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YPF, la petrolera controlada por el gobierno, lanzó este miércoles una licitación entre traders y petroleras multinacionales para importar tres cargamentos de gasoil. Dos barcos cargados con 100.000 metros cúbicos (m3) del combustible deberán arribar a la rada del Río de la Plata durante julio y el restante descargará en agosto, según afirmaron a EconoJournal fuentes privadas.

La empresa tomó esa decisión pese a que el gobierno resolvió la semana pasada incrementar el corte de biodiesel en el gasoil para que reducir la importación del combustible fósil, que impacta en rojo en el balance de las petroleras.

La crisis por el desabastecimiento de gasoil tomó por sorpresa al gobierno y en menor medida, también a la industria. El jefe de Gabinete, Juan Manzur, llegó a declarar el 2 de junio, hace ya 20 días, que “el problema de suministro estaría resuelto en 48 o 72 horas”. Lejos de eso, la faltante de diesel recrudeció en las últimas dos semanas, tanto en el norte del país como en la zona centro, principal región agroindustrial del país.

Dos meses atrás, la expectativa de las refinadoras apuntaba a que la tensión en los surtidores comenzaría a descomprimirse a mediados de junio, una vez concluida la cosecha gruesa de oleaginosas. Sin embargo, ese escenario tampoco terminó por confirmarse.

Paradójicamente, si a principios de año el temor era que faltase gas natural en invierno como resultado del encarecimiento del LNG y la falta de oferta del fluido por la invasión rusa sobre Ucrania, el suministro de energía cruje hoy por la escasez de gasoil. Es evidente que existe una interrelación entre ambas cuestiones. Directivos de petroleras advierten que un excesivo temor a que falte gas natural en el trimestre junio-julio-agosto provocó que industrias y productores agropecuarios se sobre-stockearan de gasoil para cubrirse frente a esa eventual situación.

Parque de generación

Por su parte, Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM), licitó el viernes la compra de cinco barcos de fuel oil y dos de gasoil para garantizar el abastecimiento para el parque termoeléctrico. Los cargamentos deberán llegar al país entre julio y agosto. Los interesados deberán presentar ofertas esta semana.

Habrá que ver si Cammesa termina adjudicando todos los buques licitados o si adquiere un número inferior en función de lo que haga también Enarsa, que por estos días está terminando de definir si importa tres cargamentos de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) para reforzar el abastecimiento de gas durante julio y agosto.

Mapa que preparó YPF frente a la falta de gasoil en varias provincias del país.

Posición oficial

YPF, el mayor jugador del mercado, con una participación que en el primer cuatrimestre ascendió al 54 por ciento, informó este miércoles que “se observa un crecimiento en algunas provincias con fuerte producción agropecuaria, que no se correlaciona en forma directa con el nivel de actividad”, tal como había adelantado EconoJournal.

Además, agregó que “los costos de importación de combustibles alcanzan los máximos valores registrados para nuestra región, ampliando fuertemente la brecha con los países limítrofes”. “Lo anterior, ejerce una presión inusual al consumo fronterizo a nivel país que explica el crecimiento inusual de la demanda en las regiones de NOA y NEA”, advirtieron desde la petrolera.

Frente a ese escenario, la industria en su refinación en su conjunto despachó 3,9 millones de m3 de gasoil, lo que representa un volumen récord con relación al escenario pre-pandemia: 12% más que en 2019 (3,4 millones).

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Alemania activó este jueves la fase dos de su plan nacional de emergencia del gas natural con el objetivo de preservar el gas disponible. La medida es interpretada como un primer paso hacia el racionamiento del gas. El gobierno teme que Rusia no restablezca los envíos de gas, luego de una importante reducción en los volúmenes enviados en las últimas semanas.

El vicecanciller y ministro de Economía de Alemania, Robert Habeck, anunció que fue activada la segunda fase sobre tres del plan nacional de emergencia del gas natural. Denominada “fase de alarma”, la segunda fase se activa cuando existe la perspectiva de una disrupción inminente en el abastecimiento de gas o un crecimiento en la demanda. «A partir de ahora, el gas es un bien escaso en Alemania», dijo Habeck. “Aunque no lo sintamos todavía, estamos en una crisis del gas”, alertó.

Vicecanciller y ministro de Economía de Alemania, Robert Habeck.

Las tres fases

La fase uno o de “alerta inicial” del plan de emergencia del gas fue activada en marzo como respuesta a los indicios de un deterioro considerable en el abastecimiento de gas. En ese momento el presidente de Rusia, Vladimir Putin, había demandado a los “países inamistosos” el pago del gas natural en rublos. La fase tres o “fase de emergencia” será declarada si el abastecimiento de gas no alcanza a cubrir la demanda. En esa fase, el gobierno tomará control directo sobre la distribución de gas y el regulador energético alemán, BnetzA implementaría un racionamiento energético.

Bajo la segunda fase, el gobierno puede permitir a las empresas de energía transferir a sus usuarios los costos de garantizar el abastecimiento de gas. Es una forma de forzar a los consumidores e industrias a moderar el consumo de energía.

Habeck advirtió que las distribuidoras están acumulando pérdidas económicas por comprar el gas a precios altos, generando riesgos para los mercados energéticos. “Si esas pérdidas se vuelven tan grandes que ya no pueden soportarlas, todo el mercado está en peligro de colapsar en algún momento”, dijo el vicecanciller. “Sería como un efecto Lehman en el sistema energético”, graficó.

Menos gas desde Rusia

En las últimas semanas Rusia redujo aún más los volúmenes de gas que envía a Europa. Los volúmenes que envia a Alemania a través del gasoducto Nordstream 1 se redujeron la semana pasada a menos de la mitad de la capacidad de transporte. El gasoducto entrará en tareas de mantenimiento el 11 de julio por díez días. El gobierno alemán teme que Rusia no reactive el ducto luego de esa fecha.

La empresa rusa Gazprom alega que Siemens esta ralentizando los trabajos de mantenimiento en una estación de bombeo debido a la sanciones económicas europeas sobre Rusia. “La razón de Rusia (para reducir el suministro de gas) es solo un pretexto”, dijo Habeck. “Obviamente, su estrategia es inquietar y hacer subir los precios”, señaló.

La reducción en los envios rusos de gas complicará significativamente la campaña de llenado de los almacenes de gas en Europa, un componente clave para el abastecimiento de gas en el invierno europeo. En Alemania la capacidad de almacenamiento esta cubierta en un 58%. La Comisión Europea aprobó en mayo un requisito obligatorio para que todos los países europeos llenen sus almacenes como mínimo al 80% de su capacidad antes del comienzo del invierno.

Europa redujo a la mitad su consumo de gas ruso en el último año, de acuerdo con la consultora ICIS. El gas ruso representa actualmente el 20% del gas que se consume en el continente.

Primer contrato de LNG de largo plazo

Como parte de los esfuerzos para garantizar el abastecimiento de largo plazo, Alemania firmó esta semana su primer contrato de LNG con una empresa estadounidense.

La distribuidora alemana EnBW cerró un acuerdo con Venture Global para adquirir 1,5 millones de toneladas anuales de gas natural licuado a partir de 2026. El contrato es por 20 años, transformándose en el primer acuerdo de LNG de largo plazo que Alemania firma con otro país. El gobierno alemán había rechazado meses atrás la idea de firmar un acuerdo de similar duración con Catar.

Por otro lado, Alemania reactivará algunas usinas termoeléctricas a carbón para poder inyectar más gas en los almacenes pensando en el invierno. “Esto es amargo, pero es casi necesario en esta situación reducir el consumo de gas. Debemos y haremos todo lo que podamos para almacenar la mayor cantidad de gas posible en verano y otoño”, dijo Habeck, que pertenece a Los Verdes, uno de los partidos que conforman la coalición de gobierno. Pese a la crisis energética, el gobierno mantiene firme la decisión de cerrar en diciembre las últimas centrales nucleares en operación.

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La crisis por la falta de gasoil sigue generando fuertes tensiones en el consumo minoristas, pero, sobre todo, en el sector de transporte. Tanto es así que las asociaciones que nuclean a los transportistas llevan adelante este miércoles un paro nacional por la falta de combustible. La medida de fuerza, que para algunas asociaciones del transporte es por tiempo indeterminado, se siente en todo el país.

Lo llamativo es que, cuando se analizan las estadísticas de la Secretaría de Energía, se constata que el fuerte incremento del consumo de gasoil se explica fundamentalmente por la performance del sector del agropecuario, que durante los primeros cuatro meses del año aumentó un 45,8% el consumo con relación al mismo período de 2019. Empresas vinculadas al campo compraron entre enero y abril 734.900 metros cúbicos de gasoil contra 503.000 durante los mismos meses de 2019.

La evolución del consumo total de gasoil según las cifras oficiales registró, a su vez, una tendencia expansiva si se los primeros cuatro meses de 2022 con el mismo período de 2019 (dos registros sin restricciones por el covid). Entre enero y abril de este año se consumieron en el país 4,79 millones de metros cúbicos (m3), marcando un salto de 11% frente al consumo de 2019, que fue de 4,32 millones de m3.

El agro

Sin embargo, al analizar los datos desagregados por sector, se constate que el consumo del agro registró un salto mucho más abultado. El dato es todavía más curioso si se agrega que el consumo del segmento se aceleró pese a que la cosecha gruesa de cereales no fue más significativa que la de 2019. Se podría decir, como primera lectura, que el consumo de gasoil del sector agropecuario en lo que va de 2022 no se condice con los niveles de producción que registra el campo. El campo consumió un 46% más de gasoil en el primer cuatrimestre de 2022 en comparación con 2019. Pero la producción y las hectáreas sembradas en esta campaña son similares a las anteriores. Entonces, ¿qué pasó con el gasoil?

Hay al menos tres razones que explican el fenómeno, que pueden darse en simultáneo. Por un lado, ante la previsible falta de combustible las empresas agropecuarias salieron rápido a acopiar gasoil durante los primeros meses del año sacando oferta en los canales de comercialización. Desde esta lógica, se sobreabastecieron. Otra explicación para el salto de la demanda del agro tiene que ver con una fuerte reventa de este combustible o un cruce de canal, que tiene que ver con compras de gasoil vinculadas a compañías del agro que un contexto de alta demanda como este se terminan revendiendo a firmas de otro sector como ser industrias o estaciones de servicio de bandera blanca (sin identificación con marcas o petroleras).

Lo concreto es que durante el primer cuatrimestre de 2022 se consumieron a nivel general 470.000 metros cúbicos más de gasoil que en 2019. El agro Analizando la evolución de la demanda de gasoil por sector, el incremento en el consumo se explica en un 49% por el agro y un 48% por el consumo del público minorista (venta al público en estaciones de servicio). La suba en este último segmento se entiende por la implementación de medidas contra la pandemia del Covid, que redujeron la circulación durante varios meses.

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El segmento no convencional sigue en alza y marcó dos nuevos récords históricos: la producción de petróleo no convencional alcanzó los 241 mil barriles aproximados por día y representó el 41% de la producción total del país, con un crecimiento interanual del 57%. Por su parte la producción de gas no convencional también fue la más alta de nuestra historia con 76 millones de metros cúbicos aproximados por día y representó el 56% del total del país. Durante mayo se produjo un 39% más de gas no convencional que en el mismo mes del 2021.

Frente a estos datos, el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, consideró que “estos números son muy buenos para nuestra economía porque significan más gas y petróleo argentino, producido por trabajadores y trabajadoras argentinas, con pymes nacionales que aportan tecnología y valor agregado. Son el resultado de decisiones acertadas del presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner”.

Record en producción de no convencionales

La producción total de petróleo alcanzó en mayo un total de 584 mil barriles por día marcando un crecimiento interanual del 14% y siendo la más alta en 20 años. Por su parte el gas llegó a los 136 millones de metros cúbicos aproximados por día, un 12% más que el mismo mes del año pasado.

En este sentido, Martínez consideró que “con reglas claras y previsibilidad le dimos impulso a un sector estratégico para nuestro desarrollo energético en un contexto global donde la energía es central. Tenemos una actividad en permanente crecimiento, gracias al fuerte impulso que le dimos a Vaca Muerta”.

Asimismo, remarcó que “la puesta en marcha del nuevo gasoducto Néstor Kirchner nos va a permitir poder escalar aún más la producción de gas, aumentar las exportaciones, sustituir importaciones con gas argentino y generar miles de puestos de trabajo”.

Por último, el secretario de Energía destacó el éxito y aseguró que “permite seguir construyendo y afianzando un país más federal, porque el aumento de la actividad, le posibilita a las provincias recibir más regalías para destinarlas a educación, salud, seguridad o lo que crean prioritario”.

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La compañía china Zangge Mining firmó un acuerdo con la minera junior canadiense Ultra Lithium para avanzar en la exploración y futuro desarrollo del proyecto de litio Laguna Verde, ubicado en la provincia de Catamarca. La minera del gigante asiático pagará un total de US$ 50 millones en el proyecto de salmuera de litio. Por un lado, abonará US$ 10 millones a la canadiense para adquirir el 65% de Ultra Argentina, la subsidiaria a cargo del proyecto, y, por otro, hará un desembolso de US$ 40 millones para llevar adelante la exploración.

El proyecto

Ultra Lithium está llevando adelante un programa de exploración en el proyecto de salmuera de litio Laguna Verde, ubicado en el Salar de Antofalla, donde ya movilizó el campamento, personal y equipos de perforación. El proyecto queda a casi 4.000 metros sobre el nivel del mar. Los primeros resultados de la exploración hechos sobre una superficie de más de 3.000 hectáreas, realizada en 2017, indicaron altos valores de litio y -también- de recursos de potasio y magnesio.

Zangge Mining es una minera de China que produce metales, litio, fertilizantes y productos químicos básicos para el mercado de su país. Cotiza en la Bolsa de Shenzhen y tiene una capitalización de mercado de US$ 8.000 millones.

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Un análisis realizado por Accenture, en colaboración con el Foro Económico Mundial (WEF), muestra que las tecnologías digitales, si se extienden a todos los sectores, podrían aportar hasta un 20% de la reducción necesaria para alcanzar las cero emisiones hacia el año 2050. En las industrias de la energía, los materiales y la movilidad ya se pueden reducir las emisiones hasta un 10% adoptando las tecnologías digitales.

La energía, los materiales y la movilidad son los tres sectores que más emisiones produjeron, con un 34%, un 21% y un 19% del total en 2020, respectivamente. También representan sectores en los que las tecnologías digitales tienen el mayor potencial de reducción de emisiones.

El director ejecutivo de Accenture, Sebastián Feldberg, sostuvo que “el foco debe estar principalmente en cuatro grupos de tecnologías digitales de gran impacto. Las vinculadas a la toma de decisiones que aumentan la inteligencia humana como los gemelos digitales, la inteligencia artificial y el machine learning y las de detección y control que recogen datos y modifican los procesos físicos para que sean más sostenibles, como internet de las cosas (IoT) y la robótica”.

A su vez, sumó que también se deben tener en cuenta “las tecnologías facilitadoras, como cloud, el 5G, Blockchain y la Realidad Aumentada/Virutal y las fundacionales que existen en las operaciones actuales”.

En el sector de la energía, la investigación muestra que los casos de uso digital pueden aportar hasta un 8 por ciento de reducciones de gases de efecto invernadero (GEI) para 2050. Esto se lograría mediante la mejora de la eficiencia en los procesos intensivos en carbono y de la eficiencia energética en los edificios. También mediante el despliegue y la gestión de la energía renovable utilizando la inteligencia artificial impulsada por la computación en la nube y las instalaciones altamente conectadas en red con 5G.

En cuanto a la industria de materiales, los casos de uso digital pueden aportar hasta un 7 por ciento de reducciones de GEI para 2050. Esto ocurriría mejorando la minería y la producción previa y apoyándose en tecnologías fundacionales como el análisis de big data y la computación en la nube/de vanguardia. Además, los casos de uso que aprovechan blockchain también podrían mejorar la eficiencia de los procesos y promover la circularidad.

En el ámbito de la movilidad, los casos de uso digital podrían reducir hasta un 5 por ciento de las emisiones de GEI para 2050, según la investigación. Esto significaría aprovechar las tecnologías de detección, como el IoT, las imágenes y la geolocalización, para recopilar datos en tiempo real que impulsen la toma de decisiones del sistema. En última instancia, mejoraría la optimización de las rutas y reduciría las emisiones tanto en el transporte ferroviario como en el de carretera.

Tres pasos para clave

La oportunidad es clara: las empresas pueden cumplir sus objetivos de cero emisiones más rápidamente si adoptan casos de uso digital con un alto potencial para descarbonizar las industrias. Aunque muchas organizaciones asociadas al Foro Económico Mundial están empezando a desplegar estas tecnologías de gran impacto, pueden aprender unas de otras y colaborar para transformar rápidamente sus negocios, sistemas, fuerzas de trabajo y asociaciones a escala.

En ese sentido, Feldberg consideró que “en primer lugar, las empresas deben asegurarse de que sus datos sean compartidos, autónomos, conectados y permitan una transparencia que apoya una serie de resultados, desde la identificación y el seguimiento de los materiales de origen hasta la optimización de las rutas y la mejora de la eficiencia”.

A continuación, agregó que las compañías “deben invertir en nuevas arquitecturas de datos e integrar marcos reconocidos en sus estructuras internas de información. Lo que garantiza que los datos estén disponibles, estandarizados y que se puedan compartir a través de las cadenas de valor y con socios fuera de su entorno operativo tradicional”.

El segundo elemento clave es que las empresas deben dar prioridad a la inclusión digital y al desarrollo de competencias. Deben garantizar que su fuerza laboral actual y futura tenga acceso a las nuevas tecnologías y a las competencias necesarias para escalar las tecnologías digitales y transformar los procesos empresariales en las industrias de altas emisiones.

En tercer lugar, las organizaciones deben fomentar la colaboración entre los equipos digitales, de sostenibilidad y de operaciones dentro de sus empresas, pero también entre las cadenas de valor y las industrias. Las asociaciones entre empresas privadas, las emergentes, proveedores de tecnología, inversores y organismos públicos serán fundamentales para ampliar las inversiones, reducir el riesgo de las tecnologías y acelerar el intercambio de conocimientos.

Por último, Feldberg concluyó que “es importante garantizar que las transformaciones digitales que aceleran la transición a la energía limpia sean también inclusivas y sostenibles, para que los beneficios lleguen a todos.  Y mitigar la huella de las emisiones de estas tecnologías digitales, garantizando que tengan un impacto positivo en el planeta”.

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El gobierno elaboró para la audiencia pública del 12 de mayo, donde expuso su propuesta de segmentación tarifaria, un documento en el que buscó demostrar por qué el esquema actual de subsidios tiene un sesgo pro-rico. El texto fue preparado por el subsecretario de Planeamiento Energético Santiago López Osornio, el hombre designado por el ministro de Economía Martín Guzmán para diseñar el esquema que ahora se buscará implementar. EconoJournal repasa aquí los principales argumentos.

Sesgo pro-ricos

El documento advierte que si bien el consumo de electricidad y gas natural crece con los deciles de ingresos, el gasto en energía con relación al ingreso del hogares es sustancialmente más alto para los hogares más pobres. Por ejemplo, en el caso de la electricidad el decil más pobre destinó el año pasado el 8,9% de su ingreso a pagar las facturas de luz y gas, mientras que el decil de mayores ingresos apenas el 0,9%. La misma situación se observa con el gasto destinado a la factura del gas: el 10% más pobre desembolsa el 18,5% de su ingreso y el 10% más rico solo el 0,9%. “El peso que estos subsidios tienen como porcentaje del ingreso total familiar sugiere que la eliminación de los subsidios en los deciles de altos ingresos no tendría un impacto significativo en el ingreso disponible en estos sectores”, concluye el documento elaborado por Economía.

El documento advierte luego que los ingresos de la Encuesta Permanente de Hogares pueden estar subdeclarados y, por lo tanto, sobreestimar el indicador de subsidios como porcentaje de los ingresos en los deciles más altos. A raíz de ello, se comparó la masa de subsidios recibida por hogar con el ingreso total del hogar para el año, y se obtuvo que la proporción de subsidios sobre el ingreso es mayor para el caso de la electricidad (intervalo decil 1:15,4% – decil 10: 1,5%) que para el gas natural (intervalo decil 1: 6,14% – decil 10: 0,72%).  

Economía considera que incluir a los sectores de mayores recursos dentro de la política de subsidios energéticos constituye un error porque “deteriora  la eficacia del gasto público y la calidad de sus impactos”. Además, advierten que “generan distorsiones y externalidades negativas en el sector energético como el exceso de consumo de un recurso que no es percibido como escaso”.

“Los esfuerzos por minimizar los errores de inclusión, resguardando la asequibilidad del servicio por parte de las grandes mayorías, mejorará la calidad de los efectos sociales de los subsidios energéticos. La mejora en la definición de los destinatarios de la política minimizará los efectos no deseados sobre otros aspectos socioeconómicos y ambientales”, remarcan.

Impacto en la balanza comercial

López Osornio sostiene además que el sesgo pro-rico de los subsidios energéticos favorecen un uso poco eficiente de la energía ya que los sectores de mayores ingresos terminan consumiendo por encima de sus necesidades. En el caso argentino, esa mayor demanda no logra cubrirse con producción local sino que requiere de importación de gas natural de Bolivia, gas natural licuado y otros combustibles líquidos con el consiguiente impacto en la balanza comercial. “El intercambio energético argentino con el resto del mundo es deficitario de manera persistente desde 2011. Con vaivenes, y pese al incremento de la producción de la cuenca neuquina, las importaciones de combustibles se han sostenido por encima de las exportaciones”, remarca el documento.

Impacto en el medioambiente

Economía remarca que el consumo ineficiente de energía produce además mayores emisiones de gases efecto invernadero, debido a que las fuentes de energía libre de emisiones no alcanzan a abastecer la totalidad de lo demandado, lo cual atenta no sólo contra el ambiente, sino también contra los compromisos internacionales del país en el marco del Acuerdo de París

“En la medida que nuestra matriz energética se encuentre fuertemente ligada al uso de hidrocarburos como combustibles, los subsidios energéticos pueden elevar las emisiones de gases de efecto invernadero y la contaminación del ambiente. Para el caso argentino, esta situación se ve agravada ya que usualmente nuestra generación termoeléctrica se abastece de gas natural, pero ante incrementos de demanda, el margen se cubre con combustibles más contaminantes, como es el caso del fuel oil y el gas oil”, destaca López Osornio.

Exposición de Santiago López Osornio en la última audiencia pública.

La entrada Cómo justifica la quita de subsidios el funcionario del Ministerio de Economía que diseñó la segmentación tarifaria se publicó primero en EconoJournal.

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El gobierno oficializó este jueves el Decreto 332 que puso en marcha un esquema de segmentación de las tarifas a fin de intentar contener la expansión de los subsidios energéticos, que este año superarán los US$ 15.000 millones. La norma —firmada por el presidente Alberto Fernández— implicará, en la práctica, que un porcentaje de los usuarios residenciales empezará a recibir a partir de mediados de agosto —cuando se liquiden los consumos de gas y electricidad durante junio y julio— facturas con aumentos de hasta un 65% con relación al mismo período del año pasado.

EconoJournal consultó a fuentes del Ministerio de Economía para despejar algunas de las dudas que se generaron a partir del lanzamiento de la iniciativa. Leída en términos técnicos y políticos, la medida es una de las apuestas más jugadas y ambiciosas del ministro de Economía, Martín Guzmán, que a partir de su resultado podría marcar su fortalecimiento dentro del Frente de Todos o su declive.   

A continuación, los desafíos y los riesgos que enfrentará la segmentación tarifaria.

¿Cuándo entrarán en vigencia los nuevos cuadros tarifarios para los usuarios con mayor poder adquisitivo?

Esta semana se presentará la página Web a la que deberán ingresar todas las personas que quieran seguir recibiendo subsidios del Estado en las facturas de gas y electricidad. En este punto, en Economía son taxativos: aquellos usuarios que no se inscriban en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), creado por el Decreto 332, dejarán de percibir una subvención del Estado y pasarán a pagar la tarifa plena. ¿Cuándo? Inmediatamente.

Todos los usuarios que no se inscriban en esa plataforma comenzarán a recibir facturas con un aumento del 65% con relación a la tarifas actuales.

No obstante, la nueva regulación dispuso que la quita de subsidios sea gradual. Eso significa que cada bimestre se recortará un tercio del total de subsidios que recibe un usuario. Es decir, los hogares de altos ingresos recién pagarán la tarifa plena a fines de 2022. En ese punto, el aumento llegaría al 200% con relación a la factura del mismo mes del año pasado. Eso porque los subsidios representan cerca de un 70% del costo de la electricidad y del gas natural en la región metropolitana de Buenos Aires (AMBA). A grandes rasgos, la factura que paga el usuario debería multiplicarse por tres para eliminar todas las subvenciones. Sobre esa base, las facturas de agosto —ya con un recorte de un tercio del subsidio total— podrían aumentar un 65% en comparación con el mismo período de 2021.  

Un caso en concreto para graficar el funcionamiento de la norma. Para calcular los números se asume como supuesto que la demanda de energía del hogar en cuestión se mantiene invariante y no varía por temperatura. En ese caso, si un cliente residencial de Edenor pagó en junio $ 2000 por el bimestre abril-mayo, en agosto —cuando deba cancelar la factura por la energía consumida en junio y julio— abonará 3500 pesos, dos meses más tarde, $ 5000; y recién en diciembre pagará 6500 pesos, que es la tarifa plena sin ningún tipo de subsidios. Por eso, en Economía aseguran que para el 60% o 70% de los usuarios, el impacto en la factura final será de 1000 o 1500 pesos por bimestre.  

El formulario que deberán completar las personas que se anoten en el RASE ya está definido. Operará sobre la mismo plataforma informática que utilizó el Ingreso Familiar de Emergencia (IFE) durante el peor momento de la pandemia. Tendrá el valor de una Declaración Jurada, por lo que en la práctica, si un usuario completa en el formulario y expresa que quiere seguir recibiendo subsidios, en un primer momento no verá cambios en su factura. En los próximos meses, el Ministerio de Economía con soporte del Sintys, la dirección nacional que coordina el cruce de información pública entre diferentes organismos del Estado, se dedicará a verificar si los datos aportados por los usuarios son ciertos o no. Si se confirma la veracidad, el hogar seguirá percibiendo subsidios. Pero si salta alguna inconsistencia y se comprueba que el usuario falseó información, se le refacturará retroactivamente con la tarifa plena.  

Cambio de paradigma: constituir un hogar y empezar a subsidiar a la demanda

Mediante la creación de un registro de usuarios, el gobierno admite una debilidad: por imposibilidades legales ligadas al secreto fiscal y como resultado de los a esta altura crónicos problemas de articulación entre albertistas y cristinistas, no se logró conformar una base de datos en la que figuren las personas que perderán los subsidios. Por eso, ahora Economía apunta ahora a armar una base desde cero.

La apuesta de fondo es detectar, de manera progresiva, cómo están integrados los hogares detrás de cada usuario de gas y electricidad y determinar qué poder adquisitivo poseen. Si la herramienta funciona, con el tiempo se podrá subvencionar a la demanda discriminando perfiles en lugar de subsidiar de forma general a la oferta.

Guzman se juega una parada brava con la instrumentación de un ambicioso esquema de segmentación de tarifas.

En concreto, el objetivo parece sencillo. Pero en el andar se convertirá en un campo minado de altísimo riesgo político para el gobierno. Si quiere salir airoso deberá transmitir con una excelente gestión técnica porque un error o una mala ejecución puede terminar provocando la caída de todo el esquema.

Del Decreto 332 surge que la meta será categorizar a los usuarios en tres tipos de niveles: altos ingresos (nivel 1), sectores populares con tarifa social (2) y clase media (3).

Los de nivel 1 son los de mayores ingresos que perderán todo el subsidio. Son las usuarios que tengan ingresos mensuales netos superiores a un valor equivalente a 3,5 Canastas Básicas Totales (CBT), es decir,333.410 pesos; sean titulares de tres o más automóviles con antigüedad menor a cinco años; posean tres o más inmuebles, aeronaves o embarcaciones de lujo, según la tipología aplicable por AFIP; sean titulares de activos societarios que exterioricen capacidad económica plena.

Los hogares del segundo nivel abarcan a la población de «menores ingresos», la cual tendrá un tope tarifario equivalente al 40 por ciento del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior. Incluye a quienes declaren ingresos menores a un valor equivalente a una Canasta Básica Total (CBT) para un hogar tipo 2, según el Indec; personas que reciban alguna ayuda social del Estado y familias en las que al menos algún integrante del hogar cuente con un Certificado de Vivienda (ReNaBaP); aquellos que puedan acreditar un domicilio donde funcione un comedor o merendero comunitario registrado en RENACOM; hogares donde al menos un integrante posea certificado de discapacidad y, considerando a los integrantes del hogar en conjunto, tengan un ingreso neto menor a un valor equivalente a 1,5 Canastas Básicas Totales para un hogar 2 según el Indec.

Por último, los usuarios de Nivel 3 representa a la población de «ingresos medios», la cual tendrá un tope tarifario equivalente al 80 por ciento del CVS del año anterior. Los integrantes de este grupo deberán ser propietarios de dos o más inmuebles, considerando a los integrantes del hogar en conjunto o poseedores de un vehículo de hasta tres años de antigüedad, a excepción de los hogares donde exista al menos un conviviente con Certificado Único de Discapacidad (CUD).

Sólo se podrá recibir subsidios en un inmueble

La Subsecretaría de Planeamiento Energético estimó que en el área metropolitana de Buenos Aires (AMBA) existen 921.778 titulares de la energía eléctrica que dejarán de recibir subsidios. En el caso del gas natural, son unos 760.000. En Economía confían en que esa cantidad de personas —todas con el alto poder adquisitivo— no se inscribirán en el nuevo registro de usuarios por lo que inmediatamente perderán la bonificación en el próximo período de facturación. A su vez, en la parte baja de la pirámide, los colabores de Guzmán indican que no habrá demasiados problemas en identificar a los beneficiarios de algún programa social (AUH, Potenciar Trabajo, etc). Lo complejo, reconocen, será conformar el universo de clase media (nivel 3) que seguirán recibiendo un subsidio del 70% en las facturas.

Algo está claro: si una misma persona es titular de dos servicios en inmuebles distintos, deberá optar por seguir recibiendo subsidios en uno, que pasará a ser el principal. El segundo pasará a pagar la tarifa plena. No es un asunto menor: la base de datos de las distribuidoras de gas y electricidad está totalmente desactualizada. Hay personas que tienen a su nombre hasta 3 o 4 inmuebles, pese a que ya no tienen una relación patrimonial ni de uso con esos activos. Fueron titulares en el pasado y arrastran esa condición desde entonces.

¿Qué pasará con los inquilinos?

La creación del RASE se explica, en buena medida, para resolver la situación de los inquilinos. Quienes alquilen una vivienda deberán llenar el formulario que presentará en los próximos días y explicitar que son titulares del servicio completando el número de medidor respectivo. Es importante realizar el trámite, porque si el servicio está a nombre del dueño se presupone que éste optará por mantener —en caso de que le correspondan— los subsidios en el domicilio principal y no en el que posee en alquiler. Por ese motivo, es altamente probable que los inquilinos que no inscriban en el registro pierdan los subsidios en forma inmediata.

El temido efecto Puerta 12 que podría registrarse en agosto y septiembre cuando empiecen a llegar las nuevas facturas.

Tal vez con un exceso de optimismo, en Economía esperan una oleada masiva de inscripciones en el RASE para las próximas semanas. Estiman que la mayoría de los usuarios se anotará en el registro una vez que entre en funcionamiento. Como antecedente, citan lo que sucedió con el primer IFE, que en 2020 contó con una inscripción de 12 millones de personas apenas unos días después de abierta la convocatoria.

Sin indagar demasiado, la diferencia entre una iniciativa y otra salta es evidente. El IFE ofreció como gratificación inmediata un ingreso de dinero justo cuando la cuarentena impedía trabajar a millones de personas. En cambio, el gancho para inscribirse en el RASE es indirecto: el beneficio, en todo caso, es evitar un castigo (el aumento de las tarifas).

Fuentes cercanas al Palacio de Hacienda afirmaron que confían en la eficacia de la campaña de comunicación que se lanzará en breve. El problema para la Casa Rosada ocurrirá si esa asunción no se confirma.

El peor escenario para el gobierno tendrá lugar si la inscripción al registro es baja y mucha gente no completa el formulario durante lo que resta de junio y en julio. Se estima que los hogares del Nivel 3 (clase media) ascienden a unos 6 millones en el caso del gas natural y unos 8 millones si se miden los usuarios de energía eléctrica. En un contexto hipotético, si la inscripción es baja las distribuidoras terminarían facturándole la tarifa plena a usuarios que en realidad pertenecerían al segmento medio, que en rigor deberían seguir percibiendo los subsidios. Esas boletas con números defectuosos comenzarían a arribar en agosto y en septiembre.  

De nuevo: si la anotación en el RASE es lenta, el margen de error del esquema podría ser alto. Y millones de usuarios —no sólo el 10% del universo de altos ingresos— tendría que empezar a pagar el precio real del gas y la electricidad. Es difícil saber cómo podría impactar en el plano político y judicial una falla masiva de ese tipo. Por eso es clave, a los fines de que el sistema de segmentación funcione, que la tasa de inscripción en el registro sea muy alta.

Aún así, en Economía relativizan una eventual complejidad si la gente tarda en anotarse. “Creemos que la mayoría de las personas se van a anotar. La mayoría de los usuarios de electricidad de Edenor y Edesur que no lo hagan recibirán un aumento en su factura de 1000 o 1500 pesos en el bimestre. Y en ese punto, podrán inscribirse en el RASE y solicitar una recategorización”, explicó una de las fuentes consultadas.

La lupa sobre los hogares monoconstituidos

Economía prestará especial atención a los hogares monoconstituidos, es decir, a los usuarios que declaren vivir solos en un inmueble. En esos casos, el Estado cruzarán otras variables como nivel de consumo, situación patrimonial del titular y tamaño del inmueble, entre otros datos, a fin de evaluar si la información suministrada es fidedigna o no.

¿Cuál es la sospecha lógica que se disparará en esos casos? Que el titular del servicio de ese hogar sub-informó adrede la cantidad de habitantes reales de la vivienda para ocultar a integrantes con un mayor poder adquisitivo. El Decreto establece que el ingreso por hogar, sumando la remuneración neta de los habitantes de la casa, no puede superar en conjunto los 333.410 pesos mensuales (3,5 canastas básicas totales). Si el ingreso colectivo es mayor que esa cifra, el usuario perderá los subsidios.

Lo que temen en Economía es que personas que quieran evitar el salto en las tarifas designen como titular a una persona que individualmente no perciba ese valor y omitan al resto de los integrantes reales del hogar para que el Estado no tenga información para definir la situación socioeconómica de la vivienda. “Vamos a prestar atención sobre los hogares monoconstituidos para buscar eventuales inconsistencias en las declaraciones juradas”, explicaron en un despacho oficial.

La inscripción en el RASE será dinámica. ¿Qué quiere decir eso? Que los usuarios deberán ir informando a medida que registren un cambio cuantitativo de sus ingresos. “Si, por ejemplo, un trabajador pierde su empleo deberá inscribirse en el registro para informar esa situación”, razonaron en Economía.

Queda sin responder qué sucederá con personas monotributistas o autónomas con ingresos diversos durante el año por cuestiones estacionales. “Si un monotributista trabaja en la temporada turística durante los seis meses que van de octubre a marzo y durante ese período supera el límite de 331.400 pesos, pero durante el resto del año sus ingresos son inferiores, cómo estará categorizado”, planteó el gerente comercial de una distribuidora. “¿Será nivel 1 o nivel 3?”, se interrogó.

Por ahora, escasa articulación con las empresas

En Economía afirmaron que el trabajo de articular con las distribuidoras de gas y electricidad recaerá sobre los entes reguladores, que estás en cabeza de Soledad Manin (Enre) y Federico Bernal (Enargas), dos funcionarios que responden a la vicepresidenta Cristina Kirchner, que desde el inicio se opuso a la segmentación de tarifas que impulsó Guzmán.

Bernal accedió en los últimos dos meses a trabajar con mayor apertura con los funcionarios de Economía, mientras que con Manín, que responde al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, la relación es más precaria. ¿Accederán los funcionarios cristinistas a implementar un plan tarifario en el que no creen? ¿O arrastrarán lo pies para que la ejecución de la iniciativa se ralentice? La respuesta se conocerá en las próximas semanas.

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El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner es un proyecto de infraestructura que ampliará la capacidad del sistema de transporte de gas natural a los grandes centros de consumo del país y que continuará impulsando el desarrollo de la producción de gas en Vaca Muerta.

Tenaris es el productor líder a nivel mundial de tubos de acero sin y con costura para la industria energética mundial, proyectos de transición energética y otras aplicaciones industriales. En Tenaris SIAT (Valentín Alsina) se fabrican tubos con costura para proyectos que requieren altos niveles de calidad y confiabilidad.

Luego de tres años de muy baja actividad con una dotación de 100 personas, Tenaris SIAT Valentín Alsina deberá contratar más de 300 nuevos colaboradores para hacer frente a este desafío industrial ya que la planta comenzará a trabajar a tres turnos (24/7) llegando a registrar niveles récord, solo igualados en tiempos del proyecto Loma La Lata. Se suma a esto un plan de inversiones que Tenaris viene implementando para reforzar la capacidad productiva generando impacto, no solo en la zona sino también en toda la cadena de valor.

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Antonio Pronsato confirmó el lunes ante la justicia que decidió irse de Enarsa por la falta de avances en la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner, la obra más urgente que debe encarar el gobierno de Alberto Fernández. “A partir del final de Semana Santa, formulé los alertas correspondientes al retraso en el camino crítico, sobre muchas cuestiones. Como nada cambió, me fui. Ignoro las razones de esta ralentización. Esas alertas las canalicé en reuniones con Gerez (titular de Enarsa), quien tomaba nota y me respondía que lo iban a hacer. No había una discusión, pero luego las cosas no avanzaban”, aseguró en su declaración testimonial. EconoJournal conversó con Pronsato para intentar entender qué se debería hacer a partir de ahora para poder construir el gasoducto, el cual aparece jaqueado ya no solo por los problemas de gestión sino también con la causa judicial que se abrió luego de las sospechas que sembró el ahora ex ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, al dejar trascender que se armó un pliego de licitación “a la medida de Techint”.   

-Por los últimos acontecimientos que han sucedido y por su judicialización, la obra del gasoducto Néstor Kirchner se empieza a ralentizar, ¿qué cree que se debería hacer para darle impulso?

-Lo que hay que hacer es una unidad ejecutora que se encargue de realizar los pliegos, adjudique y conduzca la obra. Creo que tendría que estar compuesta por ingenieros, abogados especialistas en obra pública- porque son las leyes las que indican los plazos y toda la documentación tiene que estar dentro de la ley-, contadores y economistas. Esta unidad tendría que responder directamente a un directorio, a un ministro o al Presidente y debería tener el conocimiento y la experiencia para tratar de prever la mayoría de los problemas y armar un camino crítico, el cual es fundamental para saber dónde pueden llegar a estar las demoras, en qué tareas, cuestión que impacta en todo el plazo de la obra.

Por otro lado, creo que Agustín Geréz es un buen hombre, un buen profesional, pero la manera en que nos hemos conducido en este proyecto no es la correcta para una obra de esta magnitud.  Si por alguna cuestión se llegase a armar una comisión hay que buscar profesionales en la facultad de Ingeniería, en el Centro Argentino de Ingenieros y dotarla también de economistas, como mencioné, que se dediquen a los presupuestos, al seguimiento de los contratos.

Creo que esta comisión debería tener la posibilidad de pedir a cualquier persona que esté tanto en la actividad pública como en la privada, sin que haya conflictos de interés. Yo llamaría a Alejandro Lorenzo y al ingeniero Sagula, que están en Camuzzi. También a cualquiera de vialidad. Tenemos que armar un tren de equipos independientes y profesionalmente intachables que sepan que no van a tener ni fines de semana, ni vacaciones porque una vez que arranque la obra, no debería parar.

-A partir de su renuncia, queda de manifiesto que en Enarsa no hay un equipo B capaz de hacerse cargo de la obra.

-Siempre se pueden rescatar cuadros eminentemente técnicos y armar un equipo. Podría nombrar profesionales que están trabajando en la actividad privada como en la pública, que podrían trabajar en esto. El Enargas tiene a su gerente de Transmisión, Luis Buisel, que es extraordinario. También un cuadro legal como es Osvaldo Pitrau. Estoy seguro de que en una semana se puede armar un equipo de trabajo, un cuadro técnico completo para encarar la obra, al margen de que sigan trabajando los organismos, por ejemplo, en los permisos de paso. En ampliaciones anteriores de los gasoductos, e incluso en el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), el trámite para habilitar los permisos demora en el Enargas solo un día. Con esa documentación lista, si no había había acuerdo con el superficiario, se iba al juzgado para solicitar la autorización final. Eso ya hay que organizarlo.

-¿Cómo funciona esa dinámica?

-Pienso en una unidad ejecutora con un líder que conozca la industria y que ya haya conducido una obra de esta magnitud. Llamaría a gente de Enarsa. En la parte legal tomaría a María José Villarino que trabajó en la obra pública, para poder armar los pliegos y una comisión evaluadora, que podría estar en la Secretaría de Energía, para que evalúe todas las ofertas y se de un control cruzado rápido, a fin de que se eleve a un directorio y allí se apruebe y se adjudique. Luego de esto la unidad ejecutora tendría que continuar con el contrato, viendo los avances, siguiendo con la obra, en donde se debería hacer una inspección. Cualquier problema se debería resolver recurriendo a todos los organismos del Estado. También se tendría que recurrir a los gobernadores en caso de que surja algún problema, por ejemplo, en los estudios de impacto ambiental.

-Si bien en Argentina se han construido gasoductos, con este proyecto se está bastante lejos.

-Quizás eso se deba a que no estamos todos amalgamados. Si se presenta un problema se debería llamar a los mejores expertos, juntarnos e ir a la justicia para que el juez otorgue una resolución, una sentencia de certeza para analizar qué es lo que se va a hacer, si está bien o no, si llegara a existir la duda. Tenemos todas las herramientas, hay que tener la voluntad, la decisión y la enjundia. A mí mucha gente me acusa de ser bastante áspero cuando trabajo, pero es porque hay que hacerlo con enjundia. Cada una de estas cosas merece que nos aboquemos y hasta dejemos de lado nuestras cuestiones personales. Eso se consigue cuando todo un país está detrás de esto. Más allá de ciertas cuestiones, la parte positiva es que nadie tiene dudas de que esta obra es fundacional para Argentina y por eso tenemos que elevarnos por encima de cualquier cuestión de ego. Después lo que se debe discutir es qué se hace con el gas, si lo industrializamos más o menos, pero esa es una discusión de cuarto orden.

-Lo estratégica y fundamental que resulta la obra para el sector energético y la macroeconomía del país es una caracterización compartida por muchos actores. Lo que parece no estar claro es qué tipo de decisiones hay que tomar. ¿Cómo imagina una solución desde lo político? ¿Quién tiene la responsabilidad?

-No creo que haya grietas o diferencias entre el albertismo o el cristinismo. La discusión no es esa. Estoy seguro de que todos quieren hacer el gasoducto. Hay que aprender de los errores y hacerlo. Durante el mandato de la vicepresidenta se hicieron 3000 kilómetros de gasoductos de alta presión sobre TGN y TGS y 2000 kilómetros sobre el GNEA. Entonces ¿cómo no se va a poder hacer esta obra? La unidad ejecutora tiene que elevar sus resultados al directorio y explicarle qué es lo que se está haciendo. Si aparece un problema, hay que juntarse a resolverlo. Hemos hecho muchas cosas, si bien esto es complejo, no es imposible. No digo que esa unidad sea tan autónoma, sino que arme un camino y lo exhiba para que se puedan resolver los inconvenientes. Tomando como ejemplo lo que sucedió con el ex ministro Kulfas, suponiendo que genuinamente él y su equipo hubieran tenido dudas técnicas sobre el espesor o el diámetro de las cañerías, lo que tendrían que haber hecho era juntarse veinte minutos con nosotros y se terminaba el problema.

-Ve una solución teórica sencilla, pero en la práctica funciona con otros criterios.

-Cuando Cristina Kirchner me nombró interventor del Enargas estábamos en plena judicialización del caso Skanska. Nos allanaban todos los días. Nos pedían informes. También venían a peritar e hicimos 3000 kilómetros de gasoducto y con el GNEA hicimos 2000 km. El juez tendrá que fallar en el momento que lo tenga que hacer. Las cosas se hicieron perfectas, muy bien. Y si tenemos que dar testimonio, lo daremos. Creo en la justicia y en todos nosotros. Hay mucha gente que va a estar dispuesta a trabajar en esta obra con el resguardo de que se proteja el proyecto y que se haga todo dentro de la ley, con los plazos que se indican, con la mejor ingeniería para poner el proyecto en apto para funcionar y después terminar con las cuestiones secundarias.

YPF acaba de tratar de licitar la construcción de un oleoducto de 160 kilómetros con un diámetro de 24 pulgadas y caño API y se lo compró a Tenaris que es el mejor proveedor que podemos tener. Entiendo el discurso de la vicepresidenta de que vayamos para adelante y con mano de obra argentina. En ningún momento le dijo a la gente de YPF ni a los de Enarsa que no compren el caño. El problema fue que la gente comenzó a cuestionar el diámetro de los caños, la chapa de acero naval, cuestiones que hablando con nosotros quedaban resueltas. La decisión ya está. El Presidente sacó un decreto que dice que hay que hacer la obra de manera rápida y dentro de la ley.

-¿Por qué no se diseñó un gasoducto de menor tamaño que pueda ser construido con chapa nacional?

-Las chapas de 30, 24 o 20 pulgadas se hacen afuera porque son de alta resistencia para alta presión. Esta chapa resiste a la rotura de 70.ooo PCI. Es especial, no puede ser la que se usa para los autos porque es este gasoducto que va a trabajar con una presión de 98 kg/cm2. En cuanto al diámetro, si uno define que quiere ir desde Tratayen a Salliqueló y quiere transportar 40 millones de m3 de gas, el único que responde a la ingeniería es el de 36 pulgadas porque si se hace con uno de 30, se duplica la cañería, y esto no sólo representa un mayor costo de caño, sino también de instalación. En vez de instalar 560 kilómetros con caños de 36 pulgadas, se instalarían 1000 kilómetros con caños de 30. Eso casi duplicaría la inversión en acero y construcción.

-Frente a esto, el cuestionamiento podría ser que el volumen incremental de la producción no es inmediato, sino que va a demandar algunos años y que por esto se podría haber empezado con un caño de 30 pulgadas haciendo uso de los que ya estaban acopiados

-Más allá de que estén acopiados, si se tiene que hacer una instalación con caños de 30 pulgadas de diámetro, a los dos años se debería realizar el resto de la obra, y ambiental y económicamente eso es una locura. Se continúa gastando. Esta situación sería peor porque con el segundo caño, teniendo el otro en operación, las distancias de seguridad establecen que tiene que haber por los menos 10 metros y se estaría trabajando con palas, con gente en un gasoducto a 98 kilómetros a 15 metros. Eso es lo que llamamos un trabajo en caliente. Entonces con esto se hace más lento el trabajo y se gasta el doble. Es cierto que con la ampliación del 2006-2015 quedaron 300 kilómetros de cañería, de los cuales 200 están conformados, es decir, ya están los caños, y también había 100 kilómetros de chapa. Pero ocurren dos cosas: ese caño no resiste 98 kg/cm2 de presión, con lo cual habría que disminuir la presión de operación y cuando esto ocurre en vez de poner dos caños, se deben poner tres. La otra cuestión es que esos caños estaban apilados de manera tal que no se pueden rescatar los 200 kilómetros. Y respecto a la chapa, lamentablemente por lo que inspeccionamos, estaba cerca de un arroyo y se oxidó, ya no sirve. Con todo esto, son 200 kilómetros, y a una presión menor, situación que triplica la cantidad de caños y no representa ningún beneficio para el pueblo argentino, sólo para terceros.

-¿Cuándo cree que puede estar lista la primera etapa de la obra, en condiciones de operar?

-En un escenario realista, el gasoducto debería estar listo en octubre del año próximo. En un escenario optimista diría que en agosto. Al juez Rafecas le informamos lo que vamos a hacer, después él decidirá si hicimos todo mal y nos responsabilizaremos de las consecuencias.

-La licitación de las válvulas se cayó porque los oferentes dijeron que iban a demorar 12 meses con la entrega, ¿qué fue lo que pasó?  

-Lo que ocurrió fue que cuando se presentaron las ofertas para comprarlas, las válvulas tenían 12 meses de entrega. Habíamos sondeado a las compañías transportistas para saber cuándo habían entregado el material y el plazo era de entre cinco y seis meses, pero después fue de 12 meses. Había que evaluarlo porque estas válvulas se hacen afuera y a lo sumo se pueden traer y ensamblarlas acá, pero sólo eso. Son como treinta válvulas que deben pesar una tonelada cada una, entonces no se pueden traer en auto, sí en barco, pero nos ahorrábamos dos meses trayéndolas en avión. Entonces, hay que conseguirlas, así como también contratistas que se apeguen al cronograma. Los estudios de impacto ambiental también deben estar, y garantizar que nada sea incorrecto.

-Hay un contrato con SIAT en donde se preveía un anticipo del 30 por ciento por 200 millones de dólares para que compre la chapa laminada en Confab en Brasil y luego la transporte a Argentina para realizar los caños con costura en su planta de Valentín Alsina. Pese a que SIAT no recibió el anticipo habían empezado a fabricar chapa en la planta de Confab en San Pablo.

–No tengo esa misma información, pero ojalá sea así. Hay que pagarle, podemos demorarnos, pagar más tarde si todavía no está el dinero, pero hay que pagarle. Incluso si tienen que traer 100 kilómetros ya conformados no importa porque esta es una obra magnánima y estamos hablando del primer tramo, después hay que hacer el segundo. Lo primero es hacer la obra, aun así si deban traer caños terminados. Después, habrá trabajo para todos.

-Respecto al tema de los tramos hubo discusión en lo que fue el proceso de gestación del pliego licitatorio de construcción. Finalmente se hizo en tres tramos, ¿qué fue lo que evaluaron allí para tomar esa decisión?

–Me hago cargo de esos tres tramos. Creo que es mejor por la velocidad. En este caso eran tramos de 220 kilómetros y uno de 122 kilómetros porque se le iba a exigir, a cada contratista que ganara esos tramos, dos frentes de obra que fueran en simultáneo, a encontrarse, y un frente de cruce de río. Lo que ocurre es que si se tiene un sólo contratista es cierto que se habla con uno sólo de ellos, y en eso se ahorra tiempo, pero si se tienen dos o tres, se puede tener inclusive el manejo de que, si le pasa algo a uno, el otro lo puede resolver y/o tener los volúmenes de fuego de cada uno de los contratistas al 100 por ciento porque nada asegura que un sólo contratista después subcontrate de una manera correcta. Por eso yo prefiero ser el que contrata y tener tres subcontratistas. No es una cuestión de ego, sino que es preferible ser uno el que maneja tres contratos.  Los 220 kilómetros eran porque los primeros tramos desde Tratayén eran complejos porque se pasa por campos petroleros y por el cruce del río Colorado. Ahí cambiamos la traza para no entrar en ningún problema con las comunidades mapuches. También había otro tramo de 220 kilómetros que pasa por Río negro y La Pampa.

-¿Ese cambio de traza para no tener conflictos con las comunidades mapuche fue una decisión que tomaron ustedes?

-Sí. También eludimos otro problema en donde estábamos atravesando una zona arbolada de una reserva ecológica. Se va corriendo la traza a medida que uno va visualizando los inconvenientes. En Buenos Aires, también. Eran 122 kilómetros porque en la provincia si hay lluvias y uno tiene equipos de 80 toneladas se corre el riesgo de que estos se hundan, entonces la velocidad que íbamos a imprimir ahí con un problema de terreno iba a estar comprometida. Por eso decidimos hacer una menor distancia. También habíamos analizado que si participa una UTE (Unión Transitoria de Empresas) se pueden adjudicar hasta dos tramos contiguos para la eficiencia en tiempo. Nuestro único enemigo es el tiempo.

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“Es difícil de entender la medida. Hoy perdemos unos US$ 27 millones por cada cargamento de gasoil de 50.000 metros cúbicos que importamos para cubrir la demanda de retail en estaciones de servicios”, advirtió un alto ejecutivo de una de las cuatro principales petroleras del mercado: YPF, Raízen (Shell), Axion Energy y Puma. Se refería a la decisión de aumentar el corte de biocombustibles en el gasoil, que se oficializará en las próximas horas. La crisis por el abastecimiento del combustible recrudeció en las últimas semanas y obligó al gobierno buscar soluciones para atemperar la faltante.

“Con un precio del gasoil importado de US$ 1250 por tonelada, la pérdida cuando se revende al segmento minorista llega a US$ 35 millones”, cuantificó otro directivo del sector consultado este miércoles a última hora, al mismo tiempo que constataba el quiebre de stock de gasoil en varias de las estaciones que opera la marca en la zona centro del país.

EconoJournal había adelantado que el gobierno avanzaría en esa dirección. El esquema que saldrá publicado por resolución de la Secretaría sería el siguiente: las empresas PyMEs, que por Ley son las únicas que pueden aportar el volumen de biodiesel para completar el cupo obligatorio en estaciones de servicio, cubrirán la expansión del corte del 5 al 7,5 por ciento. En simultáneo, las grandes cerealeras —Cargill, Renova y AGD, entre otras— recibirán una habilitación excepcional por 60 días para aportar la oferta del biocombustible para que la alícuota salte del 12,5%. Una vez expirado ese plazo, el corte quedará fijo en un 7,5 por ciento. Se estima que la cartera que dirige Darío Martínez regulará un precio más alto para el biodiesel fabricado por las PyMEs, que tienen una estructura más ineficiente, y un importe menor para las aceiteras integradas, que tienen costos de operación más bajos.

Críticas cruzadas

Lo que subyace de la crítica de las petroleras al incremento del corte obligatorio de biodiesel es la diferencia de criterio que aplicó el gobierno para definir los precios de bios y combustibles fósiles. La tonelada de biodiesel se encareció un 140,34% desde el 1 de enero de 2021 a la fecha: pasó 77.300 a $ 185.785 pesos. En ese mismo lapso, el litro de gasoil de YPF en la Ciudad de Buenos Aires se encareció “sólo” un 82%, de 62,80 a 114,40 pesos.

“Si reemplazas importación de gasoil por más biodiesel local, nada cambia. Pero si no estás importando gasoil o están importando muy poco, sí hay un impacto grande. Eso es así”, admitió un encumbrado directivo del sector. “De hecho, si podes comprar una parte del bio a las grandes cerealeras integradas se mitiga la pérdida por importación”, agregó.

Al margen de la tensión de siempre entre petroleras y productores de biocombustibles acerca de cómo se reparte la renta del mercado, que hoy es exigua por la negativa del Ejecutivo a aumentar más los precios en el surtidor, tal como sucedió en todo el planeta frente al encarecimiento del barril de crudo, un economista advirtió que el incremento del corte tendrá un impacto negativo sobre las cuentas públicas.

Implicará un menor ingreso de dólares porque caerán las exportaciones de aceite de soja para producir más biocombustibles en el país. Eso permitirá reemplazar en parte importaciones de gasoil, pero no lo suficiente como para cubrir el menor ingreso de dólares por la caída de las ventas de derivados de soja al exterior.

Sucede que el precio de exportación del aceite de soja ronda los US$ 1600 por tonelada. La de gasoil importado, en tanto, cotiza sobre los 1200 dólares. Es difícil entender qué cuentas realizó el Ministerio de Economía para validar la medida justo en un momento en que la restricción externa llevó al límite a las reservas del BCRA.

¿Qué podría haber hecho el gobierno y qué es lo que probablemente termine haciendo?

En al menos 10 países de Latinoamérica, la opción que eligieron los gobiernos para costear la importación de combustibles en tiempos de precios récord fue otorgar un subsidio directo a las petroleras para cubrir una parte del importe de combustible. A cambio, las empresas se comprometieron a no trasladar el precio pleno de importación a las estaciones de servicio. El esquema que se implementó en la mayoría de los casos fue el de una subvención directa a las refinadoras, instrumento económico que adoptaron esos países para, por un lado, controlar el impacto de los combustibles en la inflación y, por el otro, no irritar por demás el humor social con subas exacerbadas.

En la Argentina se podría haber avanzado en ese camino. Incluso existen antecedentes en esa misma línea. En 2011, por ejemplo, se autorizó la importación un cupo de gasoil con el siguiente esquema: las petroleras cubrían una parte y la empresa estatal Enarsa pagaba el remanente. Extrañamente, en esa oportunidad no se exploró esa alternativa.

Sí es altamente probable que el Ejecutivo desgrave finalmente el componente impositivo sobre el gasoil importado. Es una herramienta sobre la que se discute desde fines del año pasado puertas adentro del gabinete económico del gobierno, la cual permitirá recortar las pérdidas en que incurren YPF y el resto de las refinadoras cuando importan un barco de gasoil. Pero extrañamente su instrumentación se dilató en el tiempo. Fuentes privadas admitieron que la medida saldría en las próximas horas. También se está negociando una nueva actualización del precio de los combustibles en surtidor para fines de mes. El racional del planteo de los privados es claro: el litro de gasoil, que en la Argentina se paga 120 pesos en el canal minorista, supera los 200 pesos en países limítrofes.

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Cuando se lo consulta sobre el escenario actual de los combustibles y en particular del gasoil, cuya escasez afecta seriamente la logística y el abastecimiento en varias provincias, Fernando Riccomi, presidente de Wico Combustibles, una compañía independiente de refinación y comercialización de productos derivados del petróleo, explica que es un tema recurrente en la Argentina, ya que cuando hay crisis económica se retrae el consumo y por ende el combustible sobra, pero cuando la actividad empieza a crecer también lo hace la demanda y la oferta resulta insuficiente.

“Este año se da la particularidad de que es difícil importar. No obstante, creo que al igual que toda crisis esta coyuntura representa una oportunidad, en especial para lograr un desarrollo de aquellas empresas argentinas que invierten en el país y son las que más sufren los vaivenes de un mercado cíclico. Sin dudas es una buena posibilidad para una compañía como la nuestra, que hoy está ampliando su capacidad de refinación y tratando de mejorar su acceso a tancajes de puerto para poder avanzar en el armado de una estructura adecuada a los actuales requerimientos de las petroleras, que necesitan sacarse de encima el crudo que extraen”, advierte el ejecutivo en diálogo con Econo Journal.

Fernando Riccomi, presidente de Wico Combustibles

Más capacidad

Cuando los responsables de Wico tomaron el control de la refinería emplazada en Luján de Cuyo la unidad tenía una capacidad productiva de 100 metros cúbicos por día (m3/día), luego la ampliaron para procesar 300 m3/día y hoy en día ya han comprado las torres y los hornos necesarios para llevarla hasta los 1.000 m3/día. “Eso nos dará una capacidad de refinación interesante, sobre todo porque la unidad está muy cerca de la destilería de YPF, lo cual nos permitiría ser una buena alternativa no solo para atender lo que demanda el país en términos de gasoil sino también para acceder con los demás productos de la refinación a Chile, donde no producen nada y son muy demandantes de todo lo que no se venda en nuestro país y que cumpla con normas de calidad internacionales”, precisa Riccomi. “Hemos avanzado mucho y estamos pidiendo líneas de crédito para que el Estado nos ayude con préstamos subsidiados a tasas y plazos acomodados. Todo lo que tenemos de rentabilidad lo estamos volcando al desarrollo de la refinería. Somos muy prolijos y tenemos buena fama entre las petroleras porque somos buenos pagadores. Eso explica que la provincia de Mendoza nos venga acompañando en este proceso; ya hemos licitado un terreno para ampliar la capacidad de tancaje y construir un centro logístico”, anticipa el directivo.

En todos los frentes

Entre los principales objetivos que Wico Combustibles se ha propuesto cristalizar de cara al corto y mediano plazo figura el comenzar a explotar algunos yacimientos marginales de YPF cerca de Luján de Cuyo para tener garantizada una parte de ese crudo, que luego iría a su propia refinería. “Ya le estamos pidiendo a Energía que nos autorice como productores no operadores para desarrollar dos o tres yacimientos que hoy no están siendo explotados y que podrían contribuir a generar regalías para la provincia, impuestos para la Nación y algunos metros cúbicos para nosotros, que tenemos capacidad de refinación en planta. Eso le serviría no solo a YPF sino también a la Argentina, ya que lo que explotemos se quedará en el país”, recalca Riccomi.

Otro desafío importante de la compañía es embanderarse en al menos 10 estaciones de servicio de alta calidad con la marca Wico durante el transcurso de este año. “No necesariamente deben estar cerca de la refinería; ya hablamos con gente de Tucumán, Santiago del Estero, Entre Ríos y Santa Fe. Nuestra intención es poder acceder a esto con una visión de mediano plazo, para cuando el mercado se estandarice y el precio minorista supere al mayorista, como sucede históricamente”, precisa el directivo. “En definitiva, como plan estratégico sabemos que necesitamos integrar verticalmente a la empresa; es decir, abarcar desde el yacimiento hasta la estación de servicio, pasando por la refinería. Ese es nuestro camino a recorrer para poder aguantar los vientos que van a venir a mediano plazo. Queremos estar preparados”, concluye el presidente de Wico Combustibles.

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La Subsecretaría de Energía Eléctrica y Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), están trabajando desde hace más dos meses en el armado de un esquema de remuneración a los generadores privados que permita movilizar inversiones en centrales térmicas que son estratégicas para la operación del sistema.

En términos generales, como el ingreso que perciben las principales empresas del sector —Pampa Energía, Central Puerto, Enel y AES— está pesificado y no permite proyectar inversiones de mediano y largo plazo por la falta de previsibilidad, la cartera que dirige Federico Basualdo empezó a buscar alternativas para neutralizar esa debilidad. En concreto, se discutió con los privados la puesta en marcha de una normativa que establezca una remuneración adicional para las generadoras que estén dispuestas a invertir en la realización de grandes mantenimientos en los 10 mayores ciclos combinados del país para extender su vida útil.

En esa clave, la Subsecretaría redactó el borrador de una resolución para fija una remuneración diferencial para que esas grandes centrales termoeléctricas, que explican, en conjunto, dos tercios del parque de generación del país, puedan avanzar en el mantenimiento integral que necesitan para seguir operando. Se trata de ciclos combinados construidos en su gran mayoría a fines de los 90´ que precisan de un mantenimiento en profundidad para extender su vida útil.

Grandes mantenimientos

Según cálculos estimativos que barajan en el gobierno, si se contemplan todos los ciclos combinados, las obras demandarían, en total, una inversión de US$ 1.000 millones en un proceso de cinco años.

Sin embargo, la publicación de la resolución está demorada. «Aún no hay nada definido, seguimos trabajando en el tema«, indicaron a EconoJournal allegados a Basualdo. La postergación de esas obras puede ocasionar problemas en sistema eléctrico del país porque.

La Argentina tiene una potencia de generación instalada de alrededor de 30.000 MW, de los cuales entre 15.000 o 20.000 MW corresponden al parque termoeléctrico. De esa potencia instalada en usinas térmicas, hay al menos 13 grandes ciclos combinados que son claves para garantizar el abastecimiento de la demanda de generación eléctrica del país. En la región del AMBA figuran Genelba, Central Puerto, Dock Sud, Central Buenos Aires y Costanera; en el Litoral, San Nicolás, San Martín y Belgrano; en el Comahue, Loma La Lata y Agua del Cajón; en Córdoba, Pilar; y en NOA, El Bracho y Tucumán. La mayoría de esas usinas se construyó a fines de la década de ’90 o a principios del 2000, por lo que ahora están llegando al final de su vida útil.

Para seguir activas en el tiempo, las plantas requieren que se realice lo que en la jerga se conoce como “gran mantenimiento”. Es decir, una parada coordinada y homologada por los tecnólogos —Siemens, GE y Mitsubishi, entre otros— para llevar adelante una evaluación de todo el equipamiento de la central y reemplazar aquellos componentes dañados o que demandan una actualización.

Remuneración

Una fuente privada estimó que la inversión en cada uno de los ciclos combinados oscilará entre los 30 y 150 millones de dólares, dependiendo del nivel de dificultad de cada caso. Como la fecha de expiración tecnológica de cada usina difiere en el tiempo, se prevé que las obras de mantenimiento podrían requerir una inversión de unos US$ 200 millones por año durante el próximo quinquenio. Es decir que en el período se movilizarían inversiones por alrededor de US$ 1.000 millones.

Las grandes generadoras conversaron con el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, la posibilidad de firmar un contrato con Cammesa que les garantice a los privados un ingreso en moneda dura —podría ser en dólares o en pesos indexado a la evolución del tipo de cambio y a la inflación— para asegurarse el recupero de esas inversiones.

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“Es necesario que los derechos de exportación sean eliminados”. Así rechazó la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) el nuevo esquema de retenciones a las exportaciones para el cobre, que, tal como adelantó EconoJournal el 29 de mayo, será móvil y voluntario. El ministro de Economía, Martín Guzmán, anunció la medida este lunes en su participación en la Asociación de Prospectores y Desarrolladores de Canadá (PDAC), el mayor evento minero del mundo, que se desarrolla en Canadá.

El nuevo régimen optativo se publicó este martes en el Boletín Oficial a través del decreto 308/2022 y permitirá el reemplazo de la actual alícuota de 4,5% por una variable que tendrá un rango que irá de 0% a 8%, según el precio internacional del cobre. De este modo, la retención será de cero por ciento cuando el precio del cobre a nivel mundial sea igual o inferior a US$ 7.700 por tonelada, mientras que la retención será de 8% cuando el precio supere los US$ 11.500 por tonelada. “Esto va a reducir la volatilidad de la tasa de retorno y esperamos que esta medida sea bien recibida. Posibilita incrementos en inversiones en cobre en Argentina”, agregó Guzmán.

Segú el decreto, la medida incorpora “progresividad al sistema tributario de la minería de cobre, permitiendo que el Estado capture parte de la renta minera cuando los precios internacionales se incrementan y, a su vez, que las empresas tengan una menor incidencia tributaria cuando los precios disminuyen”.

Rechazo de CAEM

“Desde CAEM reiteramos que la presión tributaria en la Argentina es sensiblemente mayor a la de los países competidores por la inversión minera, por lo que el impacto de las retenciones es un determinante negativo directo para la competitividad nacional. Por eso, es necesario que los derechos de exportación sean eliminados como herramienta tributaria”, informó la cámara en un comunicado.

“Es el momento propicio para que la Argentina aproveche la posibilidad de acceder a inversiones productivas, que quedan en el país generando desarrollo y trabajo. La minería es el sexto complejo exportador nacional: en 2021 generó exportaciones por US$ 3.300 millones y gracias a su balanza comercial netamente exportadora fue uno de los únicos tres sectores generadores de divisas. El año pasado, además, aportó $ 1.000 millones en impuestos y brindó trabajo a 85.000 personas”, continúa el comunicado de CAEM.

Por último, la cámara enfatiza que “la industria minera tiene el potencial de generar en los próximos 10 años inversiones por US$ 20.000 millones, si se dan las condiciones internacionales y locales. Estas inversiones a su vez motorizan las economías regionales a través de su cadena de valor (compuesta mayormente por pymes nacionales). Por estos motivos, es fundamental trabajar con una planificación que permita maximizar las oportunidades de poner en marcha nuevos proyectos que generen empleo y recursos para el país”.

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Desde el 2007 se celebra el día mundial del viento, efeméride propuesta por la Asociación Europea de Energía Eólica, en pos de educar y resaltar la importancia que tiene el viento en la generación de energía renovable no convencional a través de la energía eólica.

Según estimaciones de IEA, el consumo de electricidad proveniente de energía eólica en América Latina fue de 78.279 GWh (2019). Ahora bien, IRENA reporta datos al 2019 donde la reducción de dióxido de carbono equivalente (CO2e) fue de aproximadamente de 50 millones de toneladas.

En promedio, una casa en Latinoamérica consume mensualmente 167.482 kWh de energía eléctrica. La rotación de una turbina eólica genera la energía eléctrica que consume una casa en un día en Latinoamérica. Dicha rotación, demora -en promedio- 8 segundos y equivale a 15 kWh.

En Vestas Wind Systems A/S, nos unimos a esta fecha, ya que nuestras operaciones se centran el diseño, fabricación, venta, instalación y mantenimiento de aerogeneradores globalmente. Creemos firmemente que la energía eólica es el futuro energético, que permite y permitirá a entornos sustentables basados en fuentes renovables, facilitándole a los países una mayor independencia energética y una reducción drástica en el uso de combustibles fósiles y, por consiguiente, una disminución en la emisión de gases de efecto invernadero.

Vestas y la energía eólica en Latinoamérica

La energía eólica es limpia, renovable, inagotable y sostenible que surge de la utilización de la fuerza y la velocidad del viento para producir electricidad. Para generarla, se requieren aerogeneradores o turbinas de viento que son las encargadas en captar la fuerza del viento (energía cinética), para volverla energía mecánica de rotación y luego, con un generador, se transforma en energía eléctrica que es enviada, a través de cables, a las redes de distribución hasta el usuario final. Vestas cuenta con un amplio portfolio de aerogeneradores, que son utilizados en más de 85 países del mundo. Cada una de ellas, responde a una capacidad de generación de giga watts (GW) y a la funcionalidad que tenga en determinada zona geográfica.

En Latinoamérica, Vestas tiene más de 10.7GW de capacidad instalada eólica instalada, a través de sus turbinas en los diferentes parques eólicos en Argentina, Brasil, Chile, Colombia, México, Perú y Uruguay. 

“Estamos orgullosos de impulsar la transformación energética en Latinoamérica. Son más de 300 parques eólicos donde instalamos nuestros aerogeneradores, los cuales contribuyen a la generación de energía verde y, por ende, a cumplir con los objetivos medioambientales de reducción de huella de carbono. Con nuestra tecnología, servicios, mantenimiento y el talento profesional y técnico que tenemos en América Latina, llegamos al 40% de cuota del mercado.” afirmó Eduardo Ricotta, presidente de Vestas en Latinoamérica.

Los parques eólicos on shore, es decir aquellos instalados en tierra firme, están distribuidos en zonas clave de cada país, sin embargo, la potencia máxima aún no ha sido desarrollada lo cual supone una oportunidad enorme en cada mercado para el desarrollo de energías renovables y sustentables a largo plazo. 

Detalle de algunos parques y turbinas eólicas instaladas en la región:

¿Qué se espera en América Latina en el 2022? 

La región cuenta con una nueva estructura, donde los 20 países en los que opera Vestas, están bajo la dirección de Eduardo Ricotta- basado en Brasil- quien reporta directamente a la casa matriz en Dinamarca.

Esta reorganización tiene como eje el compromiso de acelerar la implementación de energías renovables en la región, a su vez de tener mayor cercanía con los clientes y diversificar la matriz eléctrica de estos mercados. A la vez, busca impulsar la transición energética en países como Perú, República Dominicana, Bolivia, Paraguay, entre otros.

Otro de los desafíos está puesto en ayudar a diversas industrias como la metalúrgica y minera, por ejemplo, para acelerar la descarbonización de su producción como parte de su estrategia de transición energética.

Latinoamérica es un territorio con potencial creciente de proyectos on y off shore, nuestra meta, junto a nuestros clientes y acorde a las regulaciones vigentes en cada país, es buscar la mejor manera de desarrollar alternativas de energía renovable que sean el camino a una transformación energética integral sostenida que impacte positivamente al medioambiente y a las economías locales.

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El presidente Alberto Fernández anunció el viernes junto a su par chileno Gabriel Boric que Argentina exportará 300 mil metros cúbicos de gas diarios a la región trasandina del BioBío entre el 1 de junio y el 30 de septiembre. La operación es en respuesta a un pedido puntual y tiene como objetivo seguir consolidando las ventas al país vecino luego de haber retomado las exportaciones en firme durante el verano pasado. Este año volverá a exportarse a Chile en verano por segundo año consecutivo y, según fuentes de la Secretaría de Energía, la expectativa es que esas ventas de gas aporten 590 millones de dólares.  

La novedad en este caso es que la exportación será en invierno, cuando Argentina no le sobra gas sino que le falta. No obstante, los 300 mil metros cúbicos de gas diarios representan un valor insignificante frente a los cerca de 130 millones de metros cúbicos diarios que consume el país.

Exportaciones firmes invernales

La exportación se acordó luego de un pedido formal que realizó el ministro de Energía de Chile, Claudio Alberto Huepe Minoletti, el pasado 20 de abril de 2022. En una carta dirigida al secretario de Energía Darío Martínez, a la que accedió EconoJournal, Huepe Minoletti solicitó 300 mil metros cúbicos de gas diarios entre el 1 de mayo y el 30 de septiembre. “Nuestras estimaciones señalan que la Región de Biobío enfrenta un escenario de sequía prolongada y de estrechez en el mercado internacional de GNL, por lo que la disponibilidad de volúmenes de gas adicionales aliviaría dicha situación”, sostuvo el funcionario chileno.

“Debido a tensiones inesperadas en el mercado spot [a1] de gas natural en la Argentina, no resultará posible atender a lo solicitado durante el mes de mayo”, respondió Martínez en otra carta enviada el 4 de mayo. No obstante, allí aclaró que “considerando el espíritu de hermandad e integración que vincula a nuestros pueblos, y el objetivo de dotar de mayor flexibilidad y seguridad a nuestros sistemas energéticos, continuaremos trabajando para evaluar los envíos de gas natural en condición firme como fuera solicitado por usted, pero a partir del mes de junio venidero”.

La legislación actual permite en caso de acuerdos binacionales generar este tipo de intercambios de energía y eso fue lo que anunciaron Fernández y Boric el viernes en la IX Cumbre de las Américas que se realizó en Los Ángeles.  

La exportación se va a realizar a través del Gasoducto del Pacífico y estará a cargo de YPF. “Si bien se abrió una compulsa, para llegar a BioBío se exporta desde Loma La Lata, desde un yacimiento que tiene YPF. Por lo tanto, era natural que YPF se quedara con esa operación y así fue. El único que trajo un contrato fue YPF”, señaló a EconoJournal una fuente de la Secretaría de Energía.   

La exportación se realizará a un precio mínimo que exige la Secretaría de Energía que este año es de 7 dólares el millón de BTU o 6,5 por ciento de la cotización del barril de crudo Brent, el que sea mayor.

Exportaciones firmes en verano

La secretaría de Energía viene trabajando desde la elaboración del Plan Gas.Ar para recuperar el mercado chileno de exportaciones en firme. El año pasado se volvió a exportar en firme por primera vez en 15 años, ya que desde que Néstor Kirchner cortó las exportaciones en 2006, hubo operaciones de venta al país vecino, pero interrumpibles.

El Plan Gas.Ar, aprobado a través del decreto 892/2020, incorporó la zanahoria de la exportación para incentivar una mayor producción a mejores precios. El inciso c del artículo 4 del decreto 892/2020 prevé la posibilidad de exportar en condición firme hasta un volumen total de 11.000.000 m3 por día, a ser comprometidos exclusivamente durante el período no invernal. A su vez, en el anexo se aclara que se otorga prioridad para exportar a aquellos productores que presenten precios más competitivos en las licitaciones del Plan Gas.Ar.

Dentro de ese esquema, el volumen asignado a las productoras que obtuvieron prioridad para exportar al ofrecer precios de producción más competitivos depende del contrato que tienen acordado con CAMMESA.

CAMMESA tiene contratos acordados con una fórmula de multa que se llama take or pay (tomar o pagar). Eso significa que si no necesita el gas igual lo tiene que pagar. Sin embargo, cuando la secretaría de Energía autoriza a una productora a exportar, CAMMESA se libera de esa obligación de pagar. Por ejemplo, si una petrolera ofertó en el Plan Gas.Ar un millón de metros cúbicos diarios a 2,80 dólares por millón de BTU y de ese millón tiene 400 mil metros cúbicos vendidos a las distribuidoras y 600 mil metros cúbicos a CAMMESA su techo potencial de exportación es de 600 mil metros cúbicos.

A diferencia de lo que ocurría en el pasado, el precio de esa exportación lo establece la Secretaría de Energía. Primero estableció que nadie podía exportar por debajo de los 3,55 dólares por millón de BTU que era el precio promedio ponderado del Plan Gas.Ar. En la segunda tanda se elevó ese precio al afirmar que nadie podría exportar por debajo del precio promedio ponderado del Plan Gas.Ar de invierno que era 4,47 dólares y ahora el precio fijado es 7 dólares el millón de BTU o 6,5 por ciento de la cotización del barril de crudo Brent, el que sea mayor.

Si bien las exportaciones son firmes, la resolución 360/21 que reglamentó el Plan Gas.Ar establece en el punto 1.4 de su anexo que “las autorizaciones de exportación serán otorgadas en la medida en que no se afecte la seguridad del abastecimiento del mercado interno”. “A tal efecto, la Autoridad de Aplicación realizará, en forma previa al otorgamiento del permiso correspondiente, un análisis integral y sistémico de las condiciones de funcionamiento del mercado interno a efectos de lograr cubrir la demanda interna mediante un suministro eficiente y velar por la seguridad de su abastecimiento en cada caso”, se aclara luego.

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La gobernación de Rodolfo Suarez de la provincia de Mendoza prorrogó la concesión por 10 años del área petrolera CNQ-1 El Sosneado a la compañía Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR). Como condición, la empresa de capitales locales que opera el área desde principios de la década del 90 tendrá que realizar una inversión de US$ 25,4 millones para perforar, reparar y explorar pozos petroleros nuevos. Alrededor de US$ 20 millones deberá invertirlos en los próximos tres años.

La prórroga se implementó mediante el decreto 950/2022, firmado por el gobernador y el ministro de Hidrocarburos, Enrique Vaquié, y publicado el pasado 8 de junio. Establece que la extensión de la concesión será del 6 de septiembre de 2025 hasta el mismo día de 2035 y que “la concesionaria abonará en concepto de bono de prórroga la suma de US$ 500.000”.

Condiciones de la prórroga

Las condiciones de la prórroga para PCR que instrumentó la provincia de Mendoza contemplan, entre otros compromisos, “inversiones en firme por un total de US$ 18.950.000 que incluyen perforaciones y reparaciones de pozos (incluyendo la perforación de un pozo exploratorio) a ser realizadas durante los años 2022, 2023 y 2024, así como inversiones en medioambiente y facilidades hasta el año 2035”, tal como informó la compañía en una nota a la Comisión Nacional de Valores (CNV).  Según el decreto provincial, el monto discriminado de esta inversión es para la perforación de seis pozos de desarrollo por US$ 12.000.000; la reparación de doce pozos existentes por US$ 2.400.000; inversiones en medioambiente y facilidades por US$ 2.050.000; y la perforación de un pozo exploratorio por US$ 2.500.000.

Además, prevé “inversiones contingentes -sujeto a que se cumplan ciertas condiciones antes del 31de diciembre de 2025- de pozos de desarrollo y exploratorio por un total de US$ 6.500.000 y un Programa de Abandono de Pozos”. La prórroga “contempla el pago por parte de PCR de una regalía fija del 12% del valor boca de pozo de los hidrocarburos que extraiga y una regalía variable mediante la aplicación de una fórmula en función del precio de venta en boca de pozo, tanto del petróleo como del gas”.

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Hace 10 años Genneia nacía impulsada por la visión de desarrollar proyectos con foco en tecnologías limpias y amigables con el planeta. Hoy, tras una década de actividad, lidera la generación de energías renovables en Argentina alcanzando el 18% del mercado total, conformado por el 24% de generación de energía eólica y el 8% de la energía solar instalada en Argentina. 

Con el foco puesto en aportar a la mitigación del cambio climático y continuar creciendo en la participación de las energías renovables de la matriz energética, la compañía lleva adelante la construcción de su nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, de 80 MW de capacidad instalada en la Provincia de San Juan, y anunció recientemente una inversión de 150 millones de dólares para el Parque Eólico La Elbita, de 103,5 MW, que se llevará a cabo en Tandil. 

En esta línea, en la última licitación del Mercado a Término de Energías Renovables Genneia se adjudicó también el parque solar Tocota III en San Juan, sumando 60 MW adicionales a su portfolio de energías limpias. De esta manera, la empresa se perfila como la primera generadora de energía limpia en superar 1 GW (1100 MW) de capacidad instalada renovable, un hito nunca antes alcanzado en nuestro país.

“Es un orgullo para nosotros ser parte de Genneia, una empresa que hace 10 años nació pionera y en este tiempo se convirtió en líder y referente. Con gran responsabilidad continuamos mirando hacia adelante, apoyando la transición energética del sector productivo argentino en busca de las mejoras y más innovadoras prácticas con el objetivo superarnos día a día”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

De este modo, gracias a sus 236 aerogeneradores y 283.000 paneles solares provenientes de sus 8 parques, la empresa generó en 2021 un total de energía renovable, de 3.3 millones MWh, de energía solar y eólica, lo que permitió abastecer el equivalente de 900.000 hogares y evitar la emisión a la atmósfera de más de 1.4 millones de toneladas de dióxido de carbono.

Este liderazgo fue posible gracias al compromiso constante de sus accionistas invirtiendo más de 1.200 millones de dólares en cinco años y sumando 200 millones de dólares más para tres nuevos proyectos: Sierras de Ullum, La Elbita y Tocota III.

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Hoy en el marco de la edición 2022 de la Prospectors and Developers Association of Canadá (PDAC) se llevó a cabo el Argentina Forum Day con la participación de ministros, gobernadores y la CAEM. Allí la comitiva argentina realizó un análisis del panorama actual y las proyecciones que existen dentro del sector minero.

El objetivo fue presentar el potencial geológico con el que cuenta el país, mediante herramientas que ponen el foco en lo ambiental y en lo social, brindando certezas a quienes deseen invertir, a fin de que se puedan materializar distintos proyectos en Argentina.

Los gobernadores que están presentes en Toronto son Raúl Jalil de Catamarca, Gustavo Sáenz de Salta, Gerardo Morales de Jujuy, Sergio Uñac de San Juan, Alicia Kirchner de Santa Cruz y Rodolfo Suárez de Mendoza. A ellos se les sumó el ministro de Economía, Martín Guzmán, quien participará de la PDAC de forma virtual, la secretaria de Minería, Fernanda Ávila, empresas integrantes de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) y su titular Franco Mignacco.

En la jornada de hoy, parte de la delegación se abocó a explorar las buenas prácticas en descarbonización y reducción de emisiones de metano.

Por su parte, otros miembros de la comitiva participaron de reuniones con empresas de equipamientos y servicios de la provincia de Alberta. En esos encuentros estuvieron presentes el Ministro de Energía y Recursos Naturales del Neuquén, Alejandro Monteiro, junto con el presidente de Gas y Petróleo Neuquén (GyP), Alberto Saggese, quienes mantuvieron conversaciones con miembros de la Agencia de Innovación Alberta, instituciones educativas y otros actores del sector hidrocarburífero del lugar.

La agenda de Argentina

Hoy, además de la inauguración del stand del país, también se presentó el de Santa Cruz. La gobernadora Alicia Kirchner se propuso como objetivo exponer los activos que posee la provincia para próximos proyectos. Además, participó del debate sobre género en minería “Woman in mining” que integraron WIM International, WIM Latam y WIM Argentina.

En los próximos días también se realizará una jornada sobre la provincia de Salta. Por su parte, Raúl Jalil se reunirá con representantes de la empresa Liex- que se especializa en Litio- y con la compañía Zijin. Además, Caymen (Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado), tendrá un encuentro con Wealth Minerals, Pampa Metals Corp.  y Lumina Gold Corp.

Asimismo, se exhibirán los avances vinculados al Plan Minero articulados a la Mesa del Litio en donde estarán presentes autoridades del Mining Industry Group del Estudio McMillan, de Canadá.

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La empresa Excelerate Energy, dueña del buque FSRU Exemplar, que actualmente está amarrado en el puerto de Bahía Blanca y es una pieza clave para garantizar el abastecimiento de gas durante el invierno, comunicó oficialmente que firmó un contrato por 10 años para que la terminal de regasificación flotante se traslade en septiembre hacia Finlandia. El Exemplar partirá hacia el mar Báltico ni bien termine su contrato con Enarsa, que expira el 31 de agosto. Y ya no regresará a la Argentina el año próximo.

Excelerate tomó esa decisión en parte porque descontaba que el gasoducto Néstor Kirchner estaría operativo durante el próximo invierno, por lo que el buque regasificador ya no sería necesario. Sin embargo, la incapacidad del gobierno para avanzar con los plazos previstos y la judicialización del proyecto, cambiaron sustancialmente el escenario inicial. Si la administración de Alberto Fernández no reacciona de inmediato, el abastecimiento de gas natural en los meses de 2023 podría estar seriamente comprometido.

Economía y Energía, la consultora que dirige Nicolás Arceo, advirtió que si el Ejecutivo no consigue otro barco regasificador en reemplazo del Exemplar, el año que viene será necesario reemplazar con combustibles alternativos unos 21 millones de metros cúbicos por día (MMm3/día) de gas natural durante el período invernal (mayo-septiembre).

«En caso de que no este operativo el buque regasificador en Bahía Blanca y suponiendo que se mantienen los volúmenes de inyección de Bolivia y que la terminal Escobar opera a 19 MM3/D se requeriría la utilización de combustibles alternativos por aproximadamente 21 MMm3/día de gas equivalente durante el promedio del período invernal del próximo año y con picos de 39 MMm3/día en el mes de julio de 2023«, cuantifica el informe semanal de Economía y Energía.

Fuente: Economía y Energía

Si este año la gestión táctica de divisas para costear las importaciones de energía ya está siendo un escollo difícil de administrar para el BCRA, el que viene podría ser todavía peor.

Geopolítica

Excelerate comunicó que firmó un contrato de 10 años con una subsidiaria de Gasgrid Finland Oy (Gasgrid Finland) para que el barco Exemplar se traslade a Finlandia para abastecer de LNG a ese país, a Estonia y a la Región del Mar Báltico. Detrás de la necesidad de asegurar el abastecimiento de energía subyace la geopolítica.

Finlandia solicitó el ingresó a la OTAN, la organización militar que garantiza la defensa mutua entre 30 países. La contratación de un buque regasificador por 10 años apunta a blindar el suministro de energía en caso de que Rusia se oponga a la decisión y restrinja los envíos de gas natural hacia los países nórdicos. Es una situación que se repite en otros países de Europa, que están dispuestos a pagar precios de contratación altos para reducir su dependencia del gas ruso. A nivel global, existen 24 barcos regasificadores de LNG. Muchos países centrales se están disputando la contratación de esas embarcaciones. Si la Argentina quiere contar con una terminal regasificadora en Bahía Blanca en 2023, debería empezar a moverse desde ahora.

El FSRU Exemplar tiene una capacidad de almacenamiento de 150.900 m3 de GNL y puede proporcionar más de 5.000 millones de metros cúbicos por año (bcm/a) de capacidad de regasificación.

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El ministro de Economía, Martín Guzmán, y varios gobernadores participan desde este viernes en Canadá de la mayor feria minera del mundo. Se trata de la edición 2022 de la Prospectors and Developers Association of Canada (PDAC), que se realiza en la ciudad de Toronto, y es la feria más importante sobre minerales y minería que contará con una agenda de conferencias de nivel internacional.

En el evento habrá dos conferencias sobre la Argentina, se realizarán encuentros virtuales para la interacción entre expertos y habrá más de 1.100 stands (tres de la Argentina), con una concurrencia estimada de más de 30 mil asistentes especializados, procedentes de más de 130 naciones, según informó la Cancillería y la Secretaría de Minería, a cargo de Fernanda Ávila, quien también estará presente en la feria.

Delegación

Esta edición de la feria contará con una comitiva argentina “sin precedentes, no sólo por la cantidad de asistentes sino por el nivel de funcionarios de alto rango tanto nacionales como provinciales”. Los gobernadores que estarán en Toronto son Raúl Jalil de Catamarca, Gustavo Sáenz de Salta, Gerardo Morales de Jujuy, Sergio Uñac de San Juan, Alicia Kirchner de Santa Cruz y Rodolfo Suarez de Mendoza. Además del ministro de Economía y la secretaria minera, también forma parte de la delegación el presidente del Servicio Geológico Minero Argentino (SEGEMAR), Eduardo Zappettini; empresas integrantes de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) y su titular Franco Mignacco; el presidente del Consejo Federal de Inversiones (CFI), representantes de empresas argentinas y de bancos argentinos para inversiones mineras de San Juan y Santa Cruz.

La Cancillería, a través de la Dirección Nacional de Promoción de Inversiones, “coordina la participación de nuestro país y trabaja para ello junto a  la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio internacional (AAICI), el Ministerio de Economía, el Ministerio de Desarrollo Productivo, la Secretaría de Minería y las provincias que forman parte de la delegación, con objetivo principal de difundir las perspectivas que presenta la Argentina para los inversores del sector a partir de sus recursos y teniendo en cuenta las oportunidades que se abren mediante la electromovilidad y la difusión de las energías limpias, donde nuestra país está desarrollando un incipiente protagonismo”.

Autoridades argentinas que forman parte de la delegación ya realizaron este viernes una visita a la planta de la empresa Electrovaya, cuya principal actividad es el diseño, desarrollo y fabricación de baterías de litio para vehículos, maquinaria, aplicaciones al transporte, y almacenamiento de energía. Asimismo, una subsidiaria del grupo se dedica al estudio e investigación de las gradaciones de los minerales. Luego mantuvieron un encuentro con los máximos directivos de la firma. 

Agenda del evento

El próximo lunes 13 de junio, fecha de la inauguración oficial de la PDAC 2022, será el Día de la Argentina. En ese marco se inaugurará el stand del país y el de la provincia de Santa Cruz y habrá un evento de la provincia de San Juan. En paralelo, se mantendrán reuniones entre empresas argentinas y canadienses y reuniones oficiales de la Secretaría de Minería.

El martes 14 habrá una Jornada Salteña, un evento de promoción de la provincia de Santa Cruz y el gobernador de Catamarca, Raúl Jalil, tendrá encuentros de trabajo con representantes de la empresa argentina Liex, especializada en litio, y la empresa china Zijin. Además, representantes de la empresa estatal Caymen (Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado), tendrá reuniones con las firmas Wealth Minerals, Pampa Metals Corp. Y Lumina Gold Corp.

Luego de una mesa redonda sobre Mercado de Capitales y Minería con la participación del Consejo Federal de Inversiones y la Comisión Nacional de Valores, la empresa argentina YMAD (Yacimientos Mineros de Agua de Dionisio) mantendrá encuentros con estas firmas canadienses. Durante toda la jornada, además, las autoridades salteñas y mendocinas participarán de diversos eventos y conferencias.

El miércoles 15, en una segunda parte del Día de Argentina, se realizará una presentación de los avances en materia de legislación nacional, particularmente en el marco del Plan Minero, e iniciativas a nivel provincial (Mesa del Litio y, a futuro, la Mesa del Cobre) con el fin de actualizar las oportunidades de inversión, con la presencia de autoridades del Mining Industry Group del Estudio McMillan, de Canadá, según informó Cancillería.

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Compañía Mega puso en marcha la 19a edición del programa de becas universitarias que beneficia a estudiantes egresados del sistema polimodal de Ingeniero White, con la colaboración de la Fundación Cecilia Grierson, quien acompaña en la evaluación de los postulantes y realiza el acompañamiento y seguimiento de los estudiantes.

Desde el año 2013 se dio inicio al programa Acompañando a Crecer, se han aportado unas 100 becas de diversas carreras que se dictan en las universidades de Bahía Blanca – UNS y UTN – de las más variadas disciplinas entre las que se encuentran ingeniería, administración, medicina, derecho, química, farmacia y enfermería entre otras.

“Para nuestra empresa este es un programa sostenible en el tiempo que nos permite acompañar a estudiantes de Ingeniero White en el anhelo que tienen en comenzar a cursar sus estudios universitarios. Realmente nos llena de orgullo saber que a lo largo de estos años logramos acompañar a que más de 30 becarios hoy sean profesionales, que 5 nuevos becarios estén comenzando sus carreras universitarias y que otros becarios estén cerca de recibirse”, señaló Andrés Pelegrina, Gerente Operativo de la Planta Bahía Blanca de Compañía Mega.

“Siento un gran orgullo personal por el apoyo y el acompañamiento que a lo largo de estos 19 años Compañía Mega hace para que este Programa de Becas sea una realidad y que, junto a nuestra Fundación más los colegios de Ingeniero White y las universidades junto a sus directivos y docentes estimulan y forman a estos jóvenes estudiantes para que cumplan sus sueños universitarios”, comentó Mary Striebeck de la Fundación Cecilia Grierson.

La convocatoria para la inscripción al programa se realiza de forma anual. En cada edición se seleccionan 5 beneficiados. Los alumnos que ingresarán tienen título de estudio de polimodal en establecimientos de Ingeniero White, realizarán estudios universitarios en la ciudad de Bahía Blanca y cuentan con un promedio general de calificaciones en nivel secundario no inferior a 8 puntos.

Las becas se renuevan anualmente, previo análisis del desempeño académico. Para ello, los profesionales de la Fundación Cecilia Grierson mantienen reuniones periódicas con los integrantes del programa a los efectos de analizar las distintas situaciones.

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La central hidroeléctrica de generación y bombeo Río Grande, que opera la empresa cordobesa EPEC, es la más importante de América del Sur con una potencia de 750 MW, pero viene generando electricidad muy por debajo de sus posibilidades. De sus cuatro turbinas, dos no funcionan y las otras dos arrastran varios problemas. En julio del año pasado, técnicos de IMPSA visitaron el complejo durante una semana, realizaron un diagnóstico y elevaron un informe de unas 500 páginas donde se detalla lo que hay que reparar, presupuestado en 80 millones de dólares, pero hasta ahora no se avanzó con la contratación. EPEC necesita que la Subsecretaría de Energía Eléctrica, que conduce Federico Basualdo, les otorgue un contrato de compraventa de energía (PPA, según la sigla en inglés) a un precio diferencial a través de CAMMESA para que puedan afrontar esa inversión. Fuentes oficiales consultadas por EconoJournal aseguran que la alemana Voith es la que está haciendo lobby para frenar el desembarco de IMPSA y quedarse con la obra, tal como ya sucedió en otras ocasiones.

A simple vista la concreción del proyecto se presenta como un buen negocio para todas las partes involucradas. EPEC quiere arreglar su central, que tiene como rasgo distintivo la capacidad de bombear agua desde un embalse inferior hacia uno superior para generar energía, y le entusiasma la posibilidad de tener un proveedor de confianza a 200 kilómetros. El Estado Nacional se beneficia al sumar más electricidad al sistema y apuntalar a la empresa que capitalizó hace menos de un año junto con la provincia de Mendoza y de la que es accionista principal. A su vez, IMPSA necesita el contrato porque el Estado no le otorga fondos para pagar sueldos ni le financia otro tipo de gastos corrientes. La empresa afronta esos gastos a partir de los contratos que consigue. Ha ganado algunas licitaciones en el exterior, pero le está costando afianzarse en el país, particularmente en el core business de su negocio, que es el sector hidroeléctrico.

Complejo Hidroeléctrico Río Grande.

Lo que falta para avanzar con el arreglo no es sólo el contrato de compraventa de energía a precio diferencial que debe autorizar Basualdo (una modalidad que también utilizaron otros gobiernos para acelerar inversiones) sino la obtención del financiamiento por parte de EPEC. No obstante, si el PPA se destraba un pool de bancos públicos podría colaborar para que IMPSA haga la obra. En el caso de Voith, la falta de financiamiento no es un problema porque ellos suelen ofrecerlo, pero después hay que pagar el préstamo en dólares con el consiguiente impacto en el mercado cambiario.   

Fuentes oficiales señalaron a EconoJournal que Basualdo es que el que está haciendo lobby por Voith ante EPEC. A raíz de ello, este portal se puso en contacto con fuentes cercanas al subsecretario de Energía Eléctrica, quienes negaron la información y calificaron el rumor como malintencionado. En EPEC no quisieron opinar sobre la versión y se limitaron a informar que están en conversaciones con distintas empresas, entre las que figuran IMPSA y Voith. En IMPSA, por su parte, prefirieron no hacer comentarios.

El tema excede al subsecretario de Energía Eléctrica porque Voith opera a otro nivel y lo ha venido haciendo con distintos gobiernos. Sin embargo, los que cuestionan a Basualdo sostienen que él es el encargado de poner la cara por órdenes que le llegan de arriba y remarcan que no es la primera vez que lo hace. Afirman que el año pasado también operó en contra de IMPSA en una negociación que la empresa llevó adelante con Yacyretá.

El antecedente de Yacyretá

IMPSA tiene contratos vigentes con Yacyretá para refuncionalizar 6 de las 20 turbinas que la central hidroeléctrica binacional adquirió a la alemana Voith y arrastran problemas de diseño original. Dos de esas seis turbinas ya las arregló y hay cuatro que aún permanecen pendientes.

Cuando el Estado Nacional capitalizó IMPSA el año pasado, se encontró con un desfasaje entre el avance financiero y el avance físico de la obra porque Yacyretá había girado recursos, pero IMPSA se había atrasado con la reparación debido a la crisis que atravesaba. Fuentes de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY) aseguraron ante este medio que el desempeño de IMPSA ha sido muy deficiente. «Ha incumplido reiteradamente con todos los plazos de entrega», acusaron.

Los nuevos directores de la firma mendocina, que asumieron en julio del año pasado, se comprometieron ante Yacyretá a avanzar con la obra, pero le solicitaron el giro de nuevos recursos para poder continuar.

Esa negociación no fue fácil y recién se destrabó a fines del año pasado cuando el entonces ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, escaló el tema incluso hasta el presidente Alberto Fernández diciéndole que la gente de Basualdo estaba frenando el nuevo adelanto, lo que imposibilitaba que IMPSA retomara la obra. Cerca de Basualdo responden que ellos no fueron los que frenaron ese desembolso sino la propia Yacyretá. Fuentes de la EBY confirman que ellos no estaban de acuerdo con girarle más fondos y afirman que si Basualdo leyó los informes que elevaron seguramente tampoco debía estar de acuerdo. «Impsa presionó políticamente para que le adelantemos una y otra vez anticipos financieros que luego no tienen un correlato en la mejora de los servicios que ofrece», reconocieron fuentes de la EBY. «Si la performance de IMPSA con nosotros (Yacyretá) funciona como caso testigo, es lógico que algún sector del gobierno no quiera quiera darle nuevos contratos en la reparación de otras represas hidroeléctricas», añadieron. No deja de ser sorprendente que fuentes oficiales hablen de IMPSA como si fuese un contratista privado, cuando es el propio Estado el que controla la firma.  

Kulfas, en cambio, estaba particularmente interesado en destrabar ese desembolso porque había sido el principal impulsor de la capitalización estatal de IMPSA. Por eso llevó el tema hasta el Presidente y logró que finalmente se destrabara el desembolso. Sin embargo, lo que no pudo lograr es que Yacyretá firmara un contrato nuevo con IMPSA para arreglar otras turbinas ya que todas tienen problemas de diseño. Por ahora la empresa mendocina reparó dos y trabaja en la reparación de otras cuatro. De esas cuatro restantes, la primera tiene previsto entregarla en septiembre y la segunda en febrero.

La polémica por Aña Cuá

El gobierno de Alberto Fernández no solo no logró que Yacyretá le diera un nuevo contra a IMPSA sino que tampoco dio marcha atrás con la adjudicación que el presidente Mauricio Macri le otorgó a la alemana Voith en julio de 2019 para la provisión y el montaje del equipamiento electromecánico de la represa Aña Cuá.

IMPSA cuestionó desde un inicio la participación de Voith en esa licitación. El argumento fue que los alemanes habían diseñado las turbinas originales de Yacyretá, las cuales tienen problemas de funcionamiento. Con la licitación ya en marcha, también denunció que Voith no cumplió con los requerimientos del pliego, como tener el ensayo de un modelo hidráulico. “Construir ese modelo a escala a nosotros nos costó 500 mil dólares, pero Voith se limitó a presentar resultados de turbinas similares”, aseguró al diario Página/12 en febrero de 2020, Fabián D`Aiello, por entonces director de Legales de IMPSA.

El 2 de mayo de 2018 se realizó la apertura de las ofertas técnicas e IMPSA terminó mejor calificada que Voith, pero cuando se abrieron los sobres de las ofertas económicas, la de Voith fue más barata. IMPSA sostuvo que para el cálculo se tomó como referencia el tipo de cambio de abril de 2018 (20 pesos por dólar), cuando en realidad el 30 de enero de 2019 el dólar ya cotizaba a 38,6 pesos y en el momento de la firma del contrato a 57,8 pesos. Ese dato es importante porque la oferta de Voith estaba cotizada casi exclusivamente en dólares, mientras que la de IMPSA tenía un 62 por ciento en monedas locales que no ajustan de la mano del dólar sino con una fórmula atada a los índices de precios de Argentina y Paraguay, pero el contrato quedó firme.

Ahora los alemanes vuelven a la carga y para ellos ya sería un triunfo que este gobierno al menos frene la asignación del contrato a IMPSA para reparar la central Río Grande, pues si el año próximo gana la oposición tendrían mayores chances de quedarse con la obra.  

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La empresa estatal IEASA —ahora rebautizada nuevamente como Enarsa, aunque los pliegos siguen saliendo a nombre con la denominación anterior— adjudicó este jueves la importación de otros 11 cargamentos de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) que llegarán al país durante agosto. En total, la compañía que dirige Agustín Gerez había licitado 13 cargas de gas, pero la explosión en la planta de Freeport LNG, uno de los mayores centros de despacho del combustible en EE.UU., obligó a algunos participantes a retirar a último momento las propuestas que habían presentado.

Las instalaciones de Freeport ubicadas en el Golfo de Texas permanecerán inactivas al menos durante tres semanas, situación que imprimirá presión sobre los precios del LNG en lo inmediato. Según fuentes privadas consultadas por este medio, los precios adjudicados por Enarsa rondaron los US$ 25 por millón de BTU. Entre los ganadores se ubicaron Gunvour, TotalEnergies, Shell y BP. A diferencia de lo que sucedía en años anteriores, Enarsa no publicó aún el detalle de los proveedores que se adjudicaron cargamentos de LNG en lo que va del año. Se estima que ese listado podría conocerse en los próximos días.

Cronograma

Con esta licitación, Enarsa completó el cronograma de importación de gas de cuatro meses: mayo, junio, julio y agosto. Sólo queda pendiente el tender para comprar las embarcaciones de LNG previstas para septiembre. Serán menos cargas por cuestiones climáticas y también porque sólo estará activa la terminal regasificadora de Escobar, dado que el barco Exemplar amarrado en Bahía Blanca dejará de operar el 31 de agosto.

Por su parte, YPF sigue adelante con su esquema de importación de gasoil para intentar paliar la crisis de abastecimiento que se registra en varias provincias, en especial al norte del país. EconoJournal adelantó este jueves que la Secretaría de Energía prevé triplicar del 5% hasta el 15% el corte de biodiesel en el gasoil para reforzar la oferta de combustible en los próximos dos meses.

Por lo pronto, la petrolera que preside Pablo González, que lanzó un operativo para restringir la reventa de gasoil en provincias fronterizas con países limítrofes, salió este jueves a importar otros dos cargamentos de 50.000 metros cúbicos (m3) de gasoil para suplir la falta de la oferta local.

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La Secretaría de Energía tendría lista la resolución para implementar un aumento en el corte obligatorio del biodiesel con el gasoil para cubrir la faltante de este último en el mercado local, sobre todo en las provincias del norte del país. El porcentaje de la mezcla del biodiesel se incrementará de un 5% hasta un 15%, pero solamente para los meses de julio y agosto. Al menos tres fuentes del sector privado sin contacto entre sí y al tanto de las conversaciones con el gobierno señalaron a EconoJournal que la cartera energética habría decidido avanzar en el aumento del corte. La resolución podría publicarse este viernes o en los próximos días.

El biodiesel se elabora a base de aceite de soja, sobre todo en las provincias de Santa Fe y Córdoba, y está regulado en el mercado local por la Ley 27.640, que determina un 5% de corte obligatorio con el gasoil. Las cámaras del sector de biocombustibles vienen hace al menos dos meses proponiéndole al gobierno un aumento en la mezcla que hacen las refinerías del biodiesel con el gasoil antes de venderse en las estaciones de servicio. El sector de biodiesel argumenta que esto se puede implementar sin necesidad de inversiones nuevas ya que tiene capacidad instalada para una mayor producción para el mercado local y cubrir la faltante de gasoil y la importación a un precio más caro.  

En las últimas semanas, la situación se agravó y son cada vez más provincias que registran problemas con el abastecimiento de gasoil. Por los problemas en el abastecimiento, esta semana YPF estableció un precio de 240 pesos por litro para el gasoil consumido por extranjeros se conoció para limitar la reventa en países limítrofes.

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El cierre de una fábrica de fertilizantes en el Reino Unido vuelve a poner en escena la crisis que está atravesando el sector en Europa. CF Industries, uno de los mayores productores de fertilizantes del mundo, cerrará de forma permanente una de sus dos plantas. La empresa diagnosticó un panorama muy complejo debido a la continuidad de los precios altos del gas natural.

CF Fertilizers UK, una empresa subsidiaria del grupo estadounidense CF Industries en el Reino Unido, anunció este miércoles una reestructuración de sus negocios. Entre los planes figura el cierre definitivo de su planta de producción de amoníaco y fertilizantes de Ince en Chester y la concentración total de su producción en la planta de Billingham en Teeside.

Billingham es la instalación de producción de amoníaco, nitrato de amonio y dióxido de carbono más grande del Reino Unido. “La Compañía cree que la instalación está mejor posicionada para la sostenibilidad de largo plazo, ya que tiene capacidad suficiente para satisfacer toda la demanda interna prevista de fertilizantes de nitrato de amoníaco de CF Fertilizers UK, es más eficiente que la planta de fabricación de Ince, tiene una base de clientes industriales instalada y tiene la capacidad de importar amoníaco”, señaló la empresa en un comunicado.

La planta de Ince arrastraba problemas de costos desde hace por lo menos cuatro años. No obstante, la compañía señala que la escalada de los precios del gas en Europa a partir de mediados del año pasado fue el detonante que llevó a tomar la decisión de cerrarla. La operación en ambas plantas fue suspendida en septiembre del 2021 debido a las pérdidas económicas causadas por los precios del gas. La producción en Billingham fue reiniciada al mes siguiente luego de un acuerdo temporal con el gobierno británico para cubrir los costos asociados de reactivación de la planta.

Costos más altos en Europa

La empresa se explayó en el comunicado sobre las consecuencias de la suba en los precios del gas natural y trazó un panorama de creciente complejidad para la producción de fertilizantes nitrogenados en Europa.

CF Fertilizers UK destacó la importancia del gas en la estructura de costos de la industria. “Se espera que las condiciones de la industria global del nitrógeno sigan siendo desafiantes para los productores de nitrógeno en el Reino Unido y Europa. El costo de producción de fertilizantes nitrogenados depende en gran medida del costo del gas natural, que es la principal materia prima y la principal fuente de combustible utilizada en el proceso de producción de amoníaco para las instalaciones de fabricación de la región”, dijo la empresa.

La incidencia del gas en el costo de producir amoníaco es de más del 70% del costo total para muchos productores a nivel mundial. En ese sentido, la empresa marcó que Europa seguirá teniendo los costos más altos de producción de fertilizantes nitrogenados del mundo. “Las curvas futuras de gas natural sugieren que las instalaciones de nitrógeno en el Reino Unido y Europa serán los productores con los costos marginales más altos del mundo en el futuro previsible, presentando un desafío constante para la sostenibilidad de las operaciones actuales”, alertó la subsidiaria del grupo estadounidense.

“Desafíos adicionales”

En lo que respecta a sus operaciones en el Reino Unido la empresa dijo que completó recientemente “una revisión estratégica que confirmó los desafíos adicionales que enfrenta el negocio”. Las ventas de fertilizantes de nitrato de amonio en el mercado británico cayeron un 30% desde 2018 debido a la competencia con importaciones a precios más bajos. Sin poder generar ganancias con las ventas en el mercado local, la empresa se volcó a exportar a precios con márgenes “sustancialmente bajos” para evitar el cierre de sus dos plantas.

Otro desafío está directamente vinculado con las políticas para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. “A medida que los costos del carbono continúan aumentando sustancialmente en el Reino Unido, la Compañía espera que su producción se coloque en una desventaja competitiva aún mayor frente a las importaciones sin un mecanismo de ajuste fronterizo de carbono para garantizar la igualdad de condiciones”, advirtió. La Comisión Europea impulsa la creación de un mecanismo de gravación impositiva sobre los productos importados en el mercado común europeo en función de parámetros ambientales relacionados con las emisiones del país de origen.

Escenario para la industria

Los precios del gas tienen efectivamente un impacto elevado en el mercado mundial de fertilizantes. Este se compone de fertilizantes nitrogenados en un 60%, fosforados en un 20% y potásicos en un 20%.

Los precios de los fertilizantes en Europa treparon un 142% entre enero de 2020 y enero de 2021 según la asociación Fertilizers Europe. Más del 70% de los fertilizantes producidos en Europa son nitrogenados. “Debido al aumento de casi el 300% en los precios del gas, los agricultores europeos han visto aumentar el costo de los fertilizantes en un 142%, aumentando los costos generales de los insumos”, dice la asociación.

El escenario se agravó aún más con el estallido de la guerra en Ucrania. Las sanciones económicas y las trabas impuestas en el comercio con Rusia afectaron la provisión de otros fertilizantes como potasa rusa y bielorrusa. La guerra también alteró las perspectivas en la provisión de gas natural ruso a Europa, un insumo que resultó barato para la producción industrial europea en la última década.

El aumento en los precios de los fertilizantes nitrogenados es buena noticia para los productores con acceso a gas barato. Es el caso de Estados Unidos, en donde empresas como CF Industries han visto crecer sus acciones en el último año. El spread en los precios del gas de Europa y Estados Unidos benefició a este último. La suba reciente en los precios del gas en el mercado estadounidense podría afectar esta ecuación. Los futuros del gas en el Nymex están en alza desde febrero y hoy cotizan cerca de los 10 dólares.

El precio del amoníaco en EE.UU. se ha multiplicado por seis en los últimos dos años, con la mayoría de los aumentos ocurridos desde marzo de 2021, según un reporte de la Agencia de la Información Energética.

Fertilizantes en Argentina

Argentina esta siendo golpeada también por la suba de los precios internacionales de los fertilizantes. El país es un gran importador de fertilizantes. En 2021 se consumió un récord de 5,6 millones de toneladas de fertilizantes, de las cuales 4,5 millones fueron importadas según un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario. La asociación civil Fertilizar pronostica una caída del 8% en el consumo de fertilizantes en 2022 debido a los precios altos, la falta de oferta en el mundo y los problemas para importar.

En el país, Profertil es la principal compañía productora de fertilizantes nitrogenados, con una producción de más de 1,3 millones de toneladas anuales de urea. La empresa y Techint firmaron en febrero de este año un acuerdo de exclusividad hasta el 30 de junio para ampliar la planta de urea de Profertil en Bahía Blanca. La planta consume 2,5 millones de metros cúbicos diarios de gas. La expansión de la planta duplicará su capacidad instalada de producción.

Pero entre las dificultades para concretar esa y otras inversiones figura la disponibilidad de gas. El gasoducto Néstor Kirchner, un proyecto que hoy esta demorado por las internas en el oficialismo, facilitaría la concreción de nuevas inversiones en fertilizantes.

El gobierno también demuestra interés en que el proyecto de expansión de Profertil se concrete. En la Cumbre de las Américas, el presidente Alberto Fernández mantendrá un encuentro con el primer ministro de Canadá, Justin Trudeau. La intención de Fernández es conversar sobre la posibilidad de atraer más inversiones canadienses para la planta de Profertil, en la que una empresa canadiense es socia junto a YPF. La expectativa incluye la posibilidad de exportar el insumo a ese mercado y otros. “Hay un mercado que se puede ocupar”, declaró el canciller Santiago Cafiero, en referencia a los fertilizantes rusos que Canadá importa. Rusia y China son los principales exportadores de fertilizantes nitrogenados del mundo.

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Hay un tema que todavía no adquirió demasiada visibilidad dentro de la agenda del sector hidrocarburífero. Se habla mucho de la potencialidad petrolífera de Vaca Muerta, pero no tanto de las características de su petróleo. Se trata de un crudo muy liviano que está modificando el esquema de abastecimiento para las refinerías locales. Al respecto conversamos con el ministro de Hidrocarburos y Minería de Chubut, Martín Cerdá, quien reivindicó la importancia estratégica del petróleo pesado que se extrae en la Cuenca del Golfo San Jorge. “El Escalante posee un plus en su composición dado por el bajo contenido de azufre. Esto le otorga un atractivo adicional al momento de mezclarlo con los crudos extraídos en yacimientos no convencionales, ya que optimiza la calidad de los combustibles que se refinan, sobre todo teniendo en cuenta que hoy el mundo pide mayor sustentabilidad”, explicó el funcionario en diálogo con EconoJournal.

Martín Cerdá, ministro de Hidrocarburos y Minería de Chubut

A su criterio, deberían implementarse las medidas técnicas necesarias para hacer esta clase de mezcla en las refinerías locales. “Con cambios operativos como los que se llevaron a cabo en  la refinería de YPF en Ensenada, o los que está aplicando Axion Energy en Campana, podría destinarse más Escalante a estos blends y mejorar de manera sustancial la calidad de los combustibles”, aseguró.

El crudo Escalante, precisó el ministro, se está pagando mejor que las variaciones Cañadón Seco o Medanito, por lo que la brecha entre el precio doméstico y el internacional no es tan amplia en Chubut. Eso no significa, expuso, que las pérdidas en la recaudación de regalías sean menores. “Hoy exportamos entre un 26% y un 30% de nuestra producción. Eso ayuda a que nuestra situación no sea tan dramática”, detalló.

No obstante, cuestionó, Chubut sufre un ‘cuello de botella’ difícil de solucionar en el ámbito macroeconómico. “Si las provincias productoras vendiéramos el barril a valores internacionales, hoy el combustible costaría el doble. Hemos debatido al respecto en la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI) y le hemos presentado a la Secretaría de Energía una propuesta para no perder tanto, amortiguando el impacto en los bolsillos de los consumidores. Pero estas gestiones nunca han avanzado por variables de la coyuntura económica o política del país”, comentó.

Durante la pandemia, añadió, este tema quedó forzosamente postergado. “Luego llegó el acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI), por lo que la postergación continuó. Sin embargo, próximamente volveremos a plantear la cuestión”, anticipó.

¿Cuál es su posición sobre la Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas?, preguntamos a Cerdá.

Tenemos en el país muchas leyes escritas que a veces nos cuesta mucho cumplir. Cuando una nueva ley no es superadora de las vigentes, no tiene demasiado sentido discutirla. Es preferible cumplir las que ya están escritas.

El gran reclamo que hoy se observa en la industria petrolera tiene que ver con la libertad para sacar divisas e importar equipos. Cuando se planteó el año pasado esta nueva normativa, había algunos aspectos positivos en términos de inversiones, pero no estaba claro que se tratara del vehículo correcto para favorecer la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge. La redacción de la ley, que me resultaba medio engorrosa, posicionaba mejor a los yacimientos no convencionales que a los convencionales. Cuando tuvimos la posibilidad de brindarle nuestro aporte a la Secretaría de Energía, procuramos fortalecer la actividad en nuestra cuenca, pero nos topamos con cuestiones que no pertenecían netamente al ámbito de la cartera energética, sino que debían debatirse con Economía.

Considero que el contexto económico y financiero que estamos atravesando no es lo suficientemente estable como para sentarnos a discutir una ley que apunte a promover y atraer inversiones de manera sostenida en el tiempo.

¿Qué impacto cree que tendrá el Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental?

Soy cauto al respecto. Parece ser un paso en la dirección adecuada, pero obviamente hay que darle tiempo a esta herramienta antes de evaluarla. El Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) que estipula este régimen tiene aspectos que pueden ayudar al sector a mejorar, pero algunas falencias que hay en su redacción dejan en desventaja a nuestra cuenca con respecto a la Neuquina, sobre todo cuando se menciona que los beneficios están atados a la producción incremental.

Sucede que para lograr la producción de un pozo de Vaca Muerta se necesitan entre ocho y 10 pozos en nuestra cuenca. No puede soslayarse que tenemos niveles de declino propios de la madurez geológica de nuestros yacimientos. Veremos, con el correr del tiempo, cómo el decreto responde a esto.

¿Cómo puede defenderse, desde los gobiernos nacional y provincial, la continuidad a futuro de la Cuenca del Golfo San Jorge?

El actual contexto y lo atractivos que son nuestros crudos para el mundo invitan a reflexionar sobre cómo producir y exportar más sin desabastecer las refinerías locales. En ese sentido, por decisión del gobernador Mariano Arcioni desde hace un año y medio comenzamos a analizar oportunidades en yacimientos muy maduros que presentan bajas productividades y en áreas muy marginales que están alejadas de la infraestructura de la cuenca.

Así, a través de un decreto avanzamos en un esquema de reducción de un 50% de las regalías para favorecer a las operadoras que manejan esta clase de proyectos. Sin esta medida no contaríamos con cuatro nuevas iniciativas de recuperación terciaria y de perforación que hoy están empezando a funcionar y que nos brindarán una producción incremental, además de aportarnos más actividad y más regalías.

Este esquema podría ser replicado a nivel nacional en otras cuencas maduras, complementado con la búsqueda de alternativas para el crudo pesado de la mano de inversiones en la industria de la refinación. Eso le serviría al país para autoabastecerse, no depender tanto de las importaciones de gasoil y aumentar los saldos exportables.

¿Cuán fácil es articular una estrategia de esta clase con la Secretaría de Energía de la Nación?

Las provincias productoras cuentan con sus propias leyes de hidrocarburos y un amplio rango de autonomía para manejarse, pero podrían beneficiarse mucho con algunas medidas impositivas por parte del Gobierno nacional. A veces el contexto no es el más favorable, pero igualmente desde los gobiernos provinciales tenemos que plantear estos temas para que en algún momento puedan prosperar.

En nuestra provincia está funcionando muy bien la recuperación terciaria a partir de la inyección de polímeros que todavía no se fabrican en el país (si bien Y-Tec está estudiando mucho en la materia). Desde Chubut planteamos la posibilidad de que la importación de estos insumos tan puntuales reciba alguna exención impositiva. A priori la propuesta fue bien recibida por las autoridades nacionales, pero aún no se llegó a una solución definitiva debido a las dificultades del día a día.

¿Cuál es el potencial de Chubut para desarrollar hidrógeno mediante fuentes limpias?

Estoy de acuerdo con la exigencia cada vez más extendida de descarbonizar el planeta, aunque transitar ese camino -al menos en la Argentina- demandará bastante tiempo. El potencial para avanzar con el hidrógeno lo tenemos. Chubut es la primera productora de energía eólica del país, con 1.200 mewatts (Mw) inyectados al Sistema de Interconexión Nacional (SIN) y una veintena de parques en funcionamiento. Por una combinación de ventajas geográficas y climáticas, registramos el mejor índice de vientos. También contamos con agua, ya que toda la provincia tiene costas al mar. No obstante, aún hay mucho por trabajar.

Los proyectos de hidrógeno a gran escala necesitan mucha infraestructura portuaria, vial y energética. Hay grandes obras por hacer si queremos posicionarnos como un mercado atractivo para exportar el recurso. Asimismo, tal como hace falta en la industria hidrocarburífera, es fundamental disponer de un marco regulatorio claro, estabilidad económica y libre disponibilidad de divisas.

Así como sucedió con el petróleo desde hace más de un siglo, dependerá de nosotros convertir el potencial disponible en nuevas oportunidades de negocios asociadas a la industria del hidrógeno.

¿Cómo está el debate sobre la actividad minera en Chubut?

El debate debe seguir planteándose, sobre todo porque falta llegar a los ciudadanos con más información y conocimiento sobre la minería. Luego de la prohibición de la actividad, en 2001, no se discutió más sobre esta temática hasta la gestión del gobernador Arcioni. Hay que tomar lo sucedido como un aprendizaje y seguir discutiendo. Creo que existe un ámbito para continuar intercambiando opiniones desde el respeto, sin agresiones.

Estamos a sólo 300 kilómetros de los principales proyectos mineros de Santa Cruz, que generan empleo y valor agregado hace más de 30 años. Y la ciudad de Comodoro Rivadavia se encuentra a la misma distancia de los proyectos mineros que existen en nuestro territorio. Uno no termina de comprender por qué, en función de argumentos técnicos que no son veraces, algunas provincias desarrollan la actividad y otras no. Nos hemos asesorado mucho y hemos demostrado que los mayores temores de la gente son infundados. Creo que, con los cuidados ambientales adecuados, la minería podría ser una gran oportunidad para Chubut. Y no debe omitirse que las energías verdes van a necesitar minerales para contribuir con la descarbonización del mundo.

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Por cuarto año consecutivo, Pampa Energía se alzó como la compañía que más energía brindó durante el año pasado con un total de 17.433 GWh, cifra que fue alcanzada a través de las 9 centrales termoeléctricas, 3 centrales hidroeléctricas y 3 parques eólicos que opera Pampa en distintos puntos del país.

Frente a estos resultados, el CEO de Pampa Energía, Gustavo Mariani manifestó: “Tenemos un fuerte compromiso y apostamos al crecimiento de nuestro país. Es por ello que seguimos invirtiendo para seguir sumando capacidad instalada al parque nacional”.

Durante 2021, las unidades de Pampa mantuvieron la excelencia operativa principalmente por las pocas salidas forzadas. Por lo cual, la disponibilidad de las unidades térmicas de la empresa registraron un 95% durante ese año, ampliamente superior a la disponibilidad del 79% registrada por el resto del sistema.

Se estima que a fines de este año incrementará su capacidad de generación con el cierre del Ciclo Combinado de la Central Térmica Ensenada Barragán que tiene junto a YPF, y en 2023, lo hará nuevamente con la expansión del Parque Eólico Pampa Energía III, ubicado en Coronel Rosales, a 45 km de Bahía Blanca.

A través de todos sus activos de generación eléctrica, actualmente la compañía opera una potencia instalada de 4.970 MW, sumado a otros 361 MW en expansión, por lo que se prevé que la capacidad instalada total ascendería a 5.331 MW.

En años anteriores, también fue la mayor generadora privada del país, con el 12,3%, 11,9% y 10,8% de la energía eléctrica producida en 2020, 2019 y 2018, respectivamente.

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La construcción del gasoducto Néstor Kirchner quedó envuelta en una polémica después de que la vicepresidenta de la Nación, Cristina Kirchner, y el ex ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, realizaran declaraciones cruzadas en torno a las especificaciones técnicas del proyecto.

Para poner en blanco sobre negro los rasgos distintivos de la obra, EconoJournal accedió a un documento elaborado por el área energética del Gobierno que compara las características del gasoducto a Vaca Muerta con las del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), cuya licitación se realizó en 2013 y se terminó de construir durante la gestión de Mauricio Macri.

Cañerías

Una de las principales diferencias que presentan ambos gasoductos se halla en lo que se refiere al diámetro nominal. Mientras que para el GNEA se necesitó cañería con un diámetro de 24 pulgadas, para el gasoducto Néstor Kirchner son precisos caños de 36 pulgadas.

Frente a esto se observa que el transporte de los caños desde fábrica al frente de obra requiere una cantidad tres veces mayor de camiones a fin de transportar una misma longitud, lo mismo que ocurre con el desfile de las cañerías.

Fuente: Elaboración propia en base a datos del área energética.

También se presenta una diferencia de espesor de caño: 7,2 mm para el GNEA y 12,7 para el GNK, con lo cual se requiere 1,7 más de pasadas de soldadura para el ducto que conectará Tratayén con Salliqueló, lo que provoca un incremento en los equipos de soldadura, de pipewelder, camiones y tractores de transporte.

Por la diferencia que existe en relación al peso de la cañería 118 kg/ml GNEA y 282 kg/ml GNK -en línea regular-, y 145 kg/ml GNEA y 420 kg/ml GNK -en cañería pesada- se necesita más cantidad y otro tipo de equipos para las operaciones de bajada. Para el Gasoducto del Noreste se necesitaron 4 sideboom tipo CAT 572, mientras que para el Néstor Kirchner son precisos entre 5 y 6 sideboom tipo CAT 583.

Otra de las cuestiones reside en la excavación para línea regular. Por normativa se establece un volumen de excavación 1.5 veces mayor para la cañería de 36 pulgadas en relación a la de 24. Asimismo, por la diferencia de diámetro, para poder realizar una prueba hidráulica, se requiere el acarreo de más del doble de agua para el caño del GNK respecto al del GNEA.

Otras diferencias

Por otro lado, se observa que el avance diario requerido es casi tres veces mayor en el Gasoducto Néstor Kirchner en cuanto al GNEA (360ml/día GNEA y 660ml/día GNK; y 8.640 pulg*ml/día GNEA y 23.760 pulg*ml/día GNK). Mientras que la longitud promedio por tramo es de 247.000 km en el GNEA, en el Gasoducto Néstor Kirchner representa 220.000 km.

Otra diferencia se ata al plazo contractual, para el GNEA representó un periodo de 690 días, mientras que para el GNK se indican 330.

Fuente: Elaboración propia en base a datos del área energética.

Esta situación obliga a utilizar el doble frente de trabajo. Además, requiere el doble del personal especializado, común y de supervisión, y de equipo. También el abastecimiento y distribución de combustible acorde y el doble servicio de traslado de personal, alojamientos, y catering, y servicios médicos.

En base a esto, surgen distintas problemáticas ligadas a la falta de personal especializado como son: soldadores, sidebonistas, acopladores, curvadores, y supervisores en general, así como también la falta de infraestructura local para asistir a la dotación.

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El gobierno autorizó el ingreso de la primera minera al Régimen de Fomento de Inversión para las Exportaciones, una medida que flexibiliza las restricciones cambiarias y permite un mayor acceso al Mercado Único Libre de Cambios (MULC) por parte de las compañías que exportan para que puedan repagar sus inversiones en el exterior.  La primera beneficiaria del Decreto 234, de abril del año pasado, es Zijin Mining, un gigante del sector minero de China. Directivos de este grupo asiático se reunieron en febrero pasado con el ahora ex ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y le confirmaron la inversión de US$ 380 millones para la construcción de una planta de carbonato de litio en Catamarca con el objetivo de exportar su producción.

Este martes salió publicada en el Boletín Oficial la Resolución Conjunta N° 4 de los ministerios de Economía y Desarrollo Productivo donde se aprueba el proyecto de inversión para la exportación de litio de la empresa Liex. Se trata del megaproyecto de litio Tres Quebradas (3Q), un desarrollo de 35.000 hectáreas ubicado en un gigantesco yacimiento de este mineral en la localidad catamarqueña de Fiambalá, que tiene un potencial para producir más de 20.000 toneladas anuales de litio equivalente (LCE) para baterías. El proyecto podría entrar en producción a fines de 2023 o en 2024. La firma Liex es la subsidiaria de la compañía Neo Lithium, que estaba en manos de una empresa canadiense pero que -a su vez- fue adquirida en octubre de 2020 por el gigante chino Zijin Mining.

Los beneficiarios del decreto 234, que se complementa con las comunicaciones del Banco Central (BCRA) “A” 7123 y 7168, acceden libremente en hasta el 20% de los dólares obtenidos en las ventas al extranjero del proyecto con alícuota cero en los derechos de exportación para que puedan destinar esas divisas al pago de capital y financiamiento en el exterior.

Resolución Conjunta

La resolución de Guzmán y Kulfas, que se publicó en el Boletín Oficial el mismo día que salió el decreto presidencial de renuncia del ex titular de la cartera productiva, otorga a la firma Liex un “Certificado de Inversión para la Exportación” y el artículo cuarto establece “como monto para computar el máximo del beneficio establecido por la normativa aplicable, la suma de U$S 296.440.666”. Y fija como período para el uso del beneficio “el plazo transcurrido con posterioridad al año aniversario del primer desembolso de divisas en el Mercado Libre de Cambios (MLC), con vigencia hasta el año 15 de la fecha de emisión del presente Certificado de Inversión para la Exportación”. El acceso a los beneficios del régimen obliga a Liex a cumplir los compromisos de inversión.

234

El Decreto 234 del 7 de abril de 2021 creó el Régimen de Fomento de Inversión para las Exportaciones y fue firmado por todo el gabinete de Alberto Fernández. Fue una medida impulsada por el sector económico del gobierno para beneficiar a las exportaciones de los sectores hidrocarburífero, minero, automotriz, agroindustriales y de industrias manufactureras, ente otros. Tiene el objetivo fomentar la inversión extranjera directa o la nacional financiada con crédito externo para incrementar las exportaciones y el ingreso de divisas para el país mediante el mecanismo de flexibilización en el acceso al Mercado Único Libre de Cambios (MULC).

En enero, antes de que los directivos de Zijin Mining confirmen la inversión de US$ 380 millones, el gobierno de Catamarca de Raúl Jalil aprobó el estudio de impacto ambiental para la construcción y operación de este megaproyecto.

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Matías Kulfas concurrió hoy a la Casa Rosada para despedirse del presidente Alberto Fernández y de los principales funcionarios que integran el gabinete económico. Al mismo tiempo, el ahora exministro de Desarrollo Productivo incorporó en el sistema de comunicación interna del Gobierno su carta de renuncia, un extenso documento en el que le dedica un pasaje central a la crítica hacia el sector que responde a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner por no haber podido reorganizar el sistema de subsidios a la energía.

En duros términos, Kulfas aseveró que uno de los desafíos propuestos al comienzo de su gestión “era salir del desquiciado sistema de subsidios a la energía que rige en nuestro país desde hace dos décadas, el cual tiene un enorme costo fiscal, es socialmente injusto, centralista, anti federal y pro rico”.

En esa línea, mostró su descontento y afirmó que “el Estado argentino subsidia la energía de hogares acomodados de la ciudad de Buenos Aires o la zona norte del gran Buenos Aires, hogares que no necesitan, no solicitan ni valoran esos subsidios”. Por esto, arremetió contra la Secretaría de Energía, que dirige el neuquino Darío Martínez, y en forma indirecta contra los funcionarios del área que responden a la vicepresidenta como Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica, y Federico Bernal, interventor del Enargas.

Kulfas manifestó que la política energética aplicada por el cristinismo, que básicamente consistió en atrasar las tarifas de gas y electricidad, “no hizo más que alimentar este sistema nefasto de subsidios y no fue capaz de diseñar un sistema de segmentación de tarifas y cobrarle a los ricos y sectores de ingresos medio altos una boleta de luz y gas sin subsidios”.

En rojo

Asimismo, sostuvo que “era imprescindible racionalizar este sistema, realizando adecuaciones tarifarias que tuvieran en cuenta la crisis de ingresos de los hogares, pero dotándola de progresividad distributiva”. Los números son evidentes. En el primer cuatrimestre de 2002, los subsidios a la energía treparon hasta los US$ 3856 millones, casi cuatro veces más que en el mismo período de 2019, el último año de la gestión de Mauricio Macri, según datos publicados por la consultora Economía y Energía, que dirige Nicolás Arceo.

Fuente: Economía y Energía

Kulfas también se refirió a otra de las metas que se habían fijado desde el Ministerio y explicó que lo que se quería era “generar un marco normativo y desplegar estrategias para el desarrollo de Vaca Muerta”.

En vínculo con esto, indicó que “el sector energético es una de las llaves para resolver nuestro problema de restricción externa” ya que presenta “un potencial exportador de más de USD 30.000 millones”.

Internismo permanente

Sin embargo, indicó que “los avances fueron lentos, signados por un internismo exasperante dentro del propio equipo de la Secretaría de Energía, es decir, internismo dentro del internismo, que demoró la posibilidad de un nuevo marco normativo, donde el proyecto de Ley quedó en el olvido y fue reemplazado por un decreto que puso algo de racionalidad”.

También, aludió al gasoducto Néstor Kirchner y aseguró que se produjeron demoras y que “se ha perdido tiempo muy valioso que cuesta millones de dólares en importaciones”. De igual manera, expresó su deseo de que la obra se realice debido a que “representa una posibilidad concreta de lograr el autoabastecimiento gasífero y luego avanzar en la estrategia exportadora”, según precisó.

Metas

A su vez, mostró que otra de las metas “era implementar rápidamente un plan de estímulo a la producción de gas, de modo de aprovechar nuestro potencial” a fin de “dejar de gastar tantos dólares importando barcos y otras fuentes de aprovisionamiento”.

Tras hacer un repaso por las iniciativas que nacieron durante su gestión, entre las cuales se encuentran se destaca el Plan Gas.Ar, que fue impulsado por funcionarios que le respondían, remarcó el crecimiento del Ministerio de Desarrollo Productivo revelando que “en 2019 el presupuesto fue menos de $ 8.000 millones y en 2020 y 2021 en torno a los $ 140.000 millones, con una ejecución cercana al 100 por ciento”.

Por lo cual, concluyó que “el bajo crecimiento, la inestabilidad macroeconómica, la pobreza y la falta de justicia social no son una condena, sino el resultado de no haber tenido esa mirada estratégica, de estar siempre pensando en la coyuntura y en las mezquindades de corto plazo”.

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El gigante sudafricano AngloGold Ashanti, el cuarto productor de oro del mundo y el primero de África, adquirió tres proyectos de exploración auríferos en la provincia de Salta. Con esta decisión, la compañía de Sudáfrica refuerza su inversión en el país luego de varios intentos por vender su mayor activo que tiene en la Argentina, que es el megaproyecto de oro y plata Cerro Vanguardia, ubicado en la provincia de Santa Cruz.

AngloGold acaba de acordar la adquisición del 75% de los proyectos de oro Organullo, Ana Maria y Trigal Gold, que quedan en el noroeste de Salta y que pertenecen a la minera canadiense Latin Metals, una empresa de exploración junior que en febrero también le vendió a Barrick Gold la participación en proyectos en la misma provincia patagónica. El acuerdo incluye el derecho de ampliación de hasta el 80% de la participación por parte de la empresa sudafricana. Ambas mineras cumplieron con todas las condiciones precedentes y el acuerdo de adquisición se inició formalmente el pasado 2 de junio, según informó la compañía canadiense.

La minera sudafricana, que produce el 7% del oro a nivel mundial (4,6 millones de onzas anuales), pagará por los tres proyectos de oro la suma de US$ 12,5 millones y tendrá que desembolsar US$ 10 millones en cinco años para avanzar en la exploración. La empresa canadiense quedará con una participación minoritaria. El proyecto más avanzado de los tres es Organullo, que requiere de una próxima inversión para evaluar su potencial.

Permanencia en Cerro Vanguardia

Además de la Argentina, AngloGold tiene proyectos de oro en Ghana, Guinea, República del Congo, Tanzania, Brasil, Colombia, Estados Unidos y Australia. En febrero de 2019 había anunciado su retirada del megaproyecto Cerro Vanguardia, donde tiene el 92,5% de participación. Pero la compañía sudafricana revirtió su decisión y permanece en Santa Cruz.

Ahora está realizando una inversión en ese megadesarrollo minero de US$ 170 millones entre 2021 y 2023, proyecto que comparte con la empresa provincial Fomicruz, que posee el 7,5%. Cerro Vanguardia es uno de los proyectos más emblemáticos de la minería del país y acumula desde 1998 exportaciones por US$ 6.126 millones en oro como producto principal y de plata y carbón como subproductos.

Los proyectos de Salta

Organullo

El proyecto Organullo es el más avanzado de los tres. Fue históricamente explorado y explotado a pequeña escala en la década de 1930, produciendo cobre, bismuto y oro. Las mineras que exploraron el proyecto posteriormente fueron Triton Mining Corporation, Northern Orion Exploration, Newmont, Cardero Resources, Latin Metals y, entre 2018 y 2020, Yamana Gold. La exploración histórica incluye 28 pozos de perforación diamantina (5.872 metros) y 30 de perforación de circulación inversa (5.107 metros). Es conocido como “un proyecto centrado en oro de alta ley en la superficie, pero la exploración muestra mineralización epitermal y de pórfidos yuxtapuestas y evidencia de múltiples centros hidrotermales magmáticos dotados de cobre y oro”, señala el comunicado.

Ana María

El proyecto está contiguo a Organullo y todavía no tuvo una exploración detallada previa. El área es prospectiva para depósitos de oro epitermal y mineralización asociada. El área estaba cubierta por un programa de muestreo que se llevó a cabo en colaboración con la compañía Newmont en 2008.

Trigal

Se trata de un proyecto de exploración de oro y plata, que primero se identificó como potencial luego de un programa de muestreo realizado por la compañía canadiense Latin Metals en sociedad con Newmont Corporation. Es contiguo al proyecto El Quevar, propiedad de Golden Minerals Company, un desarrollo de exploración avanzada de plata, con un recurso mineral indicado e inferido. En abril de 2020, el proyecto El Quevar fue adquirido por Barrick Gold Corporation.

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Luego de que la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner le reclamara el viernes a Alberto Fernández que le exija al Grupo Techint fabricar los caños para el gasoducto Néstor Kirchner en el país, en lugar de importarlos de Brasil, el ahora ex ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, le salió al cruce al decir que era la propia gente de la vicepresidenta la que había definido las condiciones de la licitación para la compra de los caños. En un off distribuido ese mismo viernes por la noche, que derivó finalmente en su salida del gobierno, Kulfas fue más allá y habló de “un pliego de licitación a la medida de Techint”. A raíz de esa polémica, EconoJournal accedió en exclusiva al informe técnico oficial donde Enarsa se justifica la decisión de optar por un caño de 36 milímetros de diámetro, como los que fabrica Techint.

El informe técnico de la Gerencia de Unidad Ejecutora de Gasoductos de Enarsa, elaborado antes de las acusaciones cruzadas que derivaron en el despido de Kulfas, describe en detalle las necesidades técnicas primarias y esenciales para la concreción de la primera etapa del proyecto.

Las dimensiones del caño

En lo que respecta específicamente a las dimensiones de la cañería a requerir, se afirma que “para poder transportar el volumen de 40.000.000 m³/d (el cual se alcanzará luego que se le instalen las plantas compresoras a lo largo de su traza) el diámetro de la cañería debe ser de Ø36” Dn. (36 pulgadas de Diámetro Nominal)”. “Dicho diámetro permite tener un equilibrio técnico económico óptimo del proyecto”, agrega luego.

El informe remarca que durante la elaboración de la ingeniería básica y los modelos hidráulicos de despacho se calculó el diseño con un diámetro inferior a 36 pulgadas, pero remarca que no es un diseño óptimo. “La disminución del diámetro de la cañería no permite alcanzar el transporte del volumen proyectado en condiciones similares, lo cual implicaría la instalación de cañería en forma de loops para reforzar el sistema y alcanzar el volumen de 40.000.000 m³/d”, se advierte.

Mayores costos

Luego se aclara que una cañería de un diámetro menor terminaría siendo mucho más costosa. “De optar por ejemplo de una cañería menor de Ø30” (30 pulgadas), sería necesario la construcción de dos gasoductos en paralelo para que pueda ser alcanzado el objetivo de los 40.000.000 m³/d”, dice el informe.  

Eso es porque el equivalente para lograr el mismo objetivo que un caño de 36 pulgadas de diámetro “serían dos caños de 30 pulgadas, lo que implicaría, aproximadamente, duplicar el costo de instalación y cañería”

Por último, se deja en claro que esa afirmación no es algo que pueda ser motivo de debate. “Se encuentra en línea con la circunstancia de que la conducción de gases en cañería responde a una ecuación físico matemática que es la ley general de los gases y la misma no es intuitiva ni lineal –lo cual no es opinable en su cálculo”.

“En este punto respecto al diámetro, esta situación conlleva a una inversión superior (próximo al 100%) al proyecto de construcción en Ø36” como está previsto y, por lo tal motivo es desestimada”, se afirma.

Por último, en lo que refiere al diámetro de la cañería se afirma que el caño de 36 pulgadas es el mayor diámetro comercial con el que se ha construido en la Argentina. “Diámetros mayores conllevarían a equipos de instalación, dobladoras, transporte, Tiende Tubos, etc. que no encuentran disponibilidad en Argentina y cuyas adquisiciones por parte de los contratistas elevarían inconmensurablemente cualquier oferta, en atención a  que no hay gasoductos de ese diámetro en la Argentina ni en países limítrofes”, concluye el informe.  

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Aun cuando se trata de una industria de capitales intensivos en dólares donde hay grandes inversiones sujetas al precio del barril, el segmento de Oil & Gas siempre consideró a la logística como algo secundario; como un apéndice de otras variables prioritarias dentro del proceso productivo. Sin embargo, la aparición del shale y el boom de Vaca Muerta llevaron tanto a las operadoras como a las empresas de servicios a enfocarse en hacer más eficientes sus procesos logísticos, lo cual abre grandes oportunidades para los proveedores del rubro incluso en el actual contexto por el que atraviesa el país, con restricciones a la importación de algunos insumos y faltantes de repuestos para equipos y vehículos. Así lo confirma Juan Mastrángelo, gerente comercial del Segmento de Energía de Grupo Logístico Andreani, quien en diálogo con Econo Journal explica que están dando grandes pasos dentro del sector debido a que las empresas buscan desarrollar proyectos en poco tiempo y necesitan mucho volumen de insumos, equipos y herramientas en el momento preciso.

Juan Mastrángelo, gerente comercial del Segmento de Energía de Grupo Logístico Andreani

“Hoy las variables de la logística tienen que ver no solo con el volumen y las toneladas a mover sino también con el factor tiempo, por lo que resulta clave brindar certezas con respecto a la entrega de los insumos a fin de no dejar los equipos parados, ya que eso traduce en sobrecostos”, precisa Mastrángelo. “El proceso debe ser sistematizado y tener trazabilidad e información; por ahí pasa el foco de la logística en la actualidad. Y no hablamos sólo en términos de agua o de arena, lo cual implica el movimiento de grandes volúmenes, sino también de herramientas específicas para que cuando se esté desarrollando el pozo o entre en la etapa de producción las mismas estén disponibles en el momento justo”, advierte el ejecutivo.

De punta a punta

A decir de Mastrángelo, lo que distingue a Andreani de otras empresas argentinas de logística es que brinda trazabilidad e información desde que el insumo sale de origen hasta que llega a la locación. “Tenemos más de 170 puntos de contacto, entre sucursales, plantas, depósitos de almacenaje y centrales de transferencia, y eso permite que la operadora o empresa de servicios pueda comprar insumos en cualquier punto del país sin necesidad de recurrir a los grandes centros urbanos. Hoy podemos tomar carga de cualquier parte de la Argentina y llevarla a cualquier cuenca o yacimiento. Esa capacidad de cubrir todo el territorio diariamente triangulando los retiros para llegar a destino lo antes posible nos otorga una gran confiabilidad. Y la capacidad de nuestros sistemas nos permite tener una trazabilidad en toda la cadena, donde clasificamos por lote y por vencimiento y sabemos cuándo entró y salió cada producto. Tener esa información genera mucho valor. La idea es poder seguir cada insumo y que esa data esté disponible para todos los puntos de la cadena logística de las petroleras. Así, la gente de mantenimiento puede saber cuándo llegará el material sin tener que pasar por el ingeniero planificador; solo debe entrar a nuestra página web para ver dónde está su envío”, explica el directivo.

Más eficiencia

Andreani dio sus primeros pasos en la industria energética con una cartera de algunos pocos clientes hace cinco años y hoy la multiplicado por 30. “Eso demuestra que la solución que presentamos para el sector es eficiente. Queremos que nos elijan porque generamos un proceso sistémico y sustentable. De hecho, contamos con una plataforma donde registramos y medimos la huella de carbono generada para luego tratar de compensarla, lo cual les permite a las operadoras bajar algunos puntos en las tasas de interés internacionales que toman. En logística debemos ser cada vez más eficientes, ya que a partir de allí se genera una reducción de costos. Poder meter más etapas de fractura en un pozo tiene que ver con poder llegar con más vehículos en menor tiempo y con más capacidad”, advierte Mastrángelo. “Las operadoras deben lograr mayor eficiencia; obtener el mismo resultado con menores costos y en menos tiempo Y eso se logra de pocas formas. Si puedo darle información al destinatario que está perforando un pozo respecto de cuándo llegará el material que necesita estoy generando eficiencia y eso se traduce en mejores costos”, concluye el ejecutivo.

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La empresa estatal Enarsa —que volvió a operar formalmente con ese nombre hace dos semanas, después de que el macrismo la bautizara como IEASA— presentó este viernes los pliegos de la licitación para construir el gasoducto Néstor Kirchner, que permitirá evacuar más gas natural producido en Vaca Muerta. En rigor, oficializó nueve documentos, de los cuales al menos seis son centrales. EconoJournal repasó los textos publicados en la página web de Enarsa y consultó con fuentes gubernamentales y privadas para desgranar qué empresas son las que están en condiciones de cumplir con los requisitos técnicos y económico-financieros definidos por la empresa pública.

Después de que Cristina Kirchner acusara al presidente Alberto Fernández de ser condescendiente o demasiado benévolo con el grupo Techint durante el acto por los 100 años de YPF en Tecnópolis, se abrieron todo tipo de especulaciones acerca de si existen empresarios beneficiados por la letra chica de la licitación diseñada por Enarsa. La impugnación parte de un absurdo: los principales directivos de Enarsa —tanto Agustín Gerez como Gastón Leydet, gerente y subgerente general de la empresa— responden políticamente a la vicepresidenta, con lo cual cualquier irregularidad en el armado de la licitación del gasoducto recae sobre sí misma.

Más allá de la tangente discursiva de la vicepresidenta, este medio pudo constatar que los pliegos publicados por Enarsa mantienen la misma estructura y son muy similares —aunque se incluyeron con cambios importantes— que los que venía trabajando el equipo dirigido por Antonio Pronsato, que estaba al frente la unidad ejecutora del proyecto hasta que renunció sorpresivamente al cargo.

Ante la salida del ex titular del Enargas y de sus colaboradores más cercanos, quien terminó de firmar los pliegos fue Gastón Dalla Cia, un joven ingeniero con escasa experiencia en el sector gasífero que en agosto de 2020 asumió como director de Construcciones de Enarsa. En el pasado inmediato, Dalla Cia se había desempeñado en el Enohsa, el ente nacional de obras hídricas, y dejó ese cargo después de que la cámara federal porteña confirmara su procesamiento, en octubre de 2019, en una causa por una presunta «sobrecertificación» en la construcción de una planta de tratamiento de residuos cloacales.

Póquer de jugadores

Del análisis del pliego de bases de condiciones generales y especiales surge que, a priori, son cuatro las constructoras que están en condiciones de probar los antecedentes técnicos exigidos por Enarsa. Los requisitos están definidos en el artículo 16.2. Son Techint Ingeniería y Construcción; Sacde (la empresa de Marcelo Mindlin, titular de Pampa Energía, que antes pertenecía a Ángelo Calcaterra), Victor Contreras y BTU, la firma de Carlos Mundín. Son las únicas puedan demostrar haber construido caños de 30 pulgadas o más en los últimos 15 años, tal como exige el pliego. Luego, las compañías deberán demostrar solvencia financiera para poder tomar un proyecto de esta escala, para lo cual tendrán que aprobar los índices económicos que estipula el documento.

El diseño de la traza del gasoducto Néstor Kirchner que conectarán, en una primera etapa, Tratayén con Salliqueló.

Otras constructoras también tienen interés en participar, aunque fuentes oficiales reconocieron que su perfil técnico no es del todo robusto. En esa lista figuran, por ejemplo, Pecom, la empresa del grupo Perez Companc que hace algunos años se quedó con la constructora sueca Skanska, que cuenta con experiencia en caños de 30 pulgadas porque construyó algunas de las ampliaciones del sistema troncal de gasoductos que realizó el kirchnerismo, pero eso fue hace más de 15 años; Vertúa, la constructora del empresario Raúl Vertúa, que tuvo una pésima performance en la construcción de uno de los tramos del GNEA (gasoducto del noreste), que de hecho aún no está terminado, por lo que mantiene un conflicto judicial abierto con Enarsa. La firma realizó algún trabajo en caños de 30 pulgadas, aunque de menor tamaño, por lo que no estaría apta para participar. También son dudosos los antecedentes técnicos de Contreras Hermanos, otra constructora que tiene experiencia en la instalación de gasoductos de 30 pulgadas, pero que desarmó su equipo que trabajaba obras de gas y hoy está más enfocado en el sector minero y obras viales.

Curiosa modificación

Uno de los cambios en los pliegos que llamó la atención de los privados fue la confusa redacción con la que quedó redactado el segundo párrafo del artículo 16.2, que define los antecedentes técnicos: “Para la presentación de ofertas del renglón 1 al 4, se deberá presentar documentación que acredite la construcción de al menos (…) 75 km de gasoductos de alta presión de al menos Ø30”, cuya ejecución haya sido posterior a la fecha 01/01/2016. Solo se aceptarán antecedentes invocados, bajo las previsiones del apartado anterior, de obras finalizadas o con un nivel de avance no menor al 60%”, consta en el pliego.

Esas líneas no figuraban en la redacción original del pliego y fueron incorporadas a último momento por la conducción de Enarsa que responde a Gerez. Tres directivos sin contacto entre sí que pidieron la reserva de nombre coincidieron en que la flexibilización de los requisitos podría apuntar a hacerle lugar a algún constructor que no podía cumplir con los antecedentes técnicos. “Hay empresas que sólo tienen experiencia en caños de 24 pulgadas como por ejemplo Panedile (del empresario Hugo Dragonetti) que quedarían a tiro de participar si Enarsa flexibiliza un poco más los antecedentes mediante alguna circulan en las próximas semanas”, interpretó uno de ellos.

Tramos

La empresa pública estructuró la construcción del gasoducto Néstor Kirchner en tres tramos distintos. El renglón 1 (el primer pliego) prevé la instalación de 220 Km de un caño de 36 pulgadas desde Tratayén hacia la zona centro del país. También contempla el paso subfluvial por debajo del río Colorado y la instalación de una planta de compresión en la cabecera de TGS. Es, según señalaron las fuentes consultadas, el tramo más complejo de la construcción.

El renglón 2 incluye el tendido de un gasoducto de 220 por la zona centro del país. Es un tramo que no presenta mayores dificultades técnicas. En tanto que el renglón 3 prevé el montaje de 133 Km de gasoducto en la provincia de Buenos Aires, atravesando una zona altamente inundable (por lo que se descuenta que habrá que operar con agua) y la construcción de instalaciones de medición en el punto de acceso a la planta Saturno, que conectará gasoducto Néstor Kirchner con el Neuba II. Al igual que el tramo 1, es un tramo de elevada complejidad.

Por último, el renglón 4, que está subdivido en dos partes, establece la construcción del gasoducto Mercedes-Cardales en 30 pulgadas y la ampliación mediante un loop en el mismo diámetro del gasoducto Neuba II de casi 70 kilómetros hasta la estación Ordoqui.

Esquema de selección

La licitación estaba pensado para que cada oferente sólo pueda adjudicarse un tramo, salvo que dos empresas decidan participar en UTE (unión transitoria). En ese caso, si el consorcio resulta ganador de un tramo podrían competir también el contiguo a fin de maximizar la sinergia operativa.

Eso quiere decir que si se da la lógica y las cuatro empresas que terminen compitiendo por el gasoducto principal y las obras complementarias son las ya mencionadas, es probable que cada una de ellas se adjudique al menos una parte del proyecto.

También se licitó la construcción de una planta compresora para el gasoducto Mercedes-Cardales. Pero en ese caso es factible que se sumen otros participantes dado que los antecedentes técnicos son más flexibles.

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Por Diego Moreno, investigador asociado del programa de Ciudades de CIPPEC

Argentina perdió en promedio un millón de dólares por año durante los últimos 40 años como consecuencia de inundaciones, según datos del Banco Mundial. En 2018, la sequía en nuestro país produjo una caída del 2,5% del PBI. Asimismo, según datos de UNICEF Argentina, 2.700.000 niños en el país se encuentran expuestos a riesgos asociados al cambio climático y la degradación del ambiente.

Estas cifras, que se repiten en diagnósticos y evaluaciones para diferentes regiones del mundo, nos permiten dimensionar el impacto de la crisis climática y movilizaron la agenda pública internacional en los últimos años, especialmente desde la firma y ratificación del Acuerdo de París y la definición de la Agenda 2030. Según la International Renewable Energy Agency, en los últimos 10 años la inversión global en energías renovables para el sector eléctrico superó la inversión en fuentes no renovables (carbón y gas) y nuclear combinadas. A su vez, en 2021, surgió una propuesta para ser debatida en el Parlamento Europeo que pretende restringir las importaciones de commodities provenientes de cadenas con deforestación (por su efecto en las emisiones y la pérdida de biodiversidad).

Hasta el momento Argentina no ha logrado consolidar una política consistente en materia ambiental para abordar los desafíos que presentan estos escenarios. La ausencia de una mirada compartida entre los actores de la política, el sector privado y la sociedad civil sobre el rumbo a seguir se convierte en un vaivén de marchas y contramarchas que no nos permite aprovechar las oportunidades: según la Cámara Argentina de Energía Renovables, entre 2008 y 2019 Argentina captó sólo el 5% de la inversión en energías renovables de América Latina.

Es urgente convertir lo que hoy vemos como una amenaza en una oportunidad para el desarrollo nacional con equidad. Para esto, es fundamental generar consensos y repensar miradas estratégicas a mediano y largo plazo que interpelen a la política nacional. En este contexto, desde CIPPEC y en el marco de la iniciativa Democracia 40, se ha iniciado una serie de diálogos intersectoriales e intergeneracionales para aportar propuestas concretas al debate público sobre las prioridades para reducir los riesgos y aprovechar las oportunidades de una transición verde justa en la Argentina. Las propuestas que surgieron de estos diálogos –que reunieron a más de 40 personas expertas y referentes del sector público, como legisladores y legisladoras, funcionarios y funcionarias nacionales y provinciales, sector privado y sociedad civil– se organizan en cuatro ejes.

El primer eje es la descarbonización progresiva de la matriz energética. Lograrlo implica pensar en forma estratégica cómo aprovechar el escenario de transición energética global. Por un lado, es esencial atraer inversiones que se orienten al sector de las energías renovables. Argentina logró, a partir de la implementación de la Ley 27.191, atraer inversiones por USD4.700 millones para energías renovables, y aún su techo está lejos de ser alcanzado si consideramos que apenas poco más del 10 % del consumo eléctrico proviene de estas fuentes. Ello cobra relevancia cuando vemos los compromisos internacionales que Argentina ha asumido en la materia, a través de sus Contribuciones Nacionales Determinadas (NDC) y la neutralidad de emisiones al 2050.

Por otra parte, una posible estrategia para financiar esta transición consiste en aprovechar el potencial del gas como combustible de transición y aprovechar el ingreso de divisas para potenciar la inversión en políticas de promoción de energías renovables y eficiencia energética.

La descarbonización también requiere posicionar de manera estratégica la producción agroalimentaria, adaptando sus sistemas productivos al contexto climático y las demandas de los mercados. El sector agroindustrial tiene una oportunidad enorme en un mundo que requiere una producción cada vez mayor de alimentos, pero con demandas crecientes particularmente en cuanto a la calidad ambiental y social de su producción.

El segundo eje, entonces, se enfoca en impulsar buenas prácticas de producción, particularmente en la cadena de la carne, a fin de no sólo incrementar la productividad de Argentina sino también reducir su impacto sobre los bosques nativos y comenzar a fijar carbono en suelos y biomasa. Esto permitiría posicionar a la producción argentina como baja en emisiones basada en sistemas pastoriles integrados a pastizales y bosques nativos: sería un win-win en crecimiento y cuidado del ambiente. Argentina ya cuenta con iniciativas en este sentido, con productores agropecuarios que implementan sistemas de manejo que mejoran la biodiversidad, la fijación de carbono en suelos, al mismo tiempo que avanzan en la comercialización diferenciada de su producción.

Un tercer eje es la planificación del crecimiento de las ciudades: estrategia fundamental para abordar los desafíos que enfrenta el país en términos ambientales. El 90% de la población argentina vive en ciudades y sabemos que en los últimos 15 años estas han crecido de forma no planificada, segregada e ineficiente, lo que las hace más vulnerables a los impactos del cambio climático. Estos, además, afectan especialmente a las poblaciones más vulnerables: la tendencia creciente expone que cada vez hay más metros cuadrados de ciudad, pero la cantidad de personas viviendo en ellos no crece a la par. Es por eso que contener la expansión de baja densidad y alinear las inversiones en infraestructura de acceso a servicios, impulsando soluciones basadas en la naturaleza como infraestructura verde, son una de las formas más eficientes y costo-efectivas para que las ciudades sean más sostenibles y resilientes.

Aprovechar las oportunidades que ofrecen todos estos desafíos solo será posible si la Argentina logra superar la falsa dicotomía entre producción y ambiente. Para ello, el cuarto eje se enfoca en el fortalecimiento de espacios de articulación federal como el Gabinete Nacional de Cambio Climático y la generación una política activa de diálogo intersectorial: estos elementos deben ser la base para un nuevo consenso nacional que potencie el desarrollo de nuestro país.

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YPF, el mayor productor de petróleo de Argentina, celebra este viernes sus 100 años de vida con un acto en Tecnópolis al que concurrirán el presidente Alberto Fernández y su vice, Cristina Fernández de Kirchner. Será la primera vez en más de tres meses que los líderes del Frente de Todos compartirán un escenario. La última vez fue el 1° de marzo durante la apertura de las sesiones ordinarias en el Congreso.

En el acto por el centenario de YPF participará la primera plana de las empresas productoras de hidrocarburos. Uno de los principales participantes será Miguel Galuccio, CEO de Vista y ex presidente de YPF.

Miguel Galuccio, CEO de Vista

El titular de Vista, uno de los players que se mostró más activo en Vaca Muerta en los últimos tres años, declaró este viernes en una nota publicada en el Financial Times que Vaca Muerta “ya convirtió a Argentina en un exportador de petróleo (aunque a pequeña escala)”. A su vez, remarcó su potencial “gracias a costos de producción relativamente bajos y producción baja en carbono”.

En este sentido, Galuccio consideró que es preciso “continuar invirtiendo en oleoductos e instalaciones de exportación y ser más competitivos”. Además, afirmó que “la petrolera nacional (YPF) está explorando ubicaciones costeras para construir una planta para licuar gas natural (LNG, por sus siglas en inglés) para la exportación”, aunque advirtió que hoy en día “a pesar del potencial de Vaca Muerta, la Argentina sigue siendo un importador neto de gas”.

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Hoy, 3 de Junio, YPF cumple sus primeros 100 años. Creada a finales de la primera presidencia de Hipólito Yrigoyen con el nombre de Yacimientos Petrolíferos Fiscales el 3 de junio de 1922, tomó su primer gran impulso unos meses después, cuando en octubre de ese mismo año el entonces coronel e ingeniero Enrique Mosconi, fue nombrado director general por el presidente Marcelo Torcuato de Alvear.

En aquel joven país, la incipiente YPF -impulsada por su espíritu pionero en la exploración, producción y refinación de petróleo- necesitó generar condiciones mínimas que no existían en esas geografías de nuestro territorio. Así, construyó viviendas, caminos, escuelas, proveedurías, hospitales, clubes, puertos; generando condiciones para la radicación de las familias ypfianas.

Lideró la creación y desarrollo de numerosas ciudades alrededor de sus operaciones como Comodoro Rivadavia, Las Heras, Cañadón Seco, Caleta Olivia o Plaza Huincul en lo que hoy son las Provincias de Chubut, Santa Cruz y Neuquén. De hecho, YPF fue pionera en la fundación de estas ciudades incluso antes de la creación de esas provincias.

YPF entonces no sólo producía la energía que los argentinos necesitaban, sino desarrollo económico y presencia asegurando la soberanía del país.

Habiendo sido una de las primeras empresas estatales integradas de petróleo y gas del globo, YPF es actualmente la compañía más importante de Argentina, la que mayor impacto transformacional tiene y -por lejos- el mayor inversor.

Siempre fue pionera en la industria energética y ese espíritu se ha mantenido a lo largo de los años en la visión estratégica de abastecer de energía al país y exportar al mundo.

En 2012 por decisión de la presidenta Cristina Fernández de Kirchner, se remitió al Congreso Nacional el proyecto de Ley de Soberanía Hidrocarburífera propiciando la participación del Estado Nacional y las Provincias en el 51% de la compañía y manteniendo a YPF como una sociedad anónima abierta que cotiza sus acciones  en la Bolsa de Valores de Buenos Aires y en la de Nueva York. Este modelo es una síntesis virtuosa de lo que representa YPF, composición accionaria bien balanceada dada la alineación de intereses del accionista público y los accionistas privados, con una gestión profesional y con el objetivo de expandir nuestras operaciones de clase mundial de manera rentable a través del desarrollo de nuestros recursos energéticos únicos.

YPF es una compañía eminentemente federal, con presencia y liderazgo en las 24 provincias de nuestro país. Miles de familias la tienen como su empleador directo o indirecto y más de un millón y medio de argentinos compramos diariamente sus productos y servicios, especialmente en las más de 200 localidades en las que somos la única fuente de combustibles. El agro, la industria, el transporte, la minería, la pesca de nuestro país son solo algunos de los sectores en los que YPF ha desarrollado soluciones específicas brindando productos y servicios para cada necesidad y a través de sus 52 aeroplantas asegura la conectividad aérea en todos los rincones del país.

Aun habiendo cumplido un siglo de vida, YPF, esta YPF, nuestra YPF, está muy lejos de ser una empresa del pasado. Al contrario, la realidad muestra que hoy la empresa tiene un futuro tan o más grande que el que imaginó Mosconi.

Inspirados por nuestro espíritu pionero fundacional, desde hace una década lideramos el desarrollo de Vaca Muerta, el segundo yacimiento del mundo en recursos de gas no convencional y el cuarto en petróleo, con el objetivo de hacer crecer nuestra producción de hidrocarburos de manera sostenible, logrando primero la autosuficiencia energética para luego convertirnos en un proveedor de energía confiable para el mundo.

Hace una década Vaca Muerta era un futuro prometedor y solo 10 años después, gracias al liderazgo de YPF y al apoyo de nuestros socios estratégicos, Vaca Muerta es una realidad concreta, representando actualmente casi el 40% del total de producción de hidrocarburos de la compañía.

YPF tiene un futuro brillante. Estamos sentando las bases para el desarrollo de la compañía en las próximas décadas. Vamos a impulsar nuestro crecimiento en los próximos 5 años con el objetivo de duplicar la producción de petróleo y aumentando significativamente la producción de gas natural, poniendo en valor los vastos recursos de nuestro país.

Y considerando los recursos de gas no convencional, YPF puede desempeñar un papel clave en el proceso de descarbonización de la región, en la producción de fertilizantes y, a través del GNL, contribuir a la descarbonización global en el mediano/largo plazo.

Sergio Affronti, CEO de la petrolera controlada por el Estado.

La gestión activa de la transición energética es uno de los pilares fundamentales de la estrategia de la compañía, estamos trabajando en la reducción de nuestras propias emisiones y la huella de carbono de la cadena de valor de nuestro negocio, e integrando en forma creciente las energías renovables a nuestro portafolio.

Para ello creamos YPF Luz que impulsa nuestra participación en el mercado argentino de generación eléctrica. Desde entonces, YPF Luz ha crecido de manera sostenible hasta convertirse en uno de los principales generadores de energía del país y el segundo mayor productor de energía renovable.

En el marco de las acciones de posicionamiento para la transición energética, YPF, a través de YPF Litio, avanza con las provincias del noroeste argentino en la identificación de oportunidades para la exploración, producción e industrialización del litio aprovechando que nuestro país alberga alrededor del 25% de las reservas mundiales. Asimismo, a través de YPF Tecnología, nuestra empresa de investigación y desarrollo, lideramos H2ar, consorcio colaborativo creado para estudiar el potencial de Argentina para producir, comercializar y exportar hidrógeno.

YPF ha sido protagonista de nuestro desarrollo, explorando nuestro suelo y nuestro mar, produciendo, refinando, industrializando gas y petróleo en sus diversas formas,  abriendo caminos donde no los había.

YPF ahora es pionera en la producción de Vaca Muerta y de la transición energética en Argentina, está produciendo energía para las próximas décadas y pronto estará exportando al mundo. Podemos contribuir a la seguridad energética, la sostenibilidad y la asequibilidad energética que necesita nuestro país y la región. Podemos también contribuir a generar las divisas que el país necesita para destrabar todo su potencial de crecimiento económico. Estamos seguros que el futuro de YPF traerá prosperidad a nuestro país.

Nuestro gran desafío es convertirnos en un país exportador neto de energía. YPF, como antes, como siempre, va a liderar ese camino.

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La Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) estableció un precio de referencia mínimo de 53 dólares por kilo para las exportaciones de carbonato de litio a Canadá, Estados Unidos, Corea del Sur, Corea del Norte, China, Filipinas, Taiwán, Japón, Tailandia y Hong Kong. Lo hizo a través de la Resolución General 5197/2022 de la Dirección General de Aduanas publicada este martes en el Boletín Oficial. La intención del organismo es establecer «con carácter preventivo» un valor de referencia del litio «con el propósito de que sea utilizado por las áreas de control» y evitar irregularidades.

Se trata de una medida clave porque el litio no tiene un precio de commodity en los mercados internacionales como el oro, el cobre o la soja y no contar con un valor de referencia terminó generando diferencias en las ventas al extranjero entre los únicos dos proyectos que hoy tiene en producción la Argentina. La resolución de AFIP, ente a cargo de Mercedes Marcó del Pont, era una medida reclamada por los gobiernos de Catamarca, Jujuy y Salta, donde se encuentran todos los proyectos de litio del país. Con el aumento exponencial del precio de este mineral en el mundo (a nivel internacional, la tonelada saltó de US$ 10.000 a principios de 2021 a más de US$ 60.000 en 2022), las provincias comenzaron a registrar distorsiones en los precios de exportación por parte de las compañías mineras. La medida de la AFIP generó un impacto negativo en las compañías del sector, incluso con fuertes caídas de las acciones a nivel internacional.

Una medida pensada para lo que viene

La exportación de litio todavía no es significativa en las cuentas nacionales. En 2021 el país exportó alrededor de 30.000 toneladas por casi US$ 200 millones, pero las provincias estiman que en cinco o seis años la Argentina podría exportar 800.000 toneladas de litio por US$ 4.000 millones anuales. Esto se debe a que muchos proyectos que hoy están en exploración avanzada pasarán a fase de producción y exportación.

Según indicaron a EconoJournal fuentes oficiales de Catamarca, sólo esta provincia pasará de exportar 20.000 toneladas de litio en 2022 a casi 130.000 toneladas a fines de 2023 y, según sus proyecciones, podría llegar a las 300.000 toneladas en seis o siete años.

¿Por qué un precio de referencia?

La Argentina exporta todo el litio que produce. En la actualidad hay sólo dos desarrollos en fase productiva. Uno es Sales de Jujuy, ubicado en el Salar de Olaroz y operado por la australiana Orocobre (67,5%), la japonesa Toyota Tsuho (25%) y la provincial JEMSE (8,5%). El otro es Proyecto Fénix, ubicado en el Salar del hombre Muerto de Catamarca y operado por la compañía estadounidense Livent (ex FMC).

El litio de Sales de Jujuy se exportó en diciembre a alrededor de US$ 14.000 la tonelada, según explicaron las mismas fuentes. En cambio, el proyecto catamarqueño Fénix vendió al exterior por US$ 6.000 cada tonelada para las arcas nacionales y la provincia tributó regalías al 3,5% sobre el precio de venta de US$ 10.000 la tonelada (que surge del valor promedio del mercado de exportación entre Argentina y Chile). Con esta metodología, sin un precio de referencia mínimo, las provincias afirman que se profundizan las diferencias en las exportaciones y el Estado nacional se ve perjudicado porque termina percibiendo menos regalías por el litio.

Destino de las exportaciones

La empresa Livent Corporation (subsidiaria de FMC) “no le vende directo a clientes del exterior, sino que primero hace una transferencia del litio a su casa matriz. Esto implica que no sea una venta comercial a firmas externas, sino una transferencia a su propia casa central”, explicaron desde Catamarca. Mientras que Sales de Jujuy sí exporta el carbonato de litio a clientes externos a la empresa.

Al no ser un commodity con una cotización internacional, el precio real por el cual se concretaban las transacciones estaba acordado por la parte vendedora y compradora. Sin un precio de referencia, explican desde las provincias productoras, “al país le cuesta hacer un seguimiento fino y recabar información de los contratos”.

En los hechos, se viene exportando litio desde Catamarca hacia la casa matriz de la empresa FMC a un precio de transferencia que se implementaba a través de un formulario que presentaba la empresa a la AFIP en base a los costos. “Pero el aumento del precio internacional del litio de los últimos meses provocó que este valor no tenga nada que ver con los costos de producción”, explicaron fuentes provinciales a EconoJournal.

El mecanismo nuevo que el gobierno implementó mediante la AFIP establece un precio de transferencia (o un precio FOB mínimo) de US$ 53 por kilo de carbonato de litio para exportaciones entre firmas vinculadas (transacción entre la subsidiaria y su casa matriz) y también para empresas no vinculadas (venta de la exportadora a un cliente en el mercado internacional).

La Resolución General 5197 de la Administración de Aduanas afirma que “en el marco de las tareas de evaluación de riesgos, se ha realizado un estudio referido al valor de la mercadería en el que se han considerado las fuentes de información internas y externas” y como resultado la AFIP “aconseja establecer los valores referenciales para las mercaderías analizadas con el propósito de que sean utilizados por las áreas de control en el ámbito de sus competencias”.

Para el organismo a cargo de Marcó del Pont, fijar un precio de referencia para una materia prima es algo habitual y de su competencia, pero la implementación de un valor testigo para las exportaciones de litio es toda una novedad en el país e incluso a nivel internacional y generó un cimbronazo en el sector minero.

Mesa del Litio

Esta diferencia en los precios de las exportaciones de los dos únicos proyectos que por ahora exportan litio de la Argentina fue un tema central en la última Mesa del Litio, realizada a principios de mayo en Salta. Allí, los gobernadores Raúl Jalil (Catamarca), Gustavo Sáenz (Salta) y Gerardo Morales (Salta) acordaron con el gobierno nacional, sobre todo con el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, la implementación -vía la AFIP- de un precio testigo a nivel nacional para todas las exportaciones.

Las provincias querían resolver las diferencias del valor de venta al exterior del litio “con una uniformidad de criterios en cómo se determinan los precios de exportación” y que el gobierno “implemente un precio mínimo donde todas las exportaciones no puedan realizarse por debajo de ese valor”.

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MaquinAr, el primer marketplace en la Argentina especializado en la compra y venta de Maquinaria Usada, realizará su Open Day de equipos en el predio ubicado en Falucho Oeste 1521, provincia de San Juan, los días 8 y 9 de junio.

En dicho predio, MaquinAr exhibirá parte de sus equipos usados en el horario de 9 a 18 horas. El evento será de forma presencial, pero con la opción de coordinar reuniones por zoom con clientes que estén interesados en conocer las propuestas y aprovechar descuentos especiales que tendrán lugar durante este Open Day.

Luego de la presentación de MaquinAr por parte de los directivos, habrá sorteos y un servicio de catering para los invitados. Cabe recordar que en el predio habrá oferta de equipos de movimiento de suelo, viales, prestadores de servicios, compresores de aire, grúas, equipos de elevación y estibaje, y una amplia gama de accesorios. A lo largo de la jornada, habrá también un equipo de asesores especializados en estas maquinarias que estará a disposición de visitantes y clientes.

El Open Day está abierto a todo el público y la prensa especializada. Para mayor información, favor visitar: www.maquin-ar.com

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«Queremos trazar un túnel de 10 centímetros que lleve fibra óptica desde el Data Center de la Central de Intercambio de Kansas hasta los servidores de la Bolsa de Valores de Nueva York”, afirma Vincent Zaleski. El objetivo es transmitir el precio de las acciones en 16 milisegundos, un milisegundo antes que la competencia y así ganar millones. “Es una propuesta tentadora”, le responde el inversor Bryan Taylor, quien acepta financiar la obra. Será un túnel recto de 1600 kilómetros que deberá atravesar ríos, pantanos e incluso los montes Apalaches, un área protegida en el este de los Estados Unidos. La idea está clara y los beneficios son evidentes, pero cuando la construcción comienza todo se complica: una comunidad amish no acepta que el cable pase por su terreno ni siquiera a cambio de 230 mil dólares. “No creemos que más rápido sea mejor”, le responden a Zaleski cuando este les cuenta los beneficios de la fibra óptica. Además, no logran perforar el granito de los montes Apalaches en los tiempos previstos. El proyecto comienza a encarecerse cada vez más y encima la competencia amenaza con arruinarlo todo al montar unas torres de microondas que prometen una velocidad de transmisión mayor. La película se llama “The Hummingbird Project” y si bien es una ficción muestra lo difícil que es encarar una obra faraónica de esas características donde nunca nada sale exactamente como se lo había planeado.  

Antonio Pronsato, mano derecha del ministro de Planificación Julio de Vido durante más de 10 años en materia de gas, tenía claro que el proyecto del gasoducto Néstor Kirchner es una obra compleja que deberá enfrentar numerosos imprevistos durante su construcción. En estos casos, el presupuesto inicial nunca termina siendo el monto final desembolsado, aunque no hayan irregularidades ni corrupción. Las readecuaciones del presupuesto son habituales —más en una economía inflacionaria como la argentina— y muchas veces el Estado se ve forzado a convalidar sobreprecios porque los privados se cubren frente a la posibilidad de que no les paguen.

El hecho de que el gasoducto se llame Néstor Kirchner suma una complicación adicional. Está claro que la oposición va a poner la lupa sobre la obra por todo lo que significa y si el año que viene hay un cambio de gobierno van a terminar auditando hasta el último centavo en busca sobreprecios y de cualquier tipo de malversación que sirva para alimentar las tapas de los principales diarios. No sería extraño, en ese contexto, que los funcionarios a cargo de decidir las adjudicaciones deban recorrer los tribunales durante varios años.    

El ex interventor del Enargas entre 2005 y fines de 2015 era plenamente consciente de esa situación, pero estaba convencido de la necesidad de avanzar y venía reclamando, sin éxito, mayor celeridad hasta que finalmente decidió renunciar a Enarsa. Fiel a la escuela de De Vido, Pronsato cree que la obra se tiene que hacer rápido más allá de lo que diga la oposición o incluso de las denuncias que puedan presentar, pero los directivos de Enarsa que tienen que poner las firmas como Agustín Gerez y Gastón Leydet, gerente y subgerente general, no están tan convencidos. Lo mismo ocurre con el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, a quien ambos reportan. Esas dudas se explican en parte porque son timoratos, pero además porque hay dos hechos ocurridos en los últimos años que justifican esos temores como nunca antes.    

Antonio Pronsato, segundo desde la izquierda, junto a Agustín Gerez, en el centro, y Federico Basualdo, primero de la derecha.

Soltarle la mano

De Vido fue, sin duda, el mayor exponente de una forma de gestionar que siempre antepuso las directivas recibidas por sobre su propia opinión y que no dudó en firmar todo lo que hiciera falta para llevar adelante los proyectos encomendados, por más polémicos que fueran. Tanto que al finalizar el segundo gobierno de Cristina Fernández de Kirchner enfrentaba varias denuncias en la Justicia por presuntos actos de corrupción y fue uno de los primeros en caer preso. Para que eso fuera posible el 25 de octubre de 2017 la Cámara de Diputados votó su desafuero por 176 votos a favor, una abstención y ningún voto negativo ya que el bloque del Frente de Todos le soltó la mano y ni siquiera se presentó en el recinto para defenderlo.

Uno de los dos pedidos de desafuero había sido presentado por el juez federal Luis Rodríguez en una causa por una serie de contratos que Yacimientos Carboníferos Fiscales había firmado con la Universidad Tecnológica Nacional. Rodríguez había rechazado inicialmente el pedido de detención de De Vido aclarando que no había motivos para pedir su desafuero porque todavía no había sido indagado. Estaba citado a indagatoria para el 28 de noviembre de ese año, pero el fiscal Carlos Stornelli apeló a la Cámara Federal, la cual sorprendió al ordenarle al juez que determine el pedido de desafuero y la detención.

El otro magistrado que pidió en ese momento el desafuero fue Claudio Bonadío en una investigación por compra de gas licuado entre 2008 y 2015. En esa causa De Vido había sido procesado una semana antes y, a diferencia de lo ocurrido con otros legisladores, el Congreso no esperó que hubiera condena firme, lo que en este caso nunca hubiera ocurrido porque el ex ministro de Planificación fue finalmente sobreseído en abril de este año.

Antonio Pronsato junto al entonces ministro de Planificación Federal, Julio De Vido.

Más allá de la responsabilidad que tuvo De Vido en estas u en otras causas, el caso se cita aquí solo para dejar en claro como el Frente de Todos dejó librado a su suerte a uno de los hombres de mayor confianza de Néstor y Cristina Kirchner, quien fuera ministro desde mayo de 2003 hasta diciembre de 2015. Si le soltaron la mano a De Vido, ¿qué pueden esperar los que ahora tienen que avanzar con obras que saben que van a ser cuestionadas por la oposición e incluso judicializadas?   

Judicializar la política

La judicialización de la política es el otro hecho que paraliza la gestión pública por el riesgo legal que implica firmar resoluciones. Cambiemos avanzó en esa dirección a fines de 2015 cuando los diputados Mario Negri y Federico Pinedo presentaron una denuncia penal contra el presidente del Banco Central, Alejandro Vanoli, por realizar operaciones de dólar futuro, las cuales estaban dentro del menú de herramientas de política monetaria de dicha institución. Aquella denuncia terminó con el procesamiento de Vanoli, el entonces ministro de Economía Axel Kicillof y la presidenta Cristina Fernández de Kirchner, los cuales recién lograron ser sobreseídos en abril de 2021.

El mismo camino siguió el interventor del Enargas, Federico Bernal, cuando acusó al ex ministro de Energía, Juan José Aranguren y a otros funcionarios del gobierno de Mauricio Macri de pactar precios con las gasíferas, violando la ley que regula la industria del gas, para garantizarles un ingreso superior al que supuestamente hubiera surgido de la oferta y la demanda del mercado.

Bernal aseguró que Aranguren no tenía una protección legal que lo autorizara a fijar los precios del gas en boca de pozo porque la Ley de Emergencia Económica, sancionada en 2002 que habilitó al Ejecutivo a intervenir sobre los precios del mercado energético, había expirado el 31 de diciembre de 2017. Es decir, acusó a Aranguren de incumplir la Ley del Gas 24.076, que el kirchnerismo no aplicó nunca en sus 12 años de gobierno. De ese modo, condicionó también a la propia administración de Alberto Fernández y casi hace fracasar el Plan Gas porque el precio incentivo que fija ese programa tampoco surge de la oferta y la demanda del mercado y aquellos que lo impulsaron podrían ser denunciados en el futuro con los mismos argumentos que Bernal utilizó para acusar a Aranguren.

Por todo esto, la construcción del gasoducto Néstor Kirchner es vista, desde la óptica de muchos funcionarios de Energía, como una especie de mancha venenosa que podría devenir en un complejo derrotero judicial.

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La deuda por parte de las distribuidoras de energía eléctrica con Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), superó los $ 350.000 millones, según el registro actualizado al 23 de mayo de este año. El sistema registra un deterioro en el nivel de cobranzas dado que hasta esa fecha las distribuidoras sólo habían cubierto un 52 por ciento de las facturas correspondientes a las transacciones de marzo de 2022, que vencieron el 9 del mes pasado.

De acuerdo al informe oficial al que accedió EconoJournal, las empresas que se encargan de brindar el servicio eléctrico sólo cancelaron un total de $ 25.754 millones de los $ 50.296 millones que debían pagar.

A su vez, del análisis pormenorizado de la transacción de febrero de 2022, se desprende que la situación de cobranzas al 30 de abril registra que sólo el 51,9% de las empresas pagó el 100% de lo que le correspondía. Un 9,1% abonó entre el 75% y 99%; un 11,7 % saldó entre un 50% y 74%; y 9,1% entre un 25 y 49%. En tanto que un 7,8% abonó entre un 24 y 1 por ciento. Mientras que un 10, 4% de los agentes no pagó.

Medido en términos de conjunto, el total facturado por parte de Cammesa en abril fue de $ 42.626 millones, de los cuales sólo recibió $ 24.312 millones por parte de las distribuidoras, es decir, un 57 por ciento del total. En mayo esa cifra cayó al 52 por ciento, lo que deja en evidencia el deterioro permanente de la cadena de pagos.

Buenos Aires, más subsidiado

De los números de Cammesa surge que en los últimos meses finalmente se empezó a consolidar el escenario que se esperaba a raíz del mayor atraso de las tarifas residenciales de electricidad en Buenos Aires, el conurbano y el interior de la provincia. Como el aumento de los cuadros tarifarios autorizado en la región fue muy inferior al registrado en otras provincias, las distribuidoras que operan en la zona están pagando una parte minoritaria de la factura de Cammesa.

¿Qué es lo que hacen los privados? Calculan cuánto es lo que no les reconoció el Estado por la falta de actualización del Valor Agregado de Distribución (VAD) y espejan ese monto en lo que dejan de abonarle a Cammesa. De esa manera, las distribuidoras buscan defender su solvencia económica (caja) y evitar, como sucedió durante los primeros gobierno kirchneristas, que su flujo de fondos se reduzca aceleradamente.

Así, por ejemplo, Edenor debía abonar en mayo $ 8.840 millones a Cammesa y sólo pagó $ 3.927 millones, lo que representa un 44 por ciento. Por su parte, Edesur debía desembolsar $ 7.884 millones y liquidó únicamente $ 2.613 millones, un 33 por ciento.

Otras grandes distribuidoras del interior del país como EPEC en Córdoba y EPE en Santa Fe están pagando el 100 por ciento de su factura con Cammesa porque los gobernadores decidieron trasladar a tarifas el aumento del costo por inflación. Es decir, si el precio estacional de la energía en el MEM es el mismo para todas las distribuidoras, con lo cual no existe un subsidio directo del Estado al segmento de distribución, sí puede plantearse que indirectamente existe una compensación del Estado hacia los consumidores de Buenos Aires dado que el Tesoro está cubriendo con recursos propios un costo de Cammesa que en rigor deberían pagar los usuarios residenciales a través de las tarifas, tal como sucede en el interior del país.

Morosos

En el caso de Edenor y Edesur, cuya tarifa depende del subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, alineado en el cristinismo, y de Edelap, Eden y Edea, entre otras compañías que brindan el servicio en el interior de la provincia de Buenos Aires y cuya tarifa está pisada por la administración de Axel Kicillof, la decisión política fue atrasar fuertemente las tarifas que pagan los hogares. El correlato de esa medida fue que Edenor y Edesur pasaron a encabezar la lista de deudores morosos puesto que acumulan una deuda de $ 68.523 millones y $ 77.021 millones, respectivamente.

Dentro de este ranking también se encuentran la compañía misionera EMSA con una deuda de $ 27. 072 millones, el equivalente a 18,14 meses adeudados y la empresa SECHEEP de Chaco que adeuda $ 24.172 millones. Las compañías que se encuentran más comprometidas, debido al incumplimiento total de sus pagos, son las cooperativas de Chubut, ubicadas en Comodoro Rivadavia, Trelew, Puerto Madryn, Rawson, y Sarmiento. A ellas se les suman la cooperativa de Villa Gesell y EDELAR. S.A.

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El interventor del Enargas, Federico Bernal, filtró un caballo de troya en la redacción de las resoluciones que se publicaron este miércoles en el Boletín Oficial para autorizar la suba del 20% en las tarifas de gas. Se descontaba que el organismo avalaría el alza del gas residencial ya que a mediados de la semana pasada había empezado a circular informalmente los nuevos cuadros para pulir los números finales de los incrementos y también para facilitar la actualización de la base de datos de las empresas.

Lo que llamó la atención entre productoras y distribuidoras de gas fue la aceptación explícita —que deriva en una autoinculpación— por parte del Enargas de que, al no haber convocado a una audiencia pública para discutir el pase a tarifas del nuevo PIST (precio del gas en el punto de ingreso al sistema), los nuevos cuadros tarifarios podrían ser impugnados judicialmente por la fragilidad del proceso burocrático en que incurrió el ente regulador.

Este medio publicó el 23 de mayo que el ente regulador dudaba en torno a si convocar o no a una nueva audiencia. Lo que no estaba en los planes de nadie es que el propio organismo admita abiertamente que no cumplió todos los pasos necesarios para garantizar la participación ciudadana en la discusión por las tarifas reguladas del fluido.

Bernal incluso fue más allá y dejó por escrito que el gobierno se salteó la instancia para definir la razonabilidad de las tarifas. Trazó, de ese modo, un guiño ineludible con el falló Cepis de la Corte Suprema de 2016 que derogó los aumentos aplicados por el ex ministro Juan José Aranguren bajo el argumento de que las facturas deben ser justas, asequibles y razonables.  

Obediencia debida

“Es increíble, los considerandos preparan el camino argumental para que cualquiera pueda presentar un amparo en la Justicia para frenar las subas”, explicó un encumbrado directivo del sector. Lo del interventor del Enargas es directamente un sincericidio que compromete la sustentabilidad legal de los nuevos cuadros tarifarios.

En lugar de alinearse y resaltar que en lo que va de 2022 ya se realizaron tres audiencias públicas para discutir el funcionamiento del sector de gas natural —y que en ese plazo, si se contempla la suba que empezará a regir este miércoles, las facturas aumentarán sólo un 40% contra una inflación que se proyecta por encima del 60%—, el directivo ordenó plasmar en los considerandos una serie de interpretaciones que debilita la posición de poder del gobierno que integra.

Por cómo está estructurada, se desprende que la resolución firmada por Bernal intenta construir una especie de obediencia debida según la cual el interventor del ente regulador debió modificar las tarifas de gas sólo por instrucción directa de la Secretaría de Energía y por ende, del Ministerio de Economía que dirige Martín Guzmán. Agrega, además, que en ese proceso irregular, el ente regulador omitió recaudos básicos que surgen del marco regulatorio vigente.

Nueva audiencia

 “Este organismo ha cumplido mediante la presente lo ordenado expresamente por la Resolución N° 403 -SE (…) sin perjuicio de todos los procedimientos de análisis y de participación ciudadana que le correspondan”, advierte el artículo 6 de la normativa publicada este miércoles por el ente. Renglón seguido, adelanta que convocará a una nueva audiencia pública para discutir la variación del precio del gas dispuesta por la Secretaría de Energía.

Como legalmente se precisan entre 25 y 30 días corridos de anticipación para concretar esa cita, es probable que hacia fines de junio y principio de julio, Bernal realice una nueva audiencia para debatir sobre las tarifas que entraron en vigencia hoy.

A confesión de parte, relevo de prueba

¿Es lógico y, más importante aún, es legal realizar una audiencia con fines retrospectivos para poner en común una decisión que ya se tomó y está operativa? Más bien parece que el Enargas está exhortando indirectamente a las asociaciones de consumidores a presentar una medida cautelar en su contra.

En palabras de Bernal: “Corresponde indicar que el proceso de traslado del precio del gas a la tarifa final comprende (..) el análisis de los contratos respectivos y el tratamiento de las diferencias diarias acumuladas (DDA); y que, en ese sentido, a la fecha de emisión de la presente, no se cuenta con todos los recaudos normados para llevar adelante los procedimientos antes indicados, lo que deberá efectuarse dada las expresas ordenes de la Secretaría de Energía y los compromisos asumidos por el Estado Nacional cuando aquellos se encuentren reunidos”.

En resumen, el interventor admite que el ente regulador no realizó los estudios contractuales debidos ni calculó las DDA’s que le corresponden a cada distribuidora. Puede parecer insólito, pero en lugar de defender su accionar, Bernal hizo lo opuesto: dejó abiertos una gran cantidad de flancos para que lo impugnen. Quizás ese era su objetivo real.

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En las provincias del norte del país se registra un faltante de gasoil que hizo encender las alarmas en el gobierno nacional. Hay tres claves que explican la escasez en Jujuy, Tucumán, Salta, Formosa, Misiones y Corrientes: el acopio para el invierno ante la faltante de gas; el atraso del precio que no tiene relación con la demanda; y problemas logísticos.

La escasez de gasoil fue uno de los temas centrales en la reunión de los gobernadores de las provincias del norte, que tuvo la presencia del jefe de Gabinete, Juan Manzur. En las últimas horas, el propio Manzur se reunió con representantes del sector industrial de las provincias del NOA y NEA y les adelantó que “están los dólares que hagan falta para importar el gasoil necesario y que la Argentina siga con su capacidad operativa”, según pudo conocer EconoJournal de una fuente que asistió a la reunión.

Las tres claves: acopio, precio y logística

Acopio para el invierno

Una de las razones de la faltante de gasoil en el norte tiene que ver con que se proyecta que el suministro de gas va a estar muy justo en el invierno y esta situación provocó un acopio anticipado de gasoil por parte de industrias, productores y distribuidores para los meses más fríos del año, que son junio, julio y agosto. Pese a que la cosecha gruesa del sector agroindustrial está concluyendo, el consumo de gasoil continúa muy alto. Empresas refinadoras señalan que durante el primer cuatrimestre del año vendieron un 26% más de gasoil que en el primer cuatrimestre de 2021, un salto muy fuerte incluso teniendo en cuenta las restricciones por la pandemia durante los primeros cuatro meses del año pasado.

La demanda no responde al precio

El precio del gasoil sigue atrasado con relación al precio de paridad de importación y en comparación con los países limítrofes. La prueba de esto es que, según cálculos privados, entre un 3% y un 5% de gasoil que se consume en el país termina en usuarios transfronterizos. Es decir, es gasoil que se compra en la Argentina y luego se revende en países limítrofes. El consumo de gasoil en provincias como Misiones o Formosa, entre otras, es altísimo a pesar de existir cupos al expendio. YPF informó este miércoles que «en los últimos tres meses del año la demanda de gasoil se ubicó en niveles que no se registraban hace 10 años».

En abril, específicamente, el mercado de gasoil registró el nivel más alto de la historia (1.295,8
Km3), un 15,1% superior a la de abril 2019. Además, los combustibles (nafta + gasoil) mostraron
un crecimiento del 3,2% respecto del mes anterior. «Ese esfuerzo de abastecimiento adicional fue
asumido casi en su totalidad por YPF que aportó el 85% del volumen incremental», aseguró YPF.

Problemas logísticos

La logística del transporte y distribución de los combustibles en las provincias del norte es complicada. La mayor responsabilidad de abastecimiento recae en YPF, que, si bien es el principal jugador en el mercado de venta de combustibles, en el norte tiene todavía mayor exposición. La compañía controlada por el Estado está realizando un importante esfuerzo para importar combustibles, pero el consumo está corriendo a una velocidad que supera a la oferta básicamente por la anticipación de faltantes de gas, que se tiene que reemplazar por gasoil, que es el principal combustible alternativo.  

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Comenzó la construcción del megaproyecto de litio Mariana, ubicado en la provincia de Salta, que demandará una inversión de US$ 600 millones. Está a cargo de la compañía china Ganfeng Lithium y, según fuentes provinciales, podría entrar en producción en dos o tres años.

El acto de inauguración de las obras estuvo a cargo del vicepresidente de Ganfeng Lithium, Xiaoshen Wang, y el CEO y presidente de Litio Minera Argentina, Jason Luo, junto al gobernador de Salta, Gustavo Sáenz. Xiaoshen Wang explicó que, de acuerdo a los estudios de factibilidad, se estima una producción anual de 20 mil toneladas de Cloruro de litio (LiCl).

Además, puntualizó que este proyecto es innovador porque se construirá un parque solar fotovoltaico de 150 MW para energizar el 100% del proyecto en el Salar de Llullaillaco. “Este trabajo está diseñado para respetar y cumplir con los estándares internacionales en calidad, ahorro de energía y cuidado del medio ambiente”, señaló la compañía en un comunicado.

En este punto, el vicepresidente hizo mención a que “el proyecto Mariana se distingue por la decisión de preservar el salar como un sistema ambiental complejo. Consecuentemente, las operaciones e instalaciones se planificaron desde una base ambiental robusta y estudiada, respetando la vegetación, flora, fauna, limnología, agua, suelos, aire y arqueología, de manera de proteger los sitios de mayor importancia biológica”, añadió.

También detalló que, desde el inicio de las actividades en los distintos proyectos, la empresa realizó contrataciones locales, realizando las búsquedas desde las comunidades cercanas y expandiéndola hacia otras localidades y departamentos de la provincia.

Salta y la producción de litio

«Desde Ganfeng Lithium vamos a generar 1.300 empleos directos e indirectos en la etapa de construcción y unos 455 durante la operación«, señaló el ejecutivo de la empresa china.

Por su parte, el gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, se refirió al proyecto como “una de las acciones que más expectativas generó en la provincia. Mariana es un hito para la minería salteña y argentina no solo por el grado de inversión, sino por el avance tecnológico que acompaña esta iniciativa”.

“Queremos que Salta sea a un ejemplo a nivel mundial de desarrollo sustentable”, enfatizó Sáenz y enumeró los principales puntos de trabajo conjunto: cuidado ambiental, generación de puestos de trabajo para los salteños, fortalecimiento y crecimiento del entramado empresario local y mejora de infraestructura de una zona tan postergada como el departamento Los Andes.

Proyecto Mariana

El proyecto Mariana se ubica en el Salar de Llullaillaco, a unos 430 kilómetros de la ciudad de Salta, a casi 100 km de Tolar Grande y a 3.750 metros sobre el nivel del mar. Además, contempla la construcción de una planta en el Parque Industrial de Güemes.

La china Ganfeng Lithium nació en el año 2000 y hoy es el primer productor de metales de litio y el segundo productor de compuestos de litio a nivel mundial. Con más de 328 expertos en investigación y desarrollo, la compañía posee un circuito completo en toda la cadena de la industria del litio (vehículos eléctricos, almacenamiento de energía, electrónica de consumo, industria de químicos, industria farmacéutica). Desde su origen, Ganfeng se ha expandido a los cinco continentes y tiene operaciones en China, Australia, Irlanda, México, Mali y Argentina.

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El gobierno volvió a postergar este martes la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y del Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC) hasta el 1° de septiembre. La medida intenta evitar el impacto en la inflación por un nuevo aumento en los surtidores, pero el perjuicio para el Estado por la caída de recaudación como consecuencia de congelar la actualización de los impuestos ya supera los US$ 980 millones en los primeros ocho meses del año, según precisaron desde la consultora Economía y Energía.

Para poner la cifra en órdenes de magnitud basta decir que lo que perdió el Tesoro es más que lo que costará la primera etapa del Gasoducto Néstor Kirchner, que tiene un presupuesto de US$ 950 millones.

El Poder Ejecutivo publicó este martes en el Boletín Oficial el Decreto 285/2022 la postergación de la actualización del ICL y el IDC, que se mantienen sin cambios desde marzo de 2021, cuando habilitó la actualización del 38% correspondiente al cuarto trimestre de 2020. La última postergación dispuesta por el Poder Ejecutivo vencía el 1° de junio de 2022. El DNU está firmado por el presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Juan Manzur, y el titular de Economía, Martín Guzmán.

Se trata de impuestos sobre los combustibles que implican un monto fijo que se va actualizando cada tres meses en función de la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC) del Indec. Originalmente se actualiza cuatro veces por año en enero, abril, julio y octubre.

Perjuicio

Desde Economía & Energía, la consultora que lidera Nicolás Arceo, indicaron a EconoJournal que la recurrente postergación de los dos tributos que gravan la venta de naftas y gasoil (ICL e IDC), ya le ocasionaron una reducción de la recaudación del Tesoro equivalente a unos US$ 980 millones entre enero y agosto de este año.

Si a esa cifra se suma además la pérdida de recaudación por la no actualización del ICL y del Impuesto al CO2 durante nueve meses de 2021, el rojo total desde marzo del año pasado a la fecha supera fácilmente los US$ 1500 millones.

El decreto publicado este lunes advierte sobre el impacto inflacionario de una nueva suba en los surtidores, ya que «tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles«. Además, añade que resulta razonable postergar el incremento de los impuestos “con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios”.

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Más de 400 estudiantes de las provincias de Mendoza, Neuquén, Salta, Santa Fe, Buenos Aires y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires realizarán las prácticas en forma presencial y virtual. El programa les acerca diferentes opciones de formación teórica y práctica con el objetivo de que logren consolidar los aprendizajes adquiridos en la escuela y aumenten sus posibilidades de empleabilidad a futuro.

Las prácticas profesionalizantes están compuestas por diferentes módulos de contenidos que tienen como finalidad potenciar las competencias técnicas y desarrollar habilidades blandas. Tienen una duración de entre 4 y 11 semanas y contemplan un máximo de 110 horas de práctica por estudiante de escuela secundaria técnica, según su modalidad y orientación.

Este año, por primera vez las prácticas formativas se extenderán también a estudiantes de escuelas medias secundarias en el marco de las Actividades de Aproximación (ACAP) al mundo del trabajo de la Ciudad de Buenos Aires. Participarán 80 estudiantes en todo el año, los cuales estarán divididos en 2 grupos.

Las prácticas son aquellas estrategias y actividades formativas que, como parte de la propuesta curricular, buscan que los estudiantes de los últimos años del nivel secundario consoliden, integren y amplíen capacidades que se corresponden con el perfil profesional en el que se están formando.

Además, se articulan con el programa de Voluntariado Corporativo de Pampa, que posibilita que los colaboradores de la empresa transmitan su conocimiento y experiencia, dejando capacidad instalada en los destinatarios, en este caso, estudiantes próximos a recibirse.

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MMEX Resources Corporation es una empresa estadounidense que ha construido y operado plantas termoeléctricas, oleoductos y gasoductos, refinerías de petróleo y plantas de etanol en Texas y Perú. También ha explorado y operado yacimientos de petróleo y gas. En los últimos días anunció una inversión de US$ 500 dólares para llevar adelante un proyecto de energías limpias e hidrogeno verde en el país.

Junto con Siemens Energy -empresa líder en la fabricación de equipos de electrólisis- concluyeron un estudio de diseño de ingeniería de detalle para la producción de 55 toneladas por día de hidrógeno en la ciudad de Río Grande, en Tierra del Fuego.

La inversión estará destinada a la construcción de un campo eólico de hasta 300 MW (160 MW base), y una planta de electrólisis. El objetivo será desarrollar una unidad de conversión de amoníaco o metanol de 300 toneladas diarias para exportaciones globales, que se realizarán a través de una infraestructura de carga marítima propia.

El requerimiento del hidrógeno verde se vincula a la necesidad de sustituir el uso del carbón, el petróleo y sus derivados, y el gas natural, por fuentes de energía renovables y sin emisiones de dióxido de carbono. Por esto, muchas empresas se encuentran demandando este material de cara a la transición energética.

¿Qué fue lo que motivó a MMEX a enmarcar un proyecto de hidrógeno verde en Río Grande?

-El empuje post Covid-19 y la situación del gas en Europa por el conflicto bélico Rusia-Ucrania nos llevó a entrar en el mundo del hidrógeno. Primero ingresamos en un proyecto de hidrógeno azul en Texas, pero no funcionó muy bien, por eso nuestro enfoque ahora está en el verde. Nos encontrábamos trabajando en un desarrollo técnico con Siemens Energy y nos acordamos de las condiciones de viento en Tierra del Fuego debido a que nosotros hemos estado allí hace veinte años trabajando en una refinería, procesando los líquidos del gas que producía Total Energies. De esta experiencia viene nuestro conocimiento de la zona y la asociación con empresarios en Argentina.  Tierra del Fuego presenta condiciones de viento de calidad mundial y por eso es uno de los mejores sitios que existe para llevar a cabo este tipo de proyectos. Además de estas condiciones, también se dio el apoyo por parte del gobierno regional.

Otro punto importante es el estatus de zona franca que posee, lo cual ayuda bastante en varios aspectos de esta iniciativa porque siendo un proyecto de exportación no dependemos del ámbito nacional.

¿La elección de Tierra del Fuego tiene que ver con su ubicación estratégica teniendo en cuenta los océanos Pacífico y Atlántico, sumado a que se puede armar un proyecto de exportación basado en la generación de energía sin tener que entrar al Sistema Argentino de Interconexión (SADI)?

-Sí. Nunca hemos considerado el SADI, pero tiene sus complicaciones. Querer ingresar a Argentina sacando energía renovable de la red, no funciona.

¿Cómo puede garantizar que en un pico de consumo no tomen su energía y que esta se destine a la demanda prioritaria y residencial?

-Argentina no tiene la cantidad de renovables para poder garantizarlo. La mecánica y el sistema para hacerlo sí existe, pero en Estados Unidos. Estamos haciendo un acuerdo con una de las utilities de las grandes, que nos va a enviar 160 MW certificados, renovables, todos los días. En Argentina no es una opción y desde el inicio ni lo pensamos. El plan es tener un campo eólico dedicado.

Actualmente, ¿se encuentran en el proceso recopilación de datos de corrientes eólicas para comprobar la potencia de los vientos?, ¿cuánto tiempo estima que le demandará esta medición?

-Había mucha información sobre la zona, una situación no común. Esto fue un paso muy importante. Ahora todos esos datos están en manos de Siemens Gamesa, que es nuestro socio técnico y el encargado de definir cómo sería un campo eólico óptimo para esta zona. Este proceso va a demorar algunos meses.

¿Lo que proponen es que Siemens Gamesa se encargue de la construcción de los parques eólicos y ustedes, con esa energía, realizar la planta de electrólisis para conseguir el hidrógeno?

-Eso es. Lo que ya tenemos es la ingeniería de electrólisis, la hemos terminado a finales del año pasado. Con Siemens hemos diseñado un paquete para producir 55 toneladas/día de hidrógeno verde. Para poder generar esa cantidad ideamos poner siete módulos, los cuales precisan tres hectáreas. No es mucho.

Una vez que posean la información sobre las corrientes eólicas, ¿cómo continúa su cronograma?

-El estudio eólico nos va a informar sobre cuánto va a costar este capex y cuántas torres se van a necesitar. Con esto también vamos a saber cuántas hectáreas precisamos. Hemos tenido conversaciones con algunas estancias del lugar, pero aún no tenemos el número exacto de cuantas porciones de suelo son necesarias debido a que son las condiciones de viento las que definen qué turbinas colocar, cuántas estructuras, etc. Primero debemos saber eso para poder entrar en las negociaciones comerciales con quienes van a comprar este hidrógeno y financiar el proyecto.

Teniendo en cuenta la situación macroeconómica que presenta Argentina, ¿cuán dificultoso resulta el proceso de captación de socios que financien el proyecto?

-El hecho de estar en Tierra del Fuego ayuda mucho porque es zona franca. Sabemos que no hay IVA, los impuestos a la renta son muy bajos, hay mucho apoyo en este sentido. La repatriación de ganancias sí es un tema, el cambiario no tanto. Son mecánicas que hay que atravesar, es la única complicación, pero no se presenta como un impedimento porque siempre se va a realizar un acuerdo entre este proyecto y el gobierno. Va a haber reglas definidas por unos años.

Además, lo que hemos visto es que lo que se puede sacar de ganancias es suficiente para lo que este proyecto va a generar. Este es el primer análisis que realizamos y por el cual seguimos. De todas maneras, hay que reinvertir un porcentaje, entonces lo que observamos ahora, funciona.  Si estuviésemos más al norte, la situación sería otra. Los que están anunciando proyectos donde hay red eléctrica, cuentan con ella, y  no creo que contemplen la construcción de su propio campo eólico.

¿En el puerto Río Grande deben realizar alguna obra?

-Sí, pero es mínima. Vamos a precisar unos tanques de almacenamiento, pero no de hidrógeno, sino de amonio, que se va a producir allí. Luego para importarlo se deberán establecer líneas submarinas que se conectarán con boyas. Estos líquidos no necesitan una infraestructura portuaria fija como ocurre con los contenedores, graneles. Es netamente más simple. Esto mismo hemos hecho en Perú.

¿Consiguen hidrógeno verde y a partir de él generan petroquímicos también verdes?  

-El hidrógeno es un gas con poca densidad entonces para transportarlo se lo tendría que someter a un proceso de licuefacción. El problema es que no hay barcos que hoy transporten hidrógeno, como ocurre hace cuarenta años con el LNG, pero lo bueno de este material es que se puede transformar en amonio, que a su vez se puede utilizar para producir fertilizantes o explosivos, pero también se puede quemar en centrales térmicas. Por esto la solución para desarrollar hidrógeno es el amonio o metanol.

¿La inversión de US$ 500 millones por la construcción del parque de 350 MW, la planta de hidrógeno y las obras de infraestructura portuaria están dentro del capex total?, ¿con esto van a estar en condiciones de exportar hidrógeno en el formato de amonio o metanol?

-Sí, es el capex total. Esa es la cifra con el proyecto puesto en marcha. La producción de amonio es la más probable.

¿Cuánta cantidad de amonio se puede llegar a producir?

-300 toneladas por día. En general hay un 18% de hidrógeno en 100% de amoniaco.

¿Tienen un proyecto similar en Perú?

-Sí, en Perú se presentó una situación en donde realizamos un acuerdo con una de las empresas eléctricas de allá para que nos brinde 160 MW. Es un país con mucha generación hidroeléctrica. Además, hay un parque de renovables muy importante. Y el otro proyecto que tenemos está en Marruecos, ubicado en un sitio con vientos y sol extraordinario. También es una zona franca, pero allí hay que desalinizar el agua, en cambio la ventaja que se presenta en Río Grande es que posee agua dulce.

El gobierno de Tierra del Fuego les abrió las puertas y hay buena negociación. Respecto al Gobierno nacional ¿ya tienen detectado un interlocutor válido o continúan en la búsqueda?

-Estamos en eso. Sabemos con quién hablaríamos. En junio van a anunciar el marco regulatorio para el desarrollo del hidrógeno en el país. Ya hemos realizado análisis legales con estudios de Buenos Aires y el tema es complejo, pero su complejidad está clara.

Hay distintos proyectos que no se materializaron en Argentina. Frente a esto, ¿piensa que este proyecto va a concretarse?

-Yo creo que, si este proyecto no se llega a materializar, eso no será por culpa de Argentina, sino por el mercado internacional energético y por lo que podría llegar a pasar con el desarrollo del hidrógeno. No veo impedimentos argentinos. Hoy todo indica que el hidrógeno verde está entrando en una fase de boom, por lo que no vemos que esto no prospere, pero si fuera así sería por problemas ajenos, no de Argentina.

Si todo sale de acuerdo a lo proyectado, ¿cuándo cree que podrían estar en la fase de construcción de la planta?

-Si todo sale bien, es decir, los análisis técnicos, los acuerdos comerciales, el financiamiento, que lo hemos hablado con un par de boutiques argentinos, en donde hay bastante optimismo sobre traer esta inversión desde entidades multilaterales, hablaríamos de una construcción de dos a tres años.

¿Cree que este proyecto puede funcionar como modelo a seguir para que otras iniciativas similares puedan avanzar?

-Sin duda. El gran recurso que presenta la Patagonia es el viento y también que posee mucha tierra. Hay superficie para hacer 20 proyectos como este. Uno puede pensar en esta zona como un polo de producción- de hidrógeno, de amonio o metanol-, y de exportación porque desde el lugar en donde se encuentra se pueden trazar conexiones con Asia, Europa.

¿Imagina un gran offtaker que tome esas 55 toneladas de hidrogeno verde que van a producir o piensa en algo atomizado?

-Estamos viendo. Hace tres o cuatro meses la discusión era con Corea, Japón, Indonesia, Malasia. Ahora es con Alemania, Francia, Inglaterra y Portugal.

¿Tienen alguna negociación que presente una línea de avance?

-Sí, tenemos negociaciones con dos empresas energéticas, desarrolladoras, y con otras dos que son de shipping, las cuales se encuentran tratando de ubicar puntos de abastecimiento de hidrógeno en los puertos en donde trabajan más.

En cuanto al tema ambiental, ¿en qué aspectos se encuentran trabajando?

-Cualquiera de estos proyectos tiene que presentar un estudio sobre el impacto en el ambiente. Tierra del Fuego tiene una Secretaría ambiental que está al tanto de estos temas y por esto mantenemos diálogo. Debemos hacer algunos estudios de impacto preliminar en conjunto. Es importante incorporar todos estos aspectos en cuanto a la naturaleza porque quienes financian el proyecto se interesan por ello. Estimamos que el estudio ambiental puede llegar a demorar entre seis y siete meses.

¿Cree que el proyecto puede generar algún tipo de conflicto social?

-No, porque el proyecto representa beneficios. Por ejemplo, Siemens va a tener que instalar una unidad de mantenimiento por las torres que va a construir y eso va a significar una inversión impactante en Río Grande.

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El Concejo Deliberante del partido de General Pueyrredón, cuya cabecera principal es la ciudad de Mar del Plata, realizó una audiencia pública sobre la actividad de exploración offshore en el norte del Mar Argentino, puntualmente sobre las licencias ubicadas a más de 300 kilómetros de la costa bonaerense. La actividad offshore recibió un fuerte respaldo por parte de diversos sectores que participaron este lunes en la audiencia, que contó con las voces de 64 oradores en la primera jornada. En total, habrá casi 660 oradores conformados por 254 instituciones y 404 particulares.

La exploración costas afuera tuvo el apoyo de sindicatos, universidades, asociaciones y cámaras empresarias vinculadas a la industria y la pesca de Mar del Plata, mientras que a las voces críticas al offshore llegaron de organizaciones ambientales o referentes académicos, ente otros. Se trata, puntualmente, del debate sobre el impacto ambiental y en la pesca de la prospección sísmica de las áreas CAN 100, CAN 108 y CAN 114, ubicadas a más de 300 kilómetros de la costa marplatense. Las licencias fueron adjudicadas en 2018 a la compañía noruega Equinor, asociada con YPF, mediante una licitación internacional, que incluyó también otras áreas en distintas cuencas offshore del país. En total, se entregaron 18 áreas a 13 compañías distintas.

Argumentos

El investigador del Conicet y de Flacso, Ignacio Sabbatela, resaltó que “es erróneo que haya 100% de probabilidad de derrames. Tampoco habrá contaminación visual, es a 300 km. La gran traba para la transición energética en nuestro país es la disponibilidad de divisas. Esta actividad puede relajar la restricción externa y contribuir a la transición a energías más limpias en nuestro territorio”.

En tanto, Sandra Cipolla, de la Asociación Bonaerense de la Industria Naval, sostuvo que “la experiencia muestra que la industria offshore genera beneficios en otros sectores productivos como el transporte y comunicaciones, la industria metalmecánica y el comercio y que tiene una amplia demanda de profesionales de distintas especialidades. Se puede desarrollar de manera complementaria y sin conflictos con la pesca o el turismo. Es una oportunidad de desarrollo y crecimiento para la ciudad”.

Fernanda Raggio de YPF afirmó que “la actividad offshore impactará de manera sustancial en la matriz energética del país, que es el vector central del desarrollo económico. Se estima un potencial de decenas de millones de barriles de petróleo, volúmenes de la escala de Vaca Muerta”.

Pesca y petróleo

Gabriel Felizia, director del Consorcio Portuario, indicó que “Mar del Plata es la ciudad turística que millones de argentinos eligen cada año; es la ciudad de la producción con uno de los cordones frutihortícola más importante del país o del parque industrial con empresas de vanguardia en el desarrollo de sus capacidades tecnológicas; y es el puerto, donde la industria naval no para de crecer y la pesca no se detiene. La industria del gas y petróleo costas afuera significó el desarrollo de naciones. Por su ubicación, Mar del Plata se convertirá en el centro logístico del desarrollo de esta industria en la Argentina”.

Marcelo Guiscardo del Cluster de Energía de Mar del Plata sostuvo que “es una verdadera política de Estado”, mientras que el geólogo de YPF, Sebastián Arismendi, añadió que “el offshore podrá cambiar en el mediano plazo la economía del país y traer enormes beneficios mientras recorremos el camino de la transición energética”. En este sentido, Alberto Calciano del Departamento de Energía de la Unión Industrial Argentina (UIA) advirtió que “el proyecto Argerich explorará recursos recuperables por 1.000 millones de barriles de petróleo, una cantidad similar a las reservas actuales de YPF”.

Por su parte, Eric Vázquez, miembro del SIMAPE (Sindicato Marítimo de Pescadores), subrayó: “la exploración offshore no va a afectar a la pesca, va a generar para Mar del Plata crecimiento económico y de empleo. Estamos totalmente a favor. Va a traer una nueva fuente de trabajo”. Mientras que Pablo Trueba, en nombre de la CGT de la seccional local, señaló que Mar del Plata “ya tiene pesca y turismo. Ahora podríamos convertirnos en una ciudad petrolera internacional. Es una industria que va a generar empleos de calidad, registrado, de alto nivel salarial, contrataciones de proveedores locales e inversión en infraestructura”.

Nidia Alvarez, CEO de la empresa Equinor en la Argentina, se refirió a la actividad offshore realizada por la compañía en Noruega: “la actividad offshore liderada por Equinor tuvo un rol fundamental en la transformación productiva y social del país, que pasó de tener escasos recursos a tener el primer lugar en el Índice de Desarrollo Humano de la ONU. El propósito de Equinor es convertir los recursos naturales en energía para la gente y contribuir al progreso real de las comunidades en las que estamos presentes”.

Manuel García Mansilla, de Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), destacó: “la Argentina puede cambiar su perfil productivo y convertirse en un proveedor de energía al mundo. Solo el desarrollo de un bloque offshore puede generar ingresos públicos por US$ 32.000 millones, hay 5,1 puestos indirectos por puesto indirecto. Un solo proyecto exitoso puede generar 22.000 empleos, un total de 100.000 puestos de trabajos. Esto corresponde a un solo proyecto”.

Marcelo Pájaro, del Instituto Nacional de Investigación y Desarrollo Pesquero (INIDEP), dijo: “como organismo asesor de la Subsecretaría de Pesca, el INIDEP creó el Grupo de Evaluación de Actividades Hidrocarburíferas para asistir a la autoridad de aplicación en los aspectos referidos a los recursos pesqueros, la biodiversidad y el ambiente marino. Desde el 2020 llevamos evaluados 11 estudios de impacto ambiental presentados por las empresas”.

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La compañía Vista dio a conocer este jueves su Reporte de Sustentabilidad 2021 en el que informó una reducción del 14% en sus emisiones absolutas de gases de efecto invernadero (GEI) respecto del 2020.

Desde Vista destacaron los avances en el plan para llegar a cero emisiones netas en 2026, combinando una reducción del 75% en la intensidad de emisiones de su operación, con la implementación de una cartera de proyectos de Soluciones Basadas en la Naturaleza (NBS).

La empresa planea ejecutar los proyectos de NBS principalmente en Argentina, los cuales comprenderán aproximadamente 30.000 hectáreas, con el objetivo de secuestrar un total de 265.000 toneladas de CO2 para 2026.

El presidente y CEO de Vista remarcó que los logros alcanzados por la compañía “demuestran el protagonismo en la evolución energética” y sostuvo que “los productores de energía de bajo costo y bajas emisiones de carbono, como Vista, desempeñarán un papel de liderazgo en las próximas décadas”.

Otras iniciativas

En 2021 la empresa energética fortaleció su programa de Diversidad, Equidad e Inclusión (DEI). El 60% de las nuevas contrataciones fueron mujeres, superando el objetivo anual y aumentando el porcentaje de la plantilla femenina a un 20% del total. Durante 2022, planea ampliar su programa DEI a personas con discapacidad y de contextos socioeconómicos vulnerables.

A su vez, contribuyó con el fortalecimiento comunitario a través de proyectos que abarcan cuatro pilares estratégicos: Educación, Salud y Deporte, Desarrollo Local y Fortalecimiento Institucional. En total, realizó aportes voluntarios que ascienden a 340.000 dólares en las comunidades donde desarrolla su actividad, tanto en Argentina como en México.

Entre las iniciativas locales se destacan las implementadas en la ciudad de Catriel en Río Negro como la alianza con Fundación Laureus para el desarrollo de atletas catrielenses, el financiamiento del 50% de la construcción de una bicisenda en el casco urbano, el proyecto Enseña por Argentina para el fortalecimiento de la educación primaria, entre otras.

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El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Santa Cruz, encabezado por Claudio Vidal, paralizó desde el domingo a primera hora la actividad petrolera en toda la provincia y hasta el mediodía de este lunes la medida de fuerza continuaba, aunque el gremio anticipó que acatará la conciliación obligatoria dictada por el Ministerio de Trabajo. La medida afectó a todas las operadoras con activos en la provincia. En esa lista figuran YPF, CGC (que el año pasado adquirió los campos de Sinopec), PAE y Roch, entre otras.

El factor desencadenante es un conflicto con la empresa Interoil, a quien cuestionan por falta de inversión y mantenimiento, pero en la provincia remarcan que en la paralización del sector incidió fundamentalmente el enfrentamiento del líder sindical, que el año que viene será candidato a gobernador, con la actual mandataria provincial Alicia Kirchner.

Está claro que el reclamo a Interoil, una firma menor con una pequeña cantidad de empleados, no es razón suficiente para paralizar toda la actividad petrolera de la provincia. Es decir, motivo del paro no es gremial, sino eminentemente político.

Las autoridades del sindicato realizaron una conferencia de prensa el fin de semana en la que leyeron la carta que le enviaron a Alicia Kirchner. “Venimos por la presente a solicitarle que tome intervención en la concesión de las áreas Chorrillos, Palermo Aike, Campo Bremen y Moy Aike, áreas que oportunamente fueran otorgadas a la UTE Roch – Glacco y la cual vendiera a la empresa Interoil Argentina e IOG Resources, como es de su conocimiento”, comienza la carta fechada el 26 de mayo.  

“Desde que estas últimas empresas tomaron posesión de las áreas, la producción decayó de manera estrepitosa, como así también las inversiones en materia de mantenimiento y reactivación de la producción. Si bien desde nuestra institución venimos denunciando desde hace más de diez años la desinversión en dichos yacimientos entendemos que lo acontecido en estos últimos dos años es meramente irresponsable hasta vergonzoso y ni hablar de peligroso en materia de seguridad y medioambiente”, agrega el sindicato en el texto que fue dirigido a la gobernadora.

Inestable

Luego en la carta se detallan una serie de problemas derivados de la falta de inversión y mantenimiento que el gremio fue relevando en los últimos tiempos y se le apunta al Instituto de Energía por haber priorizado el cobro de regalías adeudadas cuando los trabajadores arrastran problemas salariales y de falta de cobertura médica.

Por último, se le reclama a la gobernadora Alicia Kirchner que “se le retire a la concesión de áreas a  Interoil Argentina e IOG Resources y se otorguen a una empresa que dé garantías de inversiones y sostenimiento de la producción, como así también vele por la integridad física de sus dependientes”. Por detrás del reclamo se encuentra la intención de Vidal de mantener vida en la agenda pública su imagen crítica del oficialismo que le permitió ganar una banca como diputado nacional en las elecciones de noviembre del año pasado.

El sindicalista Pedro Luxen aclaró luego que Interoil tiene 50 pozos paralizados y remarcó que el gremio petrolero hace 10 meses que no cobra la cuota sindical, los proveedores no están cobrando y lo único que le responden las autoridades provinciales es que no pueden hacer nada. “El gobierno de la provincia no puede mirar para otro lado”, disparó el gremialista, quien pidió poner fin a la concesión que vence en 2026.

El delegado del sindicato en el yacimiento también le apuntó a Alicia Kirchner. «La responsable de toda de desidia que hay en nuestro yacimiento es la gobernadora y del gobierno de Santa Cruz porque ellos son los responsables, son los dueños de las áreas, que se pongan las pilas», concluyó.

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A pesar de algunas dudas que había por la interna del Frente de Todos, el gobierno avanzó con el aumento en las tarifas de servicios públicos de electricidad y gas que se implementará a partir del 1° de junio. Pero el ministro de Economía, Martín Guzmán, aclaró que por ahora la segmentación para los usuarios con mayor capacidad de ingresos económicos no se implementará.

“Para el 10% que tiene capacidad económica plena se va a instrumentar vía un decreto que determinará que la autoridad de aplicación es la Secretaría de Energía, con la conducción de Darío Martínez, que será la que determine los criterios específicos sobre los cuales se implementará la segmentación. Esto quedará determinado en estos días, a principios de junio”, señaló este sábado el ministro Martín Guzmán en el programa Toma y Daca, de la radio AM 750.

Implementación de las nuevas tarifas

A pesar de faltar sólo cuatro días para junio, fuentes de una distribuidora de gas indicaron a EconoJournal que “la implementación de estos aumentos será fácil, a diferencia de si se avanzaba con la segmentación del 10% de la población (de mayor ingreso), que eso era mucho más complejo”. En el caso del gas, “el aumento es sobre el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y esto no requiere demasiada dificultad”.

Además, la misma fuente comentó que “el Enargas está trabajando cooperativamente con la Secretaría de Energía y con el Ministerio de Economía y ya enviaron los nuevos cuadros tarifarios”. Por tal motivo, las distribuidoras creen que no van a tener problemas para instrumentar los sistemas y empezar a cobras las nuevas tarifas desde el 1° de junio.

Nueva audiencia pública

Según indicaron fuentes oficiales a EconoJournal, el gobierno no llamará a una audiencia pública para el gas. La mayor duda de los últimos días era si el Enargas iba a llamar a una nueva audiencia, pero para discutir los márgenes en los segmentos de transporte y distribución, ya que en esta oportunidad (y a diferencia de los otros aumentos autorizados por el gobierno nacional) sólo hubo una audiencia para debatir el precio del gas en el PIST.

De todos modos, la audiencia pública para el transporte y la distribución se va a realizar y la llamaría el Enargas, a cargo de Federico Bernal, recién en un mes. En el Poder Ejecutivo creen que no hay riesgo de que se presente una medida judicial porque en el año ya se realizaron dos audiencias para discutir sobre el precio del gas y una para debatir el paso del precio del gas del PIST a los cuadros tarifarios, que se realizó en marzo.

Resoluciones de los incrementos

El gobierno avanzó hoy con la publicación de dos resoluciones donde se concretan los nuevos cuadros tarifarios. La Resolución 403/2022 para la adecuación de los precios de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y la Resolución 405/2022 para “la adecuación de los nuevos precios de referencia estacionales del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST), aplicables a partir del 1° de junio de 2022”.

En los hechos, es el segundo aumento del año, luego del primero realizado en marzo. Guzmán también aclaró que este ajuste tarifario será “el último de este año”. El incremento será de hasta 21,5% en gas y 17% en electricidad para quienes no perciben la tarifa social ni son del 10% de mayores ingresos. Se trata del sector más grande de usuarios, que suman alrededor del 60% del total.

El ministro Guzmán destacó que “el aumento para quienes perciben tarifa social es de alrededor del 21,3% para todo el año. Por lo tanto, el aumento en realidad es una reducción del peso de las tarifas de los servicios de electricidad y gas con respecto al salario”. Y añadió que “para un segmento intermedio, que no percibe la tarifa social, pero consideramos que hoy tampoco tiene capacidad económica para hacer frente al costo pleno de las tarifas, la actualización en todo el año, es decir, la suma entre el aumento de marzo y junio es del 80% del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) de 2021, lo cual da un aumento de tarifas de 42,7%, que también está por debajo de los salarios. Es un alivio respecto a los ingresos”.

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Por Pablo Adaniya, Gerente General en Atlas Copco

De acuerdo con el Banco Mundial puede decirse que, luego de dos años de pandemia, se espera que el PBI de América Latina y el Caribe logre revertir las pérdidas provocadas por la crisis de COVID-19. En paralelo, es imprescindible poner en marcha una serie de reformas que sean capaces de impulsar un crecimiento dinámico y sostenible en la región, más allá de las incertidumbres dadas por el aumento de presión inflacionaria, un posible rebrote de coronavirus y la guerra en Europa, que pone en jaque a la economía mundial.

América Latina y el Caribe tienen aquí un enorme potencial dado por sus energías renovables, reservas de litio y cobre cada vez más valoradas para la transición energética. Aprovechar estas oportunidades, requerirá ser capaces de implementar tecnologías sostenibles, bajas en carbono, por ejemplo. A fin de respaldar los esfuerzos mundiales realizados hasta la fecha para mitigar el cambio climático, la UE ha fijado objetivos vinculantes relativos al clima y la energía, y ha propuesto reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 80 %-95 % de cara al 2050. En Argentina, sin ir más lejos, el Ministerio de Desarrollo Productivo anunció, recientemente, el programa PyMEs Verdes, a través del cual se destinará $3.600 millones para fomentar la implementación de procesos productivos circulares.

La carbono neutralidad es un tema que interpela a la industria como uno de los sectores que tiene mayor poder de transformación hacia un desarrollo sostenible. Energía, agro, logística y transporte son tres sectores claves a nivel emisiones. ¿Cuáles son las estrategias que pueden implementarse? Como primer paso para la transición energética están las energías renovables; mientras que en segundo lugar, se encuentra la posibilidad de apalancar una infraestructura sostenible con impacto a largo plazo.

Utilizada, principalmente, para calefacción, electricidad, transporte e industria. La energía representa alrededor de dos tercios de las emisiones de gases de efecto invernadero. Si bien, todo cambio requiere una inversión; en muchos casos, estos equipos se amortizan rápidamente gracias al ahorro de energía que conllevan, claramente visible en la factura de electricidad. A una escala muy pequeña, puede pensarse en las bombillas tradicionales y en las luces LED. No hay duda de que las últimas son más caras, pero duran muchos años más que sus predecesoras y consumen mucha menos energía. Lo mismo ocurre con otras muchas inversiones ecológicas, pero a una escala mucho mayor.

Ante el desafío de ser sustentables, es de vital importancia implementar tecnologías que apunten a generar eficiencia energética. Pues cuanto menor sea la utilización de energía, menor será la huella de carbono. A continuación, se detallan cinco pasos para una producción verde:

1. Análisis. Como primer paso se recomienda realizar una auditoría. Ello hará posible ayudar a las empresas a conocer su uso de energía, maximizarlo cuando la producción fluctúe, saber si la están malgastando cuando no funcionan a plena capacidad y sugerir oportunidades de mejora. Contar con herramientas de medición es clave para tomar decisiones en base a datos sólidos.

2. Mejora. La industria argentina consume en su conjunto alrededor del 25% del total de la energía en nuestro país. Sin importar el sector, se estima que aproximadamente el 90% de la industria utiliza aire comprimido, y más del 20% de la energía consumida proviene de su utilización. Ya sea en la producción de alimentos y bebidas, productos farmacéuticos, químicos, en la industria automotriz, textil, electrónica y de semiconductores; al igual que en otros procesos, el aire comprimido juega un papel fundamental. Su principal objetivo es aprovechar la capacidad de compresión que tiene el aire atmosférico por sí mismo y utilizarlo para realizar trabajos mecánicos. Su aplicación puede ser costosa ya que representa más del 70% del costo total de propiedad en importes de electricidad. Por ello, los compresores de velocidad variable, también conocidos como VSD, son una excelente opción para las instalaciones que tienen fluctuaciones en su demanda de aire, como las plantas que funcionan con varios turnos durante el día y aquellas en las que la demanda varía a lo largo de la jornada. La velocidad del motor se ajusta automáticamente según la demanda y ayuda a conseguir un ahorro de energía del 35-50 %, eliminando todo gasto innecesario.

3. Recuperación de energía. Al añadir una unidad de energía eléctrica, el calor residual puede recuperarse entre un 80 y un 105% para calentar el agua. Por ejemplo, con fines sanitarios, calefacción de espacios o aplicaciones de procesos. En caso contrario, este se pierde en la atmósfera a través del sistema de refrigeración y radiación.

4. Monitoreo y control. Es importante conocer el estado de la instalación en todo momento. Las nuevas plataformas de conexión inalámbrica permiten conectar fácilmente las máquinas a dispositivos móviles, como tabletas y smartphones. De esta manera, es posible monitorear lo que sucede en planta de forma remota e, incluso, recibir alertas sobre potenciales inconvenientes. Esto permite evitar lo que anteriormente era una visita presencial y, por tanto, reducir las emisiones de gases de vehículos así como también las horas de traslado a la planta.

La supervisión del sistema no solo permite ahorrar dinero, sino también evitar averías y pérdidas de producción. Con cada vez más máquinas conectadas, será posible convertir la información en inteligencia, resultando en operaciones eficientes y sostenibles.

5. Mantenimiento. Es vital que las empresas vean el mantenimiento como un componente esencial de un sistema de optimización de energía. Al final, un sistema que funcione de modo correcto, suplirá con creces el costo de mantenimiento a través del ahorro de energía.

Es un hecho que el planeta se está calentando a un ritmo que cambiará radicalmente la forma en la que los humanos vivimos en él. De cara al 2030, es imprescindible acelerar la acción, aumentar la ambición climática a fin de volver a los procesos productivos sostenibles sin que eso implique un costo extra. Es aquí, donde la eficiencia energética puede ser parte de la solución. Para ello, es importante trabajar en esquemas de planificación y estrategia a largo plazo como lo han hecho países vecinos como Brasil y Chile.

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Los representantes de las distribuidoras eléctricas asociadas que integran la comisión directiva de Adeera eligieron por unanimidad a Horacio Nadra como presidente de la asociación por un nuevo período estatutario.

«Nadra expresó su agradecimiento por el apoyo recibido, se comprometió a llevar adelante importantes proyectos y resaltó la dedicación diaria de todos los presentes para brindar un servicio de calidad a los usuarios«, señaló la entidad de distribuidoras en un comunicado.

Además, «en función a lo consensuado entre los representantes de los asociados, se propuso la continuidad de los actuales cargos en Adeera», agregó la asociación. De esta manera, la comisión directiva quedó conformada por el presidente Horacio Nadra (Edet) y los vicepresidentes Neil Arthur Bleasdale (Edenor), Juan Carlos Blanco (Edesur), Luis Giovine (Epec) y Gisela Wild (Epe).

Por otro lado, Fernando Pini (Edes) y Ariel Palumbo (Edemsa) seguirán en su puesto de secretarios, mientras que Gustavo Piuma Justo (Edea) se desempeñará como responsable de la prosecretaría.

El equipo se completa con Francisco Zambón (Epen), tesorero; Mario Cabitto (Apeba), protesorero; y Walter Smichoski (Emsa), Néstor Ick (Edese) y Alfredo Aun (Dpec) en la Comisión Revisora de Cuentas. Como vocales fueron nuevamente reelegidos los 21 representantes de las principales distribuidoras socias de Adeera.

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) está conformada por 49 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el país. Operan 450.000 km de redes, emplean a 40.000 personas de manera directa y distribuyen más de 120.000 GWh al año, que representa el 98% del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

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Luego de caerse el financiamiento en 2020 y tener que realizar aportes del Tesoro Nacional para no demorar aun más las obras, el gobierno oficializó la reactivación de los fondos de China para continuar con la construcción de las represas de Santa Cruz. Se trata de la aprobación del modelo del acuerdo y el restablecimiento del crédito otorgado por un grupo de bancos del gigante asiático para la ejecución de las represas de la provincia de Santa Cruz. Lo hizo a través del Decreto 629/2022, publicado este jueves en el Boletín Oficial con las firmas del presidente Alberto Fernández, el jefe de Gabinete, Juan Manzur, y el titular el Ministerio de Economía, Martín Guzmán.

“Apruébase el modelo de acuerdo de enmienda y restablecimiento al contrato de línea de crédito con relación al Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas presidente Néstor Kirchner -ubicada en Cóndor Cliff- y Gobernador Jorge Cepernic -ubicada en Barrancosa-, respectivamente, a suscribirse entre la República Argentina y las entidades bancarias China Development Bank, Industrial and Commercial Bank of China Limited y Bank of China Limited”, señala el primer artículo del decreto. Además, la norma faculta a Guzmán a suscribir “el acuerdo de enmienda y restablecimiento al contrato de línea de crédito” con las entidades bancarias chinas.

El período del otorgamiento del crédito estaba formalmente caído desde 2020 y los bancos chinos no podían enviar más fondos hacia la Argentina. Para continuar, se requería un acuerdo con nuevos plazos para otorgar los fondos. Esto lo había negociado el presidente de Enarsa (ex IEASA), Agustín Gerez, y, en los hechos, estaba listo desde enero. En Enarsa explicaron a EconoJournal que con este decreto se restablece la financiación de China para la construcción de las represas de Santa Cruz.

Idas y vueltas

La construcción de las represas se había demorado por problemas judiciales, políticos y hasta por rediseño en la ingeniería. El gobierno de Mauricio Macri también había revisado y renegociado los contratos originales, proceso que demoró aún más las obras. La construcción se paralizó en 2020 porque concluyó el tiempo de disponibilidad del crédito de los bancos chinos. Sin los desembolsos del país asiático, el Estado tuvo que realizar un salvataje con aportes del Tesoro por $ 18.000 millones para financiar las obras a pedido del consorcio a cargo, conformado por Electroingeniería, Hidrocuyo y la china Gezhouba. Mientras, China pretendía recobrar el préstamo de US$ 1.500 millones que ya había desembolsado, sobre un total de financiamiento original de US$ 4.714 millones.

El secretario de Asuntos Estratégicos de la presidencia, Gustavo Béliz, y el titular de Economía, Martín Guzmán, venían negociando desde el año pasado una prórroga con representantes del gobierno de Xi Jipping para no caer en default con ese país.

Ahora, el gobierno argentino llegó a un nuevo acuerdo (no es una nueva adenda) con las entidades bancarias chinas sobre el tiempo de disponibilidad de los fondos que financian la obra para continuar con la construcción de las represas.  

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El Concejo Deliberante de Zárate sesionó de forma extraordinaria este viernes en las instalaciones del Complejo Nuclear Atucha y declaró, de forma unánime, de interés legislativo el proyecto Atucha III, la extensión de vida de la Central Nuclear Atucha I y el proyecto CAREM. El respaldo a los proyectos tuvo el acuerdo de todos los bloques políticos que conforman el consejo.

El presidente del Concejo Deliberante, Leandro Matilla, destacó el hecho histórico de que el Concejo Deliberante sesione en Atucha. “Contamos con el apoyo de los 20 concejales para estar acá. Como presidente del cuerpo siento un gran orgullo, es un tema muy importante y vinimos a dar nuestro apoyo a los proyectos nucleares”, manifestó.

Matilla destacó el impacto positivo del plan nuclear. “Argentina necesita que los proyectos sigan en pie. Para Zárate y Lima es además relevante por la cercanía, genera fuentes de trabajo como ninguna otra empresa de forma directa y también a través de las empresas tercerizadas. La zona se ve ampliamente beneficiada”, dijo.

En ese mismo sentido, Olga Cerato, vicepresidenta 1era del Concejo Deliberante, afirmó: “Hoy este cuerpo de concejales está presente para legislar y acompañar los proyectos nucleares. Sin energía no podemos proyectar la vida, es fundamental que pensemos en el crecimiento del complejo nucleoeléctrico. Es muy significativo acompañarlo y darle la fuerza para que arranque pronto y esté en marcha”.

El respaldo a los proyectos tuvo el acuerdo de todos los bloques políticos que conforman la comisión.“Es un tema que nos interesa a todos, nadie puede estar ajeno ni ausente a esta cuestión. Es soberanía. Más allá de las diferencias propias de cada partido, esto es algo que nos une, no hay discusión alguna, estamos todos acá para que esto suceda”, destacó Cerato.

Por último, Walter Unrein, vicepresidente 2do del Concejo Deliberante manifestó la importancia de las centrales para la zona. “Creemos que son proyectos muy importantes, van a traer trabajo a Zárate y Lima. Queremos venir con toda la fuerza a apoyar los proyectos, y que se vea reflejado en la ciudad de Lima. No hay duda que para todos esto debe existir. Cuando las cosas están bien hechas como se ha demostrado durante años que han perdurado las centrales, la idea es avanzar, que haya más trabajo. La energía es fundamental para los ciudadanos, tenemos que tirar para adelante», dijo Unrein.

Avances en el CAREM

Durante la sesión tuvo lugar un cuarto intermedio en el que se habló sobre los distintos proyectos y su importancia. El jefe de gabinete de la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación, Ignacio Palia, destacó las ventajas de la energía nuclear. “Hemos recuperado el plan nuclear y lo hemos adaptado a la situación actual. La energía nuclear aporta generación de base, segura y limpia. Respecto del problema del cambio climático, la energía nuclear es parte de la solución”, afirmó Palia.

También hubo tiempo para destacar los avances y las proyecciones en la obra del prototipo CAREM, el primer reactor de generación nucleoeléctrica diseñado en el país y que la Comisión Nacional de Energía construye junto a Nucleoeléctrica como su contratista principal. Juan Cattaneo, gerente de Dirección de Obras del CAREM, fue el encargado de brindar los detalles al respecto.

En la actualidad hay 500 personas trabajando en el predio del reactor, entre contratistas y personal de Nucleoeléctrica. Cattaneo contó que esperan llegar a contar el año próximo con 800 personas en el pico máximo de la obra civil, que es la construcción del edificio del reactor. A eso se debe sumar para principios de 2023 el comienzo de los trabajos en el balance de planta. “En el corto plazo esperamos tener a entre 1000 y 1200 trabajadores y trabajadoras directamente vinculados a la obra acá en el sitio”, dijo Cattaneo.

El proyecto CAREM esta avanzado en aproximadamente un 60%, con el edificio del reactor registrando un 70% de concreción. “El liner del Carem esta prácticamente terminado”, afirmó el gerente de Obras.

También destacó los avances de IMPSA y Conuar en el desarrollo y la fabricación de componentes críticos del reactor. La mendocina IMPSA esta fabricando el recipiente de presión, con un 65% de avance en su fabricación. En CNEA esperan que llegue a la obra para principios del 2024. “Estar desarrollando y fabricando un recipiente de presión de esas características en el país es muy importante”, destacó.

Por el lado de Conuar, la empresa que fabrica los elementos combustibles para las centrales nucleares argentinas, se esta encargando también del diseño y fabricación de los generadores de vapor para el CAREM. “El hecho de que Conuar haya terminado esta serie es una satisfacción muy grande. El paso siguiente es comenzar con la fabricación de tres de estos generadores de vapor”, dijo Cattaneo.

“Tenemos a tres grandes socios, Nucleoeléctrica, Conuar e IMPSA trabajando en conjunto en este proyecto. Cada uno con su conocimiento realmente indispensable. El desafío es enorme, todo lo que se hace en el CAREM se esta haciendo por primera vez. Creemos que estamos por el camino correcto”, concluyó.

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El gobierno anunció el martes la puesta en marcha por decreto de un nuevo Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Hidrocarburos, tal como había anticipado EconoJournal el sábado. La norma de 34 artículos, que este medio ahora publica, le garantiza las empresas la libre disponibilidad de dólares por un equivalente al 20% de la inyección adicional que logren en petróleo y del 30% en los proyectos de gas natural en todas las cuencas, respecto a niveles existentes en 2021.

La medida fue presentada por el presidente Alberto Fernández, el ministro de Economía, Martín Guzmán; el secretario de Energía, Darío Martínez; y el presidente del Banco Central, Miguel Pesce, en un acto realizado en el Museo del Bicentenario de Casa de Gobierno, con la participación de los directivos de las principales petroleras.

El Presidente expresó durante el acto que la Argentina tiene «una oportunidad única» para desarrollar su potencial energético en materia de producción, desarrollo regional, equilibrio fiscal y exportaciones, al asegurar que el país tiene «todo lo que el mundo reclama hoy en materia energética».

«Los agoreros decían que la Argentina iba camino a un colapso energético, pero YPF y el resto de los productores no paran de crecer«, señaló el jefe de Estado, además de destacar que gracias al Plan Gas.Ar se ahorraron unos 6.000 millones de dólares en fluido que antes había que importar.

Incentivos

La iniciativa prevé la creación de un Régimen Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo y de Gas Natural, como así también un Régimen de Promoción del Empleo, el Trabajo y del Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales, con lo cual se busca aportar medidas clave para incrementar la escala de producción y utilizar en el futuro la capacidad de transporte adicional que aporten el gasoducto Néstor Kirchner y las obras de infraestructura privadas.

El acceso a divisas podrá ser destinado al pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros con el exterior, incluyendo pasivos con empresas vinculadas no residentes, utilidades y dividendos, y repatriación de inversiones directas de no residentes.

Para ello, se establece como Volumen de Producción Incremental Beneficiado (VPIB) y Volumen de Inyección Incremental Beneficiado (VIIB) al 20% de la producción incremental de crudo y al 30% de la producción incremental de gas natural que haya obtenido cada beneficiario.

En la norma, se define como producción (inyección) incremental a la diferencia entre la producción efectiva de los últimos 12 meses y la línea base definida como el volumen obtenido por cada empresa en 2021.

El artículo 3 define como línea base para el caso del petróleo “a la producción total de petróleo crudo acumulada en el año 2021, que incluya todas las áreas concesionadas por el beneficiario del cual se trate, establecida a partir de los datos oficiales de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía al momento de la publicación del presente decreto en el Boletín Oficial”. Para el gas, el artículo 12 define como línea base “al volumen de inyección diaria promedio anual de gas natural correspondiente al año 2021, con medición fiscal probada por la autoridad de aplicación”.

Además, se obtendrán porcentajes adicionales por la cobertura del mercado interno, a reversión del declino técnico, la producción incremental en pozos de baja productividad, la contratación de empresas locales de servicios especiales y la inversión.

En la presentación de las medidas, Guzmán aseguró que el nuevo régimen apunta a «resolver limitantes y cuellos de botella» derivados de los problemas de la Argentina en el sector externo.

Guzmán destacó que la puesta en marcha de los regímenes anunciados permitirá «generar un mayor flujo de divisas, para que haya más dólares y poder crear más trabajo» al promover «el rol transformacional de la energía».

En ese sentido, indicó que el país podrá contar con «condiciones de mayor competitividad en toda la estructura productiva», en tanto los sectores demandantes de divisas tendrán «la capacidad de generar más trabajo» y, desde el punto de vista macroeconómico, se logrará «una mayor estabilidad cambiaria y reducir los subsidios, lo que nos fortalecerá en lo fiscal y hará más fuerte al Estado para apuntalar la recuperación económica».

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La Transportadora de Gas del Sur dio a conocer su Reporte de Sustentabilidad 2021 que reúne los indicadores ambientales, sociales y económicos de su gestión, elaborado a partir de la priorización de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), en línea con los principios establecidos por Naciones Unidas. En el se utilizaron los lineamientos de sustentabilidad de referencia a nivel mundial tales como Estándares Global Reporting Iniciative (GRI) y los Sustainability Accounting Standars Board (SASB).

El CEO de TGS, Oscar Sardi, aseveró que el objetivo «es brindar información precisa sobre el cumplimiento de los indicadores que la sustentabilidad requiere hoy para las empresas, en el marco de una estrategia corporativa sostenible, que se logra con información clara y veraz”.

En ese sentido agregó que desde TGS se encuentran trabajando «para reducir el impacto de las operaciones, priorizando la preservación el ambiente, a partir de los avances en la medición de la Huella de Carbono» de la actividad de la compañía.

Además, respecto a los cambios de contexto regional y mundial, se detalló TGS realizó una revisión de su matriz de materialidad, a través del análisis de los principales estándares mundiales, entre ellos: el Protocolo en desarrollo de Gas y Petróleo de GRI; SASB; la Hoja de Ruta Sustentable del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG); e IPIECA, International Petroleum Industry Environmental Conservation Association.

En base a este trabajo, los grupos de interés participaron en la priorización de los temas más relevantes para la empresa, a fin de continuar atravesando un camino de mejora continua para medir e informar su desempeño ASG (Ambiente, Social y Gobierno), retroalimentar la gestión sustentable del negocio y definir la estrategia corporativa para los próximos años.

A su vez, se informó que TGS integra el Índice de Sustentabilidad de Bolsas y Mercados Argentinos (ByMA) por tercer año consecutivo. Este panel está integrado por 15 organizaciones y destaca a empresas con buenas prácticas en materia Ambiental, Social, de Desarrollo Sostenible y Gobierno Corporativo.

Frente a esto, el director de Administración, Finanzas y Servicios de TGS, Alejandro Basso, consideró que la presencia de la empresa de energía en el Índice de Sustentabilidad de ByMA «reafirma el compromiso con los desafíos de la sustentabilidad a largo plazo, sumando la posibilidad de identificar nuevas oportunidades de negocio y mejorar la capacidad de financiamiento».

Este índice se desarrolló con el apoyo técnico y know-how del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), que reconoce a las empresas líderes con presencia en América Latina por sus esfuerzos en sustentabilidad y compromiso con el desarrollo socioeconómico de la región.

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Pampa Energía, el mayor generador privado de energía eléctrica, obtuvo la puntuación más alta otorgada por la Comisión Nacional de Valores (CNV) respecto a la evaluación de las respuestas presentadas por la compañía en su reporte de Código de Gobierno Societario correspondiente al ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2021.

Los principios evaluados fueron:

La función del DirectorioLa presidencia en el Directorio y la Secretaría CorporativaComposición, nominación y sucesión del DirectorioRemuneraciónAmbiente de ControlÉtica, integridad y cumplimientoParticipación de los accionistas y partes interesadas

En todas las categorías, Pampa obtuvo la ponderación “Muy Buena”, que es la puntuación más alta y refiere a una respuesta satisfactoria sin sugerencias.

En este sentido, desde la compañía comunicaron que «este nuevo Código de Gobierno Societario contiene un componente educacional, cuyo objetivo es que las sociedades comprendan la lógica detrás de las recomendaciones y se genere una cultura sólida de buenas prácticas de gobierno corporativo en todas las compañías». Y sumaron que otro de los objetivos es «promover un Código comprometido, reflexivo y adaptable a las particularidades de cada empresa».

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La demanda de nafta y gasoil alcanzó en abril los 1.512.214 m3, según informó la Secretaría de Energía. La cifra representa un crecimiento de 25,2 por ciento respecto al mismo período de 2021, de 137,6 por ciento respecto de 2020 e incluso muestra una mejora de 12,6 por ciento en comparación con abril de 2019, antes de la pandemia de Covid-19.

Pese a las quejas de los estacioneros, que le reclaman más combustible a las petroleras, el de abril fue el mejor registro de despachos de los últimos 10 años. Esta situación se explica por el fuerte crecimiento de la demanda, motorizado por el abaratamiento de los combustibles en términos reales.

Por debajo de la inflación

A nivel internacional, los combustibles han venido registrando fuertes subas, pero en Argentina los incrementos se mantuvieron por debajo de la evolución de la inflación.

En los últimos 12 meses, por ejemplo, la nafta Premium de YPF trepó en la Ciudad de Buenos Aires de 99,30 a 147,30 pesos (+48,3%), la nafta súper pasó de 85,7 a 120,3 pesos (+40,3%), el gasoil común pasó de 80,5 a 113,4 pesos (+40,8%) y el gasoil Premium de 95 a 145,9 pesos (+53,5%), mientras que la inflación acumulada fue del 58% interanual.

En lo que respecta al reparto del mercado, YPF continúa dominando ampliamente el mercado con un 51.6 del market share; le sigue Shell con el 23.4, mientras que AXION Energy acaparó el 13.34 por ciento.

YPF domina ampliamente el mercado de venta de combustibles.

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La Mesa Sectorial de Trigo del PACN lanzó recientemente un manual para el cálculo del balance de carbono para el trigo y otro sobre buenas prácticas ambientales, desarrollados por un grupo de expertos del INTA y del INTI, ya que abarcan a toda la cadena, desde la producción a campo hasta el sector industrial.

El PACN incluye mesas sectoriales en las cuales participan productores, entidades, empresas y cámaras de cada uno de los eslabones productivos de la cadena de valor.

El primer manual permitirá conocer la huella de carbono que genera cada eslabón de la cadena, desde la siembra hasta que un paquete de fideos sale de la fábrica. Es una herramienta que le permite al productor, por ejemplo, cargar todas sus prácticas y conocer las emisiones que generan, para calcular así el impacto que su producción tiene en el ambiente.

El segundo manual, por su parte, constituye una guía de gestión con buenas prácticas que impactan de manera positiva en la reducción de las emisiones de carbono, en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) establecidos por las Naciones Unidas. Los dos están disponibles de manera gratuita y solo deben solicitarse a la secretaría del PACN.

Sabine Papendieck, coordinadora general del PACN, sostiene que “la participación de una empresa como Profertil es clave para el cálculo y gestión del balance de carbono equivalente por producto, ya que este abordaje necesita de los perfiles ambientales de todos los insumos, desde la cuna hasta el puerto de exportación o canal de distribución doméstica”.

Por su parte, Mario Suffriti, gerente comercial de la empresa, dice que “nuestra participación en esta iniciativa está totalmente en línea con el objetivo que tenemos como compañía de ser parte activa de la transformación de la agricultura hacia una actividad que genere cada vez menos emisiones de gases de efecto invernadero”, indicó.

En ese sentido, Profertil viene generando hechos muy concretos. En materia de productos, desarrolló el eNe Total Plus, un fertilizante que permite un máximo aprovechamiento del nitrógeno aplicado en superficie, ya que evita las pérdidas por volatilización.

A medida que aumentan las dosis de fertilizantes, este producto reduce hasta 21% las emisiones de gases de efecto invernadero e impulsa el aumento del secuestro de carbono a través de los cultivos, ya que aumenta su rendimiento. En cuanto a emisiones netas, en términos de kilos de granos producidos, es 40% más eficiente que otros fertilizantes.

Por otro lado, en la elaboración de sus productos Profertil viene utilizando cada vez más energía eólica para el funcionamiento de la planta. Actualmente, casi el 70% de las necesidades energéticas de la fábrica provienen del parque eólico de Los Teros, propiedad de YPF Luz.

“Con hechos concretos demostramos el compromiso de Profertil con el logro de estos objetivos. Por eso, creemos que, como empresa fundamental en la cadena triguera, nuestra visión es muy importante en la Mesa Sectorial de Trigo, en el PACN”, manifiesta Suffriti.

El desarrollo de los manuales sectoriales validados permitirá a cualquier productor o empresario alcanzar, mediante la implementación de las medidas necesarias, la certificación ambiental exitosa, otorgada a través de las entidades certificadoras registradas en el PACN. A su vez, el PACN desarrolla un sistema de sellos como marca de sustentabilidad, que finaliza con el sello de carbono neutro.

Como dice Suffriti, “estas herramientas se desarrollaron para dar respuestas a demandas que hoy ya existen sobre los productos trigueros desde distintos mercados externos. Además, cuando haya un mercado de bonos de carbono en la Argentina, como ya lo hay en otras partes del mundo, quienes hayan cumplido con estas normas estarán listos para sumar un nuevo producto de valor a su producción”.

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Tecpetrol superó los 20 millones de m3/día de producción de gas en mayo en su yacimiento Fortín de Piedra en Vaca Muerta, provincia de Neuquén. Con estos números, la compañía del Grupo Techint se consolidó como el mayor productor de shale gas del país con el 16% de la producción total de la Argentina.

Se trata de la inyección más alta en la historia del yacimiento y la producción más alta en el registro de los bloques en producción en la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta. Durante el 2021, la producción durante el pico de consumo que se genera durante el invierno alcanzó los 18,5 millones de m3/día.

Con este nivel de producción, Tecpetrol superó los compromisos asumidos en el Plan Gas.Ar para el abastecimiento de la demanda interna tanto para el período estival como durante el invierno, según informó la compañía. Además. durante el período estival, la compañía exportó 144 millones de m3 a Chile, generando divisas por más de U$S 32 millones.

“Dentro de los próximos cinco años el país debería estar produciendo 170 millones de m3/día (140 millones provenientes de Vaca Muerta), lo que representa un aumento del 40% con respecto a la producción actual. Si hacemos las cosas bien y tenemos reglas de juego claras, podemos convertirnos en un hub de exportación de energía para la región y para el mundo y superar la restricción externa que limita el crecimiento económico y el desarrollo de nuestro país”, afirmó Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, en la última edición de la Argentina Oil& Gas.

El yacimiento de gas no convencional Fortín de Piedra fue construido en 18 meses y comenzó su actividad en 2017. Actualmente hay más de 100 pozos conectados. El desarrollo significó una inversión de U$D 2.300 millones, se involucraron más de 1.000 pymes proveedoras y, en el pico de la obra, 4.500 trabajadores. Además, se tendieron 275 km de ductos.

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La Secretaría de Energía debería oficializar en los próximos días las subas en las tarifas de luz y gas para que empiecen a regir a partir del 1 de junio. Sin embargo, el aumento del gas podría llegar a demorarse. El problema surge porque este gobierno hizo dos audiencias públicas cada vez que aplicó un aumento en la tarifa de gas: una para discutir el precio del fluido en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y otra para ajustar los márgenes de transportistas y distribuidoras. Eso fue lo que sucedió en enero, cuando, antes de aplicar la suba promedio de 20%, se realizaron dos convocatorias distintas. En esta ocasión, en cambio, solo se realizó una y, según detallaron fuentes oficiales a EconoJournal, algunos funcionarios temen que si no se realiza la segunda el incremento termine siendo objetado en la justicia.

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

Dos audiencias

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

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

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

¿Qué hacer ahora?

Ese inédito esquema de dos audiencias públicas por aumento no se replicó en esta última ocasión. El 10 de mayo se discutió el PIST, pero no hubo una segunda audiencia convocada por Bernal. Ahora la duda es si corresponde convocarla o si igual se puede avanzar con los aumentos.

El temor es que si no se hace una nueva audiencia alguna asociación de consumidores o incluso un particular pueda presentarse a la justicia para intentar frenar el aumento, pese a que en lo que va del año ya se realizaron tres audiencias públicas para terminar aumentando un 42,7 por ciento en el año para la mayoría de los usuarios, unos 20 puntos porcentuales menos que la inflación proyectada. Es un riesgo real, sobre todo en medio de la fuerte interna que atraviesa al gobierno por este tema.

“Honestamente, creo que las audiencias hechas alcanza, pero si yo fuera funcionario plantearía hacer una nueva audiencia pública por las dudas, pues sino es probable que alguien litigue alegando que las tarifas no se discutieron en la audiencia”, aseguró a EconoJournal una fuente conocedora de estos temas cercana al kirchnerismo.

Cuando en 2016 Aranguren avanzó con los aumentos de tarifas del gas sin realizar audiencia pública, la Corte Suprema le puso un freno y tuvo que retroceder sobre sus pasos. En esta ocasión, sin embargo, el escenario es diferente ya que el gobierno realizó tres audiencias para discutir las tarifas de gas, pero la posibilidad de una impugnación judicial existe y el gobierno aparece ahora como víctima de su propio accionar, pues fue esta gestión la que decidió realizar dos audiencias cada vez que se discutía un aumento de los precios del gas.

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La Secretaría de Energía, a cargo de Darío Martínez, autorizó un aumento de 10,2% para el precio del litro de bioetanol de caña de azúcar para su adquisición y mezcla obligatoria con las naftas grados 2 y 3. El litro de etanol elaborado a base de caña, sobre todo en los ingenios tucumanos, saltó de $ 73,11 a $ 80,56. El incremento de este producto regulado por la Ley 27.640 pone presión sobre el valor de las naftas, que a su vez aumentaron hasta un 14% entre el 7 y 9 de mayo.

El incremento de bioetanol cañero regirá para las operaciones llevadas a cabo a partir del 9 de mayo. El gobierno autorizó la suba mediante la Resolución 373/2022, publicada este lunes en el Boletín Oficial y firmada por el secretario energético. No aumentaba desde marzo, cuando saltó un 11,8%. Desde abril, el etanol de maíz y el de caña tienen un precio distinto, algo que no ocurre desde noviembre de 2019. Para el etanol maicero, elaborado principalmente en Santa Fe y Córdoba, el litro se comercializa este mes a $ 96,35, mientras que el litro de etanol elaborado en los ingenios de Tucumán tiene un valor de $ 80,56.

El sector

El bioetanol de caña se mezcla por ley en un 6% con las naftas antes de que se vendan en los surtidores del país. La nueva Ley 27.640, aprobada el año pasado, habilita a aumentar los precios del bioetanol y biodiesel (que se mezcla con el gasoil) en base a cómo se mueva los precios de los combustibles de YPF en las estaciones de servicio. Para el precio del etanol de maíz y del biodiesel, el gobierno implementó un sendero de precios desde abril hasta agosto.

Los biocombustibles son productos regulados desde hace más de 15 años en el país y el precio lo fija la Secretaría de Energía. El etanol se mezcla en un 12% con las naftas (el otro 6% es para el elaborado a base de maíz) y el biodiesel (producido con aceite de soja) que se mezcla en un 6% con el gasoil.

Este aumento del etanol de caña se instrumentó dos semanas después de la suba de los combustibles de YPF. La resolución de este lunes señala que “de acuerdo a la información suministrada por YPF respecto de la variación de los precios implementada con fecha 9 de mayo de 2022 para las naftas grado 2 y grado 3, comercializadas a través de las estaciones de servicio de su propiedad en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, resulta necesario determinar los precios de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a la mezcla obligatoria con las naftas, que regirán hasta que un nuevo precio los reemplace”.

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Funcionarios del Ministerio de Economía y de la Secretaría de Energía mantuvieron este viernes reuniones individuales con unas 10 petroleras con un único tema en agenda: comunicar a las empresas los ejes centrales de un decreto que llevará la firma del presidente Alberto Fernández y creará un régimen cambiario especial para promocionar la inversión en petróleo y gas. Así lo confirmaron a EconoJournal cuatro fuentes privadas.

La norma se apoyará sobre una palanca central: garantizará el acceso a dólares para los productores que incrementen su oferta de petróleo y gas. En el gobierno existe premura para avanzar cuanto antes con la publicación del DNU. Tanto que la ronda de encuentros continuará este sábado. Hoy será el turno de autoridades de provincias petroleras que integran la Ofephi y de los principales sindicatos del sector. El decreto podría incluso publicarse durante la próxima semana.

Desde lo político, el mensaje de la cartera que conduce Martín Guzmán es claro: en medio de la interna, la intención es mostrar gestión y capacidad de hacer. Tras soportar en el último mes de duros embates del cristinismo para provocar su salida del gobierno, el ministro parece haber resistido y ahora apunta a mostrar una mayor solvencia en una industria que nuclea a varios de los principales empresarios del país como Paolo Rocca (Techint), Marcos Bulgheroni (PAE), Miguel Galuccio (Vista) y Hugo Eurnekian (CGC), entre otros, así como también compañías multinacionales de primer nivel como Shell, TotalEnergies, Chevron y ExxonMobil.

Palanca

El texto que preparan en Economía está conceptualmente en línea con el proyecto de Ley que ingresó en los últimos días en el Congreso impulsada por legisladores patagónicos. También tiene puntos en común con el proyecto de Ley redactado por colaboradores del ministro Martín Guzmán, que fue presentado durante noviembre de 2021. Pero en el trazo fino incorpora cambios sustanciales.

En concreto, el decreto que está terminando de pulir el Ejecutivo trabaja sobre un incentivo central: la posibilidad de acceder al mercado único de cambios (MULC) para las petroleras que incorporen más producción al mercado y, de ese modo, permitan reducir las importaciones de energía que provocan una sangría de dólares en las reservas del Central.

En el gobierno es la siguiente saben que la inversión que se concreta en el país para producir petróleo y gas surge del flujo del negocio existente, es decir, las compañías reinvierten el flujo proveniente por desembolsos pasados. Se cuida lo construido. Pero son muy pocos los casos en los que se ingresan dólares del exterior ampliar el nivel de actividad en nuevos proyectos. El cepo cambiario es la principal traba que impide esa dinámica. Este decreto intentará, desde la óptica gubernamental, resolver parcialmente esa realidad.

Sin definición

En lo que se refiere a los incentivos para extraer más petróleo, el texto establecerá una línea base de referencia y considerará como producción incremental al volumen de crudo que se inyecte por sobre ese parámetro. Aún no está definido qué patrón se utilizará para definir esa línea base. Podría ser la producción acumulada de 2021, pero también de los últimos 12 meses, desde abril de 2021 hasta marzo de 2022, según indicaron tres fuentes privadas sin contacto entre sí. En las reuniones de este viernes, los funcionarios aseguraron que la decisión final sobre este punto se tomará en los próximos días.

Tampoco se precisó el porcentaje de la producción incremental de petróleo y gas sobre el que se podrá acceder libremente a las divisas. Es el aspecto fundamental del decreto, por lo que las petroleras están a la espera de conocer el detalle para determinar si el nuevo régimen cambiario será capaz de traccionar inversiones o no.

En el proyecto de Ley que ingreso al Congreso en la última semana y en los borradores de otros proyectos que se trabajaron en Economía se habilitaba el acceso a dólares sobre una alícuota base del 20% de la producción. Pero el decreto que está en redacción podría ser más generoso y autorizar el acceso al MULC sobre un porcentaje mayor de la producción incremental.

En el caso del gas natural, se tomará como línea base la producción comprometida en el Plan Gas.Ar. Por sobre esa curva, se fijará una alícuota sobre la cual las productoras podrán tener libre acceso a las divisas equivalentes.

Aceleradores

Para poder ser beneficiario del nuevo régimen, no se aplicará un monto mínimo de inversión, como se establecía en proyectos anteriores, ni una curva de declinación como existía, por ejemplo, en el Plan Gas I de 2013.

Sí está previsto, en cambio, incluir algunos aceleradores que sumen más beneficios para los privados en la medida que cumplan con algunos requisitos adicionales.

Así, por caso, estaría previsto premiar a las empresas con mayor cobertura del mercado doméstico de crudo, aunque sobre este ítem, que favorecerá particularmente a YPF, que es mayor jugador del mercado local de combustibles, no hubo consenso entre las fuentes consultadas.También podría otorgarse mayores beneficios a las empresas que perforen pozos en campos de baja productividad y para compañías que eviten la declinación de yacimientos convencionales. Sin embargo, este medio no pudo confirmar que esos puntos vayan a estar efectivamente incluidos en el decreto final.

Lo que sí está definido es que el cálculo para definir la cantidad de divisas de libre disponibilidad que podrá reclamar cada petrolera se realizará sólo tres o cuatro veces en el año. Fue la forma que se encontró para evitar que el BCRA colapse con pedidos todos los meses. En los hechos, las empresas podrán solicitar la liquidación de divisas sólo una vez cada tres o cuatro meses.  

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La empresa brasileña Raízen, que en Argentina comercializa la marca de combustibles Shell, anunció el cese de sus actividades en su terminal marítima en Puerto Vilelas, ubicada en Chaco, por las malas condiciones de navegabilidad que presenta el río Paraná. La compañía tenía contratados un convoy remolcador y dos barcazas para 9000 metros cúbicos (m3) de capacidad de transporte.

Fuentes cercanas a Raízen, que es una de las tres grandes refinadoras del país junto con YPF y Axion Energy, informaron que ante la imposibilidad de una solución a corto y mediano plazo, tuvieron que forzar una readecuación de su logística terrestre y fluvial a fin de garantizar el abastecimiento de combustible en la zona.

En ese sentido, alertaron sobre el riesgo que significa tener una planta con producto pero sin posibilidades de operar en el lugar, por lo cual dieron cuenta de la decisión de interrumpir las actividades en esa terminal. Habrá que ver qué sucede con la planta de YPF en Barranqueras y otras ubicadas aguas abajo del Paraná en la provincia de Santa Fe.

A su vez, comunicaron que  durante estos meses han diseñado un plan logístico, mediante el rediseño, robustecimiento y adecuación de su cadena de suministro  para poder abastecer de forma confiable a toda la zona. En el escenario actual, a través de las estaciones de servicio de Shell  y en el futuro mediante su terminal ubicada en Arroyo Seco o desde su refinería en Dock Sud.

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La Secretaría de Energía contabiliza hasta el momento 604,7 MW de potencia asignada para proyectos de energía renovable que no se construyeron y que liberaron prioridad de despacho retenida. Se trata de 27 proyectos adjudicados del programa RenovAr, la iniciativa para fomentar las energías renovables impulsada por el gobierno de Mauricio Macri. Pero, según información publicada por la Subsecretaría de Energía Eléctrica, a cargo de Federico Basualdo, a la que accedió EconoJournal, en el corto plazo podrían sumarse otras rescisiones de contratos que llevaría a una liberación de más de 1.091,3 MW.

El proceso para liberar potencia renovable asignada a proyectos adjudicados en el programa Renovar comenzó en diciembre del año pasado cuando el gobierno publicó la Resolución 1260/21. La intención del Ejecutivo es purgar el universo de proyectos renovables que no se construyeron, principalmente por la crisis económica desatada en 2018 que, entre otras cosas, complicó la obtención de financiamiento por parte del sector. Según la cartera energética, la liberación de la prioridad de despacho podría traer nuevas inversiones en generación renovable, que estaban bloqueadas porque no hay capacidad de transporte en las redes.

Plazos vencidos

En total, 46 proyectos que suman 1.091,3 MW dieron algún tipo de respuesta hasta ahora ante la Resolución 1260, según la Subsecretaría de Energía Eléctrica. De este grupo, optaron por la rescisión contractual 27 proyectos y liberarán potencia retenida en el corto plazo. Eligieron la reconducción contractual 6 proyectos (99,1 MW), que significa una prórroga bajo las condiciones de Resolución 1260 (achicar el contrato y acotar la potencia de generación). Y hay un lote de 12 proyectos (288,2 MW) que están en un proceso de rescisión por incumplimiento contractual y se prevé que liberen potencia en el mediano plazo. Son proyectos que presentaron alguna objeción a la propuesta de salida que plantea la resolución del gobierno. Además, hay un proyecto de 100 MW en rescisión de común acuerdo.

Pero también hay empresas adjudicadas que todavía no respondieron a la resolución o presentaron objeciones y amparos judiciales. En los hechos, serían casi 100 desarrollos del programa RenovAr que no se construyeron (alrededor de 1.600 MW de potencia) sobre un total de 187 proyectos adjudicados en las cuatro rondas de licitación, que en total sumaron 5.044,6 MW de potencia. La prioridad de despacho en las redes de transporte de energía que tienen reservados los proyectos adjudicados del programa RenovAr impide que se sumen otros desarrollos de generación renovable.

Provincias

El programa RenovAr tuvo cuatro rondas de licitación (1, 1.5, 2 y 3) entre el 2016 y julio de 2019, cuando se realizaron las últimas adjudicaciones. Implicó la firma de contratos PPA, (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés), en dólares y a 20 años con Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista.

En 21 provincias se otorgaron 187 proyectos de generación de energía renovable, principalmente de gran escala para parques eólicos y solares. Los desarrollos que no fueron construidos suman casi 100 y se encuentran en las provincias de Buenos Aires, Santa Fe, Mendoza, Córdoba, Tucumán, Corrientes, Santiago del Estero, San Juan, Salta, La Rioja y Formosa.

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Enarsa adjudicó el 3 de mayo a la empresa SIAT, perteneciente al Grupo Techint, la licitación para el abastecimiento de las cañerías del gasoducto Néstor Kirchner. La compañía estatal debería haber girado entonces un primer anticipo para la obra, pero fue la propia Techint la que solicitó frenar la transferencia de los pesos porque aseguró que no tiene aún la autorización del Banco Central para comprar los dólares que debe enviar a Brasil. El pedido generó múltiples especulaciones sobre si están disponibles esos dólares. EconoJournal consultó a la autoridad monetaria donde aseguraron que en la reunión de Directorio de este jueves se habilitará el acceso a las divisas.

La construcción del gasoducto Néstor Kirchner es una prioridad del gobierno. Se supone que la primera etapa de la obra debe estar lista antes del inicio del próximo invierno. Por lo tanto, cualquier inconveniente motiva acusaciones cruzadas ya que nadie quiere ser identificado como el responsable de la más mínima demora.

La explicación de Enarsa

Luego de que el directorio de Enarsa formalizó la adjudicación de la licitación de los caños a Techint, se esperaba que se concretara la transferencia de un primer anticipo de casi 7000 millones de pesos y 211,3 millones de dólares. Como pasaron los días y ese giro no se concretaba, las miradas comenzaron a posarse sobre Enarsa, donde rápidamente buscaron deslindar responsabilidades al afirmar ante EconoJournal que ellos ya tienen los pesos, pero que fue Techint la que pidió que no se los giren porque no tiene asegurado el acceso al mercado oficial de cambios.

La carta de Techint

Cuando la repercusión por la demora comenzó a crecer, Techint dejó por escrito el pedido de que no le transfieran los fondos en una carta dirigida a Enarsa y a la Secretaría de Energía, fechada el 17 de mayo, donde afirma que llevaron adelante “diligentes gestiones tendientes a viabilizar el acceso al MULC (Mercado Único y Libre de Cambios) a fin de obtener las divisas necesarias (…) no habiendo obtenido hasta el presente respuestas concretas”.

En esas condiciones, la empresa comandada por Paolo Rocca rechazó el cobro del anticipo ya que no quiere quedarse con los pesos en la mano sin poder comprar los dólares en una economía donde la moneda nacional se devalúa todos los días.

“Proponemos, con el objetivo de poder llevar adelante el proyecto dentro de los plazos requeridos, que, previo a la firma del contrato de provisión de cañería, SIAT S.A., continúe con las gestiones mencionadas en el párrafo anterior y, una vez obtenida la autorización para el acceso al MULC, SIAT e IEASA procedan con el perfeccionamiento del contrato y la transferencia inmediata por parte de IEASA del pago del correspondiente anticipo financiero”, concluye la carta.

El escrito está dirigido a IEASA, aunque, como ya informó EconoJournal, el pasado 6 de mayo la compañía fue renombrada nuevamente como Enarsa en una asamblea extraordinaria de accionistas. De ese modo, se dejó atrás la denominación que le había puesto a la compañía el gobierno de Mauricio Macri.

Fragmento de la nota que Siat S.A. (Techint) le mandó a Enarsa y a la Secretaría de Energía.

La respuesta del Banco Central

“No hay ninguna traba”, respondieron desde el Banco Central cuando EconoJournal consultó sobre por qué Techint no tuvo acceso a los dólares. “Lo que pasa es que por el incremento que van a tener en sus importaciones deberían financiar el excedente, pero ellos dijeron que como las compras son para una obra del Estado no lo van a financiar. Entonces se les va a dar el acceso al mercado, pero eso lo tiene que autorizar el Directorio en la reunión de este jueves porque el pedido de acceso al mercado de cambios no cumple con la regulación que establece el Banco Central. Es un procedimiento de rutina que se sigue en algunos casos que escapan a la generalidad de la norma”, aseguró la misma fuente.

La regulación a la que se hace referencia es la Comunicación “A” 7466 a través de la cual el Banco Central se incorporó al Sistema Integral de Monitoreo de Importaciones (SIMI), que evalúa cada operación importadora, asignando a cada pedido para acceder a los dólares destinados a pagar importaciones la categoría A o B.

El Central habilita el acceso al mercado de cambios a un importador para las SIMI categoría A por el equivalente al menor de dos montos: el valor FOB de sus importaciones de 2021 más un 5% o el valor FOB de sus importaciones de 2020 más un 70%.

Si se superan esos montos, se le asigna la categoría B y el excedente debe ser financiado como mínimo a un plazo de 180 días corridos a contar desde el registro del ingreso aduanero de los bienes a la Argentina.

“En este caso se va a exceptuar a la empresa de esa obligación porque quien está llevando adelante la obra es Enarsa. En los hechos, a quien se exceptúa es a Enarsa, no a Techint”, aclararon desde la autoridad monetaria.  

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La primera licitación que lanzó el gobierno de Mauricio Macri en 2016 para promover la ampliación del parque de generación eléctrica mediante la instalación de pequeñas centrales térmicas permitió que dos nuevos jugadores se sumaran al mercado de energía: fueron Araucaria Energy y MSU Energy, que ganaron varios proyectos en la provincia de Buenos Aires. Seis años más tarde, la trayectoria de ambas empresas es totalmente opuesta, aunque se convergen en un punto.

El primero no logró hacer pie, enfrentó severos problemas de gestión que derivaron en la incapacidad de conseguir la licencia social para operar algunos de sus proyectos y terminó al borde de la quiebra con un concurso abierto tanto en tribunales de Estados Unidos como en Canadá. En cambio, MSU Energy, que es propiedad de Manuel Santos Uribelarrea, uno de los mayores productores de oleaginosas del país, consolidó un management profesional, opera tres centrales por un total de 750 megawatt (MW) y obtuvo el respaldo del mercado local para financiarse de manera recurrente a buenas tasas (esta semana emitió un bono dólar MEP con un interés del 7,5%).

¿En qué punto se cruzan recorridos tan divergentes? En que MSU Energy acaba de absorber los cuatro activos de generación que eran de Araucaria, que a su vez era controlada por una firma creada en Canadá denominada Stoneway Capital Corporation.

La incorporación de las centrales eléctricas al porfolio de MSU marcó el final de una dura batalla económica y judicial entre actores de envergadura como BlackRock y Fidelity, dos de los mayores fondos de inversión del planeta; Gramercy, otro peso pesado en el mundo de los hedge funds, y José Luis Manzano, otrora ex ministro menemista y desde hace años reconvertido como empresario con extendida presencia en sector energético doméstico: es dueño mayoritario de las eléctricas Edenor y Edemsa (Mendoza), accionista minoritario de Metrogas y socio en Phoenix Globale Resources, una petrolera con yacimientos en Mendoza y en Vaca Muerta. Todos ellos estuvieron involucrados, de una u otra manera, en la eclosión de Araucaria Energy.

Punto final

El acuerdo que se terminó de homologar este miércoles en los tribunales de Nueva York —donde la empresa enfrentaba un proceso de quiebra bajo el capítulo 11 del código de bancarrota norteamericana— transfirió bajo la órbita de MSU Energy cuatro proyectos termoeléctricos con distinto grado de avance que habían sido adjudicados por licitación a Araucaria: Matheu, San Pedro, Luján y Las Palmas. Todos fueron otorgados en compulsa publica convocada por la resolución 21/2016 del entonces Ministerio de Energía.

Santos Uribelarrea en sus oficinas en pleno centro porteño durante una entrevista con EconJournal en 2019.

MSU ya estaba a cargo de la operación técnico-comercial de esas plantas con el aval de los acreedores de Stoneway, pero ahora pasó a ser el titular de las centrales térmicas. En las negociaciones que se extendieron durante el último año y medio estuvieron involucrados varios de los principales estudios jurídicos de la city porteña: Bruchou, Fernández Madero & Lombardi, Marval y Bomchill, entre otros. Y también en Nueva York como Cleary, Becker y Simpson.  

¿Cuál es el balance para cada actor?

Los acreedores de Stoneway Capital con un derecho de preferencia senior —como BlackRock y Fidelity, entre otros fondos— llegaron a un acuerdo con MSU para reestructurar el cronograma de cobro del dinero que prestaron a Araucaria. Se estableció un esquema de cancelación de una deuda senior que, una vez saldada, habilitará el pago de una deuda junior. Esa subdivisión de las acreencias que ahora deberá pagar MSU Energy contribuyó a descomprimir el flujo de fondos de los proyectos.

Gramercy, que había prestado US$ 220 millones en forma directa a Stoneway y quien fue en los hechos quien gatilló el proceso de Chapter 11 en EE.UU. para defender su posición en Araucaria, llegó a un acuerdo de preferred equity, que en la práctica significa que cobrará parte del capital desembolsado en Araucaria sólo en la medida que se cumplen una serie de condiciones después que se cancele la deuda con los acreedores principales. Terminó siendo el actor que más cedió dado que su poder de negociación era términos relativos más endeble que el de los otros fondos.

Manzano, que había ingresado en la estructura accionaria de Stoneway en 2020 tras obtener con la parte que estaba en cabeza de Rogelio Nores (hasta entonces principal referente de Araucaria), recibió una compensación económica para desprenderse de su participación en la compañía. Cerca del empresario mendocino celebraron el cierre del conflicto judicial. “Entramos a Araucaria con tres objetivos: preservar el activo; lograr una solución amigable fuera del concurso preservando el interés de todas las partes; y concretar una ganancia. Se han cumplido los tres, así que estamos muy contentos”, indicó uno de sus colaboradores directos ante la consulta de EconoJournal.

Por último, con la incorporación de las centrales de Araucaria, MSU prácticamente duplicará su tamaño para llegar a unos 1500 MW de potencia instalada. Deberá, sí, llevar adelante en los próximos meses una estrategia de contingencia para descomprimir el frente judicial y regulatorio que complica la operación de las usinas de Matheu, cerca de Pilar, y de Luján. Ambas están frenadas por la oposición de la comunidad donde están instaladas. Allegados a MSU indicaron que buscarán trabajar de forma conjunta con la Secretaría de Energía, así como también con los municipios involucrados, para encontrar soluciones que permitan retomar la generación de energía en las plantas. En el caso de la central Matheu, incluso se evalúa una eventual relocalización de la central si no hubiese otra alternativa.    

La entrada MSU Energy llegó a un acuerdo con BlackRock, Gramercy y Manzano y se quedó con las centrales eléctricas de Araucaria se publicó primero en EconoJournal.

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La undécima edición del Seminario Internacional: Litio en la Región de Sudamérica, organizado por el medio especializado Panorama Minero, se realizará en plena capital catamarqueña el próximo 31 de mayo y 1 de junio. Con cupos agotados, el evento espera más de 500 personas y una fuerte presencia de empresas proveedoras y de minería, organismos de gobierno, diplomáticos y representantes internacionales.

Se trata de uno de los eventos de mayor repercusión relacionados al litio de Argentina y la región sudamericana, con amplia presencia global y el apoyo de los principales actores encargados de llevar adelante el desarrollo de este sector, clave en la minería argentina y principal receptor de la inversión minera internacional a partir del alto potencial de las salmueras del noroeste argentino.

Según información de la Secretaría de Minería, el país cuenta actualmente con dos proyectos en producción, dos en construcción, cuatro en factibilidad y otros 19 proyectos avanzados con un potencial productivo de 328.500 toneladas de carbonato de litio por año. La mayor parte de estos proyectos se presentarán en el evento, un simposio catalogado por referentes internacionales como uno de los más importantes a escala global y del que participan todas las partes involucradas.

Organizado desde 2011 por el medio especializado Panorama Minero, este seminario y encuentro de negocios cuenta con la concurrencia de actores estratégicos provenientes de Bolivia, Chile, Estados Unidos, Reino Unido, Australia, Canadá, Francia, Perú, Corea del Sur y China, entre otros.

Además, entre las empresas y actores participantes se destaca la presencia de los gobiernos de Jujuy, Salta y Catamarca; la Secretaría de Minería y el Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación, sumado a las disertaciones de más de 10 compañías mineras, las consultoras internacionales S&P Global Platts y CRU, y proveedores de la talla de YPF.

Sustentabilidad y ambiente, economía y mercados, futuras inversiones, análisis geopolítico y geología son algunos de los ejes que abordará esta undécima edición. El encuentro también contará con rondas de negocios exclusivas, shows y actividades en vivo.

Visite el programa de conferencias: https://bit.ly/Conferencias-LitioEnSudamerica2022

Toda la información en: www.litioensudamerica.com.ar

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El megaproyecto de cobre Josemaría, ubicado en la provincia de San Juan, comenzará con los movimientos de suelo en septiembre, luego del invierno. La construcción demandará cuatro años y Lundin, la minera canadiense a cargo del proyecto, planea iniciar la fase de producción en 2026. En este escenario, la empresa y el gobierno analizan un esquema de retenciones móviles para las exportaciones de cobre, que, según estima la compañía, serán de alrededor de US$ 1.100 millones anuales durante 15 años. Con estos números, superaría en exportaciones al complejo de petróleo y gas del país y abre la puerta a una nueva ola de producción de cobre en la Argentina.

La minera canadiense viene trabajando el esquema de retenciones con Roberto Arias, secretario de Política Tributaria del Ministerio de Economía. Según fuentes con conocimiento de estas negociaciones consultadas por EconoJournal, el Poder Ejecutivo quiere que sean retenciones móviles. Con un valor de la libra de cobre que hoy se sitúa en US$ 4,5, el esquema que están negociando, donde también interviene la cámara minera CAEM, contempla que haya retenciones a las exportaciones de un 8% como tope hasta que llegue a los US$ 5,6 por libra. Al mismo tiempo, el esquema implicaría cero por ciento de retenciones cuando el valor sea inferior a US$ 3,2 por libra de cobre.

Permisos

En estos momentos, la minera canadiense está avanzando técnicamente en la factibilidad fina del proyecto. A tres meses del inicio de la construcción, se encuentra a mitad de camino entre la ingeniería básica y la de detalle, que es la que permite avanzar concretamente con la obra. Luego de la aprobación en abril de la declaración de impacto ambiental, Lundin tiene un amplio trabajo de conseguir permisos de detalle, que tienen que ver con el trabajo con distintas entidades como los bomberos, Aduana, el Estado nacional y provincial y el Ejército, entre otros. En total, el proyecto necesita avanzar con 250 permisos de este tipo y buena parte del equipo de la compañía está abocado ahora sobre esto.

Lundin está en el país desde hace más de 30 años y atravesó distintas etapas, como la salida de la convertibilidad y los corralitos, y convive con los niveles de inflación de la Argentina. En el último tiempo, ejecutivos de la minera se reunieron dos veces con el presidente Alberto Fernández. De todos modos, la compañía canadiense tiene en cuenta que encarar un proyecto de US$ 4.100 millones de inversión como Josemaría requiere de otro nivel de exposición ante la economía del país.

Josemaría Resources, una firma perteneciente al grupo canadiense, estaba a cargo del desarrollo, pero el 28 de abril el megaproyecto de cobre pasó a estar directamente bajo la órbita de Lundin Mining, una decisión de la casa matriz para blindar el megaproyecto y tener mejores condiciones para conseguir financiamiento. En la compañía afirman que, si bien no están buscando socios, si aparece una empresa con una propuesta interesante la analizarán.

Josemaría, que no utilizará cianuro, va a generar entre 8.000 y 10.000 empleos directos durante los cuatro años de construcción y cuatro o cinco veces más en empleos indirectos. Además, requiere de la construcción de 200 kilómetros de ruta, una línea de alta tensión de 500 kW para un tramo de 250 km y se abastecerá íntegramente con energía renovable.

Transición energética y movilidad eléctrica

El consumo de cobre va a crecer exponencialmente en todo el mundo impulsado por el contexto de la transición energética y la movilidad eléctrica. Según un informe del Centro de Estudios para la Producción (CEP-XXI) del Ministerio de Desarrollo Productivo, un vehículo eléctrico necesita cuatro veces más cobre que uno convencional. La demanda de cobre a nivel mundial este año será de 28 millones de toneladas y para el 2030 la demanda aumentará a 33 millones de toneladas, según los cálculos del sector. Este salto de 5 millones de toneladas en ocho años implica que será necesario incorporar 35 proyectos de cobre de dimensiones similares a las de Josemaría. En Lundin entienden que, por esta razón, es clave avanzar con este proyecto ya que a nivel mundial que hay una demanda muy fuerte para adquirir desarrollo de cobre de este tipo.

En la Argentina hay proyectos de cobre en carpeta por US$ 20.000 millones. La puesta en marcha de Josemaría podría traccionar a otros desarrollos que están en etapa de factibilidad como Taca Taca, Los Azules, Altar, Pachón o Filo del Sol, este último también está a cargo de Lundin. Dos de los dos pozos que perforó la minera canadiense en Filo del Sol están catalogados dentro de los 30 mejores pozos de cobre en la historia a nivel global. Según indicaron fuentes de la compañía a EconoJournal, la Argentina puede aprovechar este escenario para tener una segunda ola de producción de cobre luego del desarrollo de proyectos como Bajo La Alumbrera.

Decreto 234

Además de las retenciones, la compañía está intentando acordar con el gobierno otro tema que tiene que ver con la reglamentación más fina del Decreto 234/2021, que es el que generó el acceso al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) para que sea más automático y ágil. Un punto central es que el gobierno se comprometa a que la devolución del IVA sea veloz durante la construcción del proyecto.

Esto tiene que ver con que, a partir de la devolución del IVA, Lundin calcula obtener entre 600 y 700 millones de dólares, que le va a permitir repagar buena parte de la inversión de US$ 4.100 millones. Si esto no ocurre de manera ágil y rápida, puede ocasionar un problema para el avance de la obra, admitieron en la compañía.

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La estatal Enarsa avanza con licitaciones de insumos estratégicos para el gasoducto Néstor Kirchner, que conectará Tratayén en Neuquén con la localidad de Salliqueló en Buenos Aires. Se trata de concursos que contemplaron la adquisición de distintas válvulas, mantas termocontraíbles, electrodos y tramos de medición y cromatógrafos a fin de evacuar de manera más eficiente y rápida el gas producido en Vaca Muerta hacia los distintos centros de consumo del país. Son compulsas registradas como GPNK 02/2022, GPNK 04/2022, GPNK 05/2022, y GPNK 06/2022, publicadas en el Boletín Oficial el 25 de abril, tal como publicó este medio.

El primero de los cuatro procesos licitatorios apuntó a la compra de válvulas de 20, 24, 30 y 36 pulgadas para el ducto troncal. Allí se presentaron  seis oferentes: Cameron, Tormene  Americana, PYAT SA, Valbol, Valtronic y Wenlen. Las últimas tres empresas son las que se encuentran dentro del rango estimado del presupuesto oficial, según indicaron a este medio fuentes privadas al tanto de la compulsa.

En carrera

A la segunda licitación concerniente a las mantas termocontraíbles de 30 y 36 pulgadas, que se utilizarán en la reparación y protección de las uniones de los caños, Morken, HTM y Tube Steel fueron las compañías que presentaron ofertas. En tanto que a la tercera apertura referida a los electrodos E8010 G y E9010 G, la licitación se declaró desierta.

Por último, en la adquisición de tramos de medición y cromatógrafos sólo se presentó un oferente, Emerson, cuya oferta también se halla dentro de los parámetros presupuestarios estimados.

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