en los próximos días», explicaron las fuentes consultadas.

Foco en el Conurbano

EconoJournal informó la semana pasada que existe preocupación en la gobernación de la provincia de Buenos Aires, que dirige Axel Kicillof, porque en el Conurbano los hogares que perderán los subsidios en los próximos tres bimestres ascienden al 35% del total. Si se contempla toda la provincia, ese porcentaje se eleva al 45 por ciento.

De acuerdo a los datos publicados en la resolución que lleva la firma de la secretaria de Energía, Flavia Royón, para el 16 de agosto el RASE ya contaba con 5.839.525 presentaciones de usuarios del servicio de gas natural por red, lo que representa un 66,79% del universo total de hogares con ese servicio y 9.282.320 presentaciones de usuarios y usuarias del servicio público de energía eléctrica, un 72% del universo total.

No obstante, quienes si se hayan inscripto y se encuentren dentro de los usuarios de menores ingresos nucleados en el Nivel 2 tendrán un aumento con un tope anual equivalente al 40% del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior.  Y para quienes estén dentro del Nivel 3, de ingresos medios, el tope anual del aumento sería equivalente al 80% del CVS de 2021, y deberán pagar sin subsidio aquel monto que supere el tope de 400 kilowatt por hora (KWh/mes) de consumo, tal como dispuso el Gobierno la semana pasada.

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Las paradas por mantenimiento que realizarán tres refinerías locales generaron un excedente de crudo liviano para exportar. Las petroleras venían colocando 4 barcos por mes y ahora hubo pedidos para exportar al menos 9 barcos mensuales durante septiembre y octubre. Esa mayor oferta colisiona con un régimen de habilitación de exportaciones que opera como un cuello de botella y pone en riesgo la posibilidad de cerrar contratos con refinerías del exterior. Uno de los emergentes de este escenario fue que este mes las petroleras tuvieron que aceptar importantes descuentos sobre sus precios de venta (de hasta 14 dólares por barril) para poder cerrar sobre la hora sus exportaciones de crudo. Si hubiesen contado con más tiempo, podrían haber gestionado esta situación excepción de sobre-oferta de crudo Medanito sin resignar tanto precio de venta.

La posibilidad de exportar más barriles producidos en Vaca Muerta surgió a partir de la parada técnica programada por 45 días que realizará Raizen en Dock Sud hasta principios de noviembre.  También habrá trabajos de mantenimiento en las destilerías de YPF en Plaza Huincul y Trafigura (Puma) en Bahía Blanca. Esa menor demanda local le abrió la puerta a una mayor exportación de crudo desde la Cuenca Neuquina, donde compiten Vista, Shell, Chevron, ExxonMobil, Petronas, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa, entre otras.

¿Cómo funciona el sistema de exportación?

Las petroleras que están interesadas en exportar crudo deben iniciar el trámite en la Secretaría de Energía tres meses antes de concretar la operación. En ese acto informan cuánto petróleo tienen previsto vender al exterior y a partir de ese momento se abre un plazo de 5 días hábiles para que cualquier refinador local que desea ese crudo pueda cruzar esa operación de exportación y reclamar el petróleo para su refinería. Una vez que alguien cruza esa solicitud de exportación, la Secretaría de Energía tiene 10 días hábiles para resolver el diferendo.

El problema es que muchas veces esos plazos se extienden más de la cuenta. De hecho, luego del cambio de autoridades en el Ministerio de Economía, que derivó a su vez en cambios en la Secretaría de Energía, no se aprobaron permisos de exportación durante casi un mes. Es decir, justo cuando tenían que salir más barcos se frenaron las autorizaciones para vender petróleo al exterior. 

Los plazos que fija la norma, combinados con la demora que se produjo, terminaron poniendo en riesgo algunas operaciones, pues las ventas de crudo se cierran al menos 45 días antes de que se efectivice la operación, pero es complejo cerrarlas si la petrolera todavía no consiguió el aval del gobierno.

Por ejemplo, si una empresa busca exportar a partir del 1 de noviembre, debería cerrar la exportación al menos el 15 de septiembre. Para ello, solicita permiso para exportar el 1 de agosto. Ese permiso debería estar otorgado a más tardar el 25 de agosto (si es que hay feriados en el mes), pero la demora del Estado puede provocar que a mediados del mes siguiente (en este caso el 10 de septiembre), el permiso no esté validado. Es ahí cuando la operación pactada con una refinería del exterior comienza a peligrar.

A su vez, hay que tener en cuenta que esos contratos con refinerías de afuera no se gestan de un día para el otro. Varias petroleras estuvieron negociando con jugadores del downstream del oeste de Estados Unidos durante varias semanas y una vez que lograron acordar la demora en la obtención de los permisos puso en riesgo la operación, generando una desconfianza que luego es difícil de recomponer.

¿Cuál puede ser la solución?

Debido a la demora de todo ese proceso administrativo, tres directivos de empresas productoras consultados por EconoJournal coincidieron en que una de las soluciones podría ser que la Secretaría modifique los plazos y permita que los pedidos de exportación se realicen con 180 días de anticipación. De ese modo, se reduciría el riesgo de que la tardanza en el trámite de habilitación ponga en riesgo la operación de exportación.

“Vaca Muerta va camino a generar cada vez mayores saldos exportables. Si pudiésemos planificar las exportaciones con seis meses de antelación, todo el proceso, tanto en el plano administrativo con el Estado como el comercial con nuestros clientes, sería más sencillo”, expresó una de las fuentes consultadas

La entrada Proponen cambios en el régimen de exportación de crudo para evitar que las demoras del Estado afecten el precio de esas ventas se publicó primero en EconoJournal.

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La implementación del “dólar soja” por parte del ministro de Economía, Sergio Massa, que llevó el tipo de cambio a $ 200 para la productores, generó una disparada de más del 30% del precio del aceite de este poroto que provocó el freno de la producción de las plantas de biodiesel, que utilizan este producto como materia prima fundamental. En la segunda quincena de septiembre los productores dejaron de entregar biodiesel a las refinerías, donde se mezcla con el gasoil. Ya se frenaron las plantas productoras de provincias como La Pampa y San Luis, pero en estos días se frenarían todo el sector, aseguraron a EconoJournal varias fuentes privadas.

Por ley, el biodiesel se mezcla en un 12,5% con el gasoil. Las aceiteras, que proveen de aceite de soja a las plantas pymes de biodiesel, venían vendiendo el producto a un tipo de cambio oficial de alrededor de los 140 pesos. Pero, con la implementación del dólar especial para el complejo sojero exportador, comenzaron a entregaron el aceite en el mercado local a $ 200, que es el mismo que el del mercado de exportación de las aceiteras. La cotización del dólar a 200 pesos elevó el precio del aceite de soja entre un 27% y 47% (dependiendo de la cotización diaria del producto) de lo que valía previo a la implementación de la medida anunciada por Massa.

Fuentes del sector de biodiesel consultadas por EconoJournal indicaron que “con este valor tuvimos que parar la producción. Solo estamos trabajando en un 30% con el aceite que ya teníamos comprado en agosto. Pero la producción de septiembre está paralizada”. La situación puede ser peor para estas plantas si se extiende el tipo de cambio sojero en octubre, ya que quedarán sin stock de aceite para producir biodiesel. En el sector analizan que en el equipo de Massa no se dieron cuenta de la complejidad que traía para las plantas productoras la implementación del “dólar soja”.

Ya hubo algunas reuniones de los productores de biocombustibles con el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, pero todavía no hay ninguna medida concreta por parte de la Secretaría de Energía para el sector. La complejidad es que, como el biodiesel se mezcla con el gasoil, subir el precio regulado podría generar un incremento de los combustibles, algo que el gobierno intenta evitar en este contexto inflacionario.

El dólar y la soja

El “dólar soja” comenzó a regir el lunes 5 de septiembre y está vigente, al menos, hasta fin de mes. El viernes anterior (2 de septiembre), el gobierno había fijado el precio de la tonelada de biodiesel (un precio regulado por la Ley 27.640) en $ 220.000, pero tres días después las aceiteras comenzaron a vender la materia prima más cara con tipo de cambio a $ 200, que llevó a que el precio de la tonelada de este aceite oscile entre los $ 240.00 y $ 280.000. Es decir, la materia prima alcanzó un valor superior al precio regulado del producto final. “No nos dan los números, no podemos producir con estos precios”, señaló un productor de biodiesel a EconoJournal.

Si el “dólar soja” deja de estar vigente desde octubre, las plantas de biodiesel podrían volver a producir porque bajaría el precio del aceite, ya que se regiría con un tipo de cambio oficial, que este viernes cerró en $ 151. Pero si Massa, envalentonado con los US$ 5.500 millones que obtuvo el BCRA por la liquidación del complejo sojero, define extender el tipo de cambio especial, las mismas fuentes anticiparon que “se dejaría de producir biodiesel en el país completamente porque no nos van a dar los números”. Y añadieron que “a partir de este fin de semana ya frenamos toda la actividad porque nos quedamos sin stock del aceite que adquirimos en agosto”.

La entrada Efecto colateral del ‘dólar soja’: dejaron de entregar biodiesel para cumplir con el corte obligatorio en el gasoil se publicó primero en EconoJournal.

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La Comisión Nacional de Valores (CNV) aprobó la emisión del fideicomiso para financiar el proyecto de extensión de vida de la central nuclear Atucha I, a cargo de Nucleoeléctrica Argentina (NASA).

El presidente de la CNV, Sebastián Negri, visitó, junto a los directores Matías Isasa y Mónica Erpen, el complejo nuclear Atucha, tras la aprobación de la emisión del fideicomiso financiero solidario y de infraestructura pública NASA IV destinado a financiar obras que prolonguen por 25 años la vida de Atucha I.

“Estamos frente a una gran obra de infraestructura como es el alargamiento de la vida útil de la primera central nuclear de América Latina, puesta en funcionamiento en 1974, mayormente en base a tecnología local”, dijo Negri.

Visita de autoridades de la CNV en el Complejo Atucha.

El titular de la CNV agregó que “implica un financiamiento durante cinco años de 600 millones de dólares, que va a generar 2000 puestos de trabajo, a instancias de una política de Estado que coloca a la Argentina entre los pocos países del mundo con esta tecnología limpia y recursos humanos idóneos para operarla”.

La parada de reacondicionamiento y extensión de vida de Atucha I tendrá una duración de dos años a realizarse entre 2024 y 2026 e implica una inversión de US$ 450 millones, según Nucleoeléctrica.

El fideicomiso también servirá para financiar la obra de construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados de la Central Nuclear Atucha II (ASECG II), cuyo costo estimado es de US$ 137 millones. NASA puso este año en operación una instalación similar para Atucha I, clave para la continuidad de operación de esta central.

Fideicomiso

El fideicomiso financiero, aprobado por el directorio de la CNV en forma condicionada, tiene a Bice Fideicomisos como fiduciario y a Nucleoeléctrica Argentina como fiduciante, mientras que la emisión está calificada por Fix SCR.
Los valores de la deuda fiduciaria se emitirán en el marco de los regímenes especiales de Fomento de Infraestructura Pública y el de Programas de Fideicomisos Financieros Solidarios para Asistencia al Sector Público Nacional, provincial y/o municipal, aprobados por el organismo en 2020.

“El mercado de capitales, una vez más, viene a colaborar para que esta obra se lleve adelante; y es el objetivo de nuestra gestión canalizar más proyectos de la economía real como este, que generan empleo y desarrollo, para que encuentren financiamiento en el sector privado, inversores institucionales y el Fondo de Garantía de Sustentabilidad del ANSES”, enfatizó.

“La obra es estratégica porque la energía y su autoabastecimiento son sinónimos de soberanía. Además la energía nuclear es hoy una de las mejores opciones porque es absolutamente limpia y contribuye a la disminución de emisión de dióxido de carbono a la atmósfera”, dijo el presidente de Nucleoeléctrica Argentina S.A., José Luis Antúnez.

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New American Oil (NAO) emitió un comunicado tras el incendio que se desató en su refinería de Plaza Huincul en Neuquén. La compañía lamentó el fallecimiento de tres de sus operarios y mostró su solidaridad con sus familias. Además, informó que el fuego “fue controlado durante la mañana y extinguido completamente cerca del mediodía y las autoridades ya iniciaron los peritajes correspondientes”.

Asimismo, la compañía comunicó que “los motivos que originaron el siniestro se desconocen y serán fruto de la investigación judicial y las pericias de los bomberos”. “New American Oil trabaja con las autoridades para determinar las causas del incendio que afectó a la casi totalidad de la refinería, y se puso también en contacto con la representación gremial”.

Además, en el comunicado se destacó que “la planta siniestrada cumplía con todas las regulaciones que fija la ley para la operación en este tipo de instalaciones”.

Por último, desde NAO expresaron su agradecimiento con “las autoridades locales y personal de Salud que brindaron su colaboración. Como así también a los proveedores, clientes, y allegados que se solidarizaron y a todas las dotaciones de Bomberos que trabajaron activamente para extinguir el fuego”.

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El gobierno publicó este jueves en el Boletín Oficial las resoluciones 434/2022 y 435/2022 que establecen los topes que regirán para avanzar con la segmentación de las tarifas de electricidad -con vigencia retroactiva al 1 de septiembre- en el Área Metropolitana de Buenos Aires, una región que está concesionada a Edenor y Edesur.

Para los hogares de ingresos medios, que forman parte del Nivel 3, y presenten consumos de energía eléctrica superiores a los 400 kilowatt por hora (KWh/mes), el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) tendrá un aumento del 70%, que equivale al aumento de los precios que rigen para los los usuarios residenciales del Nivel 1, aquellos con ingresos superiores a 3,5 canastas básicas (unos 370.000 pesos por hogar según los datos relevados por Indec a junio de este año).

La resolución publicada hoy responde a los nuevos topes que había implementado la Secretaría de Energía la semana pasada a través de la resolución 649/2022, en donde había determinado que los usuarios de sectores medios, a partir del consumo excedente a 400 KWh/mes comenzarían a abonar el precio estacional del nivel de altos ingresos. Las normativas oficializan el cuadro tarifario a fin de que las distribuidoras calculen, de acuerdo al consumo mensual de cada usuario, el monto de subsidio correspondiente, puesto que los sectores de ingresos medios, a partir de enero de 2023 no percibirán más subsidios destinados a cubrir el consumo excedente.

En diálogo con EconoJournal, Lara Bersten, especialista en Tarifas de la consultora Economía y Energía, analizó esta quita escalonada de subsidios. De su observación se desprende que, con la implementación de los topes, un usuario R4 del Nivel 3 con un consumo de 450 kWh/mes, que tenía una tarifa sin tope con impuestos de $3.019, ahora comenzará a abonar $ 3.170. Por lo tanto, tendrá una variación porcentual del 5% y un aumento de $151 en la factura, en base al esquema que se implementó.

Por su parte, un consumidor residencial con categoría R6, que presenta un consumo que va desde 501 a 600 kWh/mes, que poseía una factura promedio de $ 4.245, pasará abonar unos $ 4.697, es decir, $452 más.

Asimismo, un R8 con un consumo de 1050 kWh/ mes, cuya factura representaba $ 9.676 comenzará a pagar $11.636, lo que implicará un aumento del 20%.

Frente a esto, Bersten sostuvo que “el cambio de categoría depende de la variabilidad de consumo que uno posea» «. En términos reales, eso implicará para los sectores medios una marcada estacionalidad en la tarifa que deberán abonar”, afirmó.

En esa misma línea sumó que “el tope se ubica a partir de un R4, es decir, a partir del consumo excedente a los 400 kWh/mes, lo cual va a provocar que se dé un aumento en la factura en los meses pico de consumo”.

¿Cómo quedan configuradas las tarifas al día de hoy?

De acuerdo a lo publicado surge que aquellos usuarios que se ubiquen en la categoría R4, pero correspondan, según el Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE) a los consumidores de mayores ingresos, abonarán en el próximo bimestre facturado una tarifa de $ 4.375, mientras que los de ingresos medios deberán pagar $ 3.170 y los de menores ingresos $ 3.019 (tarifa vigente desde junio), por el mismo consumo.

Aquellos que se encuentren agrupados en la categoría R6 y estén nucleados en el grupo de mayores ingresos tendrán una factura de $ 5.902, mientras que para los de ingresos medios será de $ 4.697 y para los de ingresos bajos $ 4.245.

A su vez, un consumo de 1050 kWh/mes (R8) representará una factura con un valor de $ 12.842 para los sectores de mayores ingresos, $11.636 para los de ingresos medios y $ 9.676 para los de menores ingresos.

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Tres trabajadores de la refinería de Plaza Huincul de Neuquén murieron luego de una explosión e incendio en la planta, según se conoció este jueves por la madrugada. La primera explosión en las instalaciones se registró a las 4:30 horas y luego se desencadenó un incendió. Según las primeras investigaciones, el siniestro comenzó en uno de los tanques de almacenamiento de crudo de la refinería y se expandió a seis camiones. El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa llamó a un paro por tiempo indeterminado por lo sucedido en la planta de refinación.

La refinería pertenece a la empresa New American Oil (NAO), que tiene un movimiento de 9.000 camiones por año (equivalen a 300.000 metros cúbicos de combustible) y está ubicada en el Parque Industrial Plaza Huincul, cerca de la Ruta Nacional 22.

En un comunicado, el sindicato petrolero señaló que “se deben tomar medidas urgentes para ponerle fin al permanente desprecio por la vida de los trabajadores como si fueran repuestos intercambiables. Estamos cansados de denunciar situaciones que se repiten constantemente en cada yacimiento o instalación de la industria. ¿Cuantos más hombres y mujeres deben dar su vida para que las empresas entiendan que no se puede seguir trabajando de esta manera?”.

Dotaciones de bomberos voluntarios de Plaza Huincul, Cultral Co y del Complejo Industrial YPF se hicieron presentes para combatir el incendio. «Explotó uno de los principales tanques de crudo, fue muy fuerte la explosión y la onda expansiva«, afirmó el intendente de Plaza Huincul, Gustavo Suárez, en la radio neuquina LU5. Suarez señaló que los daños materiales llegan al 90% de la refinería. Los bomberos locales tuvieron que pedir ayuda a otras dotaciones de distintas localidades aledañas para intentar contener el fuego, informó el diario La Mañana de Neuquén.

Por su parte, la gobernación de Omar Gutiérrez señaló en un comunicado que “lamenta lo sucedido y acompaña a las familias de los tres operarios fallecidos tras el siniestro desatado en la refinería ubicada en el parque petroquímico de Plaza Huincul. Los ministros de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro y de Gobierno y Educación, Osvaldo Llancafilo ya están en el lugar al igual que un equipo del Centro de Atención a la Víctima”.

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El gobierno reactivó el esquema de beneficios para las petroleras contemplado en el Decreto 929/2013, uno de los pedidos que recibió el ministro de Economía, Sergio Massa, en su reciente gira por EE.UU., donde se reunió con funcionarios del gobierno norteamericano y también con directivos de empresas energéticas de ese país. Lo hizo a través de la Resolución 655/2022 publicada este martes en el Boletín Oficial.

En rigor, la decisión le otorgó a la Compañía de Hidrocarburo No Convencionales (CHNC), una firma creada en 2013 por YPF para vehiculizar financieramente y blindar jurídicamente la inversión de Chevron en el área Loma Campana, el desarrollo comercial de shale oil que ambas petroleras iniciaron ese año en Vaca Muerta.

EconoJournal adelantó 10 días atrás que Massa había prometido que reactivaría la operatoria del régimen de promoción establecido por el Decreto 929 en una reunión mantenida en Washington con directivos de las empresas que integran la Cámara de Comercio de Estados Unidos. El titular del Palacio de Hacienda considera que la implementación de ese esquema de incentivos, que pese a estar vigente nunca llegó a aplicarse, es clave para que las petroleras recuperen la confianza en el gobierno e incrementen sus inversiones en Vaca Muerta.

Estructura societaria creada por YPF y Chevron para invertir en Vaca Muerta

Fuente: Redalyc.org

Interrogantes

Si bien la resolución 655 otorgó los beneficios incluidos en el Decreto 929 a CHNC, en los hechos el acreedor de esas ventajas es Chevron, dado que tras la firma del contrato de asociación en Loma Campana, la petrolera bajo control estatal cedió su participación en CHNC a la compañía norteamericana, que es por distancia es la petrolera internacional que más dinero lleva invertido en la formación no convencional de la cuenca Neuquina. En total, desde 2013 suman más de US$ 4000 millones.

«Cuando se estaba por suscribir el acuerdo por Loma Campana, Chevron pretendía que el gobierno (de Cristina Kirchner) la autorice a exportar un 50% del petróleo producido en Vaca Muerta. La conducción política de ese momento no aceptó ese porcentaje y lo bajó al 20%. Entonces, para acercar los tantos, YPF ofreció renunciar al beneficio que le correspondía a futuro como accionista de CHNC y cedérselo a Chevron«, recordó un directivo de la empresa que participó de esas negociaciones.

Uno de los interrogantes que surgió esta semana cuando se conoció la resolución firmada por la secretaria de Energía, Flavia Royón, es si la normativa tiene efecto retroactivo. Es decir, si salda la discusión sobre el reclamo administrativo que inició Chevron a mediados de 2018 —cuando se cumplieron los cinco años posteriores al arranque de la inversión en Vaca Muerta, tal como establece el Decreto— o si sólo tiene cumplimiento efectivo hacia adelante. Las fuentes consultadas por este medio señalaron que técnicamente la medida se expide de cara al futuro y no resuelve el diferendo pasado, pero indicaron que, lógicamente, la decisión de la Secretaría de Energía robustece la posición de Chevron sobre esa cuestión.

Lo concreto es que la resolución coloca a CHNC —que, tal como se explicó, funciona como vehículo con el que Chevron exporta parte de la producción de petróleo de Loma Campana— en la posición de empezar a vender al exterior un 20% de la oferta de shale oil de ese bloque sin pagar retenciones, que representan un 8% del precio de venta del crudo. En la práctica, lo que terminará sucediendo es que la petrolera norteamericana tendrá prioridad para exportar petróleo, dado que en caso de no hacerlo y comercializar esa producción en el mercado interno, el Estado deberá reconocerle la diferencia entre el valor doméstico del Medanito y el precio de paridad de exportación.

Fuentes que pasaron por la Secretaría de Energía señalaron que esa ventaja en favor de Chevron podría generar, de manera indirecta, un desequilibrio con el resto de las productoras que exportan crudo desde Vaca Muerta, como Vista, Shell, ExxonMobil, Tecpetrol, Pluspetrol y Pampa. «Es una resolución (la 655) que podría desestabilizar la demanda de exportaciones. No queda claro si es retroactivo, ni tampoco cómo se pagará ni a qué precio», señaló un ex funcionario de la cartera que conduce Royón.

Sin embargo, fuentes privadas le quitaron gravedad a esa situación. «CHNC ya exporta un 35% de su producción. Es decir, exporta más del 20% que la autoriza el Decreto 929, por lo que no habrá problemas. Si Chevron no exportara petróleo y empezara a hacerlo a partir de esta resolución, sí podría darse que su incorporación al universo de exportadores termine obligando al resto a vender menos crudo al exterior. Pero como ya es un jugador que está en esa lista, no veo mayor problema», respondió el gerente comercial de una petrolera que produce shale oil en Vaca Muerta.

Por el contrario, otras dos fuentes de empresas productoras sin contacto entre sí celebraron la decisión del gobierno porque interpretan que el resto de las petroleras que están en Vaca Muerta podrán exigir beneficios similares que están incluidos en la Ley 27.007 (sancionada en 2014), que retoma gran parte de las ventajas establecidas en el Decreto 929.

Tal como publicó este medio, la malaya Petronas, que está asociada a YPF en el bloque La Amarga Chica, es la que mayores chances posee de recibir los incentivos que ahora recibió Chevron. Pero más atrás se ubican empresas como Shell, entre otras, que llevan invertidos más US$ 250 millones por año (el piso que establece esa ley) en el desarrollo de Vaca Muerta y están en condiciones de exigir esos beneficios.

Historia de incumplimientos

El Decreto 929/13 fue una herramienta creada por la administración de Cristina Fernández de Kirchner para traccionar la inversión conjunta de Chevron con YPF en Loma Campana, el yacimiento insignia de shale oil en el país, que por entonces recién comenzaba a despegar.

El artículo 6 estableció entonces que las empresas incluidas en ese régimen promocional para la inversión gozarían a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución de sus respectivos proyectos del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el 20% de la producción de hidrocarburos producidos en dichos proyectos, sin que se les aplique derechos de exportación. A su vez, en el cuarto párrafo de ese mismo decreto se aclara que “los beneficiarios que comercializaren hidrocarburos en el mercado externo en los términos del primer párrafo del presente artículo, tendrán la libre disponibilidad del 100% de las divisas provenientes de la exportación de tales hidrocarburos, en cuyo caso no estarán obligados a ingresar las divisas correspondientes a la exportación del 20% de hidrocarburos líquidos o gaseosos”.

YPF y Chevron fueron los primeros en condiciones de reclamar el cumplimiento de ese beneficio, pero durante la presidencia de Mauricio Macri el Estado argentino incumplió lo escrito y no autorizó que ninguna empresa pudiese sortear los controles de capitales restaurados en 2019 en medio de la fenomenal corrida cambiaria.

Chevron no reclamó en la Justicia ni manifestó ninguna queja pública, pero cada vez que tuvo oportunidad le hizo saber a los funcionarios argentinos que esa norma no se estaba cumpliendo.

Massa resolvió ahora que comience a cumplirse el decreto 929. Por lo tanto, le otorgó a la Compañía de Hidrocarburos No Convencional los beneficios del Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos establecidos en los artículos 6 y 7.

Los beneficios del Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, establecidos en los artículos 6º y 7º de esa normativa, se adjudicaron al proyecto del área Loma La Lata Norte/Loma Campana en Neuquén.

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Los gobiernos europeos llevan comprometidos hasta ahora medio billón de euros en ayudas a los hogares y empresas para hacer frente a la crisis energética. El dato refleja la creciente preocupación que existe en la Unión Europea por el costo fiscal de aliviar los aumentos en los precios del gas y la electricidad.

Los países de la Unión Europea y el Reino Unido adoptaron desde septiembre de 2021 medidas de ayuda económica a hogares y empresas que implican un costo fiscal de € 500.000 millones, según un reporte de Bruegel, un think tank con sede en Bruselas.

En suma, los 27 Estados de la U.E. han destinado 314.000 millones de euros en medidas de alivio económico en el último año. Por otro lado, el Reino Unido destinó 178.000 millones de euros. Las cifras incluyen algunas medidas anunciadas recientemente pero que no fueron ejecutadas aún.

Bruegel viene relevando las medidas adoptadas por los gobiernos desde el comienzo de la escalada de los precios del gas y la electricidad. Esto incluye medidas para limitar los precios del gas y de la electricidad, recortes de impuestos en las facturas de energía y combustibles, y otrogamiento de subsidios energéticos, entre otras.

Fondos destinados en ayudas económicas a hogares y empresas por país. Fuente: Bruegel.org

No obstante, las cifras no incluyen las erogaciones estatales para nacionalizar, rescatar o proporcionar préstamos de emergencia a las empresas de energía. En el caso de los países de la Unión Europea, la cifra trepa a € 450.000 millones si se suman esas erogaciones, según el think tank europeo. Alemania llegó este miércoles a un acuerdo con la finlandesa Fortum para estatizar Uniper, una de las principales compañías generadoras de electricidad del continente.

“Insostenible”

Muchas de las medidas fueron tomadas pensando en que la escalada de precios sería temporal. Pero la guerra en Ucrania detonó esa perspectiva y las transformó en estructurales.

“Inicialmente diseñadas como respuestas temporales a lo que se suponía que sería un problema temporal en el verano de 2021, estas medidas fiscales ahora se han disparado y se han vuelto estructurales. Esto claramente no es sostenible desde la perspectiva de las finanzas públicas”, dijo Simone Tagliapietra, uno de los autores del reporte de Bruegel.

“Este nivel de intervención puede profundizar las divergencias económicas dentro de Europa. Es importante coordinar estas políticas entre los países europeos”, añadió.

Intervención del mercado energético

El costo fiscal de moderar el impacto económico de los precios energéticos es una de la máximas preocupaciones de las autoridades europeas.

La Comisión Europea presentó la semana pasada sus propuestas de emergencia para intervenir los mercados energéticos. Entre las propuestas figura un límite en el precio de la electricidad de 180 euros por MWh para los generadores que no utilizan gas natural (renovables, hidroeléctrica, nuclear y carbón). Estos generadores cobran el precio de mercado (que llegó a costar unos 600 euros por MWh) pero tienen costos de generación mucho más bajos que las usinas a gas. Según el Poder Ejecutivo europeo esa diferencia representa una “ganancia inesperada” para esos generadores y propone que los Estados se apropien de esa diferencia para financiar sus programas de ayuda económica.

“Estas empresas están obteniendo ingresos que nunca contabilizaron, ni siquiera soñaron. En nuestra economía social de mercado, las ganancias son buenas. Pero en estos tiempos está mal recibir beneficios extraordinarios, beneficiándose de la guerra y a costa de los consumidores”, dijo la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen. Con esta medida los Estados europeos recaudarán hasta € 140.000 millones según von der Leyen.

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La Comisión Evaluadora designada por Enarsa para avanzar con la adquisición de las válvulas para el Gasoducto Néstor Kirchner y sus obras complementarias resolvió el lunes de la semana pasada declarar inadmisibles todas las ofertas presentadas. En un dictamen complementario dictado el último sábado esa misma Comisión hizo lugar a la impugnación realizada por Válvulas Worcester de Argentina (Valbol) y le adjudicó 30 de las 140 válvulas que se necesitan. Sin embargo, sigue sin resolverse cómo comprará el resto, entre las que se encuentran las de bloqueo de línea, indispensables para poder operar el gasoducto. Una posibilidad que se evalúa es que la empresa estatal le traslade la responsabilidad de conseguir las válvulas restantes a las firmas encargadas de la obra.

Cuando se observa el detalle de las ofertas económicas, se puede comprobar que, en los primeros cinco renglones, que son claves para la obra, Cameron Argentina había realizado las ofertas más competitivas, pero la oferta fue declarada inadmisible. Lo mismo ocurrió con el resto de los oferentes. Por lo tanto, Enarsa debe decidir contrarreloj para ver cómo avanza ya que los plazos de entrega de los distintos oferentes oscilaban entre los 160 y 212 días, es decir, entre 5 y 7 meses. Si hubiesen concretado ahora la adjudicación de las válvulas faltantes, podrían haber estado listas entre febrero y abril. Esto significa que no queda mucho margen para tomar una resolución si es que se quiere llegar al invierno próximo con el gasoducto funcionando.

Agustín Gerez, presidente de Enarsa.

El llamado

Luego de haber convocado en junio a una licitación pública que quedó inconclusa, el Directorio de Enarsa resolvió el mes pasado aprobar el llamado para la adquisición directa de válvulas de 20, 24, 30 y 36 pulgadas de diámetro para el Gasoducto Néstor Kirchner y sus obras complementarias. Cómo parte de ese proceso se invitó a participar a ocho empresas: KSB Cía. Sudamericana de bombas, Cameron Argentina SAIC, Valvtronic S.A., Tormene Americana S.A., Kioschi S.A., Válvulas Worcester de Argentina S.A., Wenlen S.A. y Pyat S.A.   

Como consta en el acta del 29 de agosto, dentro del plazo previsto se presentaron seis ofertas por algunos o todos de los 27 renglones en que se organizó la compra:

Valvtronic S.A. (Renglones 1 a 27)Wenlen S.A. (Renglones 1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 11, 12, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 26 y 27)Cameron Argentina S.A.I.C (Renglones 1 a 27)Kioshi S.A. (Renglones 1 a 27)Válvulas Worcester de Argentina (Valbol) (Renglones 7, 9, 10, 13, 22, 23, 24 y 25)Tormene Americana S.A. (Renglones 1 a 27)

La resolución

En el dictamen la Comisión Evaluadora declaró inadmisibles las seis ofertas por diversos motivos:

1) Valvtronic: “Los antecedentes contractuales presentados resultan insuficientes para tener por acreditada la capacidad técnica requerida”, se afirma en el Punto V 1) c).

2) Wenlen: “Conforme surge del Anexo I ´Informe sobre los Antecedentes Legales e Institucionales´, la oferta presentada contraviene distintas disposiciones del pliego de condiciones generales y particulares, lo que torna inadmisible a dicha propuesta”, se remarca en el Punto V, 2).

3) Cameron Argentina S.A.I.C.: “Conforme surge del Anexo I ´Informe sobre los Antecedentes Legales e Institucionales´, la oferta presentada violenta tanto previsiones del pliego como de la propia Ley 13.064, lo que torna a dicha oferta inadmisible”, se sostiene en el Punto 5 3). El problema central es que Cameron, según se amplía en el Anexo I, puso que “los derechos y obligaciones de las partes se regirán por las leyes del Estado de Texas y las disputas resultas en el Tribunal del Distrito del Condado de Harris, Texas o en el Distrito Sur de Texas”. “Estos apartamientos no solo resultan violatorios del pliego que gobierna el procedimiento de selección, sino también de la ley 13.064, al pretender sustituirla en su totalidad por un derecho foráneo, y desconocer la competencia de la jurisdicción contenciosa administrativa, lo que por si es suficiente para rechazar esta oferta”, remarcó la Comisión Evaluadora.

4) Kioshi S.A.: El Punto V 4) dice: “Conforme surge del Anexo I ´Informe sobre los Antecedentes Legales e Institucionales´, la oferta presentada contraviene distintas disposiciones del Pliego de Condiciones Generales y Particulares, lo que torna inadmisible a dicha propuesta”.   

5) Válvulas Worcester de Argentina (Valbol): En el punto V 5), la Comisión impugnó su capacidad legal e Institucional (“no cumple con lo solicitado en el pliego respecto a los antecedentes institucionales”) y su propuesta técnica (“los antecedentes contractuales presentados resultan suficientes para tener por acreditada la capacidad técnica requerida. Sin embargo, la propuesta técnica presentada no se adecúa a lo requerido en el pliego”). Lo llamativo es que en el detalle del Anexo III puede leerse que la propuesta técnica de Valbol “cumple sustancialmente con lo requerido en el pliego”, en lo que constituye una evidente contradicción dentro del mismo dictamen.  

6) Tormene Americana S.A.: “Conforme surge del Anexo III ´Informe sobre los antecedentes técnicos y la propuesta técnica´, la oferta presentada contraviene distintas disposiciones del Pliego de Condiciones Generales y Particulares, lo que torna inadmisible a dicha propuesta”, resuelve la Comisión en el Punto V 6)

Por último, la Comisión Evaluadora concluye: En virtud de lo expuesto se recomienda al Directorio de Enarsa que declare inadmisibles todas las ofertas presentadas y, por lo tanto, desierto el llamado a contratación directa competitiva”.

La revisión

Valvtronic y Valbol impulgaron el dictamen de la Comisión Evaluadora.

Valvtronic sostuvo que no se tuvieron en cuenta algunos de sus antecedentes al momento de declarar inadmisible su oferta por no tener suficientes antecedentes. Sin embargo, la Comisión ratificó su postura.

En el caso de Valbol, en cambio, la Comisión había impugnado su capacidad legal e institucional porque supuestamente tenía deudas con la AFIP. No obstante. la firma sostuvo que se encuentra al día con sus obligaciones impositivas y previsionales, aseguró que figuraba como deudora por un error del sistema y acercó pruebas que lo acreditaban. Por lo tanto, se recomendó hacer lugar a la impugnación.

En el dictamen la Comisión también había impugnado la propuesta técnica de Valbol al afirmar en el Punto V 5) c) que “no se adecúa a lo requerido en el pliego”. Sin embargo, en el dictamen complementario aseguró que “corresponde en esta instancia rectificar el error material del Punto V 5) c) del ya citado Dictamen de Evaluación fechado el 12 de septiembre pasado, respecto a la propuesta técnica, pues, como surge del Anexo III de dicho dictamen, dicha oferta cumple con lo requerido en el pliego”. Es decir, en el dictamen original la Comisión puso en el resumen de las impugnaciones que Valbol no cumplía con la propuesta técnica, pese a que en el Anexo III de ese mismo dictamen había puesto que sí cumplía. Por eso tuvo que aclarar que había cometido un “error material” y terminó recomendando que se le adjudique la provisión de 30 de las 140 válvulas que se requieren para la obra.

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El proceso de liberación de prioridad de despacho retenida por proyectos de energías renovables que fueron adjudicados bajo el programa RenovAr pero que no se construyeron, dejó hasta el momento 778 MW de potencia asignada disponible. Esa capacidad de transporte que estaba retenida y fue liberada ya fue ocupada casi en su totalidad por nuevos proyectos bajo licitaciones del MATER (Mercado a Término entre actores privados), según indicaron fuentes del sector privado a EconoJournal.

En el último trimestre del año habrá nueva licitación del MATER y es probable que la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (Cammesa) se siga adjudicando más prioridad de despacho liberada, indicaron las mismas fuentes.

Rescisión de contratos

Son en total 30 proyectos que solicitaron rescindir sus contratos PPA (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés) de abastecimiento de energía bajo la Resolución 1260 de diciembre del año pasado, que tuvo la intención de recuperar capacidad de transporte purgando el universo de proyectos que firmaron contratos con Cammesa, pero no se construyeron. Los datos surgen del informe de gestión número 133 que presentó recientemente el jefe de Gabinete, Juan Manzur, a la Cámara de Diputados.

Se trata de contratos de abastecimiento de energía renovable en dólares y a 20 años firmados en las distintas rondas del programa RenovAr, la iniciativa impulsada por el gobierno de Mauricio Macri. Por la crisis económica desatada en 2018 en el país, alrededor de 100 proyectos renovables no pudieron concretarse principalmente porque no consiguieron financiamiento, entre otros motivos. Suman 1.500 MW que no se construyeron de un total de 187 proyectos (5.044,6 MW) que se adjudicaron en las cuatro rondas licitatorias del programa RenovAr.

Los 30 proyectos

Del total que solicitaron la rescisión del contrato PPA, 19 proyectos corresponden a la Ronda 2, nueve a la Ronda 1.5, uno de Ronda 1 y el último de la Ronda 3. Son cuatro proyectos eólicos; 16 solares; 6 de biomasa y 4 de biogás.

La entrada MATER: se adjudicaron contratos por 800 MW que habían quedado inconclusos del RenovAr se publicó primero en EconoJournal.

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El Gobierno extendió los plazos de exploración del área offshore MLO_118 ubicada en la Cuenca Malvinas Oeste de ExxonMobil y Qatar Petroleum, a través de la Resolución 658/22 publicada en el Boletín Oficial. La extensión es por un año del plazo del primer período exploratorio que les fue otorgado por el permiso sobre el área costa afuera.

Además, la normativa establece que durante el plazo de extensión, 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 en el Decreto N° 771/20, para el primer periodo exploratorio del plazo básico. Es por esto que tendrán que pagar el monto equivalente en pesos de 0,46 barriles de petróleo por kilómetro cuadrado.

La decisión responde a que, frente a las medidas implementadas para combatir la pandemia, entre las que se encontraba la prohibición de ingreso al territorio nacional de personas extranjeras no residentes en el país y el aislamiento preventivo, diversas empresas en su carácter de operadoras, titulares y/o representantes de empresas titulares de los permisos de exploración otorgados solicitaron la suspensión del plazo del primer período exploratorio de sus respectivos permisos.

Esto se debió principalmente a que la exploración de hidrocarburos en áreas costa afuera se realiza a través de la adquisición de sísmica para conocer el potencial de los recursos hidrocarburíferos que se disponen en un determinado lugar. Se trata de una actividad que conlleva la contratación de buques especialmente diseñados para realizarla, cuya disponibilidad depende de ciertos factores como son: el nivel de actividad, logística de la operación y ventanas climatológicas, lo cual se vio impedido por la pandemia.

El permiso otorgado al consorcio formado por las empresas ExxonMobil Argentina Offshore Investments y Qatar Petroleum Oil and Gas a fin de buscar hidrocarburos en la costa argentina fue otorgado en octubre de 2019, durante la gestión anterior. En ese momento el plazo del permiso de exploración fue fijado en ocho años, dividido en dos periodos de cuatro.

Sin embargo, ante la emergencia sanitaria y la actividad paralizada, en 2021 las compañías ratificaron el pedido de que se extendiera su plazo de exploración, dando cuenta de las inversiones y actividades realizadas hasta la fecha, presentando un plan de trabajo acorde a los compromisos de actividades estipuladas en su permiso, que fue aceptado por la Secretaría de Energía, de acuerdo a lo dispuesto en la resolución publicada este miércoles.

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El balance energético comercial mostró un déficit de US$ 3987 millones en los primeros seis meses de 2022, según un reporte del Instituto de Energía de la Universidad Austral y la consultora HUB Energía elaborado en base a datos de la Secretaría de Energía y el Indec. La cifra evidencia una aceleración alarmante, pues en apenas un semestre se estuvo a punto de alcanzar el déficit de US$ 4898 millones registrado a lo largo de todo 2021.

En esa línea, se exhibe que durante 2022 se dio un fuerte incremento en el total de las importaciones lo que contribuyó a esta tendencia negativa, que se explica -en gran parte- por el aumento en el precio de los combustibles a causa del impacto que tuvo el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania. En mayo el déficit fue de US$ 1038 millones, mientras que en junio representó US$ 1439 millones.

Además de esta situación, Argentina, ante la falta de gas, se vio obligada a importar gasoil a fin de abastecer a las centrales eléctricas, lo que también repercutió en el monto de las importaciones. A lo que se le sumó la ausencia de modificaciones en materia de exportaciones.

No obstante, en el documento se destacó que el balance energético comenzó a ser negativo en abril de 2021, el cual se incrementó a causa de las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) que tuvo que realizar el país con la llegada del buque regasificador de Exemplar a Bahía Blanca.

Además, también se detalla que hubo un aumento del desbalance durante el mes de julio de ese mismo año, situación que se explica por los picos de la demanda invernal.

En ese mismo sentido, se remarcó que el menor consumo de gas que se presentó en septiembre de 2021 revirtió la tendencia, pero que las mayores importaciones de combustibles líquidos para las centrales eléctricas fueron lo que provocaron que la balanza comercial tuviera un saldo negativo en noviembre y diciembre.

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La caída del Brent, la cotización que rige las operaciones de compra-venta de crudo en Europa y se utiliza como referencia en la Argentina, impactó con más fuerza en el balance de las productores que exportan crudo desde Vaca Muerta, entre las que figuran Vista, Shell, Chevron, ExxonMobil, Petronas, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa, entre otras. Por una combinación de factores exógenos e internos, ese grupo de compañías se vio obligado a vender los cargamentos de petróleo que exportarán en septiembre y octubre a un precio neto que, en algunos casos, se ubicó en la banda de los US$ 70 por barril; hasta 25 dólares menos que el valor de exportación registrado en julio.

Por eso, a diferencia de lo que venía pasando desde fines de 2021, el precio de exportación llegó casi a converger con el valor del petróleo que se comercializa en el mercado doméstico, que en el caso del Medanito ronda los 65 dólares.

El elemento novedoso de esta coyuntura es el elevado descuento que deben aceptar las petroleras para colocar en el mundo el crudo que se produce en Vaca Muerta. Este medio había advertido sobre esa situación a principios de mes. Según un relevamiento realizado por EconoJournal, en las últimas semanas se llegaron a concertar operaciones con descuentos de hasta 12 dólares por cada barril de crudo Medanito que se enviará al exterior entre septiembre y octubre. Como el Brent cotiza en torno a los 90 dólares (este lunes abrió a US$ 89), eso provocó que el precio de venta antes de retenciones se ubique por debajo de los 80 dólares.

¿Cómo se explica esa situación?

Son varios los elementos que configuraron esta realidad, pero el principal es interno y está dado por las paradas por mantenimiento que se realizarán en al menos tres refinerías del país. La más importante es la de Raízen en Dock Sud, que se extenderá por 45 días hasta principios de noviembre, aunque también habrá trabajos en las destilerías de YPF en Plaza Huincul y Trafigura (Puma) en Bahía Blanca.

“Las empresas venimos trabajando desde hace tiempo para desarrollar mercados para el crudo de Vaca Muerta. Pero por las paradas de plantas de las refinerías locales pasamos de exportar cuatro cargamentos por mes a vender 18 cargamentos fuera del país entre septiembre y octubre”, explicó el gerente comercial de una petrolera.

Uno de los rig de perforación que opera en Neuquén.

Una de las áreas de Vista en Vaca Muerta.

Factores exógenos

A la dinámica particular generada en el mercado argentino por la parada de algunas refinerías se le suman elementos que se desprenden de un contexto internacional marcado por la guerra de Ucrania. Las sanciones económicas contra Rusia, un gran productor de crudos pesados (de menos de 30 grados API), generaron como correlato una sobreoferta de crudo liviano desde Estados Unidos y Medio Oriente.

“Hoy a las refinerías de todo el planeta, en especial a las europeas, les faltan crudos pesados y les sobran los livianos, que se venden con descuento en todos lados, no sólo en la Argentina”, explicaron en otra productora. “De hecho, petróleos livianos como el Hydra que se extrae en la cuenca Austral registraron descuentos de hasta 14 dólares por barril”, agregaron.

La guerra también provocó un encarecimiento del costo del flete marítimo. Esa situación se agudizó en la Argentina, porque fue necesario traer a la región más barcos que los que llegan normalmente hasta Buenos Aires para evacuar la sobre-exportación de crudo desde Vaca Muerta en octubre. “De los 12 dólares de descuento que se llegaron a registrar, unos US$ 4 obedecen al encarecimiento del flete y al exceso de crudos livianos en el mundo. El resto se explica por la sobreoferta puntual de crudo Medanito por las paradas de planta en refinería”, explicó otra de las fuentes consultadas.

Recomposición

Las petroleras coinciden en que el precio del petróleo exportado desde la Argentina debería recomponerse a partir de noviembre si Raízen vuelve a activar su refinería a principios de ese mes, como está previsto.

“A partir de las gestiones comerciales que realizó la industria para abrirle nuevos mercados al Medanito, en junio llegamos a importar a Brent más un premio de un dólar por barril. Lo lógico sería que una vez que se supere esta situación excepcional, el precio de venta del shale oil vuelva a ubicarse en esos valores, a veces unos dólares por encima y otras con descuentos de 1 o 2 dólares”, explicó el gerente de planeamiento de un trader internacional. “Estos descuentos de más de 10 dólares no son normales”, agregó.

Una vez que se aplican las retenciones a la exportación, que se calculan sobre el 8% del precio de venta, el valor neto del petróleo Medanito que se exportará en octubre descenderá en algunos casos hasta los 72 dólares. Es casi el mismo precio al que se vende el crudo neuquino en el mercado interno, que ronda los 65 dólares.

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En paralelo a la feria comercial y los espacios de negocios, el evento ofrecerá actividades técnicas, culturales, gastronómicas y de entretenimiento abiertas a la comunidad, entre ellas un show en vivo del grupo musical Los Charros, actividades para trabajadores, charlas informativas, cursos técnicos y espacios de capacitación para estudiantes y jóvenes profesionales. El acceso al evento es libre y gratuito y se espera una afluencia de más de 7.000 personas.

La exposición, organizada por el medio especializado Panorama Minero, está destinada a comunidades locales, proveedores, estudiantes, profesionales y trabajadores, autoridades, empresas mineras y organismos afines. Como atractivo, incluirá tres jornadas de actividades en el moderno predio ubicado en la localidad de Chimbas, donde tradicionalmente se realiza la Fiesta Nacional del Sol. 

La inscripción ya se puede realizar en la web oficial (www.exposanjuan.com.ar) y es posible acreditarse tanto el 12 de octubre como el 13 y 14 sólo presentando el D.N.I en la Boletería 1 del complejo. El Costanera Complejo Ferial cuenta con estacionamiento interno y se dispondrá de transporte y traslados especiales desde puntos estratégicos durante las tres jornadas.

Sobre la Exposición San Juan Minera 2022

Locación: Costanera Complejo Ferial, Chimbas, provincia de San Juan (Boletería 1)
Fecha: Miércoles 12 de octubre a viernes 14 de octubre, 2022

Horarios: 16:00 a 22:00 hs *con actividades paralelas fuera de esta franja*

Acto Inaugural: Miércoles 12 de octubre a las 18:00 hs (Carpa 4: Sala de Conferencias A)

Show en vivo: Jueves 13 de octubre, 19:30 hs (Sala Exterior)

Sobre San Juan Tierra Minera

Modalidad: Virtual/Híbrido

Fecha: Miércoles 12 de octubre y jueves 13 de octubre

Horarios: Consulte horarios y vías de participación*Contacto y registro: comunicacion.mineria@sanjuan.gob.ar

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La secretaría de Minería, Fernanda Ávila, formó parte de la comitiva oficial que acompañó al ministro de Economía, Sergio Massa, a Estados Unidos. Recién llegada al país, habló con EconoJournal para hacer un balance de ese viaje y analizar la agenda del Poder Ejecutivo para el sector minero. Describió la política de precios para el litio y cómo está el sector de exploración del cobre.

El litio fue un tema central en la reunión que tuvo Ávila con José Fernández, subsecretario del Departamento de Estado de Crecimiento Económico, Energía y Medio Ambiente, funcionario que tiene a su cargo los temas mineros del gobierno de Estados Unidos. Ávila contó que además de conversar sobre el interés en los minerales críticos (litio, cobalto, grafito, entre otros, que tienen alto valor económico y estratégico), dialogaron sobre «el Mineral Security Partnership (MSP), recientemente lanzado por el gobierno de los Estados Unidos, y las formas en que trabajaremos esa iniciativa, especialmente considerando el enorme potencial que tienen los recursos de litio de nuestro país”. El MSP es una iniciativa del gobierno de Joe Biden para asegurarse el acceso a los minerales críticos en la disputa que tiene Estados Unidos con China, otro gran demandante de litio a nivel mundial. «Existe un gran interés por parte de diferentes países alrededor de lo que catalogan como minerales críticos», explicó. Y añadió: «Trabajar coordinadamente con otros países es parte central de la agenda de desarrollo del sector«.

La Secretaría de Minería además está en conversación con los proyectos que están en fase de producción comercial sobre la política económica y temas relevantes como el acceso a las divisas. En este sentido, Ávila expresó que “no podemos separar la política minera de los objetivos de la política económica” y añadió que “nuestro país se posicionó como un jugador de relevancia en la minería y eso abre una ventana de oportunidad que tenemos que aprovechar”.

–¿Qué balance hace del viaje que realizó junto a Sergio Massa a Estados Unidos?

-El ministro de Economía Sergio Massa está haciendo un trabajo muy significativo para traer orden a la economía argentina. Los resultados y repercusiones de la misión oficial a Washington son un claro ejemplo de que todo ese esfuerzo está teniendo resultados. En el plano estrictamente minero, concretamos reuniones con representantes de empresas de relevancia global como Rio Tinto, quien nos ratificó el avance del plan de inversión de 190 millones de dólares para una producción inicial de litio en el Salar de Rincón ubicado en Salta, mientras que Livent confirmó la inversión total de 1.500 millones de dólares para la ampliación de su capacidad productiva. Esto le permitirá pasar de una producción de 20 mil toneladas de carbonato de litio equivalente a 60 mil antes de 2030. La confianza de los inversores quedó de manifiesto y eso es algo muy relevante para el país.

–Mantuvo un encuentro con José Fernández, subsecretario de Crecimiento Económico, Energía y Medio Ambiente, que tiene a su cargo los temas mineros de Estados Unidos. ¿Cuál fue la agenda de esa reunión?

-Existe un gran interés por parte de diferentes países alrededor de lo que catalogan como minerales críticos. La conversación con el subsecretario giró alrededor de ese interés y del Mineral Security Partnership recientemente lanzado por el gobierno de los Estados Unidos, y las formas en que trabajaremos en torno a esa iniciativa, especialmente considerando el enorme potencial que tienen los recursos de litio de nuestro país. También dialogamos sobre próximos eventos conjuntos vinculados a la temática del litio que se están organizando entre los dos países. Trabajar coordinadamente con otros países es parte central de la agenda de desarrollo del sector.

–¿Qué otros países tienen interés concreto en el sector minero de la Argentina y cómo están avanzando las conversaciones?

-Hay muchos países que tienen interés concreto por la minería argentina. En un contexto global de transición energética, caracterizado por el aumento en la demanda de minerales para la producción de tecnologías bajas en emisiones de carbono y el aumento en los precios internacionales de estos minerales, nuestro país se posicionó como un jugador de relevancia y eso abre una ventana de oportunidad que tenemos que aprovechar. En los últimos dos años tuvimos un fuerte aumento en los anuncios de inversión minera de países como Canadá, China, Corea del Sur, Australia y Reino Unido, entre otros, que llegaron a más de USD 10.000 millones.

–El acceso a las divisas es un tema central en todos los sectores productivos de la Argentina. ¿Están analizando alguna política puntual para el sector minero?

-El sector tiene particularidades que deben ser tenidas en cuenta a la hora de pensar políticas públicas: la puesta en marcha de proyectos de cobre o de litio, por ejemplo, implican gastos de capital, inversiones de cientos de millones de dólares. En el caso del cobre incluso de miles de millones. A eso se le suma que las operaciones se hacen en lugares alejados de centros urbanos, con ausencia de servicios básicos y en significativas alturas sobre el nivel del mar. Sabemos que la principal demanda de la industria es tener un grado de certeza y estabilidad consistente con las grandes inversiones que deben realizar. Desde el Estado Nacional entendemos esa necesidad y por eso el ministro Massa nos encomendó trabajar de forma coordinada para garantizar un marco propicio para el desarrollo de la minería en el país. No podemos separar la política minera de los objetivos de la política económica, el ordenamiento fiscal que impulsa el ministro es fundamental para resolver y aliviar los problemas que actualmente tiene el sector. En este contexto, estamos trabajando coordinadamente con todos los actores para buscar una solución consensuada que resuelva las necesidades de la industria, en el marco de las posibilidades que permite la situación económica del país.

–La minería viene mostrando buenos datos en exportaciones, empleo, balanza comercial, entre otros. Es uno de los principales complejos exportadores del país, aunque todavía no despliega la potencialidad que tiene. ¿Qué se necesita para que se concreten los grandes proyectos mineros que hace mucho tiempo están por comenzar, pero que aún no se materializan, por ejemplo, en el cobre?

-Existen grandes oportunidades de crecimiento para el sector minero en nuestro país, tenemos importantes recursos metalíferos y no metalíferos y un extenso territorio aún por explorar, pero debemos tener presente que la minería tiene dos grandes características: es una actividad de alto riesgo y de largo plazo. Por eso, lo más importante para el sector es generar certidumbre y reglas claras. Estamos trabajando sobre esa necesidad, tratando de generar las condiciones para el desarrollo de la industria con medidas de acompañamiento concreto a las inversiones, como el Régimen de Fomento a las grandes Inversiones para la Exportación oficializado a través del Decreto 234/21 (Régimen de Fomento de Inversión para las Exportaciones), modificado por el 836/21; o el Decreto 308/2022, que establece el régimen optativo de derechos de exportación progresivos para el cobre; o la Resolución Conjunta con AFIP N° 5205/2022, que fija un nuevo proceso que permite solicitar lo adeudado por la alteración de la estabilidad fiscal, resolviendo una cuestión de competencias que impidió avanzar en el pasado. Este tipo de iniciativas no son esfuerzos aislados, sino que son parte de un diálogo permanente con las empresas para entender sus necesidades y tratar de encontrar un esquema de soluciones que permita acompañar e incentivar el desarrollo de la industria en el contexto económico actual.

–En los últimos meses hubo una discusión, incluso algunas denuncias, sobre el precio de exportación del litio en la Argentina. En el país hay muchos proyectos que podrían sumarse a la producción comercial en poco tiempo. ¿Qué política tiene el gobierno en este aspecto?

-El gobierno acompaña el desarrollo de la industria y de las inversiones mineras siempre que se den en el marco de la ley en todo su espectro y esto significa el sometimiento a estrictos controles y parámetros tanto económicos como ambientales. La Secretaría se encuentra trabajando en conjunto con otros organismos estatales, las provincias y la Cámara de Empresarios Mineros (CAEM) para diseñar herramientas que se ajusten adecuadamente a la industria y permitan fortalecer las fiscalizaciones y controles de las exportaciones del litio, que al no ser un commodity supone un desafío que sólo puede ser superado mediante una coordinación entre todos los actores.

–Teniendo en cuenta que Sergio Massa destacó a la minería como un sector clave, ¿Cuál es la agenda de temas que está trabajando actualmente la Secretaría y qué proyecta para el año que viene?

-Estamos convencidos de que la minería es una industria clave para solucionar parte de los problemas que hoy enfrenta nuestro país. Un eje central de la agenda es llevar certeza a las inversiones, potenciando el desarrollo de la industria en un marco de estabilidad normativo. También sabemos que es fundamental fortalecer la participación ciudadana y trabajar en incrementar la transparencia alrededor del sector. Con ese objetivo se puso en marcha el Sistema de Información Abierta a la Comunidad sobre la Actividad Minera en Argentina (SIACAM) y la Mesa Nacional sobre Minería Abierta a la Comunidad (MEMAC). Son dos herramientas centrales que nos permiten dialogar constructivamente sobre la minería mediante un debate amplio, genuino y transparente. Queremos construir colectivamente una minería que genere progreso y sea respetuosa del ambiente. Estamos trabajando en conjunto con el Centro de Estudios para la Producción (CEP XXI) de nuestro Ministerio en estudios que den respuesta a preguntas que giran alrededor de la minería. Son estudios que son públicos y totalmente transparentes en su metodología, con información de la AFIP, el Banco Central y del INDEC. Por ejemplo, los documentos “¿Cuánto deja la minería en Argentina?”; “El impacto de la minería argentina en los proveedores locales”; “Radiografía del empleo en la industria minera”; “Preguntas frecuentes sobre minería”, todos están disponibles en la web del Ministerio.

Otro eje importante es el desarrollo de proveedores y de mano de obra calificada para la industria, esencial para promover las economías provinciales y contribuir al desarrollo de los proyectos y las comunidades. Se están llevando a cabo jornadas de vinculación productiva entre proveedores y empresas en distintas provincias y se está trabajando, junto con el Ministerio de Trabajo, en capacitaciones técnicas de recursos humanos en diferentes puntos del país. La agenda es amplia y transversal, sabemos del enorme potencial del sector y que hay mucho trabajo por delante.

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Wintershall Dea, Total Energies y Pan American Energy anunciaron que avanzarán con el desarrollo de Fénix, el proyecto offshore que permitirá revitalizar la producción de gas de la cuenca Austral. La inversión total será de US$ 700 millones.

En la AOG Patagonia 2022, el Ministerio de Economía y las empresas detrás del proyecto firmaron un acta en la que el consorcio se había comprometido a ejecutar esta inversión. Tras la publicación de la Resolución 625/2022, que incorporó “nuevos proyectos hidrocarburíferos” a los beneficios que otorga el régimen de promoción industrial de Tierra del Fuego, las compañías decidieron avanzar en Fénix.

En base a esto, informaron que el primer gas que extraerán de este yacimiento estará para principios de 2025 y que se prevé que alcance una producción máxima de alrededor de 10 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d).

Durante la primera fase de desarrollo, se perforarán tres pozos desde una plataforma de cabeza de pozo no tripulada instalada a 60 kilómetros de la costa en 70 metros de profundidad. La producción será evacuada a través de una línea multifásica submarina de 24 pulgadas a la plataforma Vega Pléyade que se encuentra a 35 kilómetros de distancia.

Ante esta decisión, Thilo Wieland, miembro de la junta de Wintershall Dea responsable de América Latina, sostuvo “este es un paso importante para Argentina, Wintershall Dea y todos los socios involucrados. Fénix es un gran proyecto de gas natural, que contribuirá con volúmenes significativos de gas durante más de 15 años al suministro de energía a largo plazo del país”. “Esta decisión es una prueba de nuestro compromiso con Argentina y fortalecerá su papel como país central en nuestra cartera global”, precisó.

«Este último desarrollo demuestra la capacidad de TotalEnergies para aprovechar su cartera de hidrocarburos con proyectos que tienen bajos costos técnicos y bajas emisiones, que pueden ponerse en marcha rápidamente aprovechando las sinergias con las instalaciones existentes», dijo David Mendelson, vicepresidente sénior de TotalEnergies Exploration para las Américas. & Producción.»

Fénix es parte de la concesión CMA-1 en la que Wintershall Dea y TotalEnergies -operador- tienen cada uno una participación del 37,5% mientras que Pan American Energy posee el 25% restante. Actualmente, los cuatro campos de gas Cañadón Alfa, Aries, Carina y Vega Pléyade producen en CMA-1, y ya abastecen el 16% de la demanda de gas natural de Argentina.

En ese sentido, el director general de Wintershall Dea Argentina, Manfred Böckmann, consideró que “el desarrollo Fénix representa un pilar material para la creciente producción nacional de gas y ayudará a Argentina a satisfacer la creciente demanda y compensar las importaciones”.

Asimismo, sumó que “con las importantes inversiones y el efecto dominó en la cadena de suministro, Fénix también creará valor para la provincia de Tierra del Fuego”. “El proyecto es particularmente eficiente y, por lo tanto, genera valor, ya que estará vinculado a la infraestructura existente en alta mar y en tierra, lo que también minimizará los impactos ambientales”, aseveró.

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El gobierno ya oficializó los nuevos cuadros tarifarios con la quita gradual de subsidios para los usuarios de Nivel 1, donde agrupa a los sectores de mayor poder adquisitivo y fundamentalmente a todos los que no se anotaron en el registro por diversos motivos. EconoJournal informó la semana pasada que hay varias provincias donde cerca del 50% de los hogares perderían el beneficio, fundamentalmente en el norte del país. A ese dato se suma que, según confirmaron fuentes oficiales a este medio, en la provincia de Buenos Aires ese porcentaje llega al 45%, lo que está generando una gran preocupación en el círculo íntimo del gobernador Axel Kicillof, pues si se decide avanzar, unos 3 millones de hogares deberán afrontar subas de hasta el 200% en el principal distrito electoral del país.

«En los últimos días, la base mejoró unos puntos, pero el porcentaje de usuarios de Nivel 1 sigue muy alto. Estamos a la expectativa si efectivamente lo aplican este mes o cuándo. Les estamos pasando la base a las cooperativas y distribuidoras para que empiecen a hacer un trabajo más artesanal de identificación de usuarios que perderían el subsidio cuando no corresponde», explicaron fuentes de la gobernación provincial. «Lo que seguro hagamos es salir a segmentar en cuanto Nación lo defina. Sabemos que esta semana se descartó cualquier inscripción compulsiva desde el Estado para que haya más subsidiados (es decir, incorporar a más hogares por mecanismos de geolocalización). Dicen que es ilegal«, agregaron.

Crónica de una crisis anunciada

Cuando el equipo de Martín Guzmán presentó el decreto 332/22 de segmentación tarifaria a mediados de junio, la gran novedad fue que todos los usuarios de gas y electricidad de ingresos medios y bajos deberían anotarse en un registro para conservar los subsidios. Los funcionarios aseguraron que los requisitos exigidos para inscribirse iban a dejar afuera del beneficio solo al 10% más rico de la población, pero el otro 90% debería anotarse sí o sí.

-¿Qué pasa, por ejemplo, si no se anotan 10 millones de hogares? –se le preguntó entonces a uno de los responsables de implementar la segmentación.  

-Se van a anotar porque el proceso de registración es muy sencillo y vamos a hacer una campaña masiva de difusión. –respondió un funcionario de la secretaría de Energía, aunque aclaró que la respuesta era en off the record porque por entonces nadie se animaba a poner la cara frente a la ciudanía. 

Ya entonces el diseño del programa generaba muchas dudas y la confianza que manifestaban algunos de los encargados de implementarlo hacia sospechar sobre cierto grado de inconciencia o incluso temeridad porque era evidentemente que no tenían noción del peligro al que se enfrentaban.

Para justificar ese optimismo, en el gobierno citaban el antecedente del Ingreso Familiar de Emergencia (IFE), al que se inscribieron 9 millones de personas en poco tiempo. Sin embargo, EconoJournal advirtió entonces que aquella fue una ayuda monetaria que ofreció el Estado en el peor momento de la pandemia, cuando la economía se había virtualmente paralizado y muchos de esos inscriptos ni siquiera tenía para comer. Ahora, en cambio, convocaban a las familias bajo la amenaza de quitarles algo que ya tenían y encima para llenar una declaración jurada donde debían informar cuánto ganaban y renunciar al secreto fiscal.

Tres meses después de la puesta en marcha del programa, los peores presagios parecen haberse cumplido y en las máximas esferas políticas ahora no saben cómo hacer para avanzar con la segmentación negociada con el Fondo Monetario Internacional sin quitarle el subsidio al 50% de la población en varias provincias. El equipo de Sergio Massa en la Secretaría de Energía, que heredó el programa diseñado por Guzmán, viene trabajando desde hace varias semanas para reducir ese porcentaje sin dinamitar la segmentación.

Prueba de fuego en Buenos Aires

La provincia de Buenos Aires es un distrito clave en términos electorales. El año pasado las personas habilitadas para votar fueron 12,7 millones, el 37% del padrón nacional, muy por encima de Córdoba que quedó segunda con el 8,69%.  Allí se definirá la suerte del oficialismo el año próximo y el registro de subsidios muestra que, al menos hasta fines de la semana pasada, el 45% de los hogares no están inscriptos.

El gobernador bonaerense Axel Kicillof.

Al principio el porcentaje era todavía mayor, pero fueron incluyendo en el registro a los beneficiarios de planes sociales y de tarifa social que no se habían inscripto y lograron reducir el padrón de los usuarios Nivel 1 al 45%. Se estima que un 90% de ese total no son usuarios de alto poder adquisitivo sino aquellos que no se anotaron por el motivo que sea. Puede ser que no se hayan enterado, que no tengan acceso a internet o simplemente que desconfíen del Estado, pero más allá de las causas, lo cierto es que ocurrió lo que muchos temían que fuera a ocurrir. 

“Mi recomendación es que no se puede avanzar así”, señaló a este medio una fuente del gobierno de la provincia de Buenos Aires. Ahora el que deberá involucrarse de lleno en el tema es el gobernador Axel Kicillof, de lo contrario, en los próximos 6 meses unos 3 millones de hogares perderían los subsidios a la electricidad y el gas, debiendo afrontar subas que en el caso de la luz superarán el 200%.

Esos hogares comenzarán a pagar la tarifa plena a comienzos de 2023, pero en el caso del gas el impacto se sentirá de lleno en el invierno, en el medio de la campaña electoral presidencial.

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El gobierno nacional presentó este jueves el Plan Gas 4 y 5 de sustentabilidad energética, junto a gobernadores, empresarios y sindicatos del sector. Entre ellos estuvo presente Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, quien sostuvo que “con la decisión histórica de construir un nuevo gasoducto y las nuevas licitaciones de gas que se presentaron, comenzamos a revertir la situación ilógica de Argentina generando mayor actividad económica y más empleo en el país, preservando reservas”.

En el acto encabezado por el presidente de la Nación, Alberto Fernández, junto con el ministro de Economía, Sergio Massa, y la secretaria de Energía, Flavia Royón, se otorgó una prórroga hasta el 2028 del plan actual, que tiene como objetivo generar un marco previsible para incrementar la producción de gas natural y mejorar las condiciones para el otorgamiento de prioridades de exportación. Además, informaron que esta nueva etapa buscará garantizar el gas que requerirá el gasoducto Néstor Kirchner.

De acuerdo a lo expuesto por el titular del Palacio de Hacienda, la iniciativa brindará un ahorro de más de USD 28.000 millones hasta 2028 e inversiones que superarán los USD 7.000 millones en los próximos cinco años.

Frente a esto, Mindlin destacó la decisión tomada por el gobierno puesto que remarcó “en los últimos 12 años, la Argentina importó Gas Natural Licuado y otros combustibles por 75.000 millones de dólares, los que generaron empleo y desarrollo en otros países”.

Además, subrayó que “el precio que se les pagó a los productores del exterior fue en promedio 14 dólares por millón de BTU, mientras que a los productores locales fue de tan solo 3 dólares”.

Esta situación que detalla el ejecutivo de Pampa explica uno de los motivos que impulsaron la medida tomada por el gobierno de reforzar y darle continuidad al plan, tal como había adelantado Massa en la feria petrolera Argentina Oil & Gas Patagonia 2022, en agosto, el cual permitirá garantizar la energía que precisa el país y que al mismo tiempo generará ahorros fiscales por sustitución de importaciones, motorizando toda la cadena productiva y creando puestos de trabajo.

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ArcelorMittal Acindar, empresa líder en el segmento de aceros largos en la Argentina y PCR, empresa líder de generación 100% renovable en el país, anunciaron un refuerzo de USD 70 millones a su acuerdo de inversión en infraestructura de energías renovables en el Parque Eólico San Luis Norte.

La ampliación del proyecto prevé sumar una capacidad de 36 MW eólicos por encima de los 76,5 MW que ya se encuentran en ejecución, para lo que se adicionarán 8 turbinas con tecnología Vestas a las 17 ya programadas. Adicionalmente se proyecta instalar en el mismo predio, generación solar por una capacidad de 18 MW. De esta manera, la inversión total llegará a USD 210 millones hasta el año 2023.

Este desarrollo permitirá disponer de una capacidad total de 112,5 MW y posibilitará que ArcelorMittal Acindar alcance, para el segundo semestre de 2023, un abastecimiento superior al 30% de su demanda eléctrica por medio de fuentes renovables. Cabe recordar que la planta de la compañía en La Tablada, provincia de Buenos Aires, fue la primera del sector siderúrgico en Argentina en ser abastecida 100% con energías renovables.

El CEO de la firma siderúrgica, Everton Negresiolo, señaló “la descarbonización de la producción de acero es un objetivo de ArcelorMittal a nivel global. En la Argentina aspiramos a lograr una significativa reducción de emisiones de dióxido de carbono para 2030 y este proyecto de inversión en energías renovables que ahora estamos ampliando es una muestra clara de ese compromiso con la sustentabilidad. Adicionalmente estamos muy satisfechos de dar un nuevo paso junto a PCR en este nuevo desarrollo entre ambas compañías”.

Por su parte, Martín Brandi, CEO de PCR, remarcó “este es un avance importante para seguir ampliando nuestra participación en el mercado de renovables y consolidar nuestra actividad en la provincia de San Luis con la cual venimos trabajando muy bien. Con este desarrollo y nuestros otros 2 parques en construcción, Mataco III y Vivoratá, esperamos alcanzar 527 MW operativos para fines de 2023. Nuestro objetivo es seguir liderando el mercado como plataforma de generación de energía 100% renovable con capacidad de entregar soluciones sustentables concretas a todas las empresas que busquen descarbonizarse.”

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Metrogas, la principal distribuidora de gas del país, comunicó este miércoles a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que Osvaldo Barcelona fue designado como su nuevo presidente. La compañía anunció además que se aceptó formalmente la renuncia de Alejandro Fernández, quien ocupaba el cargo desde junio de 2022, y que a principios de septiembre fue designado como vicepresidente comercial de YPF, la empresa controlante de Metrogas en su carácter de principal accionista.

Barcelona es un hombre de extrema confianza del presidente de YPF, Pablo González. Ya ocupaba una silla en el Directorio de la empresa gasífera. Es abogado y todo su camino personal estuvo ligado a la política. Se desempeñó como concejal y fue candidato a intendente por el Frente de Todos en Coronel Dorrego, provincia de Buenos Aires, aunque no resultó victorioso.

Desde hace más de 10 años es uno de los colaboradores más cercanos de Pablo González. Incluso cuando el santacruceño se desempeñaba como vicegobernador de Santa Cruz, Barcelona oficiaba como su asistente personal cuando este viajaba a Buenos Aires.

Sin experiencia previa en el sector de energía ni tampoco una trayectoria profesional ligada a la conducción de grandes empresas como Metrogas, la designación de Barcelona se explica únicamente por su proximidad con Pablo González. Resta saber quién asumirá como nuevo gerente general de la distribuidora tras el pase de Alejandro Fernández a YPF.

Barcelona había viajado en marzo a Washington junto a González, en donde se reunió con el embajador en los Estados Unidos, Jorge Argüello, a fin de diagramar una agenda de trabajo en ese país.

En el documento presentado ante la CNV y la Bolsa de Comercio, que lleva la firma del responsable de las Relaciones con el Mercado de la distribuidora, Damián Ariel Díaz, además de la designación de Barcelona, también se comunicó que ante la renuncia de Fernández como integrante del Comité de Remuneraciones y Nominaciones de la Sociedad se designó en su lugar a Paola Garbi.

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El gobierno anunciará en las próximas horas la renovación del Plan Gas.Ar hasta diciembre de 2028, una licitación para conseguir la producción del hidrocarburo para llenar el futuro Gasoducto Néstor Kirchner y otra compulsa pública para obtener una producción incremental desde cuencas convencionales durante los próximos dos años, hasta que esté en pleno funcionamiento la ampliación del sistema troncal de transporte para evacuar más gas desde Vaca Muerta.

Con estas tres líneas de acción, que EconoJournal pudo confirmar en base a distintas fuentes privadas y gubernamentales, el ministro de Economía, Sergio Massa, busca reducir la dependencia de las importaciones energéticas que este invierno pusieron contra las cuerdas a la economía argentina.

¿Cuáles son los aspectos novedosos de la iniciativa?

En primer lugar, la licitación para llenar el gasoducto Néstor Kirchner contemplará un precio tope para el gas de base de 4 dólares por millón de BTU, un importe superior al valor máximo de 3,70 dólares de la licitación inicial realizada en enero de 2021. El subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, que lleva adelante las negociaciones con las petroleras para definir la letra chica de la resolución que se publicaría la semana que viene, criticó duramente en los últimos años al ex secretario de Energía, Darío Martínez, y a su asesor Ariel Kogan, por considerar que el precio tope del Plan Gas.Ar era excesivo.

En opinión del ex interventor del Enargas, el valor máximo debía ubicarse en torno a los 2,50 dólares. Así incluso lo dejó por escrito en un informe reservado que envió a colaboradores de la vicepresidenta de la Nación, Cristina Kirchner, en julio de 2021. Resulta cuanto menos extraño que el mismo funcionario convalide ahora un precio todavía más oneroso para desarrollar pozos en Vaca Muerta que ofrecen productividades más significativas que las que tenían dos años atrás. Obviamente, el contexto internacional es otro y los 4 dólares elegidos como precio tope siguen siendo muy competitivos si se los compara con los valores que se pagan en EE.UU. y en Europa, donde el LNG llegó a superar los 70 dólares.

En segundo término, YPF propuso que el precio adjudicado en la licitación para llenar el gas vaya aumentando con el paso del tiempo. La petrolera que conduce Pablo González planteó que el precio adjudicado a cada productor se actualice por un Índice PPI de 1,02 para 2024; 1,07 para 2025; 1,12 para 2026; 1,17 para 2027 y 1,22 para 2028 en función del indicador «Producer Price Index, Industrial Commodities» confeccionado por el área de estadísticas del Departamento de Trabajo de EE.UU, tal como publicó el medio Mejor Energía. Si se aplica esa fórmula, el precio del gas en 2028 terminaría siendo un 22% más caro que el de 2024. Es difícil que el gobierno acceda a ese pedido. Políticamente incluso quedaría en una posición incómoda, dado que el precio del gas sería más caro en la próxima administración que para esta.

Adicionalmente, una de las propuestas que está en estudio es ofrecer a los productores una garantía más robusta que la que incluía originalmente el Plan Gas.Ar. El objetivo es mitigar el riesgo de operar en una macroeconomía tan volátil e incierta como esta. En esa clave, algunas empresas propusieron la creación de un fideicomiso que recaude parte de los fondos provenientes de las retenciones que pagan los productores por la exportación de petróleo y gas. Ese dinero se utilizaría para pagar la bonificación que corresponde a cada productor siempre y cuando el gobierno decida no trasladar el precio del gas a las tarifas, tal como sucedió en los últimos dos años.

En cuarto lugar, una de las grandes apuestas de esta etapa es expandir el mercado de exportación de gas hacia Chile. Se aspira, en ese sentido, a autorizar exportaciones en el período estival de hasta 13 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas. Por eso, se prevé un nuevo esquema para asignar los permisos de venta de gas hacia el país que preside Gabriel Boric. Entre los criterios que se emplearán para definir el orden de prioridad de exportación figuran el volumen total de gas que aportará cada productor y la mejora de precio registrada en las rondas previas del Plan Gas.Ar. Cuatro fuentes privadas sin contacto entre sí señalaron que ambos indicadores favorecen a YPF y a Tecpetrol, que son los dos mayores productores de la cuenca Neuquina y quienes ofertaron originalmente los precios más caros de gas por lo que tienen mayor margen para mejorar esos valores. Habrá que esperar a que se publiquen las normativas para conocer cómo se saldó ese punto.

Sergio Massa anunciaría en breve la extensión del Plan Gas.Ar junto con la secretaria de Energía, Flavia Royón.

Renovación del Plan Gas.Ar

Los contratos de venta de gas desde la cuenca Neuquina propiciados por el Plan Gas.Ar entre productores, Cammesa y distribuidoras de gas vencen en diciembre de 2024. Lo que hará ahora el gobierno es conceder una extensión voluntaria hasta diciembre de 2028 de los compromisos asumidos en las rondas 1 y 3 del programa de estímulo. Para eso, convocará a las empresas adjudicatarias del Plan Gas.Ar —que se licitó en enero de 2021— a que voluntariamente manifiesten su intención de extender los contratos vigentes hasta fines de 2028 con los mismos precios que figuran en esos documentos, que rondan entre los 2,80 y los 3,67 dólares por millón de BTU.

¿Por qué se optó por la vía de la renovación voluntaria? Para simplificar el empalme de los contratos actuales con los viejos y de ese modo, acelerar los plazos del proceso. Realizar desde cero una licitación para que las petroleras subasten la provisión de gas desde enero de 2025 habría requerido un tiempo que hoy el Ejecutivo no tiene, dado que el objetivo de mínima es conseguir más gas para el invierno del año que viene. Se optó, por ese motivo, por extender los contratos actuales que, en última instancia, incluyen precios competitivos (menos de 3,70 dólares) frente a la escalada internacional del gas, con el Henry Hub por encima de los US$ 8,50 y el LNG por encima de los 40 dólares. Si se quiere, la única arista polémica es que, con la renovación hasta 2028, se condicionará al próximo gobierno dado que los nuevo contratos de gas se extenderán durante todo su mandato.

«Eso no tiene por qué ser algo malo ni es la primera vez que sucede. El gobierno anterior, por ejemplo, firmó más de 70 contratos RenovAr con precios en dólares de la energía renovable con una duración de 15 años. Si queremos desarrollar Vaca Muerta necesitamos reglas de largo plazo», indicó número 2 de una de las grandes productoras del país.  

¿Cuál será el precio de venta de gas de los nuevos contratos? La intención oficial es que para cada adjudicatario el precio tope sea el máximo entre sus propias ofertas para el volumen base en las dos rondas citadas. Es decir, un único precio para la totalidad del volumen de las dos rondas. No se considerará, según coincidieron las fuentes consultadas, la posibilidad de optar por extensiones parciales, ni en porcentaje del volumen de una ronda ni en una de las dos rondas del Plan Gas.Ar anterior.

El resto de las cuencas

Al igual que con los contratos de la cuenca Neuquina, para las cuencas Austral y del Golfo San Jorge se propondrá un mecanismo voluntario de extensión a diciembre de 2028 de la totalidad de los compromisos de producción, inyección y contratos asumidos en las Ronda 1 para aquellos adjudicatarios onshore (Chubut y Santa Cruz). Al mismo tiempo, se extenderá hasta fines de 2028 los contratos offshore (en el Mar Argentino al sur de las costas de Tierra del Fuego) con el consorcio Cuenca Marina Austral (CMA-1) integrado por TotalEnergies, Wintershall Dea y Pan American Energy (PAE).

Teniendo en cuenta el declino estructural del offshore, que provocó que la producción de gas desde la cuenca Austral cayera sostenidamente en los últimos tres años, el gobierno apuntará a sostener la producción en campos onshore (en tierra) a fin de modular la inyección hasta la entrada en producción del proyecto Fénix, prevista para 2025, también a cargo del consorcio CMA-1.

La principal diferencia con relación a los contratos de la cuenca Neuquina es que la Secretaría de Energía aceptaría un declino programado de la producción desde las cuencas convencionales siempre y cuando exista un compromiso de las empresas de inyectar un volumen incremental a partir de 2023. La empresa estatal Enarsa sería el tomador de la producción de gas incremental.

En lo que respecta al precio, si se opta por el declino programado, el oferente podría recibir el precio ofertado por el volumen sujeto al declino y un precio incremental a definir por los volúmenes excedentes. Este es otro de los puntos que está en discusión porque las empresas reclaman para el volumen plano un precio mayor al ofertado en la ronda 1 ya que sostienen que el esfuerzo para obtener el gas es mayor. Si no logran un incentivo mayor, es probable que no se oferte gas desde algunas de esas cuencas. Así como en su momento no se ofertó gas de la cuenca norte porque los 3,70 dólares MMBTU de precio tope no alcanzaban a repagar la inversión, ahora podría ocurrir lo mismo, pero con la cuenca Austral en Santa Cruz y Tierra del Fuego y en el Golfo San Jorge en Chubut.

La ronda para la cuenca neuquina y para el gas del resto de las cuencas se convocarán en simultáneo. La intención del gobierno es publicar la resolución en la semana próxima o a más tardar la siguiente a fin de licitar a fin de mes o principios de octubre.

Llenar el gasoducto Néstor Kirchner

En la licitación para acceder a nuevo caño troncal desde Vaca Muerta tendrán prioridad quienes hayan optado por prorrogar la vigencia del Plan Gas.Ar. El resto entrará a la cola del ordenamiento de ofertas de quienes sí extendieron. El Ejecutivo buscará garantizar un volumen de 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) del fluido desde julio de 2023 hasta diciembre de 2028 inclusive, mientras que para los picos de invierno (entre mayo y septiembre) se apunta a conseguir unos 7 MMm3/d desde enero de 2024.

Debido a la incertidumbre respecto a la fecha de finalización exacta del gasoducto Néstor Kirchner, los productores plantearon la necesidad de establecer una cláusula de take or pay (tomar o pagar) por un 90% o 100% del volumen comprometido a fin de que el Estado les garantice que va a pagar por ese gas, aunque exista infraestructura para transportarlo. Es decir, no quieren arriesgarse a incrementar su producción y que si luego la finalización del gasoducto se demora no tengan a dónde inyectar ese gas.  

El precio tope del gas “flat” —es decir, aquel que se inyectará de manera interrumpida en el gasoducto durante los 12 meses del año— será de 4 dólares por MMBTU, en tanto que el valor máximo para el gas de pico se elevaría a unos 8 dólares por millón de BTU.

La fijación de un precio “plano” de 4 dólares por MMBTU es más alta que las del precio promedio del Plan Gas.Ar, que fue 3,55 dólares por MMBTU. Las empresas defienden la necesidad de establecer un precio más elevado debido a que ha habido un incremento de los costos en dólares de los servicios e insumos petroleros, a raíz del encarecimiento del precio internacional del barril, que a principios de 2022 superó los 100 dólares, y que además se precisa un valor más alto del gas para repagar inversiones en superficie para procesar una mayor producción de gas (facilities, plantas de compresión y tratamiento).

Con respecto al precio de 8 dólares por MMBTU en el pico, la lógica que justifica la elección de ese valor es que esa demanda adicional es solo por cinco meses (mayo-septiembre). Por lo tanto, si para amortizar los pozos que operan todo el año se requiere un valor de US$ 4, es entendible que para perforar pozos que sólo estarán activos entre 5 y 6 meses se pague el doble.

Un dato importante es que a las petroleras que ofrezcan los precios más bajos en la licitación se les garantizará la posibilidad de exportar en firme un volumen total de hasta 5 MMm3/d de gas a partir de mayo de 2023. Esta zanahoria es clave porque la exportación opera como un incentivo para elevar la competencia entre los productores dado que todos buscan asegurarse una porción de ese negocio a fin de cobrar precios en dólares y contar con un mercado contraestacional al argentino para no tener que cerrar pozos.  

Más producción en el Sur

Como tercera línea de acción, se convocará a los productores de las cuencas de Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego y Noroeste a realizar ofertas de gas en firme en yacimientos maduros, de gas convencional o de tight gas desde cuenca Austral. El objetivo es conseguir un volumen adicional de gas que refuerce las inyecciones de los gasoductos Norte y General San Martín, donde existe capacidad ociosa, durante los próximos dos años. Enarsa sería el tomador (offtaker) de esos contratos.

A diferencia de la licitación para llenar el gasoducto Néstor Kirchner, debido a la heterogeneidad de proyectos que pueden llegar a recibirse no se considerará un precio tope, pero la Secretaría de Energía se reservaría el derecho de adjudicar o descartar cada una de las ofertas presentadas.

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Después de publicar los cuadros tarifarios que regirán para los usuarios que pierdan los subsidios a las facturas eléctricas del área de Edenor y Edesur, el gobierno nacional dio un paso más en la política de segmentación tarifaria y este jueves anunció nuevos topes para los hogares de ingresos medios que forman parte del Nivel 3, según el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE). Mientras que el consumo subsidiado en el AMBA es de 400 kilowatt por hora (KWh) mensuales, la Secretaría de Energía a cargo de Flavia Royón implementó -tal cual se esperaba luego de los primeros anuncios económicos de Sergio Massa– el límite de consumo de 550 KWh por mes para las provincias de Misiones, Corrientes, Formosa, Chaco, Catamarca y La Rioja. Los hogares que consuman en exceso a estos topes abonarán la diferencia sin subsidios.

Cabe destacar que el gobierno nacional definió no acceder al pedido que habían hecho ocho gobernadores del norte del país, tal como publicó EconoJournal, que habían reclamado un tope mayor al que ahora la cartera energética otorgó. Los gobernadores habían solicitado mediante una carta que los subsidios 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.

Esta medida podría generar malestar en las provincias, ya que, por la falta de inscriptos, hay provincias en las que cerca del 50% de los hogares perderían los subsidios. Esto ocurre por problemas en la implementación de la segmentación, ya que no sólo se quedarán sin subsidios los hogares de mayor poder adquisitivo, si no muchos otros que por distintas razones no se inscribieron en el RASE.

Resolución

La Secretaría de Energía implementó los nuevos topes al consumo subsidiado mediante la Resolución 649/2022 publicada en el Boletín Oficial este jueves, que señala también que “las declaraciones que se efectúen en virtud de la presente, deberán ser respaldadas por el Ente Regulador o autoridad local con competencia en cada jurisdicción”.

Y agrega que “se considera necesario diferenciar los topes de consumos subsidiados de energía eléctrica donde la cobertura de gas natural por redes no supere el 25% de los hogares”, como ocurre con las provincias a la que hace referencia la resolución.

Según el gobierno, el 80% de los consumos residenciales no superan los 400 KWh/mes en hogares que disponen de gas natural por redes. Por tal motivo, la resolución de Energía estableció que para los usuarios “radicados en el resto de las provincias” que no son Misiones, Corrientes, Formosa, Chaco, Catamarca y La Rioja el topeo de consumo subsidiado tiene “valores lo suficientemente razonables”.

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Profertil, la principal empresa de fertilizantes de la Argentina, participará de un nuevo Congreso CREA, que se llevará a cabo desde este miércoles 14 al viernes 16 en La Rural, Predio Ferial de Buenos Aires. El evento tendrá como lema “Ampliá el campo de tu mirada” y reunirá a los principales referentes del agro argentino. La compañía mostrará el trabajo que realiza con CREA en distintas regiones del país, particularmente educando sobre la importancia del cuidado del suelo, recurso estratégico para la sostenibilidad de la agricultura y la producción de alimentos.

El gerente de Relaciones Institucionales de la compañía, Marcelo Bertolino, afirmó “para Profertil, estar cerca de los productores para ayudarlos a producir más y mejores alimentos a través de nuestras soluciones y tecnologías, es parte de su ADN. Pero también tiene un foco muy importante en trabajar junto a las comunidades en las que opera para desarrollar un vínculo constructivo entre ellas y el sector agropecuario”. En ese sentido agregó “estamos haciendo un trabajo muy interesante con CREA, que estaremos mostrando en el congreso”.

Puntualmente, Profertil y CREA trabajan en conjunto en el programa “Así son los suelos de mi país”, que involucra a escuelas de distintas comunidades, entre ellas las de Puerto General San Martín y San Nicolás, donde la compañía tiene terminales logísticas. Sus alumnos hicieron un registro fotográfico de todo lo realizado en conjunto entre la empresa y CREA, que será presentado durante el congreso.

El programa

La idea del programa es vincular cada vez más a la producción agropecuaria con el cuidado del medio ambiente, en un trabajo conjunto de profesionales, alumnos y docentes, con el desafío de ampliar la mirada sobre esos temas y concientizar sobre la importancia de tener cada día suelos más sanos y fértiles.

En la quinta edición del programa, el año pasado, se inscribieron 46 escuelas de las provincias de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, Salta, Tucumán y Entre Ríos. Entre todas ellas, más de 1.700 estudiantes trabajaron acompañados por 60 docentes, 50 productores miembros CREA y 70 técnicos del INTA y la Asociación Argentina de Ciencias del Suelo (CACS) en temas como suelos, recursos naturales, agua, aire, biodiversidad, producción sostenible y medio ambiente.

Por esto, Bertolino explicó “el vínculo de Profertil con el CREA es histórico y muy fuerte. Esta es una gran ocasión para mostrar parte del trabajo que ha surgido de esa relación. También hay otros temas más técnicos, como los clásicos programas Triguero y Maicero, que ayudan a definir la fertilización necesaria en trigo y maíz, que hemos desarrollado en conjunto con ellos desde hace varios años”.

Más allá del programa “Así son los suelos de mi país”, en el stand Experiencias CREA los visitantes recibirán un lápiz plantable y podrán escribir con él en un panel especialmente preparado que tendrá como título “Mi compromiso con el suelo es…”.

La idea es que quienes lo deseen puedan resumir ese compromiso, en una palabra. Así, el panel sumará, al final del congreso, las ideas y el compromiso de todos los que hayan pasado por allí.

De igual manera, quienes se acerquen al stand de Profertil podrán escanear un código QR que los llevará a una web con información del programa que resume el compromiso de la compañía y de una institución clave del sector, como es CREA, en la defensa de un recurso estratégico como el suelo.

Por último, el gerente de Relaciones Institucionales de Profertil sostuvo “el congreso CREA es habitualmente un evento que inspira para seguir trabajando e innovando, cada uno en su área. Desde Profertil tenemos el firme compromiso de seguir haciéndolo cada día, para tener suelos más fértiles y una agricultura cada vez más sostenible, integrada como una gran aliada, con toda la comunidad”.

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(Desde Neuquén). Leandro Bertoya, intendente de San Patricio del Chañar, una localidad tradicionalmente frutícola y vitivinícola que en los últimos años registró un fuerte crecimiento de la actividad hidrocarburífera de la mano de los desarrollos de Vaca Muerta, quiere regular la logística del agua que se utiliza para fracturar hidráulicamente la formación no convencional de la cuenca Neuquina. Es el primer municipio provincial que avanza política y regulatoriamente en esa dirección. En concreto, lo que pretende Bertoya, un jefe municipal enrolado en el Movimiento Popular Neuquino (MPN), es fomentar la construcción en el ejido municipal de una infraestructura fija de transporte del líquido con vistas a reemplazar al sistema actual, que se realiza mediante tendidos de mangueras flexibles que están distribuidas de forma superficial por toda la localidad.

La decisión de Bertoya se enmarca en la frontera regulatoria que divide las potestades de la provincia y las de la intendencia. Por estar categorizado como un municipio de primera categoría, el jefe de San Patricio del Chañar puede dictar normas ambientales para ordenar la logística del recurso dentro de la localidad. Pero la regulación de fondo sobre el agua recae sobre la Secretaría de Recursos Hídricos provincial. Por eso la gobernación de Omar Gutiérrez monitorea de cerca el proceso, que ya generó ruido entre las empresas privadas.

Prueba de eso es que esta semana el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro, se reunirá con referentes de las empresas involucradas —entre las que figuran Shell, Vista Energy, Phenix Global, Pluspetrol y Pan American Energy (PAE)— con la intención de ordenar el tema.

Lo concreto hasta ahora es que a mediados de agosto el municipio envió cartas documento a los productores para que aceleren la normalización de la logística del agua. Previamente se habían aprobado dos ordenanzas municipales y se realizó una convocatoria pública a empresarios interesados en desarrollar la infraestructura de captación y transporte en la localidad. La una única compañía que se presentó fue Grupo Confluencia, liderado por Pedro Brissio, que posee varias empresas de servicios en la provincia. En caso de resultar adjudicataria, la firma debería realizar la inversión necesaria para instalar los ductos, una planta de impulsión del agua cruda y otra de tratamiento del agua de flowback.

Posición oficial

El intendente de la localidad, Leandro Bertoya, dialogó con EconoJournal y dejó en claro su postura: “Por historia, presente y futuro, somos una zona productora de alimentos de exportación y queremos seguir sosteniendo esa calificación, pero también somos parte de Vaca Muerta”. San Patricio del Chañar, es parte del departamento Añelo y se ubica a 45 km al norte de la capital provincial Neuquén, a la vera del río homónimo. Es una de las zonas más recientes en recibir la ola del shale oil y del shale gas de Vaca Muerta. El incipiente diferendo por el uso del agua que se destina a las fracturas hidráulicas, así como al agua de flowback (el recurso que vuelve del yacimiento una vez realizada la factura), se explica por la existencia de varios emprendimientos frutículas y vitivinícolas (las principales bodegas de la provincia se encuentran en la localidad).

«La idea del Intendente es ordenar los movimientos y el transporte de agua. Además, controlar el tratamiento de los residuos sólidos y del flowback. Las mangueras flexibles no deberían estar en cualquier lado sin traza definida», advirtió bajo reserva de nombre un empresario que posee un negocio agroproductivo en la zona. A raíz de eso, la intendencia entiende que si se usaran ductos rígidos, eso dotaría de seguridad al sistema de transporte.

Facsímil de una de las cartas documentos que el intendente Bertoya envió a las petroleras que operan en San Patricio.

En esa dirección, el municipio emitió dos normas legales que, a entender de la intendencia de San Patricio del Chañar, fueron “ignoradas” por las empresas, pero que ahora los llevaron a estar en “diálogo institucional para buscar una convivencia cordial”.

El camino normativo

Con la intención de “favorecer el desarrollo productivo local preservando el medio ambiente y asegurando el crecimiento armónico y planificado de la localidad y la calidad de vida de los habitantes de San Patricio del Chañar”, el 15 de octubre del 2021 se aprobó por unanimidad en el Concejo Deliberante la ordenanza Nº 1.250. En ella se establece como política institucional del municipio “el uso racional y adecuado del agua en la localidad, tanto para uso domiciliario como productivo o industrial, otorgándole al mismo el carácter de servicio público esencial.”

La norma encendió las alarmas de la actividad hidrocarburífera: el artículo 2 indica que “a los fines de ejercer adecuadamente el poder de policía municipal sobre las obras, cañerías e instalaciones que se desarrollen dentro del ejido municipal a consecuencia de concesiones que de las mismas hiciera el poder concedente, facúltase al Ejecutivo a reglamentar la presente norma de manera que asegure el desarrollo productivo, el resguardo del medio ambiente, permita el crecimiento sustentable de la localidad, la eficiencia de su uso y mejore la calidad de vida a los habitantes de San Patricio del Chañar.”

Al poco tiempo surgieron dos reglamentaciones (decreto N° 1152 del 06/7/22 y el N°1180 del 13 de julio del presente año). Por un lado, autorizan las obras del proyecto “Red integral de manejo de aguas de San Patricio del Chañar: captación, transporte, almacenamiento, tratamiento y distribución de agua para uso y reúso industrial, forestal y productivo” y, por el otro, establecen la obligatoriedad a las empresas de presentar documentación relacionada con las tomas de agua, planos de obras de captación, traza, tratamiento y estudios de impacto ambiental, entre otros ítems.

Al mismo tiempo, se creó el “Registro de Empresas Operadoras asociadas al consumo y uso del agua con finalidades industriales y productivas que presten servicios”, que exige a las empresas que operan en la zona –y a las que se instalen en el futuro- a que presenten un “Plan de Gestión Ambiental Anual Específico”.

Objetivos

Al norte de la localidad existen hasta hoy cuatro concesiones petroleras. Los desarrollos en Vaca Muerta requieren de agua del río Neuquén. Bertoya interpreta que las normativas municipales complementan a las provinciales y son totalmente legales. Lo que se busca establecer es en qué lugar se realizan las tomas de agua, cuál es el volumen que se va a utilizar y por qué tipo de ductos se transportará.

La preocupación -indicó el jefe municipal- se basa en que ante un evento climático o inesperado, la cuenca pluvioaluvional de San Patricio del Chañar no reciba agua sin el tratamiento adecuado, temiendo desperfectos en los tendidos flexibles actuales y que afecte la producción de frutos.

“Lo que queremos es planificar junto al sector hidrocarburífero, el Consorcio de Riego, las Cámaras de productores y las bodegas es la traza de la toma, el camino hacia los pozos, cómo se trata el agua que se reutiliza y asegurarnos que se realice el tratamiento adecuado”, expresó. La preocupación de la industria hidrocarburífera —que es compartida por la gobernación provincial— es que si el proceso no se encauza de forma eficiente termine generando sobrecostos operativos para los productores que penalicen el aumento de las inversiones en Vaca Muerta. Habrá que ver cómo evoluciona el tema en las próximas semanas para saber si existe un acuerdo entre las partes o si, por el contrario, la tensión sigue en aumento.

La entrada Tensión en Neuquén: un municipio quiere regular la logística del agua que se utiliza para producir en Vaca Muerta se publicó primero en EconoJournal.

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El sector minero argentino, el cuarto complejo exportador del país, exporta en un 99,3% los minerales litio, oro y plata. En lo que va del año, la minería aumentó 31% sus exportaciones en dólares de los 16 proyectos desde donde venden al exterior su producción. En agosto, el precio del litio tuvo una suba marginal de 0,1% en comparación con julio, pero, impulsado por la creciente producción de vehículos eléctricos, este mes cuadruplicó su valor respecto a 2021. Mientras, el precio del oro subió el mes pasado 1,9% y la plata 3,3% respecto a julio, según un informe de la Secretaría de Minería sobre la evolución del valor de los metales que exporta el país.

El mes pasado se observó un aumento del 2,2% respecto a julio en el índice de precios de metales exportados por la Argentina, el cual se mantiene en niveles elevados si se lo analiza en términos históricos: “esto implica que los precios internacionales siguen siendo positivos para las exportaciones mineras del país”, destaca el informe.  

En los últimos meses la inflación mundial aumentó a niveles récord, pero en agosto se dio una desaceleración en el crecimiento en algunos precios en Estados Unidos “que funcionó para anclar las expectativas inflacionarias para los próximos meses” y “se moderaron las expectativas de aumento de tasa de interés de referencia por parte de la FED (Reserva Federal), aclara la cartera minera. “Esto significó un incentivo para la demanda por cobertura, por lo que la plata y el oro vieron un aumento en su cotización”, describe el informe.

Litio

El precio de la tonelada de carbonato de litio en el mercado asiático en agosto promedió los US$ 73.063, representando un aumento de 0,1% respecto al mes anterior y de un 395% en comparación con agosto 2021. Pese a que agosto marca un segundo mes consecutivo de estancamiento, el precio del litio sigue marcando niveles considerablemente superiores a los de 2021, según el informe de la Secretaría de Minería, elaborado en base a datos del Banco Mundial y de S&P.

El precio promedio de los primeros ocho meses de 2022 se ubicó en un 493% por encima del promedio del mismo periodo de 2021. A partir de septiembre “se espera que la demanda para la fabricación de baterías para vehículos eléctricos mantenga los precios elevados de este metal en lo que resta del año”, subraya el documento.

Oro

Durante agosto el precio de la onza de oro promedió los US$ 1.765 (USD/Ozt), lo que representó un incremento de 1,9% respecto a julio y una caída interanual de 1,1%. El oro revirtió la tendencia previa de cuatro meses consecutivos con cotizaciones a la baja. Sin embargo, el precio de agosto se encuentra un 1,9% por debajo de la cotización promedio de 2021 (1.800 USD/Ozt).

La recuperación mensual del precio del oro “se da en el marco de un aumento en la confianza de los inversores en el mercado de este metal, esto pese al contexto mundial de aumento de la inflación y subas de tasas de interés por parte de los principales bancos centrales del mundo (en particular la Reserva Federal de EE.UU., pero también el Banco Central Europeo y el Banco de Inglaterra) en los últimos meses”, describe el organismo a cargo de Fernanda Ávila.

Plata

El precio de la onza de plata en agosto promedió los US$ 19,7 (USD/Ozt), que implicó un aumento de 3,3% con respecto julio y una caída del 17,6% respecto a agosto del año pasado. Con este crecimiento, la plata revierte -al igual que el oro- una tendencia previa de cuatro meses consecutivos a la baja en la cotización. Pese a este incremento, el precio de agosto se encuentra un 22% por debajo de la cotización promedio de 2021, que fue de 25,2 USD/Ozt.

La plata, caracterizada por ser un metal que se utiliza tanto para cobertura de valor como para usos industriales, “se ve afectada en su precio por las novedades en la política monetaria”, describe el informe.

Cobre

Si bien la Argentina dejó de producir cobre en 2018 con el cierre de Minera Bajo La Alumbrera, hay ocho megaproyectos que podrían significar exportaciones por US$ 10.000 millones para 2032, según datos oficiales. El megaproyecto más avanzado es Josemaría, que este mes tiene planificado el inicio de la construcción en la provincia de San Juan. Por este motivo, el informe analiza que el precio de la tonelada en agosto promedió los US$ 7.982 (USD/tn), representando un aumento de 5,8% respecto a julio y una caída del 14,8% con respecto a agosto 2021. Con este crecimiento, también revierte una tendencia previa de cuatro meses consecutivos a la baja en la cotización. Pese al aumento, el precio de agosto se encuentra un 14% por debajo de la cotización promedio de 2021, que fue de 9.317 USD/tn.

La entrada Cómo evolucionó el precio de los principales minerales que exporta la Argentina durante agosto se publicó primero en EconoJournal.

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El gobierno intenta corregir sobre la marcha problemas de diseño del esquema original de segmentación de tarifas y severas inconsistencias informáticas que están trabando la quita de subsidios. El principal obstáculo a resolver en lo inmediato es que hay provincias donde el universo de hogares Nivel 1 -es decir, aquellos a los que se les retirará completamente los subsidios- supera el 50% del total, un porcentaje que se ubica muy por encima de lo planteado originalmente por el Frente de Todos. Eso es porque están quedando afuera no solo los hogares de mayor poder adquisitivo sino muchísimos otros que, por diferentes motivos, nunca se anotaron en el registro. A su vez, hay inconvenientes para identificar fehacientemente a quienes sí se anotaron por errores que surgen de los formularios.

La distorsión estadística —que, en gran parte, se explica por la decisión inicial de quitarle la subvención a todos aquellos usuarios que no se anotaron— generó un conflicto político con varios gobernadores de provincias del norte del país que se quejaron por el nocivo efecto electoral que tendrá la aplicación de la medida. Ese impacto buscó reducirse al incluir en el registro a todos aquellos hogares que venían recibiendo tarifa social o donde hay beneficiarios de planes sociales, pero el porcentaje de excluidos continúa siendo alto.

Fuentes de la Secretaría de Energía reconocieron que están trabajando contrarreloj en el pulido de los padrones para evitar que el retiro de los subsidios afecte a un porcentaje tan alto de las provincias en cuestión. Hasta ahora no fue una tarea sencilla. Falencias en el diseño del formulario digital del RASE y de los sistemas de procesamiento de datos que se están utilizando atentan contra la eficiencia en el cruce de información. En ese plano, la responsabilidad primaria recae sobre funcionarios que respondían al ex ministro de Economía, Martín Guzmán, que fueron los encargados de poner en funcionamiento esa herramienta. Esa tarea dependía políticamente del ex subsecretario de Planeamiento Energético, Santiago López Osornio, que puertas adentro siempre reconoció los inconvenientes para poder gestionar adecuadamente por la falta de colaboración del ex secretario de Energía, Darío Martínez, que por instrucción del cristinismo se desentendió (y ralentizó) la puesta en marcha de la segmentación.

Cuando la nueva subsecretaria de Planeamiento, Cecilia Garibotti, que es cercana a Malena Galmarini y llegó al cargo por impulso del ministro Sergio Massa, quiso cruzar la información recabada en el RASE con las bases del Syntis, el área del Estado que se encarga de gestionar datos sociales y tributarios de las personas, los problemas no tardaron en aparecer.

Sin match

Hasta mediados de agosto se habían inscripto en el registro para mantener los subsidios  8.890.000 millones de usuarios de electricidad, un 69% del universo total de hogares con servicio eléctrico, y 5.790.000 usuarios de gas natural, un 66% del total, según figura en un informe de la consultora Economía y Energía elaborado en base a estadísticas difundidas por el gobierno. El Decreto 332/22 firmado por el presidente Alberto Fernández autoriza a la Secretaría de Energía a cruzar esos datos con otros bases del Estado para chequear la veracidad de la información suministrada por las personas. En esa etapa, era clave la articulación con técnicos del Syntis que trabajaron bajo la supervisión de Juan Manuel Olmos, jefe de Asesores del presidente Fernández y actual vicejefe de Gabinete de Ministros por debajo de Juan Manzur. Sin embargo, el proceso falló.

“Del cruce de las dos bases surgieron inconsistencias graves. En algunos casos, se señalaron usuarios con más de 1600 propiedades o con más de seis autos a su nombre, datos a todas luces falsos. Por eso, decidimos dejar de lado por el momento la instancia de cruce de datos con el Syntis hasta que se corrija el funcionamiento del sistema”, admitieron en un despacho oficial. A raíz de esa falencia operativa, se tomará como cierta la identificación provisoria que otorgó el RASE pese a que la sospecha de varios funcionarios del área Energética es que muchos hogares sub-informaron su nivel de ingresos, por lo que fueron inscriptos indebidamente en una categoría inferior.  

“De ese primer cruce surgió que hubo un match inicial (es decir, una concidencia) de sólo el 27% de los datos informados por el RASE con otros bases elaboradas por el Syntis”, indicó una fuente que participó de esas gestiones.

Nuevo equipo

Para intentar salvar la situación, Garibotti impulsó la creación de un nuevo equipo de programadores informáticos directamente bajo la órbita del Ministerio de Economía. Los técnicos fueron modificando los criterios de interpretación de las declaraciones juradas completadas en el RASE. “Es cierto que hubo algunos problemas con el formulario. Por ejemplo, mucha gente se confundió el número de cliente con el de medidor. Por eso, en un principio la información no matcheaba. Lo que hicieron los programadores fue invertir esos datos o tomar una sola de las variables”, reconocieron allegados a la Secretaría de Energía. De esa manera, se logró elevar el porcentaje de coincidencia.

En el caso del sector eléctrico, se logró verificar correctamente al 85% de los hogares cargados en el RASE. En tanto que en cuanto a los usuarios de gas natural, ese porcentaje asciende al 91 por ciento.

A fines de la semana pasada la Subsecretaría de Planeamiento Energético giró a la mayoría de los entes reguladores provinciales los padrones para identificar a los hogares de altos ingresos, aunque esos documentos están sujetos a revisión por parte de las gobernaciones. “Aún no se procedió a facturar porque lo que queremos es terminar de ajustar los padrones para que haya la menor cantidad posible de errores en materia de inclusión o exclusión indebida de hogares dentro del Nivel 1”, indicó otra de las fuentes consultadas. “Esperamos terminar de subsanar estos problemas en los próximos días”, concluyeron.

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El jueves 15 de julio del año pasado el gobierno tenía previsto presentar el proyecto de ley de hidrocarburos en Calafate en un acto encabezado por el presidente Alberto Fernández y su vice Cristina Fernández de Kirchner. El evento se suspendió a último momento y desde el oficialismo se dejó trascender que fue por unos cambios que se estaban negociando con las empresas. Sin embargo, la decisión fue de la vicepresidenta quien decidió tomar distancia de la iniciativa, entre otros motivos, luego de leer un informe crítico que le acercó el entonces interventor de Enargas, Federico Bernal, por intermediación de Oscar Parrilli. EconoJournal accedió a ese documento, chequeado con dos fuentes, que ahora cobra relevancia porque Bernal es el nuevo secretario de Hidrocarburos encargado de promover la inversión en el sector.

Contra todos

Bernal cuestiona en el documento no solo aquel proyecto de ley de Hidrocarburos que Alberto Fernández terminó presentando en septiembre del año pasado, pero que nunca fue tratado en el Congreso, sino también el Plan Gas y el proyecto de YPF para construir una Planta de Gas Natural Licuado (GNL) en Bahía Blanca, como el que acaba de anunciar la semana pasada la petrolera bajo control estatal en asociación con la compañía malaya Petronas. Su principal crítica es que se otorgan subsidios a las petroleras sin conocer cuáles son sus costos de producción y de ese modo el Estado les termina convalidando ganancias extraordinarias.  

Entre los responsables de ese supuesto despilfarro de fondos públicos identifica a Matías Kulfas, quien por entonces era ministro de Desarrollo Productivo; a Maggie Videla, que se desempeñaba como secretaria de Hidrocarburos; a Ariel Kogan, mano derecha de Darío Martínez; a Santiago “Patucho” Álvarez, vicepresidente de Asuntos Públicos, Relaciones Institucionales y Comunicación de YPF y hombre de La Cámpora; a los ex funcionarios Esteban Kiper y Juan José Carbajales, a una larga lista de ejecutivos de YPF e incluso a Sergio Massa, que en ese momento era presidente de la Cámara de Diputados.

En el documento comienza reproduciendo información que obtuvo luego de dialogar con Demian Panigo, asesor de Martín Guzmán, director de YPF y uno de los que tuvo a su cargo la redacción del proyecto de ley de Hidrocarburos. Lo identifica como un “compañero” al que “respeto muchísimo, pero que lo que sabe de hidrocarburos y energía lo aprendió en los últimos cinco meses”. Bernal dice que ese desconocimiento llevó a Panigo, como él mismo le habría reconocido, a recostarse los aportes Kiper, Kogan y Maggie Videla. 

Luego agrega: “Como el propio Demian también reconoció, el proyecto recoge varias ideas y propuestas del ´proyecto de Nielsen´ (sic), proyecto que en realidad viene impulsando la línea de YPF más retrógrada (básicamente los mismos que nos impusieron el Plan Gas vigente): Marcos Browne (ex vicepresidente de Gas), Santiago Martínez Tanoira (actual vicepresidente de Gas), Marcelo Nuñez (un impresentable, ex CEO de Metrogas y mano derecha de Tanoira en la división de gas de YPF) y Daniel González (reemplazado por Sergio Affronti)”.

Los costos

Luego de denostar prácticamente a todos los que tuvieron algún tipo de participación en el proyecto de ley de Hidrocarburos y en el Plan Gas.Ar, Bernal se explaya en la crítica: “Se mantiene el status (sic) quo de absoluto desconocimiento de los costos de producción, operación y mantenimiento para gas y petróleo. Cuando consulté a Demian si él había podido trabajarlos y confirmarlos con YPF, su respuesta fue (y cito textual): ´Lo único que tengo es la mentira de YPF´, reafirmando que ´la estructura de costos no la conozco´”.

A continuación, Bernal crítica a YPF y se burla de Panigo en el texto que redacta para la vicepresidenta: “Nuevamente todo el país -usuarios, consumidores y contribuyentes en general- embarcado en darle plata a YPF en función de los números que ellos nos arman, con sus escenarios de catástrofe si no hacemos lo que YPF nos dice (lo que en realidad nos dice lo peor de la empresa y que el propio Demian reconoce son imposibles de confiar). Le pregunto entonces y ya medio irónicamente: ´¿No deberíamos hacer al revés? Primero hacernos de los costos y los números reales -incluso de producción- para luego en función de ello armar los regímenes de promoción para YPF y para toda la industria´. Su respuesta fue: ´Ahora metamos esto y yo me comprometo, como mi aporte al proyecto nacional, a tener la estructura de costos antes de irme de YPF´. No dije nada más». «Demian, como pasó con Patucho, carcomido por lo peor de YPF, más la influencia del equipo de ´conocidos´ y ´amigos´ mencionados que juegan para esos mismos intereses”, critica duramente el actual subsecretario de Hidrocarburos. Antes la consulta de este medio, allegados a Santiago Álvarez evitaron realizaron comentarios al respecto. 

Los proyectos de YPF

Bernal le apunta luego a una serie de proyectos que impulsa YPF entre los que sobresale la planta de GNL para exportar gas: “¿Son estos proyectos prioritarios? ¿Son realmente los que necesita el país y la industria? De ninguna manera, mucho menos una planta de GNL para exportar gas natural de acá a 6/8 años, sobre un mercado mundial cuya volatilidad es la regla (no la excepción), mercado al que además se llega muy tarde. Cabe recordar que la propuesta de construcción de la planta de GNL fue impulsada con vehemencia por Iguacel, luego Lopetegui y, por último, Nielsen”.

Si bien las críticas de Bernal fueron realizadas antes de la invasión rusa sobre Ucrania, que disparó los precios del gas a nivel global y viabilizó proyectos de exportación de GNL como el que ahora YPF impulsa junto con Petronas, en ese entonces la petrolera controlada por el gobierno ya venía trabajando desde hace más de un año en la gestación de la iniciativa junto con directivos de la petrolera asiática, tal como señaló esta semana Pablo González, presidente de YPF, en una entrevista con Infobae.

Al criticar la construcción de la planta de GNL, Bernal también le dedica un párrafo al ministro de Economía, Sergio Massa, que lo designó como subsecretario, a quien lo acusa de defender los intereses de Marcelo Mindlin: “Por otra parte, acá subyace además un negocio para las transportistas (especialmente para TGS, Mindlin), porque en el gasoducto Tratayén-Saliquelló que es el que alimentaría la planta de GNL en Bahía Blanca, pretenden tarifa desregulada en dólares, que no pase por ENARGAS (por eso quieren modificar la 24.076, cosa a rechacé rotundamente). Esta modificación, inaceptable, estaba en los proyectos de Nielsen y de Massa de 2019 (analizados por mí oportunamente en sendos informes).”

Críticas al Plan Gas

Al criticar el proyecto de ley de Hidrocarburos, Bernal le apunta una y otra vez al Plan Gas.Ar: “Ante mi crítica de que el capítulo sobre gas implica oficializar el Plan Gas.Ar que nos dejó 4 años de precios caros sin competencia, todo para hacer a YPF más competitivo en gas, Demian dijo que sacaba el Plan Gas de la ley. O sea, muy bien, pero muy extraño el cambio al ceder de golpe en algo tan importante (el Plan Gas determinaba el capítulo del gas en este proyecto). ¿El resto está justificado o agarrado de la misma manera?”.

Bernal está convencido de que los precios que se le otorgaron a YPF y al resto de las petroleras en el Plan Gas son excesivos y lo trata de demostrar con un ejemplo: «Me confirmaron hoy que Pluspetrol, socia de YPF en un yacimiento gasífero descomunal en Vaca Muerta, denominado La Calera, vendió gas a Cargill a 2,8 US$/MMBTU. La industria en general, por el Plan Gas, está recibiendo el gas de YPF a 4,5 US$/MMBTU o más, el precio que las PyMEs hubieran pagado de no haberlas salvado cuando detectamos los brutales incrementos. ¿Y todo para qué? Para que YPF sea competitiva en gas. Un absurdo descomunal”. El ex interventor del Enargas parece pasar por alto que La Calera, el área que opera Pluspetrol en Vaca Muerta, es el principal desarrollo de petróleo con gas asociado de la formación no convencional. Como la rentabilidad del proyecto se explica por la extracción de shale oil, los costos de producción de gas se ubican entre los más competitivos de la industria.

En la última parte del informe Bernal incluye un apartado denominado “conclusiones preliminares, recomendaciones y propuestas”. Allí sostiene que antes que nada es necesario suspender la presentación de la ley de Hidrocarburos prevista para el 15 de julio de 2021 en Calafate. “En paralelo, paralizar este proyecto de ley y enviar esa señal contundente a YPF y a la Secretaría de Energía”, agrega.

En otra de las recomendaciones propone “cortar de una buena vez con los técnicos que dentro de YPF siguen imponiéndonos programas de salvataje (a través de leyes como esta -el Plan Gas ya lo metieron-) a costa de energía más cara para los argentinos y las argentinas, con planes de negocios desconocidos, basados en costos desconocidos, desvirtuando al sector o imponiendo condiciones totalmente anticompetitivas (como hicieron con el gas natural en el Plan Gas), orientándolo todo a la exportación”.

Sus propuestas

Por último, Bernal detalla su propuesta: “Anunciar una ley o un paquete de iniciativas que comience por volver a aplicar la reglamentación de la Ley de Soberanía Hidrocarburífera, derogada por el macrismo. Además: creación de un régimen de promoción con eje en el shale oil, que es desde donde debemos traccionar Vaca Muerta e incluso la recuperación de YPF (YPF en shale oil sí es competitiva); creación de una Agencia Nacional de Hidrocarburos (para hacernos de los datos claves para realmente regular el sector, que tome a su cargo la fiscalización de inversiones y la planificación nacional en hidrocarburos también para certificar reservas y poner en valor Vaca Muerta sin tener que depender del Departamento de Geología de EE.UU.); proyectos de infraestructura para “gasificar” a los más de 4 millones de hogares sin gas (recordemos también que la mitad del país se sigue abasteciendo de gas importado de Bolivia y de GNL); construcción masiva de centrales térmicas; construcción masiva de plantas petroquímicas”.

“Y, por último, pero estratégico: el Proyecto de Gasoducto a Brasil que revolucionará Vaca Muerta y ancla parte de esa revolución no al mercado internacional del gas licuado con toda su problemática y volatilidad, sino a la gasificación del sur de Brasil, hecho absolutamente conseguible”, agrega. 

Si Bernal se guiara por los mismos conceptos que transmitió a mediados del año pasado a la vicepresidenta Cristina Kirchner, ahora que comanda la subsecretaria de Hidrocarburos no sería coherente que impulse una nueva ronda del Plan Gas.Ar para las petroleras con precios que considera que están sustancialmente por encima de los costos. De hacerlo, borraría con el codo lo que escribió con la mano, aunque en su afán de poder quizás ese evidente dilema ético no sea un problema. Habrá que ver qué sucede en las próximas semanas, porque el ministro Massa quiere anunciar cuanto antes una nueva subasta con productores para conseguir el gas que se necesita para llenar el gasoducto Néstor Kirchner.

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Bajo el lema “Crecer Responsablemente”, Livent presentó su Informe de Sostenibilidad en donde detalló que tiene como objetivo alcanzar una capacidad de producción de 100.000 toneladas de carbonato de litio para fines de 2030 en Argentina. Además, la compañía planea duplicar su capacidad de producción de hidróxido de litio para llegar a las 55.000 toneladas y potencialmente a las 90.000 para fines de 2025 a través de la adquisición de la totalidad de Nemaska Lithium Inc.

Desde la empresa plantearon que para lograr estos objetivos será necesario asegurar el éxito en sus proyectos de expansión. Por esto, en mayo de 2021 reanudaron la iniciativa destinada a ampliar la capacidad de producción de carbonato de litio en su planta de extracción y fabricación ubicada en Fénix, la cual sumará 20.000 toneladas a la capacidad actual, y se realizará en dos fases iguales que añadirán 10.000 toneladas cada una.

A su vez, a principios de 2022 también anunciaron el comienzo de la ingeniería para una segunda expansión con el objetivo de seguir ampliando la producción, lo que permitirá aumentar la capacidad en otras 30.000 toneladas para finales de 2025. Frente a esto, prevén que una tercera expansión, en el Salar del Hombre Muerto, sumaría otras 30.000 toneladas.

Asimismo, en el informe presentado la compañía dio a conocer los resultados obtenidos en cuanto a los objetivos que se habían fijado para 2021 que se vinculan a las metas para 2030 y 2040 relacionadas al medioambiente, a la transparencia y a la responsabilidad social.

Metas de sostenibilidad

La empresa se había fijado como objetivo una reducción significativa de las intensidades en sus operaciones, la transición hacia un mix energético con 30% de energías renovables y el logro de la neutralidad global del carbono para 2040 (Alcance 1, 2 y 3). Es por esto que desde Livent exhibieron cuál es el impacto real que tienen sus productos como soluciones contra el cambio climático e indicaron que estos “son indispensables en múltiples aplicaciones e industrias, particularmente en las que están haciendo posible el desarrollo de soluciones a gran escala para combatir el cambio climático y promover la descarbonización global”.

En este sentido, dieron a conocer que el hidróxido de litio, el carbonato de litio, el litio metálico y el butilitio resultan fundamentales para la producción de baterías de larga duración que se utilizan en los autos eléctricos, para la fabricación de aleaciones que permiten mejorar la eficiencia en el uso de combustible de las aplicaciones aeroespaciales. También para la creación de cadenas de polímeros y como insumo para los neumáticos de caucho “verdes”, que mejoran la eficiencia en el uso de combustible y/o de las baterías

Ante este panorama, el presidente y director ejecutivo de Livent, Paul Graves, explicó “creemos que el litio seguirá desempeñando un papel importante en la descarbonización y el cambio hacia la electrificación. Con la urgencia de encontrar soluciones al cambio climático, nuestro Informe de Sostenibilidad 2021 subraya la necesidad crítica de que la industria del litio satisfaga responsablemente la creciente demanda de litio”.

Frente a esto, desde Livent emprendieron distintas acciones ligadas al medioambiente que tienen como meta reducir 30% la intensidad de los gases de efecto invernadero (GEI). Por eso desarrollaron un marco operativo que incluyó datos clave y un plan de operaciones de alto nivel a fin de reducir las intensidades.

Asimismo, comenzaron a trabajar en el inventario global de GEI de Alcance 3 con la intención de publicar su huella global de GEI en futuros informes. También, iniciaron los trabajos para participar en la iniciativa “Race to Zero” (Carrera hacia cero), la Ambición Empresarial por 1,5 °C y la “Iniciativa de Objetivos Basados en la Ciencia” (SBTi).

Junto a una empresa de geología y el gobierno de Catamarca se encuentran aplicando un enfoque integral para monitorear y modelar distintos parámetros con el objetivo de garantizar un uso sostenible del agua en el Salar del Hombre Muerto.

Como parte de sus proyectos de expansión en Argentina empezaron con los trabajos de ingeniería para la aplicación de nuevas tecnologías que permiten optimizar el reciclaje y la reutilización del agua, eliminando la necesidad de utilizar agua dulce adicional para la segunda expansión en el país.

Graves se refirió al trabajo que realizó la empresa durante estos meses y sostuvo “la sostenibilidad es y seguirá siendo una prioridad absoluta para Livent a medida que nos acercamos a los hitos clave de implementación en nuestros proyectos actuales de expansión de la capacidad y avanzamos en nuestras expansiones recientemente anunciadas”.

También sumó “paralelamente al impulso de nuestras iniciativas de crecimiento, nuestros equipos están trabajando intensamente para dar los pasos necesarios para alcanzar nuestros objetivos ESG para 2030 y 2040. Este doble enfoque refleja nuestra convicción de que es imperativo -y alcanzable- ampliar la producción de litio de forma sostenible”.

Proyecto de expansión

Frente a la necesidad de llevar adelante los proyectos de expansión a fin de aumentar la capacidad de producción y cumplir con los objetivos propuestos a largo plazo, desde la empresa informaron que mejoraron los procesos actuales de extracción directa de litio (DLE) y de fabricación mediante la aplicación de nuevas tecnologías que permiten optimizar el reciclaje y la reutilización del agua, sin necesidad de utilizar agua dulce adicional.

Esto se liga con otro de los propósitos que tienen desde Livent que se trata de reducir la intensidad del agua entre 10% y 30% en todas sus operaciones para 2030 y continuar liderando esfuerzos colectivos que promuevan el uso sostenible del agua, las operaciones responsables y la biodiversidad en el Salar del Hombre Muerto y las zonas aledañas.

Responsabilidad social empresarial

Como parte de su Programa de Relaciones Comunitarias en Argentina, la compañía llevó a cabo varias actividades e iniciativas para promover el desarrollo de las comunidades que habitan en las zonas cercanas a sus plantas de producción.

Esto incluyó el financiamiento de varios proyectos a través del Fideicomiso de Infraestructura de Argentina. Para esto destinaron USD 429.000 al Programa de Relaciones Comunitarias (RC) en Catamarca a fin de brindar apoyo en las áreas de salud, nutrición, educación, capacitación, calidad de vida, acción por el clima, desarrollo local y empleo.

También USD 103,8 millones para gastos de capital en Argentina para impulsar la economía local y nacional y USD 2,8 millones para Fideicomiso de Infraestructura de Argentina destinados a proyectos en beneficio de la comunidad.

De igual forma, asistieron a las comunidades locales a través de donaciones para mejorar el transporte local y el acceso a los insumos y la atención médica. Y llevaron a cabo programas de voluntariado y de mentorías junto a sus empleados e invirtieron cerca de USD 53.000 dólares en becas estudiantiles.

Desde Livent crearon 162 puestos de trabajo alineados con su nueva Política de Empleo Local, que prioriza la generación de empleo en la región al momento de contratar proveedores.

Por esto, el vicepresidente de Asuntos Públicos y Comunicaciones Globales de Livent, Juan Carlos Cruz, aseveró “creemos que para que nos vaya bien a nosotros, también le debe ir bien a nuestras comunidades. Nuestro propósito es defender, proteger y promover los derechos humanos en todo el mundo y tener un impacto positivo en las comunidades donde operamos”.

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El Gobierno aún no publicó la resolución que establece cómo funcionará el esquema de topes a los subsidios de electricidad a nivel nacional. El ministro de Economía, Sergio Massa, anunció hace algunas semanas que se otorgaría una cobertura mensual por un bloque subsidiado de 400 kilowatt por hora (KWh) para todos los hogares del país. Sin embargo, la resolución que ordene la instrumentación de esa medida todavía no se publicó en el Boletín Oficial.

Una de las razones de esa demora está ligada al planteo realizado la semana pasada por gobernadores de ocho provincias del norte del país que le solicitaron a la secretaria de Energía, Flavia Royón, una ampliación de la cobertura que da el Estado sobre el costo de la electricidad que se traslada a las facturas.

Concretamente los mandatarios firmantes, entre los que se destacan los gobernadores de Tucumán, Osvaldo Jaldo; de Chaco, Jorge Capitanich; de Jujuy, Gerardo Morales; de Misiones, Oscar Ahuad; y de Salta, Gustavo Sáenz, solicitaron un nuevo diagrama que asigne un bloque subsidiado de 750 KWh mensuales para toda la zona en el verano -durante los meses de noviembre y marzo- y 550 KWh para la región del Noreste en invierno.

Además, exigieron que se destinen 550 KWh para Noroeste a todos los consumidores que no cuentan con acceso a la red de gas y 400 KWh para aquellos que sí poseen gas natural.

Asimismo, los gobernadores pidieron que se tenga en cuenta, para la definición de las tarifas, el consumo de la energía urbana y rural, y también de la energía residencial y no residencial.

En esa misma línea, remarcaron 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”. Por lo que destacaron que “hay que corregir las asimetrías”.

Facsímil de la misiva enviada por los gobernadores del norte a la secretaria de Energía, Flavia Royón.

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Damián Vilella es, desde el 1 de julio, el nuevo director de la unidad Buses de Volvo Trucks & Buses Argentina. Es ingeniero industrial, egresado de la Facultad Regional Haedo de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN).

Vilella se incorporó a la filial argentina de la marca de camiones sueca luego de casi una década de carrera ascendente en el área de camiones de Mercedez Benz, adonde ingresó con apenas 24 años mientras aún cursaba sus últimas materias en la facultad y luego de vivir seis meses en Alemania, estadía durante la cual completó una beca de estudios.

Luego de dos años, se incorporó al área comercial, como jefe de producto. «Siempre tuve un perfil técnico y en cierto momento sentí la necesidad de profundizar en todo lo referente al mercado, el negocio. Nosotros diseñamos el producto y a mí me faltaba entender qué es lo que hace que el producto se venda», recuerda.

En la compañía alemana Vilella trabajó en distintos y variados proyectos, uno de los cuales fue el ingreso de euro 5 a la Argentina, una normativa ambiental de origen europeo que busca reducir la emisión de contaminantes en los vehículos Diesel. El ejecutivo lo recuerda muy especialmente por el «inmenso avance que esa transformación hizo en materia de emisiones y su impacto ambiental, fue muy importante».

Como parte de su evolución profesional, dejó la posición de jefe de Producto para incorporarse al management de Mercedes, como gerente de Producto y Marketing. En ese puesto, a poco de asumir, enfrentó el desafío del coronavirus, con las contingencias derivadas de tener que desenvolver todas las tareas bajo el régimen del home office, las restricciones y la observancia de estrictos protocolos, pese a todo lo cual logró liderar el «primer lanzamiento de un producto en pandemia».

Luego de esos dos años y medio de desafíos y logros, fue fichado por Volvo. «Como le digo a mis compañeros del management: me siento honrado de que me hayan elegido para encarar este desafío en Volvo», dice Vilella.

«Estoy muy contento, interiorizándome sobre los valores de la marca, los cuáles comparto y estoy orgulloso de pertenecer a una organización que defiende valores como la seguridad, la calidad y el cuidado del medio ambiente».

La industria en general, atraviesa restricciones en la cadena de suministro derivada de la pos pandemia y la guerra en el corazón de Europa. Vilella considera que en Volvo su desafío a más corto plazo es seguir satisfaciendo a los clientes con los productos y servicios que ellos demandan.

El foco de Volvo Buses hoy está en lograr una recomposición de la oferta con foco en los servicios de posventa. «Nuestros clientes hoy están priorizando una forma de inversión en la que buscan que las unidades tengan todo lo necesario para garantizar la disponibilidad. El transporte de pasajeros es un servicio fundamental y trabajamos para mantenerlo en el más alto nivel.».

Volvo Argentina cuenta con un gran equipo de trabajo y una red comercial presente en todo el país, junto con un crecimiento sostenido de los puntos de atención y servicio. “Continuar desarrollando la marca Volvo en el mercado de buses es mi principal objetivo», finaliza Vilella.

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El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Alejandro Monteiro, quien viajó a Houston la semana pasada para acompañar al ministro de Economía Sergio Massa y la secretaria de Energía Flavia Royón, analizó en diálogo con EconoJournal los principales desafíos que tiene por delante la provincia en materia energética y remarcó que la prioridad oficial es ampliar la capacidad de transporte. “Si no ampliamos los sistemas de transporte estamos en el techo de Vaca Muerta”, aseguró.

“La disminución de costos en la producción de Vaca Muerta ha hecho que los precios sean muy competitivos, con lo cual, en un contexto de precios altos como el actual, o no tan altos, Vaca Muerta sigue siendo rentable. Entonces, para que ese recurso se pueda transformar en riqueza y que de trabajo, es necesario la evacuación, y que se generen los mercados”, explicó.

Según el plan desarrollado por la provincia al 2027, “tanto la duplicación de la capacidad de transporte de Oldelval como la del gasoducto Néstor Kirchner se llenarán, y hay que pensar otro oleoducto y otro gasoducto. En un escenario moderado, en el 2027, se producirán 700 mil barriles y 130 millones de m3 y se necesitarán nuevos oleoductos y gasoductos”.

Alejandro Monteiro a la derecha de la secretaria de Energía, Flavia Royón, en Houston.

Por otro lado, Monteiro recalcó que la Licencia Social (el grado en que una organización y sus actividades cumplen con las expectativas de las comunidades locales, la sociedad en su conjunto y los diversos grupos que la componen), siempre es fundamental en este tipo de industrias: “En cualquier tema, por ejemplo el protocolo de relevamiento de comunidades, o lo que ocurra con las localidades cercanas donde se llevan a cabo las operaciones, con la sociedad en general y con cómo se comunican los beneficios y riesgos de la actividad, es fundamental”.

En el marco de mantener esta Licencia Social mencionada, desde el gobierno provincial, informaron que se trabaja en que el Protocolo de Consulta Previa, Libre e Informada (CLPI), tenga en cuenta que las comunidades relevadas tengan personería jurídica, y que estén asentadas sobre tierras legalmente reconocidas.

“Sin reconocimiento legal ni tierras con título o reserva, para la provincia no corresponde la consulta previa. Eso está concatenado con el relevamiento que se está realizando. Y, por otro lado, es necesario establecer el carácter vinculante o no de la misma”, aclaró.

Entre otros temas, uno de los más recientes que están abordando desde el Ministerio de Energía y Recursos Naturales, como parte de un programa de políticas de cambio climático, es empezar a relevar, por primera vez en la provincia y en la industria local, el nivel de emisiones de gases de efecto invernadero. Lo que se busca es tener una línea base del nivel de emisiones y conocer las estrategias que tienen las compañías respecto de su carbono neutralidad.

Monteiro explicó además que se necesita tener un espacio de mejora constante y darle continuidad a todo espacio de capacitación: “Todo el tiempo es necesario recalcar los riesgos que tiene su trabajo, sin que existan relajamientos o excesos de confianza. Cómo lidiar con esos riesgos es fundamental”. A su vez, remarcó que “el control es fundamental y es necesario que sea preventivo, y cuando se detecte alguna situación anormal, que existan sanciones”.

Vaca Muerta en números

La producción de gas en la provincia de Neuquén llegó a un nuevo récord histórico durante julio pasado al alcanzar los 91,15 millones de metros cúbicos por día, superando el anterior récord que se había producido en junio, con 90 millones de metros cúbicos por día.

De acuerdo a las cifras oficiales, estos guarismos representan una suba del 1,08 por ciento con respecto a junio y del 16,62% en comparación con julio de 2021. La suba acumulada en los primeros siete meses del año es del 24,9%.

El aumento de julio se debe principalmente a los incrementos de producción de gas en las áreas El Orejano, Aguada Pichana Oeste, Aguada Pichana Este y Aguada de la Arena.

En cuanto a la producción de petróleo, en julio último se alcanzaron en la provincia los 275.238 barriles por día, el mayor volumen de los últimos 21 años. Esto representa un aumento del 2,8 por ciento con respecto a junio y del 36,08% en comparación con igual mes del año pasado. La diferencia acumulada positiva en lo que va de 2022 es de 40,79%.

El crecimiento petrolero de julio se explica, principalmente, por los aumentos de producción en las áreas Loma Campana, Aguada Federal, Mata Mora Norte, Sierras Blancas y Bandurria Sur.

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La empresa Enarsa (ex IEASA) lanzó la licitación número 10 (GPNK 10/2022) del proceso que lleva adelante para la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner, que conectará Vaca Muerta con los grandes centros de consumo de gas del país. Se trata de la adquisición de “tramos de medición y cromatógrafos” para el ducto troncal y para las obras complementarias como el gasoducto Mercedes – Cardales.

Al mismo tiempo, Enarsa dio a conocer la licitación número 11 de “contratación de los trabajos inherentes a la elaboración de la ingeniería básica extendida para la construcción del segundo tramo” del gasoducto. La presentación de ofertas será hasta el 13 de octubre.

El gobierno tiene una carrera contra el tiempo para llegar al próximo invierno con el gasoducto operativo. Hace un mes, el presidente Alberto Fernández oficializó desde la localidad de bonaerense de Salliqueló la firma de los contratos de construcción del gasoducto troncal. En abril, Enarsa había lanzado la licitación para adquirir insumos estratégicos y en mayo impulsó otras adquisiciones de distintas válvulas de 20, 24, 30 y 36 pulgadas para el ducto troncal, mantas termocontraíbles y electrodos. Luego, en junio, Enarsa y Tenaris firmaron el contrato para la provisión de cañerías del gasoducto.

Nueva adquisición

La compulsa del GPNK/10 para adquirir tramos de medición y cromatógrafos salió publicada el lunes 5 de septiembre en el Boletín Oficial mediante la Licitación Pública GPNK 10/2022. La adquisición del pliego de bases y condiciones está disponible hasta el 14 de septiembre. Ese mismo día, luego del cierre, se hará la apertura de ofertas. Enarsa aclaró que la garantía de mantenimiento de ofertas es de 1% del presupuesto oficial.

Luego, Enarsa publicó una serie de circulares modificatorias ante las consultas realizadas por los interesados, donde se aclara que se podrá realizar consultas respecto a la contratación hasta tres días hábiles antes del cierre.

Además, Enarsa también especifica que “teniendo en cuenta el carácter de urgencia otorgado a la construcción del Proyecto Néstor Kirchner y que su construcción y puesta en operación resulta imprescindible e impostergable para dar cumplimiento en tiempo y forma a lo ordenado por el Poder Ejecutivo, informamos que lamentablemente no resulta posible otorgar una prórroga”. Enarsa abonará un anticipo financiero de hasta el 50% del valor de contrato “pagadero dentro de los 30 días de la fecha de la firma del anticipo”.

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Daniel González, ex CEO de YPF y actual director ejecutivo de IDEA; Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía y Energía; y Guido Zack, director del área económica de Fundar, dieron a conocer en diálogo con EconoJournal los principales lineamientos del trabajo que realizaron en conjunto para exponer el potencial exportador que tiene Argentina en cuanto al gas natural licuado (GNL) teniendo en cuenta las reservas que posee Vaca Muerta y la necesidad de políticas de Estado que apunten a desarrollar estos recursos.

En una entrevista en profundidad para conocer los pormenores del proyecto, los especialistas consideraron que las políticas de Estado para explotar todo el potencial gasífero deben estar plasmadas en una ley. González remarcó que la norma «debe ser ampliamente votada, en donde todo el arco político debería poder consensuar porque sin esto no habría confiabilidad por parte de los inversores”.

Asimismo, remarcaron que los resultados -en caso de que Argentina se convierta en un país exportador de GNL- recién comenzarían a visualizarse cinco años después de las primeras inversiones. Por lo cual, González adelantó que «las ventajas no se van a ver ni en este gobierno, ni en el que viene, con lo cual nadie tiene demasiado incentivo porque los beneficios se verían a partir de lo que sería el gobierno de 2028». De esto se desprende la necesidad de que la política persiga un objetivo común.

En ese sentido, Arceo cuantificó que el volumen de los recursos gasíferos de Vaca Muerta garantizaría el abastecimiento pleno de la demanda local, además de permitir exportaciones que rondarían los USD 27.000 millones anuales.

–¿Cuáles serían las cuestiones sobre las que se debería avanzar para que la Argentina se convierta en un país que exporte GNL?

Daniel González: -Nosotros coincidimos en que hoy el GNL es una oportunidad gigantesca, pero no sabemos si en cinco años esto va a seguir así. Seguro que dentro de 10 o 20 no. A su vez, esta oportunidad presenta un desafío en cuanto al nivel de inversión que hay que realizar, que es algo que Argentina nunca vio. Pero dada la historia del país, es decir, el prontuario que tiene que es la falta de cumplimiento y reglas de juego cambiantes, hacen que todo esto sea un reto enorme. Y la única manera de poder vencer (esa inercia) es generar una política de Estado detrás de la cual se alinee toda la política.

Como es un proyecto a largo plazo, dado que su concreción va a tomar entre cinco y siete años, se trata de algo de lo que no se va a beneficiar este gobierno ni el que viene. Con lo cual, esto incrementa las chances de que la política persiga un objetivo común que a la vez va a contribuir positivamente al país.

Nosotros creemos que esa política de Estado tiene que estar plasmada en una Ley, la cual sea ampliamente votada, en donde todo el arco político debería poder consensuar. Porque sin ese tipo de consenso imaginamos que no habrá confiabilidad por parte de los inversores. Esa es la manera de que esto tenga posibilidades de ser duradero.

–¿Qué aspectos debería considerar esa ley?

González: -En primer lugar, creemos que esa ley tiene que asegurar estabilidad fiscal. Los impuestos son los que rigen hoy. No pedimos que se saque el Impuesto a las Ganancias, ni que bajen las regalías en el caso de los impuestos provinciales, ni que haya una alícuota diferencial del IVA. Pero lo que planteamos es que no se agreguen impuestos nuevos ni se cambien los existentes.

El segundo punto es la estabilidad regulatoria porque nos referimos a un proyecto en donde prevemos que se licúen 120 millones de metros cúbicos (MMm3) y para eso se precisa infraestructura, gasoductos y plantas. Frente a esto hay que discutir cómo va a ser el aprovisionamiento del gas para el mercado local a fin de asegurar que haya suficiente gas, a un precio accesible, para la industria argentina y para el consumidor local. Esto tiene que ser en simultáneo, porque de otra forma no hay proyecto de exportación posible. Creemos que una vez discutido eso, no puede haber cambios en la regulación que terminen obligando a redireccionar el gas que se iba a licuar para exportación porque eso mataría el proyecto, lo mismo que si se diera una situación que impidiese licuar durante los 12 meses del año.

El tercer punto que creemos que tiene que contener la ley es una protección del medioambiente. Cuando nos referimos a esto, es sobre toda la cadena de valor, desde el Upstream hasta el buque metanero con el objetivo de que se cumpla con los estándares de emisión de CO2 y con la existencia de medición de metano que es para donde está yendo el mundo.

Por último, como un proyecto de este tipo necesita financiamiento externo y tecnologías que están afuera, sumado a que es una iniciativa que va a estar destinada la exportación, consideramos que tiene que haber mecanismos de libre disponibilidad de divisas. Es decir, un porcentaje tal que permita poder ser libre de deuda, pagar importaciones, servicios de afuera y la remisión de dividendos razonables a los accionistas. Además, sería necesario, durante el proceso de construcción del proyecto, un mecanismo de acceso preferencial al mercado de cambios local para la etapa de inversión, que permita la importación de equipos e insumos para las obras.

No entramos en el detalle de ponerle números a ninguna de estos aspectos, pero sí pensamos que es importante discutir los conceptos. Esta industria es suficientemente eficiente y productiva tal que no necesita excepciones impositivas. 

Nicolás Arceo: -Lo importante es el potencial estabilizador que tiene el sector para la macroeconomía argentina, que puede verse como un generador de divisas. Los números que hicimos arrojan US$ 27.000 millones por treinta años, en comparativa con las magnitudes de todo el complejo oleaginoso a precios de 2021. Es un 30% de las exportaciones totales de Argentina, en proyecto de bienes y servicios.

Seguramente las empresas van a invertir US$ 15.000 millones en un primer momento y van a exigir cierta estabilidad macroeconómica que Argentina no la tiene, pero con este sector podría tener la posibilidad de generarla.

La idea del proyecto de Ley es dar primero esta estabilidad macroeconómica, política, regulatoria, es decir, hacer todo para que luego esto colabore en la estabilidad de la macroeconomía del país.

–En un contexto como el actual con una politización muy elevada y con una agenda que por momentos parece disociada de las prioridades productivas del país, ¿cuán grande es la ventana de oportunidad real que existe para poder discutir esto en los próximos 12 o 18 meses?

González: -Creo que tiene más chances esta discusión partiendo de organizaciones como las nuestras y trabajando juntos, que partiendo de una compañía o de uno de los dos lados de la grieta. Me parece que nosotros en ese sentido podemos ayudar a construir consensos. No tenemos todas las respuestas, estamos lejísimos de eso, pero podemos contribuir. A mí me daría miedo esperar mucho a tener esta discusión porque me imagino que de acá a ocho meses va a estar toda la cuestión electoral, y no se va a poder debatir nada en ese momento.

Yo creo que hay una ventana de oportunidad y de encontrar los interruptores correctos. Nosotros lo vamos a hacer pase lo que pase porque es la visión que tenemos como organizaciones civiles de ir y aportar un granito de arena y sentarnos con todos. Si no podemos hacer que esto genere tracción en los próximos doce meses, ahí tendríamos problemas graves. 

Guido Zack: -Es un arma de doble filo porque las ventajas no se van a ver ni en este gobierno, ni en el que viene, con lo cual nadie tiene demasiado incentivo en poner todas las fichas en esto, porque los beneficios se verían a partir de lo que sería el gobierno de 2028 en adelante.

-¿El instrumento para neutralizar el riesgo que tiene la macroeconomía argentina es una ley? ¿Alcanza?

Arceo: La ley es condición necesaria, probablemente no suficiente. Tiene que ser una ley, no un DNU. Está clarísimo que, si no es algo ampliamente consensuado entre los diferentes sectores, no hay forma de avanzar. Quizás haya que hacer más cosas además de la Ley, pero es necesaria. El sector privado está muy alineado con esto, por el hecho de manifestar que quieren participar de un proyecto de esta envergadura e invertir. Es necesario que esté la Ley para que esa intención se traduzca en inversiones concretas.

–¿Es posible que se permita la exportación por 12 meses y que el Estado, al mismo tiempo, fomente que haya producción suficiente para abastecer el mercado local?

Arceo: -Creemos que de la mano del proyecto de GNL lo que tiene que venir es la definición de una estrategia de largo plazo de abastecimiento del mercado local en donde la contractualización de la demanda a largo plazo. Si no se tiene garantizado el abastecimiento del mercado local, el proyecto de licuefacción no va a funcionar.

Lo que se necesita es avanzar por dos vías: la puesta en marcha del proyecto de GNL y determinar un nuevo marco regulatorio para el mercado local que permita la contractualización de la demanda a largo plazo, como mencionamos antes. Esto implica que Argentina va a tener volúmenes de gas base para consumir todo el año, pero va a necesitar producción de gas de pico, una problemática que tiene más allá del GNL, porque va a estar con la ampliación de la capacidad de transporte con el gasoducto Néstor Kirchner. Es probable que el país exporte a lo largo de todo el año un ladrillo y que durante parte del invierno realice importaciones. Esto no es contradictorio. No hay un proyecto de exportación viable, si no está garantizado el abastecimiento del mercado local. No sucedió en ningún lugar del mundo.

-González: Eso debería tener un efecto de apalancamiento sobre la posibilidad de proveer el mercado local de gas barato y en cantidad. Realmente si de 130 MMm3/día que se producen en Argentina, se sube a 300 millones en 10 años, tiene que existir ese gas barato. El licuar no resulta excluyente con que parte de ese gas licuado pueda consumirse en los picos de invierno en el país.

–Afirman que hay que contractualizar la demanda local a largo plazo para asegurar la cobertura del mercado interno. ¿Esa discusión tiene que venir a la par del proyecto de GNL?

González: -Sí, porque si no, ¿cómo le explicás a la sociedad que Vaca Muerta es para exportar y se van a beneficiar las compañías que producen y los que compran, pero a la sociedad le va a faltar gas? Es imposible. Para mí tiene que ser una discusión en simultáneo. Posiblemente el Estado tenga un rol en cuanto a fomentar la exportación, forjar acuerdos bilaterales y todo lo que sea necesario. Pero creo que el concepto de entrar en el mercado lo solucionan las compañías privadas extranjeras que participen ya que estas empresas lo que quieren es tener la mayor cantidad de orígenes distintos y diversos en cuanto a geografía y temas políticos de GNL para los próximos 20 años.

–¿Creen que, pese a la realidad de Argentina, si este proyecto avanza existirán actores dispuestos a financiar e involucrarse en alguno de los segmentos que prevé la iniciativa?

González: -En todos los segmentos. Va a haber productores de sobra, algunos van a quedar afuera. Se va a poder armar un consorcio para todas las partes del upstream. Hoy en Argentina hay participantes en el midstream que eventualmente podrían ser los que expandan sus actividades actuales para pasar a ocupar un rol más activo, pero hay actores en todos lados.

La entrada González: «Habrá productores de sobra interesados en participar de un proyecto de exportación de GNL» se publicó primero en EconoJournal.

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El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) oficializó los nuevos cuadros tarifarios que deberán pagar los clientes de Edesur y Edenor que dejarán de percibir subsidios de manera gradual en un plazo de 6 meses. Pese a que las resoluciones fueron publicadas en el Boletín Oficial este viernes 9 de septiembre, en el artículo 9 de ambas normas se afirma que “la presente resolución entrará en vigencia a partir del día 1 de septiembre de 2022”. De este modo, el ENRE busca aplicar de manera retroactiva los aumentos. La otra novedad es que aún no se oficializó el tope de 400 kwh mensual a los consumos subsidiados que había anunciado el ministro de Economía Sergio Massa.

Las resoluciones 313/22 y 314/22, firmadas por el nuevo interventor Walter Martello, aclaran que para los usuarios del Nivel 1, listado que incluye a los hogares de mayores recursos y a aquellos que no se inscribieron en el registro de subsidios por el motivo que fuese, la reducción de subsidios será del 20% en una primera etapa que va del 1 de septiembre al 31 de octubre. El ajuste se aplica al precio estacional establecido en la resolución 605 del 28 de julio de este año. Entre los que no se anotaron en el registro de subsidios, los únicos exceptuados son los beneficiarios de tarifa social y de planes sociales, quienes fueron explícitamente excluidos de este aumento por la Secretaría de Energía.

Ese mismo porcentaje de quita regirá para los usuarios de demanda general no residencial (demandas Menores a 300 kW).

La asociación de consumidores DEUCO estimó que con los nuevos valores en esta primera etapa la suba de tarifas para un usuario R1 que consume hasta 150 kwh por mes el aumento será de 46,28%. Para los usuarios de las categorías de mayor consumo la suba es un poco menor. Por ejemplo, un R7 que consume entre 601 y 700 kwh por mes pagará un aumento de 31,5%.

La decisión de aplicar estos incrementos de modo retroactivo podría llegar a ser frenada si alguien decide impugnarla judicialmente, pues diversas fuentes públicas y privadas aseguraron a EconoJournal que los cuadros tarifarios recién entran en vigencia luego de su publicación en el Boletín Oficial y no antes. Fuentes oficiales de la Secretaría de Energía consultadas este viernes aseguraron que el aumento se regirá desde la publicación de las resoluciones, pero no es lo que dicen las normas.

Topes al consumo subsidiado

El gobierno también había anunciado que avanzaría con la aplicación de topes al consumo subsidiado de los sectores medios, pero las resoluciones que fijan las nuevas tarifas de Edesur y Edenor aclarar expresamente en su artículo 2 “que para los usuarios residenciales de los Niveles 2 y 3 continúa vigente el cuadro tarifario dispuesto en la Resolución ENRE N° 222/2022”. Es decir, por ahora no habrá cambios.

Al igual que ocurre en el caso del gas, las distribuidoras eléctricas no han recibido ninguna directiva sobre este punto y las fuentes oficiales consultadas por EconoJournal se negaron a dar cualquier tipo de precisión sobre el tema.

Una fuente conocedora del marco regulatoria, aseguró a este portal que, si el gobierno finalmente decide avanzar con la fijación de topes al consumo subsidiado de los sectores de ingresos medios, deberá ser la Secretaría de Energía, y no el ente regulador, la encargada de dictar una resolución al respecto, del mismo modo que ocurrió con la tarifa social. A su vez, será necesario modificar el decreto 332/22 ya que esa norma fija un tope de aumento para los sectores medios equivalente al 80% de la variación registrada por el Coeficiente de Variación Salarial en 2021 y ese tope ya se alcanzó con los aumentos de junio. Por lo tanto, cualquier otro ajuste violaría ese decreto si antes no se lo modifica.

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El ministro de Economía, Sergio Massa, se reunió el miércoles en Washington con directivos de las empresas que integran la Cámara de Comercio de Estados Unidos y dejó un mensaje específicamente dirigido a las petroleras de origen norteamericano que están presenten en Vaca Muerta, como Chevron y ExxonMobil. En la reunión, el titular del Palacio de Hacienda señaló el gobierno reactivará la operatoria del esquema de beneficios económicos, impositivos y cambiarios establecido por el Decreto 929/2013 firmado por la entonces presidenta Cristina Kirchner, según indicaron a EconoJournal dos fuentes privadas que participaron de la convocatoria.

El derrotero oblicuo de esa normativa se convirtió en un problema para el Estado. El Decreto 929, la primera regulación que incentivó el desarrollo de Vaca Muerta, fue la herramienta que creó la administración de CFK para traccionar la inversión conjunta de Chevron con YPF en Loma Campana, el yacimiento insignia de shale oil en el país.

En términos generales, la norma otorgó a las petroleras una serie de beneficios después del quinto año de iniciada a la inversión en un campo no convencional. El problema fue que, al llegar ese momento (en el caso de Chevron, a mediados de 2018), el Estado argentino incumplió lo escrito y no autorizó que ninguna empresa acceda a los incentivos prometidos. Este medio enumeró los detalles de esa situación irregular en una nota publicada en enero de 2020.

Massa piensa que es inverosímil que la industria petrolera recupere la confianza en el gobierno y acelere inversiones en Vaca Muerta y en infraestructura de transporte y evacuación de hidrocarburos si primero no soluciona el pasivo regulatorio generado por el incumplimiento del Decreto 929, que a su vez es la piedra basal que luego dio origen a la Ley 27.007 (sancionada en 2014).

¿Cuáles son los beneficios en cuestión?

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

Massa durante la presentación con empresas de la Cámara de Comercio de EE.UU. en Washington.

Chevron es la principal perjudicada por la inaplicación de la normativa. La petrolera norteamericana —que además de ser accionista de un 50% de Loma Campana está llevando adelante un incipiente desarrollo en Vaca Muerta en el área El Trapial, un viejo campo convencional que ahora será reexplotado en forma de shale— está en condiciones de recibir los beneficios previstos por la norma desde más de cuatro años. Por eso, si bien hasta ahora trató de resolver el diferendo en el terreno administrativo y no llevó el reclamo a la Justicia, las acreencias a su favor son millonarias.

Las esquirlas de la implementación fallida del Decreto 929 involucran también a otro actor de peso a nivel internacional que en los últimos días ganó protagonismo. Se trata de Petronas, la petrolera malaya que la semana pasada firmó un memorando de entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) con YPF para evaluar la factibilidad técnico-económica de construir una terminal de licuefacción de Gas Natural Licuado (LNG) en un puerto argentino sobre el Atlántico.

Condición necesaria

Si bien la carta de intención con YPF supone un entendimiento germinal que, pese al despliegue con el que el gobierno anunció el acuerdo, recién está dando sus primeros pasos y se requerirá de al menos un año para definir si se avanza o no con la inversión, resulta impensable que Petronas decida financiar un proyecto millonario de LNG si primero el Estado no da respuesta al reclamo por la imposibilidad de acceder a los incentivos establecidos por el Decreto 929.

Al igual que Chevron, la petrolera malaya se asoció con YPF en 2014 para explotar de manera conjunta un bloque en Vaca Muerta. Desde entonces, la compañía asiática lleva invertidos más de US$ 1000 millones en el desarrollo de La Amarga Chica, un área contigua a Loma Campana, el campo de Chevron. Ambos bloques —junto con Bandurria Sur— conforman la zona core de shale oil operada por YPF en Vaca Muerta.

En esa clave, no es extraño que este jueves el propio Pablo González, presidente de la petrolera controlada por el Estado, haya decidido visibilizar sin que nadie le haya preguntado la situación irresuelta del Decreto.

“La Ley 27.007 fue una buena Ley. Todo el régimen del no convencional que nacen a partir de esa norma. Quedan algunas cuestiones por resolver. Nosotros estamos mañana (por hoy viernes) en Houston y tendremos algunas reuniones con las compañías petroleras con el ministro de Economía y seguramente se va a hablar del Decreto 929. Tenemos que tener seguridad jurídica y aprender que las inversiones van a venir de la mano de ese cumplimiento”, expresó el directivo en un seminario organizado por la Universidad Austral.

Línea de acción

Las fuentes privadas consultadas por este medio negaron conocer qué solución podría encontrar Economía para subsanar una deuda que involucra montos millonarios que hoy el Estado no posee.

Una de las opciones, analizó el directivo de una empresa, podría ser dictar una nueva resolución reglamentaria del Decreto 277/2022, una norma similar al Decreto 929 diseñada por Demian Pañigo, un asesor del ex ministro Martín Guzmán que continúa en el Directorio de YPF, que establezca una especie de borrón y cuenta nueva y autorice a partir de ahora a las petroleras beneficiadas por el primer decreto a concretar un porcentaje de sus exportaciones (podría ser un 20% como fijó el Decreto 929) sin retenciones e incluso a liquidar las divisas obtenidas por esa venta fuera del país.

Massa podría dar mayores detalles de ese esquema esta mañana cuando participe de un desayuno de trabajo con representantes de la industria de Oil&Gas en el Baker Institute de Houston, un centro de estudios que nuclea a empresas de energía y servicios con base en Texas.

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La petrolera uruguaya estatal Ancap importará por primera vez un cargamento de petróleo de Vaca Muerta. La operación marca el regreso del crudo Medanito al Uruguay, luego de mucho tiempo.

Ancap adjudicó el miércoles a Trafigura un cargamento de crudo Medanito en su tender periódico de importación. El cargamento es de 450.000 barriles.

Fuentes al tanto de la operación remarcaron que se trata de un cargamento que Trafigura venía intentando colocar en Europa pero no tuvo éxito. Finalmente Ancap se hizo con el cargamento y obtuvo un importante descuento. “Fue a un descuento importante por lo que Ancap está más que feliz”, remarcó una de las fuentes.

Los crudos sudamericanos están siendo vendidos con descuentos en el mercado internacional. El crudo Medanito es el que mayores descuentos está sufriendo.

Regreso del Medanito

La operación de Ancap tiene un significado adicional: es la primera importación en Uruguay de crudo de Vaca Muerta desde que la formación de shale oil se transformó en la principal fuente de producción de petróleo en la cuenca neuquina.

La petrolera uruguaya importaba y procesaba crudo Medanito en la década de 1990 en la refinería de La Teja, la única que existe en el país. Ahora será la primera vez que va a correr medanito desde Vaca Muerta, desde que este crudo cambió un poco su calidad.

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La refinería pampeana RefiPampa llevó a cabo el izamiento de una columna fraccionadora CD-1101 gracias a la cual podrá cuadruplicar su cantidad de procesamiento de combustible. Con esto, la empresa continua con el cronograma previsto de avance firme de la nueva unidad de procesos que se está construyendo en su predio.

La columna -que mide 30 metros de alto, tiene un diámetro de 2,7 metros y pesa 72 toneladas- es un elemento fundamental que se utiliza para la destilación de mezclas líquidas ya que separa sus componentes en función de las diferencias en las volatilidades. César Castillo, presidente de la compañía, acompañado por Bernabé Mayor, gerente de Planificación Comercial y Gabriel Faroppa, gerente de Ingeniería fueron quienes participaron del izamiento.

Por su parte, la nueva unidad de procesos lleva cerca de un 70% de avance. Además, ya tiene instalado el último nivel de la estructura principal y los intercambiadores, los recipientes a presión y las torres auxiliares.

Frente a esto, desde la refinería aseguraron “estamos comprometidos con la mejora continua de nuestro desempeño energético y cada vez estamos más cerca de alcanzar la meta que nos propusimos a principios de este año”. 

A su vez, se encuentran trabajando un construcción del horno de procesos, al cual se le están instalando los quemadores. El próximo paso a seguir será la interconexión de los equipos con el piping, por esto están prefabricando spools. Además, se adjudicó la antorcha que está en plena construcción y será el último de los equipos principales que se instalará.

Se prevé que esta obra finalice durante los últimos meses de 2022, la cual resulta clave puesto que proporcionará mayor disponibilidad de gasoil de grado 2, nafta virgen y combustibles pesados. Y al mismo tiempo ofrecerá la posibilidad de contar con gas licuado de petróleo (GLP), que anteriormente no se producía.

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El gobierno postergó la suba de los impuestos a los combustibles siete veces seguidas (cuatro veces en 2021 y tres en 2022) fundamentalmente por una decisión política, a fin de evitar el año pasado un impacto en el precio de las naftas y el gasoil en plena campaña electoral. La prórroga este año se explica por la necesidad de hacerle espacio en el precio al aumento de la materia prima (el petróleo crudo, que registra una fuerte suba) y al mismo tiempo, obedece también a evitar que la suba de los precios en surtidores que presione aún más a la inflación, que en 2021 fue de 50,9% y este año podría superar el 90 por ciento.

La decisión del gobierno de Alberto Fernández no fue gratuita para las arcas del Estado. Al contrario. Por las sucesivas postergaciones, el Estado dejará de recaudar US$ 1.770 millones en 2022, un monto cercano al ahorro fiscal que espera lograr el gobierno con la quita de subsidios energéticos a las tarifas de gas y electricidad a partir del esquema de segmentación que se está implementando con demoras.

Los datos surgen de un informe de la consultora Economía y Energía que dirige Nicolás Arceo, que señala que la postergación de los incrementos en el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y el Impuesto a Dióxido de Carbono (IDC) “significó una importante ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa”.

Fuente: Economía y Energía

Según los anuncios realizados por el ministro de Economía, Sergio Massa, y la secretaria de Energía, Flavia Royón, el ahorro fiscal de la segmentación tarifaria será de $ 455.000 millones para todo 2023. Según el tipo de cambio oficial que se proyecta para el año que viene, que se ubica en torno a los 230 pesos según las proyecciones del Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM) del BCRA, la quita de subsidios representaría unos US$ 1.978 millones para el próximo año. En números redondos, y teniendo en cuenta los US$ 1.770 millones que el Estado no recaudó por las impuestos a los combustibles, la quita de subsidios de la segmentación tarifaria para la electricidad y gas sería sólo de US$ 200 millones más de lo que el Estado pudo percibir si se actualizaban el ICL y el IDC.

El objetivo del gobierno de no subir estos impuestos para evitar el impacto en el precio de los combustibles y que esto genere más inflación puede terminar con un efecto inverso, ya que el Estado se perdió de recaudar una suma considerable. Todo el esfuerzo que le está llevando al gobierno la implementación de la segmentación tarifaria podría tener finalmente un impacto muy bajo en el ahorro fiscal del próximo año por las sucesivas postergaciones de la suba de los impuestos a los combustibles.

Impuestos a los combustibles  

Estos impuestos se actualizan trimestralmente en base a la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) del INDEC. Se encuentran pendientes las actualizaciones de los impuestos correspondientes a todo 2021 y del primer semestre de 2022, pero en diciembre se sumará la actualización del último trimestre de este año.

La última postergación concluyó el 1° de septiembre, día donde se debía incrementar el ICL e IDC, pero el gobierno definió patear para adelante la actualización una vez más. Lo hizo a través del Decreto 561 publicado en el Boletín Oficial el miércoles 31 de agosto. El decreto estableció que las actualizaciones del primer y segundo trimestre de 2021 se aplicarán a partir del 1° de octubre. Las actualizaciones de los impuestos a los combustibles del segundo semestre de 2021 y de los tres trimestres de 2022 se implementarán el 1° de enero de 2023.

Fuente: Economía y Energía

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La secretaría de Energía, Flavia Royón, el gobernador de Jujuy, Gerardo Morales, y, en representación del sector privado, Ignacio Celorrio, presidente de la compañía canadiense Latam Lithium Americas, coincidieron en que en dos años la Argentina puede convertirse en el primer exportador del mundo de carbonato de litio grado batería del mundo. Hoy la Argentina ocupa el cuarto lugar exportando alrededor de 37.000 toneladas desde sólo dos desarrollos, pero podría incrementar esas exportaciones con los próximos proyectos que se sumarán a la fase de producción desde Catamarca, Salta y Jujuy, las únicas provincias del país donde hay exploraciones avanzadas de este mineral.

Los tres participaron de un panel de las IV Jornadas de Políticas Públicas, un evento organizado por la Universidad Austral. La secretaria de Energía participó desde Estados Unidos ya que forma parte de la comitiva oficial que acompaña al ministro de Economía, Sergio Massa, en su viaje a ese país hasta el próximo lunes.

Incremento de toneladas

Morales señaló que Jujuy exporta anualmente 17.500 toneladas de litio “y el año que viene vamos a estar exportando sólo desde la provincia alrededor de US$ 3.000 millones en litio. En 2024, Jujuy exportará US$ 4.000 millones produciendo y exportando 82.500 toneladas de litio”.

Además, el gobernador destacó que el impacto económico de las ventas al exterior del litio es más significativo porque “hace dos años la tonelada se vendía a US$ 9.000 y ahora se está vendiendo a US$ 70.000. El promedio del precio del litio en 2022 será de alrededor de US$ 50.000 por tonelada”.

Por su parte, Royón sostuvo que “en la actualidad las inversiones extranjeras directas en la Argentina muestran mucho dinamismo por las inversiones en litio”. Y agregó que “el litio puede ser un vector de desarrollo por el impacto que produce en las comunidades. Los salarios mineros son superiores al salario promedio y es un sector de muy baja informalidad”.

La secretaria de Energía, que antes de asumir también fue titular de Minería y Energía de Salta, indicó que “el contexto mundial cambió y hay una oportunidad muy grande para la Argentina en la transición energética”, y que “las exportaciones mineras son parte de la solución de los problemas macroeconómicos de la Argentina, porque tienen una balanza positiva porque son sectores netamente exportadores y es una de las agendas que trajimos con Massa a Estados Unidos”.

Escenario

Ignacio Celorrio de Latam Lithium Americas, una compañía minera de capitales canadienses que desarrolla los proyectos de litio Cauchari – Olaroz y Pastos Grandes, intervino sobre el escenario actual de la minería y cuáles son los objetivos para el sector. “Se dio una combinación de los recursos geológicos, la legislación sobre el sector y la experiencia y potencial que tienen Salta, Catamarca y Jujuy para que hoy, si bien el país es el cuarto exportador, el mundo nos vea con la posibilidad real de ser el primer exportador en carbonato de litio en poco tiempo”, describió.

Y explicó que este escenario tiene que ver con una cuestión histórica: “hubo mucha exploración en los últimos 10 años. Hay muchos yacimientos que tienen cifras (inversión y recursos) realmente muy importantes y llevan muchos años de exploración y esto nos pone en una posición de ventaja sobre otros países que recién ahora está analizando la posibilidad de exploración y, como sabemos, esto lleva muchos años”.

Celorrio afirmó: “si tenemos la infraestructura, los recursos humanos y la política correcta para llevar esto adelante, es solo una cuestión de años nada más, casi un corto plazo para tomar una posición predominante. La Argentina podría ser el número uno en producción de carbonato de litio grado batería en un mundo que definió ir a la electromovilidad”.

Por último, el gobernador de Jujuy Gerardo Morales describió tres desafíos que tiene el país: “primero, el master plan energético tiene que aprovechar Vaca Muerta y la planta de GNL para revertir el déficit en el ingreso de dólares. Segundo, potenciar a las energías renovables como la solar, eólica y el hidrógeno verde. Tercero, el master plan tiene que contar con el desarrollo de los minerales críticos como el litio, zinc, cobre y cobalto. Todo esto nos puede convertir en cinco o diez años en un país diferente”.

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La Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (AmCham) organizó una nueva edición del Foro de Energía, bajo el lema “Argentina, la oportunidad energética”, para promover el intercambio entre los sectores público y privado sobre las posibilidades que presenta el sector energético para el desarrollo y crecimiento económico de nuestro país.

El encuentro se llevó a cabo en el Hotel Sheraton de Buenos Aires, contó con más de 334 asistentes y 18 expositores y moderadores, quienes abordaron temáticas como la política energética argentina de cara al futuro; el potencial de la minería y las energías renovables para el desarrollo de las economías regionales; la explotación y exploración del recurso como visión estratégica: una mirada bilateral; Los hidrocarburos como motor del crecimiento: presente y futuro; y Offshore, hacia un nuevo perfil energético de Argentina, como algunos de los ejes nodales del encuentro.

La secretaria de Energía, Flavia Royón, pudo compartir su mensaje a la audiencia del foro de manera virtual, y manifestó que “Argentina tiene una realidad energética privilegiada y nuestro rol es generar las condiciones y las políticas públicas adecuadas para convertir los recursos en riquezas”.

Asimismo, sostuvo “anhelamos un sector energético que se desarrolle en su conjunto, incluyendo también energías renovables de manera de garantizar a todos los argentinos y argentinas, así como nuestras futuras generaciones, el acceso y la disponibilidad energética eficiente».

En tanto, Gerardo Morales, gobernador de la provincia de Jujuy, afirmó “hemos creado la región del litio, la primera desde la reforma de 1994. Es un aspecto importante, porque estamos estableciendo normas para el desarrollo y para brindar seguridad jurídica. En todos los proyectos, la provincia participa con el 3% de regalías. Este año vamos a comenzar con 2.000 toneladas de producción y el año que viene se esperan más de 30 mil toneladas de exportación”.

Bajo esa misma línea, agregó “hoy el 80% de los trabajadores son jujeños y el restante son de la región del litio. Estamos todos con la misma consigna en relación con el desarrollo de proveedores locales y trabajo local. Se genera una sinergia cuando hay decisión de inversión, reglas claras y licencia social”.

Por su parte, el gobernador de la provincia de Neuquén, Omar Gutiérrez, consideró que “la dirigencia y los acuerdos y consensos entre sindicatos, comunidades y gobierno han logrado asumir con Vaca Muerta un compromiso que la posicionó como una industria. En ese sentido, el desarrollo del mercado externo apalanca al mercado interno”. “La productividad de los pozos de gas y petróleo se ha triplicado en un año y en el último, se ha cuatriplicado. Hoy a partir del desarrollo de Vaca Muerta, exportamos recursos y talentos, ciencia, tecnología y economía del conocimiento. Es tiempo de que Vaca Muerta brille”.

A su vez, Arabela Carreras, gobernadora de la provincia de Río Negro, enunció “tenemos un plan estratégico desde Río Negro que nos posiciona en el escenario energético global en los próximos años en un lugar muy interesante, porque estamos trabajando para exportar petróleo y gas. Creemos que podemos tener un rápido desarrollo y crecimiento en materia de producción de hidrógeno verde y hay una gran potencialidad que esperamos que se convierta en desarrollo”. Y sumó “es interesante ver cómo logramos poner los acuerdos necesarios, cómo logramos convencer a los inversores de que queremos -tanto como ellos- lograr estos escenarios de producción sostenibles”.

El subsecretario de Energía Eléctrica del Ministerio de Economía de la Nación, Santiago Yanotti, también estuvo presente en el encuentro y manifestó “desde el Gobierno estamos trabajando con universidades nacionales y con organismos internacionales para proponer y diseñar políticas de eficiencia energética, por su impacto ambiental positivo, porque abarata los costos del sistema, genera empleo y oportunidades de inversión. La utilización eficiente de la energía no implica una pérdida de confort, la eficiencia no es privarse de la energía que uno necesita para vivir y para producir, sino evitar los consumos innecesarios”.

Además, indicó “tenemos agua, uno de los mejores vientos y de los mejores soles del mundo, tenemos todo eso para generar energía hidroeléctrica, eólica y solar y derivados como el hidrógeno. Una regulación adecuada y una planificación de mediano plazo nos permitirá contar con un sistema eléctrico más amplio y confiable”.

El cierre de la jornada estuvo a cargo de Alejandro Díaz, CEO de AmCham, quien concluyó que “Argentina tiene en sí misma una oportunidad única que debemos aprovechar y potenciar. Y para esto es fundamental y prioritario hacer todos los esfuerzos posibles como país y sociedad, buscando acuerdos de largo plazo y poniendo en valor la posibilidad concreta de convertirnos en una potencia mundial exportadora de energía”.

Y agregó, “establecer las condiciones de incentivo a la inversión, y la instalación de la infraestructura necesaria son fundamentales ya que permiten que Argentina pueda convertirse en un país referente para la región. Estamos convencidos que es clave continuar trabajando de manera mancomunada para que el sector energético siga profesionalizándose y desarrollándose en nuestra nación”.

Entre las figuras que participaron como oradores y moderadores se destacaron: Flavia Royón, secretaria de Energía del Ministerio de Economía de la Nación; Gerardo Morales, gobernador de la provincia de Jujuy; Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica del Ministerio de Economía de la Nación; Arabela Carreras, gobernadora de la provincia de Río Negro; Abigail L. Dressel, encargada de Negocios a.i de la Embajada de los Estados Unidos en Buenos Aires; Omar Gutiérrez, gobernador de la provincia de Neuquén; Fernanda Raggio, gerenta Ejecutiva de Exploración de YPF.

También Gabriela Aguilar, gerenta General en Argentina y vicepresidenta para Sudamérica de Excelerate Energy; Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy; Ricardo Ferreiro, director General Desarrollo de Negocios, Gas & Power y Comercial de Tecpetrol; Paula Altavilla, CEO de Schneider Electric; Daniel de Nigris, CEO de ExxonMobil; Bernardo Andrews, CEO de Genneia; Martín Genesio, CEO de AES; Daniel Gerold, presidente de G&G Energy Consultants; Matías Campodónico, CEO de Dow; Mónica Navarro, CEO de Servicios Marítimos S. A.; y Manuel Aguirre, director de Relaciones Institucionales de Vista Energy; Andrea Peña Niño, Country Sales Manager de United Airlines; Gonzalo Ketelhohn, Sales & Marketing Director de WTW; J. Ignacio Costa, Vicepresidente y Director de Asuntos Públicos y Legales de Livent Argentina; y Sabrina Pont y Cledis Candelaresi, periodistas.

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Las «transiciones energéticas» no son un fenómeno nuevo. De hecho, el mundo ha sido testigo de múltiples transiciones en el último siglo. Pero la que estamos viviendo actualmente es diferente. Esta no está impulsada por cambios en la oferta, sino por una nueva dinámica de la demanda que está preparando el terreno para un sistema energético más diverso, localizado y multicombustible. Ese es el planteamiento que entrega un nuevo estudio de Accenture, según el cual, en la situación actual del mercado, la demanda mundial de energía crecerá 16% durante los próximos 15 años.  El informe muestra que la demanda de generación de electricidad crecerá 55%; la residencial, 8%; la de vehículos livianos, un 2%; la comercial, 5%, entre otros sectores medidos.

El estudio plantea también que el sistema energético homogéneo al que nos hemos acostumbrado se está volviendo mucho más heterogéneo. El nuevo sistema permitirá a los consumidores aprovechar diferentes fuentes de energía para satisfacer las necesidades de las diferentes industrias y geografías. Diferentes políticas determinarán la viabilidad económica de las acciones las empresas de energía en diversas partes del mundo. Y diferentes tecnologías darán lugar a nuevas oportunidades para para alcanzar los objetivos de equidad, disponibilidad y sostenibilidad de la energía.

Cinco factores clave

Para enfrentar este escenario de forma efectiva y avanzar hacia la transición energética, Accenture plantea cinco factores clave. Primero, la industria energética debe dejar de centrarse en la escasez inmediata de suministros y empezar a construir la demanda en los sectores finales y en los de alto crecimiento. A pesar de las crecientes mejoras de la eficiencia energética en calefacción, iluminación y procesos industriales, la demanda de gas natural está preparada para crecer al menos 14% para 2035. Esto se debe en gran medida a las conversiones de carbón a gas en los sectores industriales (sobre todo en el de la energía) y a la creciente puesta en marcha de nuevas de plantas de GNL/gas natural en Asia.

El director ejecutivo de Accenture, Claudio Goldman, explicó que “hasta 2025, el gas natural será una importante fuente de energía a medida que las economías se recuperen de la pandemia y se reevalúe la dependencia del gas ruso”. “A partir de entonces, existe la oportunidad de impulsar la demanda de gas en los mercados emergentes, creando la infraestructura necesaria (por ejemplo, instalaciones de regasificación, gasoductos, etc.) que las economías en desarrollo necesitan para impulsar su transición”, precisó.

En segundo lugar, la industria debe dejar de centrarse en el superciclo del petróleo. En este sentido, Goldman destacó que “el sector debe empezar a centrarse en el petróleo para todos los ciclos, construyendo el suministro de petróleo de menor costo y de menor carbono”. Y agregó “Accenture proyecta que la demanda de petróleo alcance su punto máximo a finales de la década de 2020 y vuelva a descender a los niveles de 2021 en 2035. De cara al futuro, los operadores deberían seguir centrándose en los costos para financiar el aumento de la producción necesaria para satisfacer la demanda de petróleo”.

El tercer factor clave son las nuevas tecnologías. Tres tipos de tecnologías sustentan la transformación del mercado energético: soluciones de captura de carbono, soluciones de eficiencia industrial y soluciones de cambio de combustible. El análisis de Accenture estima que para llegar a un mundo con cero emisiones netas en 2050 se necesitarán entre tres y 10.000 millones de toneladas de capacidad de captura y almacenamiento de carbono (CAC) al año, hasta 200 veces la capacidad actual. Para 2035, esa cifra será de 70 a 90 veces la capacidad actual. El informe también predice que la demanda de eficiencia industrial y de tecnologías de gestión del carbono de extremo a extremo aumentará.

El cuarto factor clave son el hidrógeno verde y el azul. En base a esto, Goldman recalcó que “aunque hay muchas opciones de hidrógeno limpio, el hidrógeno azul y el verde tienen grandes ventajas, como su disponibilidad y competitividad a largo plazo en un entorno de altos impuestos sobre el carbono. La elección entre hidrógeno azul o verde depende principalmente de los precios del carbono y del gas natural, y del costo de generación de cada tipo de hidrógeno”.

El quinto factor clave es son los biocombustibles. La mayor parte del debate sobre el sector del transporte se centra en la electricidad y la creciente popularidad de los vehículos eléctricos (VE). Sin embargo, nuestro análisis muestra que, a medio plazo (2025-2035), los biocombustibles serán los verdaderos ganadores en lo que respecta a la demanda de combustibles descarbonizados. El consumo de biocombustibles (especialmente de etanol) seguirá creciendo a una tasa anual del 7% hasta 2035 y sólo será superado por la electricidad en términos de julios totales consumidos en 2035.

En los sectores de los vehículos pesados, la aviación y la marina, los biocombustibles son la principal opción viable para los combustibles descarbonizados. En concreto, en el sector de los vehículos pesados nuestro análisis muestra que la demanda de diésel renovable y biodiésel convencional se duplicará, como mínimo, de aquí a 2035.

Por último, Goldman concluyó que “la industria de energía se encuentra en un momento crucial. La transición energética está obligando al sector a reevaluar cómo van a competir y el papel que desempeñará en el nuevo sistema energético. Con estos cinco factores clave, la industria de energía puede avanzar de forma más rápida y efectiva hacia un sistema energético inteligente, que responda a la demanda, al mismo tiempo que protege el medioambiente”.

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Chevron Argentina y la Fundación Baylor Argentina anunciaron la expansión del programa de atención de salud materno-infantil que se está llevando adelante en conjunto en la localidad neuquina de Rincón de los Sauces. El programa de fortalecimiento del hospital local incluye la donación de insumos y equipos médicos para responder a las necesidades de la comunidad, además de la incorporación de un tráiler sanitario con nuevos consultorios para brindar atención médica.

Estos servicios son provistos por personal de la Fundación Baylor Argentina, gracias al apoyo de la empresa Chevron, en articulación con el hospital local y el Ministerio de Salud de la Provincia de Neuquén.

La directora ejecutiva de la Fundación Baylor Argentina, Agustina Pérez, afirmó “Llevamos cuatro años trabajando con las comunidades de Añelo, Rincón de los Sauces y Ciudad Industrial, contribuyendo con la atención y prevención de la salud de las mujeres, niños y niñas de dichas localidades”. Además, consideró “esto marca un nuevo punto de inflexión para la historia de la Fundación Baylor Argentina”.

En esa misma línea, explicó “esto es posible gracias al apoyo de nuestro socio fundador y principal sponsor, Chevron, y al trabajo de articulación que realizamos con el Ministerio de Salud de Neuquén”.

Además del trailer sanitario que permitió incorporar nuevos consultorios médicos, el programa de apoyo incluyó la donación de insumos, tales como: cuatro monitores multiparamétricos, 100 oxímetros de pulso pediátricos y 200 para adultos, seis cascos helmet y 30 máscaras faciales semiesféricas.

En referencia a esta iniciativa, Dante Ramos, gerente de Asuntos Corporativos de Chevron para América Latina, expresó “en 2018 comenzamos a trabajar en Añelo de manera articulada junto a Baylor y el Ministerio de salud de la provincia, a través del programa materno infantil. Su implementación funciona muy bien y es un programa valorado localmente”. “Nuestra expectativa es que en Rincón de los Sauces genere el mismo impacto positivo en toda la comunidad”, precisó.

Adicionalmente, el programa de atención de salud de Fundación Baylor en Rincón de los Sauces se enfoca en tres áreas:

• El programa de Salud Visual, que apunta a detectar patologías oculares en forma temprana, continúa su expansión en esta localidad. Hasta el momento, en articulación con el Hospital de Rincón de los Sauces, se realizaron más de 1.100 controles visuales a niños y niñas menores de 14 años. Además, se entregaron más de 85 anteojos a los beneficiarios, algo que les permitirá desarrollar un mejor rendimiento escolar. El control de vista pediátrico es una herramienta esencial para la detección temprana y la prevención de pérdida de visión.El programa de Cuidado de la Mujer, que se amplió al sumar al equipo de la Fundación una obstetra y una promotora de salud. Comenzaron a realizarse controles prenatales y ginecológicos, en articulación con el sistema provincial de salud. Desde 2021, se realizaron más de 960 consultas ginecológicas y obstétricas. Asimismo, se incorporó un monitor fetal para poder realizar los estudios necesarios a mujeres embarazadas.El programa del Control del Niño Sano, que tiene como objetivo realizar controles de salud a menores de 2 años, inició sus actividades en el mes de junio gracias a la incorporación de una pediatra al equipo médico. Las atenciones se realizan en forma articulada con el equipo de la Fundación Baylor Argentina, en conjunto con el hospital local.

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La Secretaría de Energía, a cargo de Flavia Royón, aumentó un 11% el precio regulado del biodiesel para su mezcla obligatoria con el gasoil. También habilitó una suba de 10% del bioetanol de caña de azúcar y de 4% en el de maíz para la mezcla con las naftas. Esta nueva suba de los biocombustibles pone una nueva presión a los precios en los surtidores, que acaban de aumentaron hasta 8,5% el domingo 21 de agosto.

Además, el gobierno oficializó mediante la Resolución 638 la prórroga por otros 60 días del corte de 12,5% de biodiesel con el gasoil que había establecido en julio, cuando estaba en 5%. El plazo original había vencido el 16 de agosto, pero, ahora, por un acuerdo del ministro de Economía, Sergio Massa, con cerealeras y productores se mantendrá en el mismo porcentaje hasta mediados de octubre. La medida cayó como un balde de agua fría en las petroleras y refinerías, ya que afirman que no fueron consultadas.

El gobierno había elevado el corte obligatorio del biodiesel como una medida de emergencia para volcar más oferta al mercado (sobre todo para abastecer al sector agroindustrial) ante la escasez de gasoil. El Ejecutivo argumenta que el incremento del corte del biodiesel en el mercado local tiene que ver también con la suba de los precios internacionales producto de la guerra entre Rusia y Ucrania.

Nuevos valores

El aumento del biodiésel de este martes se concretó mediante la Resolución 636 y de bioetanol (caña y maíz) a través de la Resolución 637, publicadas este martes en el Boletín Oficial. La cartera energética había fijado un sendero de aumento de precios de los biocombustibles entre abril y agosto. Ahora, el gobierno habilitó una nueva suba para septiembre que “tendrá vigencia hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace”, afirman las resoluciones. Es decir, por ahora no hay un nuevo sendero de aumentos.

De este modo, el precio de adquisición de la tonelada de biodiesel se incrementó de $ 198.143 en agosto hasta $ 220.000 en septiembre. En el caso del bioetanol de caña, el precio del litro que rige “para las operaciones registradas desde el 21 de agosto” saltó de $ 80,56 a $ 88,24. Mientras que el etanol de maíz pasó de $ 103,76 a $ 107,41 por litro desde el 1° de septiembre.

Mezcla

Por la Ley 27.640, los biocombustibles se mezclan con el gasoil y las naftas. Se trata de un sector regulado desde hace más de 15 años. El biodiesel se elabora con aceite de soja, principalmente en las provincias de Córdoba y Santa Fe, y se mezcla con el gasoil. A principios de junio, la Secretaría de Energía elevó al porcentaje de la mezcla del 5% al 7,5% para las pymes que abastecen el mercado local.

En el país hay 18 pymes productoras de biodiesel que abastecen hasta 50.000 toneladas anuales. El otro 5% (para llegar al 12,5%) lo aportan las grandes cerealeras, que hasta este invierno no podían volcar su producción en el país porque estaban habilitadas solo para exportar.

Por su parte, el bioetanol de caña, que se produce en los ingenios tucumanos, y el de maíz (en el centro del país), tienen un corte de mezcla de un 12% con las naftas (6% para cada uno). La ley regula los cupos y los precios.

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El costo de los fletes esta impactando en los precios de los crudos sudamericanos vendidos en el mercado internacional. Entre los crudos regionales, el Medanito es el crudo que mayores descuentos está sufriendo.

Los precios del crudo de los principales productores sudamericanos cayeron la semana pasada, según datos de S&P Global Platts. Las caídas contrastan con los premios que se venían pagando por estos crudos.

En el caso del crudo Medanito se registró un descuento de US$ 5 por barril con respecto a los futuros del Brent. Es el mayor descuento registrado por Platts desde que comenzó a seguir los precios del Medanito en abril de 2021. En comparación, el Tupi, el barril de presal de referencia en Brasil, se comercializó con un descuento de US$ 1,85 por barril. A principios de agosto se ofertaba un premio de tres dólares por barril.

La situación no registró variaciones en el comienzo de esta semana, según fuentes de la industria consultadas por EconoJournal. “A nivel internacional los precios de los fletes son altos y los crudos livianos están siendo castigados por bajos cracks de gasolina, lo que significa que los descuentos son altos. Hoy el Medanito está bastante peor que la semana pasada”, confió un trader el lunes al mediodía.

También hay factores locales. “A nivel local hay mucha oferta y está la parada de Raizen”, agregó la fuente.

Fletes más caros

El encarecimeinto de los fletes constituye un factor que explica la caída de los precios de los crudos sudamericanos.

La demanda internacional de crudo y destilados se mantiene elevada. Las cargas de crudo en Estados Unidos crecieron fuerte en agosto. Las exportaciones de crudo de la Costa del Golfo de EE.UU. a Gran Bretaña, el Mediterráneo y Asia se situaron en 4,9 millones de toneladas métricas. Fue más que los promedios mensuales de 3,6 millones de tm en el segundo trimestre y 2,5 millones de tm en el primer trimestre de este año.

Exportar crudo a Asia se ha vuelto particularmente caro, lo que afecta sobre todo al Brasil. Platts observó que los precios de los fletes entre el Golfo Pérsico y China se dispararon la semana pasada a un máximo de dos años por la falta de grandes tanqueros (VLCC).

Los esfuerzos de Europa para reemplazar el crudo ruso están alterando la dinámica del mercado de tanqueros. “Algunos VLCC simplemente se quedan en Occidente y no regresan al Oriente”, afirmó un corredor de la industria a Platts. En diciembre comenzará a regir en la Unión Europea el embargo parcial a las importaciones de crudo por barco desde Rusia.

En Brasil las tarifas para rentar un gran tanquero con destino a Asia subieron a más de US$4 por barril, frente a los US$ 1,80 que se pagaban a principios de año. Otro problema para el presal brasileño es el incremento de la oferta de crudo ruso en Asia. China es uno de los principales mercados de exportación del presal. Por otro lado, la India incrementó significativamente sus compras a Rusia, transformándose en uno de los principales hubs de refinación del crudo ruso.

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El ministro de Economía, Sergio Massa, anunció un tipo de cambio específico para el sector agroindustrial de 200 pesos por dólar para las exportaciones de soja y derivados, entre los que se encuentra el biodiésel, que tiene como destino a varios países de la Unión Europea. Se trata de un régimen especial y por un mes para que ingresen dólares al país del complejo sojero, que incluye a este biocombustible que se produce a base de aceite de soja.

Las grandes cerealeras beneficiadas son Dreyfus, Bunge, Aceitera General Deheza (AGD), LDC Argentina, Patagonia Bioenergía, Explora, Unitec Bio, Cargill y Molinos Río de La Plata, entre otras. Fuentes del sector productor de biodiesel afirmaron a EconoJournal que el complejo sojero está exportando por mes alrededor de 100.000 toneladas de biodiesel a Europa, algo menos de US$ 100 millones mensuales.

Este monto podría ser superior, ya que las mismas fuentes anticiparon a este medio que “seguramente los contratos de operaciones de biodiésel que estaban previstas para octubre se terminen liquidando en septiembre”. Y añadieron que “no podemos anticipar cuánto puede ser porque también depende de la cuota mensual que establezca la Unión Europea, que es el que importa el biodiésel”.

En 2021, después de la recuperación de la caída de las ventas de combustibles en 2020 por la pandemia, este sector exportó biodiésel a Europa por alrededor de US$ 1.000 millones. El único mercado concreto de biodiesel de la Argentina es Europa porque en 2018 el gobierno de Donal Trump en Estados Unidos impuso derechos compensatorios y antidumping a las importaciones de biodiesel argentino que totalizaron una barrera arancelaria de 146% y que bloquearon las ventas a ese país. En 2016, uno de los mejores años de exportaciones de biodiesel, la Argentina había vendido al exterior por US$ 1.600 millones.

El DNU

La medida de Massa se instrumentó mediante el decreto 576/2022 publicado este lunes en el Boletín Oficial y que tiene las firmas de Alberto Fernández y todo el gabinete nacional. Establece un Programa de Incremento Exportador de adhesión voluntaria hasta el 30 de septiembre para que el complejo sojero liquide la cosecha e ingresen divisas al país. Este sector agroexportador se comprometió a liquidar en este régimen especial transitorio por US$ 5.000 millones en septiembre.

El DNU establece “de manera extraordinaria y transitoria, el Programa de Incremento Exportador destinado a los sujetos que hayan exportado en los últimos 18 meses inmediatos anteriores a la vigencia de este decreto”, entre las que se destaca la posición arancelaria 3826.00.00 del biodiésel y sus mezclas obtenidas del aceite de soja.

El 25 de agosto pasado, el ministro Massa y la secretaria de Energía, Flavia Royón, anunciaron otro beneficio para este sector, que fue la prórroga por 60 días del corte del 12,5% del biodiesel para su mezcla obligatoria con el gasoil para el mercado interno. El gobierno avanzó con la medida en diálogo con el sector agroindustrial, pero sin sentarse en una mesa de negociación con las petroleras.

Hasta este invierno las grandes cerealeras no podían abastecer el mercado local, que era reservado para las pymes. Pero, ante los problemas con el abastecimiento de gasoil, el gobierno emitió un decreto que habilita que el complejo sojero participe con un 5% en la mezcla del biodiesel con el gasoil (y a un precio de paridad de importación), cuando por ley no estaban habilitadas.

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El comercio de litio y otros metales estratégicos para la transición energética con Estados Unidos se verá afectado por la flamante “ley climática” que impulsó el gobierno estadounidense de Joe Biden. La ley incluye beneficios fiscales que podrían conducir a los fabricantes de baterías para vehículos eléctricos a cambiar los componentes utilizados en el largo plazo. Pero el acceso a esos beneficios dependerá del origen de los metales, con preferencia para las materias primas provenientes de países que cuentan con acuerdos de libre comercio con EE.UU.

Bank of America Global Research (BofA) publicó la semana pasada un reporte en el que analiza el posible impacto de la Ley de Reducción de la Inflación (Inflation Reduction Act) sobre la industria de los vehículos eléctricos. Impulsada por el presidente Joe Biden, la denominada “ley climática” modificó y prorrogó los créditos fiscales que existen para los consumidores que compran un vehículo eléctrico de fabricación local.

El crédito es de US$ 7500 y puede solicitarlo cualquier persona con un ingreso anual inferior a US$ 150.000 (menos de US$ 300.000 para los grupos familiares). Para la compra de eléctricos usados también habrá un crédito de US$ 4000. Además elimina las restricciones que existían para aplicar el crédito a la compra de un coche eléctrico de grandes fabricantes como Tesla o GM.

Biden promulgó la ley climática.

Origen de los metales

El origen de los metales que se utilizarán en la fabricación de las baterías es un punto central. La ley climática establece que el crédito fiscal se puede aplicar sobre coches con baterías que tengan un porcentaje mínimo de metales minados en Estados Unidos o en países con los que tiene un acuerdo de libre comercio.

De los metales críticos que componen una batería (como litio, níquel, cobalto y manganeso), al menos un 40% debe provenir de operaciones mineras en Estados Unidos o ser importados desde países con los que tiene firmado un Tratado de Libre Comercio (TLC). Ese porcentaje subirá a 80% a partir del 2026.

En la industria estadounidense consideran que los porcentajes son exigentes para las cadenas de suministros existentes y se necesitarán inversiones en minería para incrementar la oferta de metales. «Alcanzar esos umbrales requerirá de grandes esfuerzos”, dice el informe de BofA. “De hecho, los metales representan casi dos tercios de los costos de las baterías de vehículos eléctricos. Dado el origen del suministro, los objetivos pueden ser más fáciles de alcanzar para el litio y más difíciles para el níquel”, añade.

Tendencias en baterías

Estos requisitos de origen pueden acortar en un primer momento la lista de vehículos que pueden acceder a los créditos. Pero los autores del reporte consideran que la ley podría impactar en la manufactura de baterías en el largo plazo, llevando a cambios en la composición de las mismas para cumplir con los porcentajes mínimos.

Por ejemplo, las baterías de litio que utilizan cobalto y níquel podrían perder más terreno aún frente a las baterías de litio ferro-fosfato (LFP). Sobre el cobalto, el reporte señala que “es poco probable que haga una contribución significativa para calificar para el crédito fiscal”, ya que se extrae principalmente en la República Democrática del Congo y luego se procesa en China.

“Las baterías de cobalto y níquel tienen mejor performance, más densidad energética, más capacidad de ciclado. Además son menos pesadas. Por lo que las baterías de litio ferro-fosfato tienen esas dos contras. Pero lo que tienen a favor es que no requieren ningún mineral particular como el cobalto o níquel. Tienen hierro y fósforo, entonces son más sencillas de fabricar porque los materiales son más accesibles”, dijo Eduardo Gigante, ingeniero industrial y consultor en minería de litio consultado por EconoJournal.

Por otro lado, los analistas de BofA advierten que es necesario incrementar la producción de litio. “La industria debe concentrarse en impulsar la producción de litio, potencialmente también en los EE.UU.”, dice el reporte.

Socios comerciales

Actualmente Estados Unidos tiene tratados de libre comercio con veinte países. En la lista figuran Australia y Chile, los dos principales productores de litio del mundo.

Otros potenciales productores de litio son Canadá y México, que integran con Estados Unidos el Tratado de Libre Comercio de América del Norte. “Creo más en Canadá, que parece ser que tiene posibilidades de tener más litio. México tiene litio pero en arcillas. No hay todavía una metodología de extracción del litio a partir de las arcillas. Además el abordaje de México en cuanto al tema del litio es muy particular. Es similar al de Bolivia, país en el que ese tipo de abordaje no tuvo éxito”, analizó Gigante.

Litio argentino

Argentina es también líder mundial en producción de litio. Fue el cuarto productor mundial de carbonato de litio en 2021 y podría superar a Chile en los próximos años. El país tiene dos proyectos en fase de producción, pero hay ocho proyectos más que entrarán en etapa deproducción en los próximos tres años.

El litio argentino es relevante para la industria estadounidense. Más del 90% de las importaciones de litio en Estados Unidos provinieron de Argentina y Chile entre 2016 y 2019, de acuerdo a un reporte del Departamento de Energía. En el ranking de compradores del litio argentino, Estados Unidos figura en el cuarto lugar, representando el 10% de las ventas de litio al extranjero en lo que va del 2022, según un informe de la Secretaría de Minería.

Estados Unidos viene manifestando su interés en alcanzar una mayor asociación comercial con Argentina. En la decimonovena edición del Consejo de las Américas celebrada en agosto en Buenos Aires, el embajador de los Estados Unidos, Marc Stanley, señaló al litio como una de las áreas de interés.

“Estados Unidos quiere tener una relación con Argentina para que sea líderen América Latina, ayudar con la infraestructura, para que pueda incrementar la producción de alimentos, energía, litio y tierras raras. Nosotros no necesitamos el petróleo y gas, tampoco los alimentos, pero queremos ayudar al mundo y asociarnos con ustedes”, dijo Stanley. Los dos países no cuentan con un acuerdo comercial.

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La Organización de los Países Exportadores de Petróleo y los países aliados (OPEP+) anunció un recorte en el objetivo de producción de petróleo de hasta 100.000 barriles diarios en octubre. Los países productores buscan sostener los precios internacionales del crudo en un contexto de incertidumbre por el devenir de la economía global.

El comunicado oficial de la 32° Reunión Ministerial de los países de la OPEP y no OPEP celebrada este lunes informa que los países volverán en octubre a los niveles de producción de agosto. También recuerda que el aumento de la producción en hasta 100.000 bpd para el mes de septiembre acordado en la anterior reunión ministerial tenía carácter temporal.

La organización fundamentó el recorte en “el impacto adverso de la volatilidad y la disminución de la liquidez en el mercado petrolero actual y la necesidad de apoyar la estabilidad del mercado y su funcionamiento eficiente”.

“Una mayor volatilidad y mayores incertidumbres requieren la evaluación continua de las condiciones del mercado y la preparación para hacer ajustes inmediatos a la producción en diferentes formas, si es necesario, y que la OPEP+ tiene el compromiso, la flexibilidad y los medios dentro de los mecanismos existentes”, añadieron en el comunicado.

Los precios del barril WTI y del Brent reaccionaron con subas de más de 3% luego del anuncio.

Sostener los precios

Los precios internacionales del crudo disminuyeron en el último tiempo. El precio del WTI se mantuvo por debajo de los US$ 100 por barril en el último mes. El precio del Brent, que llegó a estar consistentemente por encima de los US$ 110 por barril entre mayo y julio, llegó a caer por debajo de los 100 dólares en las últimas semanas.

Arabia Saudita, el mayor productor de crudo dentro de la OPEP, dejó entrever la intención de evitar una mayor caída de los precios. El ministro de Energía, el príncipe Abdulaziz bin Salman, dijo en una entrevista a Bloomberg en agosto que “recortar la producción en cualquier momento” es una opción para la OPEP+.

La decisión de no prolongar el aumento temporario de la producción en septiembre supone un revés para Estados Unidos. El presidente Joe Biden visitó Arabia Saudita en julio. El gobierno estadounidense no ha logrado hasta ahora convencer a la OPEP de incrementar sustancialmente su producción objetivo.

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Luego de un fallido proyecto de ley en 2021, es oportuno insistir en ciertos contenidos mínimos que debería contener una incipiente regulación de la cadena de valor del gas natural que apunte a generar los incentivos adecuados para la inversión necesaria tendiente a dar el salto de escala en el perfil exportador de GNL de la Argentina.

Hace casi un año, el entonces Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, defendía en el Senado el Proyecto de Ley del “Régimen de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas”, cuyo tratamiento finalmente no avanzó –por razones nunca explicitadas[1]. Dicho texto contenía un título específico dedicado a la promoción de las inversiones en gas natural y, particularmente, en GNL[2].

La semana pasada el Presidente de la Nación realizó un auspicioso anuncio en materia de asociación entre las empresas públicas argentina (YPF) y malaya (Petronas) para la realización de un proyecto integrado de GNL en Argentina, al cual abarcará la producción de gas no convencional (Upstream), el desarrollo de gasoductos e infraestructura (Midstream), la producción de GNL, así como la comercialización y la logística internacional (Downstream).

Es oportuno, entonces, complementar propuestas recientes como la de Fundar/IDEA [4] y esbozar –con base en el proyecto de ley mencionado– algunos lineamientos mínimos para el establecimiento de un nuevo marco regulatorio para la promoción de la cadena de valor del GNL. Vale resaltar que este marco deberá (como primera medida) rediscutir el alcance del concepto de “autoabastecimiento físico” de la demanda interna a lo largo de todo el año, requisito ineludible para aspirar a inversiones aconcaguáticas que viabilicen proyectos de tamaña envergadura.

Todo ello, bajo el objetivo de desarrollar el potencial inmenso de los recursos de Vaca Muerta que promuevan: (i) el empleo y desarrollo local, (ii) la generación de divisas vía salto exportador, (iii) la constitución de un fondo soberano que impida los efectos de la “enfermedad holandesa”, (iv) el involucramiento de las comunidades vía licencia social, (v) la transferencia de tecnología y potenciación de la capacidad productiva nacional, así como (vi) la contribución a la agenda de transición no solo a través de la utilización de un combustible que emite menos CO2 que otros fósiles, sino –fundamentalmente– a partir de (vii) el rediseño tecnológico de equipos y procesos a lo largo de toda la cadena productiva (ej. eficiencia y reducción de emisiones de metano). Propósitos, muchos de ellos, que reconocen antecedentes en casos como el de Noruega o Guyana, y que deberían formar parte de legislación complementaria.

Así, hete aquí algunos de los lineamientos básicos que deberían estar incluidos en una ley específica para el sector:

Régimen

Créase el “Régimen de promoción de inversiones en la cadena de valor del Gas Natural Licuado” (PromGNL), que tendrá una duración de veinte (20) años.

No afectación del mercado interno

Las autorizaciones de exportación derivadas del presente régimen no estarán exentas de lo establecido en el artículo 6° de la Ley 17.319 y en el artículo 3° de la Ley 24.076, por lo que en ningún caso su otorgamiento en calidad de autorizaciones en firme podrá entenderse como una afectación a la seguridad del abastecimiento del mercado interno.

Proyectos

El presente Régimen incluye inversiones en Tratamiento, Licuefacción, Transporte, Comercialización y Fabricación de equipos para proyectos de GNL, que estén destinadas a proyectos de producción, transporte, distribución, conversión o utilización de GNL en el transporte e industrias; y actividades industriales conexas, y regirá en todo el territorio de la República Argentina. Se encuentran alcanzados entre ellos los desarrollos para producción, transporte, distribución, almacenamiento y comercialización de GNL a partir de fuentes no conectadas al sistema de gasoductos nacionales de transporte y distribución, o a partir de producción de gas natural excedente a la destinada al abastecimiento del mercado interno; así como la fabricación de equipos asociados a estas actividades.

Cadena de valor

Serán promocionadas las inversiones en bienes y equipos para:

Tratamiento de gas en la fuente para su licuefacción final.Transporte de GNL por vías terrestre, marítima y/o fluvial, principalmente cuando sean proyectos presentados por empresas con participación estatal mayoritaria o sociedades anónimas bajo injerencia estatal (SABIE).Almacenamiento y distribución del GNL.Utilización del GNL como combustible e instalación o adecuación de bocas de expendio y equipos de GNL para el transporte terrestre, marítimo y/o fluvial.Comercialización de GNL.Licuefacción.Exportación de GNL, incluyendo la construcción de las instalaciones portuarias dedicadas.

Inversión mínima

A los efectos de gozar de los beneficios del presente régimen, los proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) y otros proyectos con inversiones en transporte e infraestructura asociadas, deberán garantizar una inversión mínima de USD 2.000 millones. En el caso de grandes proyectos de infraestructura de transporte de Gas Natural o GNL, el proyecto deberá incluir inversiones tanto en el desarrollo de producción incremental de Gas Natural, como en ampliación de capacidad de transporte y, cuando correspondiese, en las plantas de tratamiento del insumo hidrocarburífero.

Concesiones de gasoductos

Los proyectos comprendidos en el presente régimen podrán obtener concesiones en los términos de la Ley 17.319 para construir y operar los gasoductos e instalaciones nuevas asociadas.

Utilización exclusiva de gasoductos dedicados

Los beneficiarios de grandes proyectos de Infraestructura de Transporte de Gas Natural o proyectos de GNL gozarán de la garantía de utilización exclusiva de la producción de los yacimientos dedicados para el proceso productivo del cual se trate, lo que impedirá que sea afectada por medidas presentes o futuras sobre preferencias en la asignación de la producción, medidas de interrupción, redireccionamiento, o intervención en las condiciones de su comercialización, sea directa o indirectamente, durante el período de repago del proyecto.

Permisos de exportación en firme de largo plazo

La Autoridad de Aplicación otorgará permisos de exportación firmes, de gas natural o GNL, por hasta un plazo de 20 años, y tanto para los Períodos Estacionales de Verano como de Invierno, por la totalidad de la capacidad de producción generada por el proyecto. Las autorizaciones de exportación de GNL tendrán carácter firme, sin que puedan ser revocadas ni interrumpidas posteriormente.

Derechos de exportación

La alícuota de los derechos de exportación aplicables a las exportaciones de GNL será móvil y tendrá un máximo del 8 por ciento.

Libre disponibilidad de divisas

Los beneficiarios de grandes proyectos transporte de Gas Natural y de producción y exportación de GNL gozarán de la libre disponibilidad de las divisas obtenidas por hasta un monto equivalente al 60% de sus exportaciones.

Valor agregado nacional

Los proyectos beneficiarios del presente régimen estarán sujetos a los requisitos de integración nacional y aplicación de preferencias en materia de empleo, provisión de bienes y contratación de servicios que establezca la Autoridad de Aplicación de la Nación.

Eficiencia y sustentabilidad en la cadena de valor

Los beneficiarios de grandes proyectos de GNL deberán garantizar esquemas progresivos de cumplimiento de los estándares internacionales de eficiencia y abatimiento de emisiones de dióxido de carbono (CO2) y de metano (CH4) a lo largo de toda la cadena de valor del gas natural, desde la capacitación y tratamiento hasta de su licuefacción y exportación, incluyendo el transporte, almacenamiento, distribución, comercialización, fabricación y utilización de equipos de GNL, y construcción y operación de instalaciones portuarias dedicadas que incluyen plantas de licuefacción, separación de líquidos, almacenamiento y terminal de carga.

[1] Cablera Télam (telam.com.ar).

[2] ¿Qué es el GNL y qué se puede esperar para este invierno? • EconoJournal.

[3] Acuerdo con Petronas (ypf.com).

[4] Fundar_Exportar_GNL.pdf.

* Abogado y politólogo UBA, se desempeñó como Subsecretario de Hidrocarburos de la Nación en 2019/2020, y es director del Posgrado en “Hidrocarburos, Energía y Sostenibilidad” de la Facultad de Derecho de la UBA.

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La producción de gas de Vaca Muerta alcanzó en julio un promedio diario de 91,15 millones de metros cúbicos, mientras que la de crudo llegó a los 275.000 barriles por día. En este contexto, las obras necesarias para ampliar la capacidad de transporte se vuelven cada vez más imprescindibles.

Si bien los proyectos de gran porte como la duplicación de capacidad de transporte de Oleoductos del Valle (Oldelval) y el Gasoducto Néstor Kirchner ya están anunciados, el desafío sigue siendo aumentar las líneas de evacuación. Más aún, teniendo en cuenta las previsiones del plan para el desarrollo futuro de Vaca Muerta que proyecta para 2030 una producción de 140 millones de metros cúbicos diarios de gas y 750 mil barriles diarios de petróleo.

El camino indica que, al diseñar proyectos a 35 años, se atraviesa la etapa piloto, el crecimiento de la producción, y luego se llega a un plateau o meseta. Ahora bien, una vez que se pasó la etapa piloto se debe construir la infraestructura que sea necesita para almacenar y transportar estos hidrocarburos. En muchos casos, lo que ocurre es que se van construyendo plantas y agregando módulos a medida que la producción crece.

Por ejemplo, la empresa Shell en el bloque Sierras Blancas, terminó la etapa piloto y construyó una planta de tratamiento de crudo de 30 mil barriles, (ya tenía una de 12 mil barriles). Al proyectar una producción de 72 mil barriles, “van a tener que hacer un segundo módulo de 30 mil barriles más”, explicaron fuentes del ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia de Neuquén.

“Está claro que el volumen de producción de hoy no se podría haber alcanzado si las empresas no hubieran construido estas plantas para tratar el producto”, afirmaron.

La realidad es que hoy en día, con las áreas en desarrollo actuales, ya se consumió la capacidad de evacuación. “El sistema de transporte de crudo está estancado en lo que teníamos en los ‘90”. Y aquí es donde se pone el foco en aumentar las obras de midstream. 

Proyectos en la Cuenca Neuquina

En el caso del gas, con los tres gasoductos existentes (Neuba I y II, y el Centro Este) se evacúa toda la producción de las nuevas áreas. En los últimos años se han construido gasoductos para llegar a los existentes, que evacuaban el gas de Loma de la Lata.

Actualmente está en carpeta el oleoducto de 150 kilómetros que tiene que hacer YPF desde La Amarga Chica hasta Puesto Hernández de Rincón de Los Sauces para llevar a Chile, o a Mendoza.

El otro oleoducto es la ampliación de Oldeval a Bahía Blanca, que permitirá incrementar la exportación de petróleo de Vaca Muerta entre 180.000 y 250.000 barriles/día, equivalentes a US$ 4.000 y US$ 6.500 millones al año.

Las proyecciones indican que, según el plan desarrollado por la provincia al 2027, se estima que tanto la duplicación de Oldelval como el gasoducto Néstor Kirchner se llenarán, y “hay que pensar otro oleoducto y otro gasoducto”.

En un escenario moderado, en el 2027, se producirán 700 mil barriles de crudo y 130 millones de m3 de gas y se necesitarán nuevos oleoductos y gasoductos.

Así las cosas, el lunes 22 de agosto, Oldeval hizo el llamado del concurso para la adjudicación y contratación del servicio de transporte firme por hasta 36.000 m3/día para la nueva ampliación planificada.

Por su parte, YPF construyó la Planta de Tratamiento de Crudo en La Amarga Chica, otra en Bandurria, y está ampliando Loma Campana.

Pan American Energy, está construyendo una PTC en Lindero Atravesado para petróleo, y también una de tratamiento de gas con capacidad para 7 a 8 millones de mts3/día en Aguada Pichana Oeste – hasta ahora lo producían y lo trataban en Aguada Pichana Este, y ahora cada área tiene su planta-.

“Por lo general, cada área, cada vez que pasa a desarrollo masivo, luego de la etapa piloto, tiene que tener diseñada y se debería estar construyendo la infraestructura para tratar su producción”, aseguraron especialistas del sector.

Gestiones para exportar desde Chile

El gobernador Omar Gutiérrez mencionó hace unos días que se realizan gestiones para que el oleoducto trasandino (Otasa) pueda estar funcionando a más tardar en febrero próximo: “Se espera poder exportar a Chile unos 40 mil barriles de petróleo por día», dijo.

“Las principales empresas operadoras de hidrocarburos están controlando el desarrollo de su actividad desde Neuquén capital, y todo esto es muy importante porque significa industrializar en origen los recursos”, señaló respecto del protagonismo a nivel nacional de la cuenca neuquina.

Por ello, junto con el ministro de Energía y Recursos Naturales de la provincia, Alejandro Monteiro, están solicitando al gobierno nacional que acelere el desarrollo del oleoducto trasandino (Otasa) hacia Chile, para que, a fin de año, o en enero o febrero a más tardar, esté funcionando.

Gutiérrez explicó que la propiedad de los caños y ductos es principalmente de YPF, y que el objetivo es que Nación otorgue una extensión de la concesión anticipada (la actual vence en 2027) “ya que hay que invertir ahí algunos fondos y realizar una adecuación normativa que permita derechos de importación ininterrumpibles y firmes”.

“Esos ductos estarían operativos a más tardar en febrero, y necesitamos llenarlos con un mínimo de 40 mil barriles por día de petróleo. La Empresa Nacional de Petróleo de Chile (ENAP) está dispuesta a comprar hasta 70 mil barriles por día”, agregó.

Recalcó que tanto ese oleoducto como el de Vaca Muerta Norte son importantes para contar con la infraestructura de transporte que dé respuesta al flujo de inversión que se está concretando, y así como los récords de producción de gas y de petróleo para el presente año”.

“Vaca Muerta tiene comprometidos 200 mil millones de dólares de inversión. Hasta ahora se invirtieron 30 mil millones de dólares y es necesaria una inversión promedio de 7 mil millones de dólares por año hasta 2030, para que con el 50 por ciento de la inversión alcancemos el desarrollo industrial del 25 por ciento de Vaca Muerta”, finalizó Gutiérrez.

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El presidente Alberto Fernández nombró como interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) al abogado Osvaldo Pitrau. La designación se realizó a través del decreto 571/22 que está fechado el jueves 1 de septiembre y fue publicado este viernes en el Boletín Oficial. Sin embargo, en el primer artículo de la norma se aclara que el nombramiento rige a partir del 29 de agosto. Con esta designación retroactiva el gobierno busca validar las 10 resoluciones con los cuadros tarifarios del gas que Pitrau firmó el miércoles 31 de agosto y salieron publicadas en un suplemento del boletín oficial ese mismo día.

EconoJournal advirtió este jueves que en el apuro por oficializar los cuadros tarifarios del gas el gobierno le había abierto la puerta a la judicialización de los aumentos. Una de las irregularidades que destacó este portal fue que las resoluciones de Enargas que aumentaron las tarifas estaban firmadas por Pitrau, hasta entonces gerente general del Enargas, en una decisión que claramente excedía sus atribuciones ya que solo el interventor del ente –que asume las funciones del Directorio desplazado –puede firmar resoluciones válidas. El problema fue que desde la designación de Federico Bernal como subsecretario de Hidrocarburos, el cargo de interventor permanecía vacante.

Osvaldo Pitrau expuso en la audiencia pública del gas realizada en febrero.

El gobierno reaccionó frente a esa irregularidad de un modo sorprendente ya que decidió designar a Pitrau con carácter retroactivo para tratar de evitar que las resoluciones con los nuevos cuadros tarifarios sean cuestionadas en la Justicia. “En un país normal esas resoluciones claramente son impugnables, pero en nuestro país tenemos un montón de antecedentes de designaciones retroactivas de funcionarios que firmaron resoluciones antes de ser nombrados en sus cargos y esas decisiones no fueron cuestionadas”, precisó a EconoJournal una fuente conocedora del sector.

Una estrategia similar piensa aplicar el gobierno en el caso de la audiencia pública. La ley 24.076 que regula el transporte y la distribución del gas natural establece en su artículo 46 que la audiencia se debe realizar antes de la aplicación de los aumentos.

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.

Lo mismo estableció la Corte Suprema en el fallo CEPIS que le puso un freno al aumento de tarifas que en 2016 había impulsado el entonces ministro de Energía Juan José Aranguren. En este caso, el gobierno primero oficializó los nuevos cuadros tarifarios y fuentes de la Secretaría de Energía aseguraron que luego se convocará a la audiencia.

¿Quién es Osvaldo Pitrau?

Pitrau es un abogado egresado de la Universidad de Buenos Aires con diploma de honor. A su vez, posee diversos estudios de posgrado, entre los que se destaca el curso “Bussines case method” de la Universidad de Harvard.

Posee una larga trayectoria docente. Es profesor designado por concurso de la materia “Familia y Sucesiones” en la Universidad de Buenos Aires y de “Derecho de Sucesiones” en la Carrera de Derecho de la Universidad Austral.

Ingresó al Enargas en diciembre de 1993 llegando a ser gerente de Asuntos Legales, gerente general y ahora interventor. «Más allá de la forma en la que se lo designa, hay que destacar que es un hombre de la industria y constituye un salto de calidad respecto al anterior interventor e incluso al último directorio del organismo», señaló una fuente del sector que lo conoce desde hace décadas.

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