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Noruega, Argelia y “el as en la manga” en Alemania, la apuesta de Wintershal Dea para reemplazar el gas ruso

Frente a la necesidad de encontrar medidas que atemperen los efectos nocivos para Europa de la guerra entre Rusia y Ucrania, el CEO de la compañía alemana Wintershalll Dea, Mario Mehren, describió al suministro de gas y a la situación energética actual como “extremadamente tensa”. Señaló que la compañía planea superar la crisis actual diversificando su cartera y acelerando el desarrollo de los proyectos de gas y petróleo que tiene en Noruega y Argelia. Pero también desatacó que Wintershall Dea tiene “un as en la manga” con la producción local de gas en Alemania. Así lo afirmó Mehren este martes en una conferencia de prensa virtual con medios de comunicación donde informó también sobre los resultados del segundo trimestre de la compañía.

Wintershall Dea es la mayor compañía independiente del mercado hidrocarburífero de Europa y tiene activos desde hace más de 30 años en Rusia en sociedad con la empresa Gazprom, la mayor productora de gas del planeta. En este escenario bélico en Europa, la compañía implementó una estrategia de “diversificación y descarbonización”, según indicó Mehren, para “reforzar la cartera fuera de Rusia”.

Producción alemana, el as en la manga

Mario Mehren afrimó que “no sólo debemos hablar de diversificación, sino que tenemos que volver a poner más énfasis en la producción nacional”. “Debemos utilizar de forma inteligente y responsable el as bajo la manga que hemos estado guardando desde hace tiempo: producir la mayor cantidad posible de gas natural —así como de petróleo— aquí mismo, en Alemania”, subrayó el ejecutivo.

El CEO de Wintershall Dea comentó que la compañía encargó una encuesta en para el estado del norte Schleswig-Holstein, donde está ubicado el campo petrolero más grande de Alemania llamado Mittelplatte, un área offshore en el Mar del Norte. “El 60% de los residentes opina que es importante seguir produciendo gas natural y petróleo en el país”, indicó Mehren. “Si queremos reducir nuestra dependencia de las importaciones, la producción dentro de la Unión Europea es imprescindible. Tenemos que volver a poner más énfasis en la producción nacional”, enfatizó.

Mittelplate, el campo más grande de Alemania, ubicado frente a la costa del Mar del Norte.

Guerra en Ucrania

Mehren también hizo referencia a los efectos del conflicto bélico en Ucrania. “La guerra del gobierno ruso contra el pueblo de Ucrania representa un punto de inflexión para la política global, energética, industria, para Wintershall Dea y para mí, en lo personal”. Y añadió: “estamos frente a un serio dilema. A nivel de sociedad, debemos hacer frente a la agresión de Rusia con determinación y valor. Y al mismo tiempo, debemos garantizar el suministro de energía tanto para los hogares como para las empresas”.

Diversificación: Noruega y Argelia

Para llevar adelante la estrategia de diversificación, Wintershall Dea invertirá más fuerte en Noruega y Argelia, el segundo y tercer exportador de gas a la Unión Europea, respectivamente. En el país escandinavo, la compañía alemana tiene previsto este año “realizar tres lanzamientos de producción: la puesta en marcha de los proyectos Nova, Dvalin y Njord. Nuestro objetivo es producir hasta 80.000 barriles de petróleo equivalente al día. De estos, más de la mitad serán gas de necesidad urgente”, adelantó Mehren, que también informó que desde 2019 la compañía lleva invertidos 2.800 millones de euros.

En Argelia, el mayor productor de gas de África, el CEO sostuvo que invertirán más en el proyecto Reggane Nord, un campo gasífero ubicado en el oeste del país africano y a 1.500 kilómetros de la capital Argel. “Queremos aumentar nuestra participación en este proyecto y seguir creciendo. Tenemos previsto aumentar nuestro capital y hemos firmado los respectivos acuerdos para comprar parte de la participación de (la compañía) Edison en este yacimiento. Ahora estamos asegurando las aprobaciones necesarias de las autoridades y los socios para cerrar la transacción”.

Gestión del carbono e hidrógeno

Mario Mehren habló también de poner un foco claro en la descarbonización y la transición energética. “Nuestro trabajo se centrará en el almacenamiento seguro de CO2 y la producción de hidrógeno a partir de gas natural”, indicó. Y agregó que “estamos trabajando en un negocio de gestión del carbono y del hidrógeno que permitirá reducir las emisiones de CO2 entre 20 y 30 millones de toneladas al año de aquí a 2040”.

La compañía lleva a adelante un proyecto piloto de hidrogeno llamado BlueHyNow, ubicado en la costa del Mar del Norte en la ciudad alemana de Wilhelmshaven. “Estamos analizando su viabilidad. Como plataforma internacional de energía, este proyecto ya cuenta con una sólida red de infraestructura”, remarcó Mehren. El proyecto BlueHyNow de Wintershall Dea estará en condiciones de obtener hidrógeno ecológico de gas natural a partir de 2028 y, según indicó también el CEO, tendrá una capacidad de más de 200.000 metros cúbicos por hora.

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Cuáles son los ocho proyectos de litio que ingresarán en etapa de producción comercial en los próximos tres años

En la Argentina hay alrededor de 50 proyectos de litio en las distintas fases de la etapa de exploración, algunos recién iniciando los primeros trabajos y otros en exploración avanzada. Pero hay ocho proyectos que entrarán próximamente en la etapa de producción y se sumarán a Sales de Jujuy y Fénix (operado en Catamarca por Livent, subsidiaria de la estadounidense FMC), los dos únicos proyectos mineros que hoy producen litio en el país. Con estos desarrollos que están en carpeta para iniciar la operación comercial, la Argentina podría expandir enormemente en los próximos años su producción de litio, un mineral altamente demandado en el mundo por su importancia en la fabricación de baterías en las nuevas tecnologías y en la producción de vehículos eléctricos.

En principio, según información de la Secretaría de Minería, este año sólo dos proyectos producirán alrededor de 37.000 toneladas de carbonato de litio. Con la puesta en marcha de Cauchari Olaroz en Jujuy como tercer proyecto para inicios de 2023, la producción para el año que viene podría escalar a 80.000 toneladas. Esta cifra podría ser aún mayor para 2024, ya que -hasta el momento- se sumarán a operar comercialmente Centenario – Ratones en Salta y Tres Quebradas de Catamarca. Todos los proyectos están ubicados en el Triángulo del Litio, la zona que abarca la Argentina (17% de los recursos mundiales), Chile y Bolivia donde está la mayor reserva del mundo de este mineral. El paíspodría pasar de exportar litio por US$ 200 millones en 2021 a US$ 4.000 millones anuales en seis años (800.000 toneladas anuales).

Los ocho proyectos

El proyecto más próximo para entrar en producción está en la provincia de Jujuy y es Cauchari Olaroz, operado por Minera Exar, una firma donde la canadiense Lithium Americas y la china Jiangxi Ganfeng Lithium cuentan cada una con el 45,75% de las acciones y la provincial JEMSE tiene el 8,5% restante. Según fuentes provinciales, el proyecto entrará en producción a fin de este año y tendrá una capacidad de producción de 40.000 toneladas de carbonato de litio anuales cuando está en funcionamiento al ciento por ciento. Todavía no se conoce qué producción puede tener en la primera etapa comercial de 2023.

Cauchari Olaroz se sumará así a Sales de Jujuy, que ya produce 16.000 toneladas anuales y que, con la ampliación del proyecto, planea escalar a 42.000 toneladas anuales a partir de 2023. Este proyecto pertenece a la minera australiana Orocobre (67,5%), a Toyota Tsuho (25%) y la provincial JEMSE (8,5%). El presidente de JEMSE, Felipe Albornoz, indicó a EconoJournal que “el litio es el mineral del futuro, en 10 años será el boom y los proyectos duran entre 30 y 40 años. Estamos llevando adelante la Mesa del Litio entre Jujuy, Salta y Catamarca, donde hay muchas inversiones, para trabajar políticas en conjunto”.

Salta

La provincia de Salta cuenta con el proyecto Centenario – Ratones, que está a cargo de la francesa Eramine. En junio reinició la construcción de la planta de producción que demandará un total de US$ 750 millones (US$ 220 MM en 2019 más US$ 180 MM en 2020 y US$ 350 MM en 2023). Producirá 24.000 toneladas anuales desde comienzos de 2024, cuando entre en la etapa de producción, según indicó el grupo francés. En una segunda etapa este desarrollo de litio prevé llegar a producir entre 60.000 y 70.000 toneladas anuales.

Otro desarrollo de exploración avanzada de Salta es el proyecto Puna Mining, que prevé finalizar la construcción de su planta piloto, ubicada en el Salar del Rincón, entre julio y agosto de este año. Está operador por la australiana Argosy Minerals Limited. Tendrá una capacidad de producción de 2.000 toneladas anuales de carbonato de litio, con un 99,8% de alta pureza, y la compañía prevé escalar la producción a 12.000 toneladas anuales.

Por último, aparece el proyecto Mariana (Salar de Llullaillaco), que está operado por la china Ganfeng y en junio comenzó la construcción de la planta piloto, que demandará una inversión de US$ 600 millones. Este gigante chino desembolsará otros US$ 960 millones en el proyecto Pozuelos Pastos Grandes, también ubicado en la puna salteña.

Catamarca

En esta provincia hay cuatro proyectos que pasarán de exploración a producción de litio en poco tiempo. El proyecto Tres Quebradas (3Q) es el que podría estar más avanzado. Está en Laguna Tres Quebradas y cuenta con 16.000 hectáreas. Es operado por Liex, una subsidiaria del gigante minero chino Zijin. Con una inversión de US$ 371 millones, prevé iniciar la producción y, en consecuencia, las primeras exportaciones de litio en los primeros meses de 2024. Podría alcanzar una producción máxima promedio de 20.000 toneladas de litio al año durante 20 años, con una vida útil total de 50 años. Este proyecto en junio obtuvo la autorización para acceder al régimen que flexibiliza las restricciones cambiarias y permite un mayor acceso al Mercado Único Libre de Cambios (MULC).

Otro proyecto avanzado es Sal de Oro, operado por la surcoreana Posco. Esta en el Salar del Hombre Muerto (este proyecto lo comparten Salta y Catamarca) y cuenta con 20.000 hectáreas. En marzo comenzó la construcción de la planta de producción, que demandará un total de US$ 1.700 millones. Se espera que hacia fines de 2023 y principio de 2024, el proyecto tenga una capacidad de producción de 25.000 toneladas de hidróxido de litio por año.

Sal de Vida está en exploración avanzada y con el estudio de impacto ambiental aprobado. Está operado por la australiana Allkem (una fusión de las compañías Orocobre y Galaxy Resources, también de ese país) y se encuentra en proceso de búsqueda de inversores para financiar la construcción de la planta de producción, que demandará 18 meses. El Banco Mundial podría aportar los 170 millones de dólares que necesita para completar la construcción de la planta.

El proyecto Kachi (49.000 hectáreas) está en el Salar Carachi Pampa y es operado por la australiana Lake Resources. Podría alcanzar las 25.000 toneladas anuales (según los últimos estudios, podrían duplicarse a 50.000 tn) con una vida útil del proyecto de 25 años.

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Reclaman un marco específico para el GNL y el hidrógeno verde

Tres referentes y socios fundadores de MHR Abogados analizaron la viabilidad de la ventana de oportunidad que el actual contexto planetario le ofrece al desarrollo del gas argentino. De acuerdo con José Martínez de Hoz, Pablo Rueda y Juan Cruz Azzarri, la Argentina definitivamente puede desempeñar un rol clave para abastecer de fluido al mundo. “A pesar de que hasta ahora hemos hecho poco y nada, nuestras posibilidades de avanzar en esa dirección crecieron gracias a las necesidades de la Unión Europea (UE) como consecuencia de la invasión rusa a Ucrania”, explicó Martínez de Hoz.

Según sus palabras, la UE está decidida a independizarse de la importación de combustibles fósiles desde Rusia. “Para entender la magnitud de esta decisión política hay que considerar que el año pasado las compras europeas de carbón, petróleo y gas llegaron a los 100.000 millones de euros. La importación de gas ruso, en particular, alcanzó los 115 millones de metros cúbicos (m3); un 45% del consumo total del bloque”, cuantificó.

Las medidas tendientes a generar independencia en la UE, señaló, tienen un fondeo sumamente interesante. “Dispusieron de más de 120.000 millones de euros para financiar obras de infraestructura ligada a las energías renovables, el gas natural licuado (GNL) y el hidrógeno verde”, ejemplificó.

En cuanto a la búsqueda de nuevos proveedores de GNL, sostuvo, la mira se encuentra puesta en Estados Unidos, Qatar, Noruega y Canadá, aparte de países como Egipto e Israel. “Hoy la Argentina no figura como opción. Pero esto es algo que el país puede cambiar”, proyectó.

A su criterio, no hay grandes dudas sobre la abundancia de los recursos hidrocarburíferos de Vaca Muerta. “El problema pasa por la inversión necesaria para ponerlos en valor. Y esto depende de dos factores: de un marco regulatorio creíble y adecuado, por un lado, y de condiciones macroeconómicas normales, por otro”, distinguió.

Es imposible, a su entender, atraer a los inversores con el actual cepo cambiario y la escasez de dólares al tipo de cambio oficial. “Estas limitaciones conspiran contra la importación de los equipos y las tecnologías que requiere el desarrollo sectorial”, advirtió.

Acuerdo político

La visión de Rueda es, como él mismo calificó, un poco más optimista. Desde su óptica, viabilizar los proyectos de GNL demorará menos que solucionar los problemas macroeconómicos del país. “Lo que hay que hacer es aislar a estas iniciativas de la macroeconomía argentina, creando un marco normativo especial que trascienda las dificultades cíclicas y recurrentes”, precisó.

Esto se lograría, en su opinión, a partir de un acuerdo suscripto por las principales fuerzas políticas del país y luego instrumentado mediante una ley. “Este acuerdo debería contener garantías cambiarias, impositivas, laborales y regulatorias para la exportación de GNL”, enumeró.

Entre las consecuencias que estableció la guerra en Ucrania, remarcó, figura una mayor demanda de contratos a largo plazo. “Antes del conflicto bélico se tendía prioritariamente a la contratación en el mercado spot. Hoy se da todo lo contrario, y esto no cambiará con la vuelta de la paz. Los países se dieron cuenta de la importancia de contar con un suministro energético confiable y duradero en el tiempo. Sería una pérdida de oportunidad criminal no aprovechar este contexto”, sentenció.

Riesgo argentino

El desenvolvimiento del mercado local del hidrógeno verde, apuntó Azzarri, comparte varios puntos en común con el negocio del GNL. “La UE también está buscando socios estratégicos seguros para desarrollar, en el mediano plazo, esta incipiente industria. Pero la Argentina no es el único país con potencial en el rubro. En los últimos años, otras naciones vienen haciendo mejor los deberes que nosotros. Uruguay, por caso, acaba de presentar su hoja de ruta y de anunciar una licitación de proyectos de generación eólica offshore para la obtención de hidrógeno”, comparó.

Hay que empezar a trabajar en la regulación, expuso, sabiendo desde qué lugar se parte. “Aparte de las obvias dificultades macroeconómicas, venimos de 25 años en los que no fuimos un proveedor confiable de energía. Hay que aminorar el ‘riesgo argentino’ a través de reglas claras nacidas de un acuerdo político sellado en el Congreso”, afirmó.

Desde su mirada, los inversores deberían estar en condiciones de acceder libremente al mercado de cambios y no tener la obligación de liquidar. “Como pasa en Perú, los conflictos deberían resolverse mediante arbitrajes internacionales”, completó.

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Segmentación de tarifas: establecerán 30 precios distintos del gas natural en todo el país

El secretario de Energía, Darío Martínez, aseguró el 15 de julio en conferencia de prensa que los nuevos cuadros tarifarios para avanzar con la segmentación estarán listos en agosto. Sin embargo, todavía no se oficializó cuál será el precio del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST) y de la electricidad (PEST) que deberán tomar en cuenta los entes reguladores y las empresas para avanzar con la implementación. Uno de los problemas que demora la publicación de la norma son los múltiples precios que tiene la energía a lo largo de todo el país. En el caso del gas, fuentes oficiales estimaron que hay más de 30 precios distintos.

«La resolución para definir los nuevos precios del gas para los usuarios Nivel 1 (de altos ingresos, que perderán los subsidios) ya está cerrada. Sólo resta el proceso interno de firmas. Se publicará esta semana», señalaron allegados a la cartera que dirige Martínez.

Subzonas

Si bien hay 9 distribuidoras de gas, hay concesiones que tienen distintas subzonas y a cada una de ellas le corresponde una tarifa diferente de transporte y distribución. Según se detalla en la web de Enargas, Metrogas brinda servicio solo a la subzona Metropolitana, Naturgy Ban a la subzona Buenos Aires Norte, Litoral Gas a la subzona Litoral y Distribuidora Gas del Centro a la subzona centro. Distribuidora Gas Cuyana abarca a las subzonas Cuyo y Malargüe y Gas Nor a las subzonas Salta y Tucumán. Sin embargo, en las otras distribuidoras la situación es más compleja:

Camuzzi Gas Pampeana brinda servicio en cuatro subzonas: Buenos Aires, Bahía Blanca, La Pampa Norte y La Pampa Sur.Camuzzi Gas del Sur abarca seis subzonas: Neuquén, Cordillerano, Buenos Aires Sur, Chubut Sur, Santa Cruz Sur y Tierra del Fuego.

Gas Nea también tiene seis subzonas: Entre Ríos, Paraná, Corrientes, Chaco, Formosa y Misiones.

A esta situación, ya de por si compleja, hay que sumarle la tarifa social y la complicación adicional que introdujo la ley de zonas frías con descuentos del 30% y del 50% por ciento para muchos usuarios.

Una vez que salga la resolución de la Secretaría de Energía con los nuevos precios del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST), se supone que el Ente Nacional Regulador del Gas convocará a una audiencia pública para analizar los nuevos cuadros tarifarios, aunque el organismo que conduce Federico Bernal aún no dio señales concretas en esa dirección.

El ente debe dar un plazo de al menos 20 días antes de que se realice la audiencia y, una vez concretada, tomarse al menos dos semanas para elaborar un informe con las conclusiones. Va a ser difícil, por lo tanto, que los cuadros tarifarios estén listos para el mes de agosto.

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Cierra la primera etapa de la inscripción a los subsidios de luz y gas y por ahora se anotó solo un tercio de los potenciales beneficiarios

El período de inscripción al registro de acceso a los subsidios a la electricidad y el gas por redes concluye este martes. Hasta este lunes, se anotaron poco más de 5 millones de usuarios. Es una cifra importante, pero claramente insuficiente si se toma en cuenta que, según detallaron fuentes oficiales a EconoJournal, en el país hay cerca de 17 millones de hogares con electricidad y unos 9 millones de hogares con gas por redes.

El número de inscriptos es clave para la suerte de la segmentación tarifaria. El gobierno informó que el 10% no califica dentro de las condiciones fijadas para acceder al subsidio. Por lo tanto, si se parte del supuesto de que todos los que tienen gas natural tienen electricidad, hay unos 17 millones de hogares que tienen al menos uno de los dos servicios y el 90% estarían en condiciones de anotarse. Es decir, unos 15,3 millones de usuarios. De ese universo potencial, hasta el lunes solo lo había hecho menos de un tercio.

Si los inscriptos del martes elevaran la cifra total, por ejemplo, a 6 millones, igual estarían quedando fuera del régimen de subsidios nada más y nada menos que unos 9,3 millones de hogares.

Las asociaciones de consumidores le enviaron el viernes pasado una carta al secretario de Energía, Darío Martínez, donde le piden que se postergue hasta octubre la fecha de inicio de la quita del subsidio por los problemas que han ido surgiendo en las últimas semanas. Allí afirman que los usuarios de electricidad son 16,5 millones. Si se toma esa cifra un poco más conservadora, igual el problema de fondo no cambia.

El gobierno ya dejó trascender que va a dar hasta fin de mes para que se inscriban aquellos que no pudieron hacerlo en el plazo fijado. Además, resta sumar a los que pidieron turno presencial en las sedes de Anses y les dieron recién para las próximas semanas.

Más allá de esos casos, no está claro aún qué pasará luego. ¿Se avanzará igual dejando sin subsidio a millones de hogares que califican para recibirlo solo porque no se anotaron? Si a principios de agosto, el número de inscriptos llegara a trepar a 10 millones, ¿van a dejar sin subsidio al resto? ¿Cuál es la cifra a partir de la cuál están dispuestos a aplicarles un aumento que se estima que estará entre el 200% y 300%?

Fuentes oficiales consultas por EconoJournal dejaron en claro que la intención no es quitarle el subsidio a quienes lo necesitan. Por lo tanto, se supone que la implementación del nuevo esquema se va a demorar hasta que vayan sumando a más usuarios.

Intercambio con las provincias

Lo que se está haciendo para ampliar la cantidad de inscriptos al registro es negociar con las distintas provincias para firmar convenios de intercambio de información y poder cargar al sistema a los usuarios de tarifa social de las distintas jurisdicciones.

Fuentes que siguen de cerca el tema señalaron que en el mejor de los casos la firma de esos acuerdos puede demorar entre 2 y 3 semanas, pero desde las distribuidoras afirman que no será tan sencillo porque hay cierta renuencia por parte de algunas provincias a compartir esa información con el gobierno nacional. A su vez, otros mandatarios provinciales que sostienen que este no es el mejor momento para avanzar con la quita de subsidios.

Tope de ingresos

Otro punto que no está claro es si efectivamente es solo el 10% de los usuarios de luz y gas por redes los que no califican para el subsidio. El gobierno afirma que las familias que ganan más de 3,5 canastas básicas (364.760 pesos, según los valores de junio) son efectivamente el 10% de los hogares, pero dicen que tomaron esa información de la Encuesta Permanente de Hogares (EPH), una herramienta que suele subestimar los ingresos porque las personas declarar menos de lo que efectivamente ganan. Algunas consultoras estiman que el tope para conservar el subsidio podría empujar a la tarifa plena no al 10% de los hogares sino al 30% o incluso más.

-¿Qué pasa si el 30% de los hogares no se inscribe porque no califican para el subsidio? ¿Se le quita el subsidio al 30% o se sube el tope? –preguntó EconoJournal a mediados de este mes a una fuente de la Secretaría de Energía.

– Vamos a ver qué tanto se aproxima la estimación a los resultados que vayan surgiendo y a partir de ahí se decidirá cómo proceder. -respondieron.

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EcoFlow, líder en fuentes renovables llega a Latinoamérica

EcoFlow, el unicornio de la tecnología y la sostenibilidad, llega a Latinoamérica con la mirada puesta en el mercado de productos de emergencia, actividades al aire libre, producción de video y fotografía, así como en el público interesado en la energía renovable, solar y limpia. La compañía busca ofrecer las mejores soluciones para la generación, almacenamiento y consumo de energía.

Actualmente, la industria energética está experimentando una evolución tanto en lo que respecta al consumo como al suministro. El aspecto tradicional de la industria se está transformando por solicitud de los consumidores, que son cada vez más conscientes del impacto ambiental que representan las energías no renovables.

El Global Marketing director de EcoFlow. Jenny Zhang, aseguró que “la misión es empoderar tanto a las personas como a las comunidades mediante el suministro de energía portátil, limpia y confiable. Queremos cambiar el uso de los generadores de gasolina tradicionales y reinventar la forma en que el mundo accede a la energía”.

Además, la empresa desarrolló un ecosistema de productos innovadores en el sector energético y con la más alta tecnología, que busca transformar la vida de las personas a través de la resolución de las dificultades de acceso a la energía eléctrica. Sus estaciones de energía y productos del ecosistema permiten al usuario generar y almacenar energía limpia a través de sus paneles solares y estaciones portátiles. También, permite optimizar el costo de la electricidad, asegurando que el usuario pueda tener un uso inteligente del recurso.

La línea RIVER y DELTA de equipos EcoFlow incorpora tecnología de vanguardia que ofrece a los usuarios energía limpia, silenciosa y renovable. La primera está pensada para actividades al aire libre con una capacidad de 720W y ampliable a 1800W mediante la herramienta X-boost. Mientras que la DELTA se emplea para uso profesional como respaldo de energía con una capacidad de 3600W y ampliable a 4500W.

Las centrales eléctricas de EcoFlow tienen un diseño innovador que permite al usuario llevarlas a cualquier lugar. Esta característica hace que las centrales, junto con los sistemas de recarga, sean perfectas para ser utilizadas en actividades al aire libre como camping, picnics, senderismo, viajes de ruta, festivales, conciertos, viajes a la playa, viajes en barco y mucho más.

La tecnología y la funcionalidad de las baterías de EcoFlow son perfectas para dar soporte a emergencias en las que se produzcan cortes de electricidad, situaciones de catástrofe como inundaciones, incendios, terremotos u otras en las que el acceso a la electricidad sea limitado, como por ejemplo escenarios relacionados con la salud, en los que haya que adaptar los espacios para instalar equipos médicos. Sus productos son especialmente demandados para uso profesional y reserva de energía.

Con un gran despliegue en América Latina, EcoFlow comercializa sus productos a través de distribuidores autorizados y certificados en Chile, Brasil, Perú, México, Panamá, Honduras, Venezuela y Colombia. Estos países tienen canales digitales y físicos exclusivos de la marca. Incluso Argentina puede acceder a sus artículos a través del distribuidor de Chile.

Las cuatro tecnologías de EcoFlow

Las tecnologías que destacan a la compañía tienen que ver con dos desarrollos patentados (X-tream y X-boost), un sistema de monitorización y una aplicación para mejorar el rendimiento de los productos y facilitar su uso al usuario.

X-tream es una tecnología patentada que permite tener una carga rápida. Las centrales pueden cargarse de 0 a 80 por ciento en sólo 1 hora y 1,6 horas en una carga completa.X-Boost suministra energía a dispositivos de alta potencia, hasta 4500W. Soporta más dispositivos que cualquier otro generador de energía del mercado en una categoría de potencia similar.BMS (Sistema de Gestión de Batería): El BMS representa un gran avance en la innovación, ampliando el rendimiento, la eficiencia y la vida útil de los productos EcoFlow. Esta tecnología utiliza algoritmos inteligentes para regular el estado y la eficiencia de las baterías.APP EcoFlow que permite emparejar los diferentes productos de la compañía.

Sobre EcoFlow

EcoFlow es una empresa de soluciones de energía renovable y portátil. Desde su fundación en 2017, ha empoderado a personas y comunidades en más de 100 países a través de sus líneas DELTA y RIVER de centrales eléctricas portátiles y otros accesorios eco-friendly. Su misión es reinventar la forma en que el mundo accede a la energía mediante la innovación de soluciones de almacenamiento de energía que son más limpias, silenciosas, renovables, livianas y duraderas.

Fue fundada por un grupo de emprendedores de una de las empresas líderes en la fabricación de drones. Esta experiencia los llevó a desarrollar y perfeccionar una batería para que fuera ligera, duradera y potente. Hoy está valorada en más de US$ 1.000 millones, lo que la convierte en un Unicornio de la tecnología y la sostenibilidad. En 2018, parte del equipo de EcoFlow fue nombrado en la lista Forbes 30 under- Energy.

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La descarbonización de Asia, el aspecto fundamental para frenar el aumento de la temperatura global

De acuerdo a un estudio realizado por Janus Henderson Investors, la descarbonización de Asia resulta fundamental para mantener el aumento de la temperatura global por debajo de los 2 °C, puesto que China y la India son los dos países que presentan la mayor cantidad de emisiones de carbono del mundo.

El índice de descarbonización de los mercados emergentes de la región asiática se sitúa en 50,68. La causa de esto radica en que casi tres cuartas partes de esos mercados han fijado sus objetivos de emisiones cero netas, pero sus plazos se ubican entre el 2030, como es el caso de Maldivas, y el 2070 como estableció la India.

Durante 2020, la región de Asia-Pacífico fue la responsable del 52 por ciento de las emisiones mundiales de dióxido de carbono (CO2) relacionadas con la energía. Además, su tasa de descarbonización fue del 0,9 por ciento, un valor que se halla muy por debajo de la media mundial que es del 2,5 por ciento.

Según se detalla en el informe, esta situación se debe a que la descarbonización de los mercados asiáticos se enfrenta a una serie de obstáculos: la dependencia energética de los combustibles fósiles– principalmente del carbón- y el crecimiento de la población, la urbanización y la industrialización.

También se encuentran las barreras institucionales, como el acceso restringido a soluciones de financiación verde, la limitada cooperación entre los sectores público y privado y los marcos y prácticas deficientes que influyen en los objetivos de emisiones y recopilan datos sobre ellas.

Por su parte, China se presenta como la principal responsable del crecimiento mundial de la demanda energética y a la vez, se encarga de generar un porcentaje importante de la electricidad renovable del mundo.

Frente a esto la Agencia Internacional de la Energía (IEA por sus siglas en inglés) estima que este país representará el 40 por ciento de la ampliación de la capacidad mundial de generación mediante energías renovables, teniendo en cuenta el periodo 2019-2024, a causa de una mejora de la competitividad de la energía solar fotovoltaica y la eólica terrestre, puesto que sus instalaciones eólicas alcanzaron un máximo de 72,5 gigavatios (GW) en 2020 y la energía solar se incrementó en un 60 por ciento.

Pero el consumo de carbón aumentó un 4,6 por ciento y alcanzó un récord de 2.900 millones de toneladas en 2021, lo cual se explica por la falta de acceso a la energía hidroeléctrica que tiene China por ser uno de los países más secos de su región.

En relación a lo expuesto, el analista en investigación de Janus Henderson Investors Matt Doody explicó que “existe una clara oportunidad para la descarbonización en Asia porque la región alberga países que plantean algunos de los mayores retos en materia de emisiones de carbono. Gracias al efecto combinado de las políticas públicas de apoyo, la innovación tecnológica y las nuevas soluciones de financiación, es muy posible que la región pueda situarse a la vanguardia de la próxima revolución industrial (verde)”.

Emisiones mundiales de bonos verdes

Los sistemas energéticos desarrollados en la región no pueden atender a la demanda y esto conduce a una escasez. Por este motivo el consumo de energía renovable se hace cada vez más frecuente y constante.

Tal como indica la AIE, en 2021 la energía hidroeléctrica supuso el 14,5 por ciento de la generación eléctrica total en el sur y el sudeste asiático, la cual suele priorizarse por ser la fuente de energía renovable más barata, debido a que muchos países tienen acceso al agua y a la infraestructura necesaria.

Además, las emisiones de bonos verdes dominaron el mercado de renta fija en mayo de 2022 ya que representaron el 59 por ciento de los US$ 159.000 millones de bonos corporativos externos con etiqueta ESG  -criterios ambientales, sociales y de gobernanza– de los mercados emergentes. Por su parte, los bonos sostenibles significaron un 19 por ciento y los bonos vinculados a objetivos de sostenibilidad un 18 por ciento.

En total existen 301 emisiones de bonos corporativos externos con etiqueta ESG de los mercados emergentes. El 68 ciento de los emisores mundiales son empresas de alta calidad crediticia y Asia se encuentra liderando el desglose regional con un 60 por ciento de bonos, mientras que en el segundo lugar se encuentra Latinoamérica con el 23 por ciento y Europa, Oriente Medio y África (EEMEA), con el 17. En cuanto a Asia, China emitió el 22 por ciento de los bonos con etiqueta ESG de la región, seguida de Corea (20%) y la India (10%).

¿Qué se proyecta a futuro?

Para lograr un cambio e ir camino hacia la transición es preciso que la dependencia de los combustibles fósiles se reduzca mediante políticas, soluciones de financiación y cambios en el comportamiento de las sociedades. De los 26 países que formaron parte del estudio que realizó el grupo de gestión de activos, 20 de ellos habían incorporado, o se habían comprometido a incorporar, los objetivos del Acuerdo de París en las políticas nacionales, pero en plazos distintos.

Las principales economías, como China, Indonesia y la India establecieron objetivos de cero emisiones netas para 2060 y 2070. Por su parte, Bután fue el primer estado en reclamar su condición de país con una huella neutra en carbono, pero hay que tener en cuenta que el 70 por ciento de este país está cubierto por árboles.

A su vez, en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático de 2021 (COP26) más de 20 países acordaron dejar de financiar proyectos en el extranjero relacionados con los combustibles fósiles antes de finales de 2022. Debido a la dependencia económica del carbón, la mayoría de los mercados emergentes de Asia no firmaron el acuerdo, pero China sí se comprometió.

Este país prevé producir el 80 por ciento de su mix energético total a partir de fuentes renovables en 2060, además de 1.200 gigavatios (GW) de capacidad solar y eólica para 2030.

En esa misma línea, la India puso en marcha programas que fomentan el clean cooking -cocina sin contaminación- promoviendo soluciones de electricidad independientes de la red, como la energía solar fotovoltaica y las baterías de carga.

Financiación

El mercado internacional de bonos climáticos alcanzó el billón de dólares en 2021 y la emisión anual de bonos verdes a nivel mundial superó el medio billón por primera vez, en un total de US$ 522.700 millones, siendo estos títulos las emisiones preferidas para el grupo de mercados emergentes de Asia que se comprometieron a financiar iniciativas contra el cambio climático.

En este sentido, el año pasado la región de Asia-Pacífico fue la que más creció en emisiones de bonos verdes en todo el mundo colocando US$ 124.530 millones en bonos verdes lo que significó un aumento del 128 por ciento. China se alzó como el principal emisor de esos bonos dado que su contribución fue de US$ 66.090 millones.

Descarbonización de China, la India y Corea del Sur

China se encuentra alimentando el auge de las energías renovables en la región, gracias a políticas que tienen como objetivo principal iniciar una revolución energética.

A fin de cumplir con su meta de cero emisiones en 2060 precisa invertir 2,2 billones de yuanes anuales (US$ 340.000 millones) hasta 2030 y también de una inversión continua del sector privado para seguir financiando los proyectos ecológicos. Es por esto que desarrolló sus propias normas para asignar y divulgar el uso de los fondos obtenidos con los bonos verdes.

Actualmente, los emisores pueden utilizar hasta el 50 por ciento de los fondos obtenidos con los bonos verdes a fines corporativos generales, lo que se contradice con las directrices internacionales que estipulan que el dinero recaudado debe utilizarse exclusivamente para financiar proyectos ecológicos. Esta situación es una de las principales razones del desajuste entre los emisores chinos y extranjeros, la cual reduce su atractivo para los inversores internacionales.

Por su parte, India emitió US$ 6.800 millones en bonos verdes durante 2021, lo que supuso el volumen más grande desde la primera emisión en 2015. Este crecimiento se vio estimulado por la emisión de deuda pública verde, que se engloba dentro del programa oficial de emisión de deuda del gobierno, el cual a principios de año había anunciado que emitiría al menos US$ 3.300 millones en deuda pública verde.

Además, el banco central de la India también tiene previsto publicar su marco para la deuda pública verde a finales de este año, junto con un conjunto de incentivos financieros.

Respecto a Corea del Sur, su sector energético sigue dependiendo de los combustibles fósiles y las importaciones. Aun así, el compromiso del país de alcanzar las cero emisiones netas en 2050 está impulsando la venta de bonos verdes.

La emisión de Corea se centró en los bonos sociales que alcanzaron 41,5 billones de wones en 2021. Además, cada vez con más frecuencia las empresas no financieras se ubican a la cabeza de las emisiones para financiar la descarbonización.

Durante 2020, Hyundai Card emitió 950.000 millones de wones en bonos temáticos, KB Kookmin Bank vendió 930.000 millones y LG Chem, 820.000 millones de wones.

Frente a este panorama, Paul Lacoursiere, responsable mundial de inversión ESG, concluyó que “el principal reto al que se enfrentan los mercados emergentes es la capacidad de crear marcos regionales o herramientas de financiación verde que sean inmunes a las barreras que levantan determinados países”.

Y también sumó que “se necesita un diálogo más abierto y realista para diseñar soluciones lo suficientemente flexibles para responder a la realidad de los problemas locales pero lo suficientemente estrictas como para que la región se responsabilice de impulsar el cambio a largo plazo”.

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Resaltan las ventajas de industrializar el gas de Vaca Muerta

La mirada de los grandes usuarios del gas natural quedó reflejada en el Panel 4 del GasDay, a partir de los testimonios de Gabriel Vendrell, presidente de la Asociación de Consumidores Industriales de Gas de la República Argentina (ACIGRA), y de Guillermo Rolando, Olefins Asset & gerente comercial para América Latina en Dow.

Más que en lo inmediato, el escenario gasífero nacional invita al optimismo en el mediano o largo plazo. Así lo asegura Vendrell, quien cree que el enorme potencial de Vaca Muerta se traducirá no sólo en crecientes saldos exportables, sino también en una mayor capacidad interna de industrialización. “El presente, en cambio, luce menos auspicioso. Este año lo empezamos con mucha incertidumbre en función de la escalada de los precios. En ese sentido, el Plan Gas.Ar presentó alguna falencia en cuanto al dimensionamiento de la demanda industrial”, puntualizó el experto.

De cara a la temporada venidera, anticipó, las mayores preocupaciones se vinculan con la posibilidad de que el Gasoducto Néstor Kirchner no esté listo para el invierno y con la ida del buque regasificador de Bahía Blanca. “Dichas variables nos generan dudas con respecto al abastecimiento de la demanda en 2023. Sin gasoducto y sin buque en Bahía, vamos a estar complicados”, proyectó.

De acuerdo con Rolando, el procesamiento del gas de Vaca Muerta le ofrece una oportunidad sumamente interesante a la industria petroquímica argentina. “El agregado de valor puede darse a través de distintos eslabones, desde la obtención de etano y propano (que duplican o triplican el valor del fluido exportado) hasta la elaboración de etileno y propileno (que elevan esa cifra entre cuatro y seis veces)”, precisó.

El valor añadido, apuntó, puede crecer nueve veces mediante la comercialización de un empaque con algún tipo de etiquetado y la utilización de adhesivos. “A esto debe sumarse la mano de obra que crea cada eslabón, el ingreso de divisas y la recaudación impositiva”, complementó.

Seguridad jurídica

A criterio de Rolando, será clave aprovechar la actual ventana de precios altos y competitivos a nivel internacional a partir de un marco regulatorio claro y estable, por un lado, y de la disponibilidad de materia prima en cantidad y en calidad, por otro. “Las inversiones que implica este sector son muy altas y tienen horizontes a 20 ó 30 años, por lo que el sentido de la oportunidad puede ser el diferencial entre el éxito y el fracaso”, definió.

En la misma frecuencia, Vendrell aseguró que los inversores están acostumbrados a invertir en los puntos más calientes de la geopolítica global, por lo que le temen menos a los conflictos bélicos o al terrorismo que a la inseguridad jurídica. “Falta visión en la conducción política argentina, más allá de los gobiernos. Fallamos como sociedad en cuanto a la comprensión de la necesidad de garantizar el desarrollo industrial del gas natural”, reflexionó.

Panorama regional

Para Rolando el escenario industrial en la región está lidiando con una gran volatilidad. “El comportamiento de los precios de los commodities torna muy difícil cualquier tipo de previsión”, advirtió.

Adicionalmente, pronosticó, será muy extraño que las inversiones petroquímicas que se anuncien de ahora en más dejen de incorporar opciones tecnológicas ligadas a la reducción de la huella de carbono, la circularidad o el reciclaje. “El mercado viene exigiendo un mayor compromiso ambiental y los principales inversores están actuando en consecuencia. Esto complejiza la toma de decisiones y promueve la búsqueda de sinergias para ganar márgenes de eficiencia”, describió.

En esa dirección, confirmó que Dow tiene prevista una significativa inversión para construir una planta que tiende a la neutralidad de carbono en Canadá. “Constantemente apuntamos a sumar nuevas soluciones al portfolio de la compañía”, resaltó.

Perspectivas locales

Consultado sobre la continuidad del Plan Gas.Ar, Vendrell deslizó algunas sugerencias puntuales. “Tal como necesitamos reglas claras para reducir la incertidumbre en la industria, precisamos lo mismo para el desarrollo del gas natural. Que esté listo el nuevo gasoducto no significará que se llene. Para ello seguramente hará falta un relanzamiento del Plan Gas.Ar”, aseveró.

También debe ser clara, a su entender, la forma en la que se comercializará el transporte del gas. “Sería deseable asegurar el abastecimiento industrial, considerando sus efectos multiplicadores”, especificó.

Asimismo, acotó, para evitar lo sucedido a principios de este año deberían contemplarse medidas impidiendo que la exportación traslade precios al mercado interno. “El ente regulador tendrá que intervenir y dar señales al respecto”, concluyó.

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Techint y Sacde se adjudicaron la construcción del primer tramo del gasoducto Néstor Kirchner

La empresa estatal Enarsa abrió este jueves el sobre 2 de las ofertas recibidas para construir el primer tramo del gasoducto Néstor Kirchner, que conectará las ciudades de Tratayén en Neuquén con Salliqueló en Buenos Aires. La oferta más competitiva la presentó la Unión Transitoria de Empresas (UTE) conformada por Techint y Sacde que cotizaron la obra en $ 64. 864 millones e incorporaron un descuento por lo que el número final descendió a $ 61. 227 millones, según pudo confirmar EconoJournal de fuentes privadas.

En segundo lugar, la oferta de BTU —que era el único competidor en carrera que quedó en la licitación tras la descalificación de la UTE Contreras Hermanos-Víctor Contreras— fue por $ 94.327 millones que con un descuento quedó en $ 79.697 millones.

De esa manera, se descuenta que el consorcio liderado por los empresarios Paolo Rocca y Marcelo Mindlin, máximos referentes de Techint y Sacde respectivamente, se terminará adjudicando la construcción del primer tramo de 220 kilómetros del gasoducto que se oficializará hacia mediados de la semana que viene, una vez que se salven los detalles burocráticos del proceso.

Estrategias

La apertura de las ofertas por el segundo tramo, que también prevé la construcción de un caño de 220 kilómetros de extensión, se abrirá una vez que se haga oficial la del tramo uno. Techint y Sacde volverán a competir con BTU dado que como participan en UTE, el pliego les otorga la posibilidad de cotizar por un segundo tramo en forma contigua. Por eso, para el grupo era tan importante adjudicarse el primer trayecto del caño.

Si se adjudica el segundo renglón, terminaría adjudicándose la construcción de 440 de los 560 kilómetros del gasoducto Néstor Kirchner. Ese es el objetivo primario del consorcio, que ya trabajó en conjunto en otras obras de infraestructura como la construcción de la central térmica Ensenada Barragán, en las afueras de La Plata.

También se abrieron las ofertas recibidas por el renglón cinco que contempla la instalación de la planta compresora en el gasoducto Mercedes-Cardales, un caño secundario que se construirá en el sistema TGS. En cuanto a ese proyecto, fueron admitidas las propuestas de ESUCO que valoró la obra en $ 10.926 millones y BTU en $ 16.945 millones. Por lo que lo lógico sería que la empresa creada por Carlos Wagner termine ganando la licitación.

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Gigante minero venderá a Ford litio producido en Salta para fabricar autos eléctricos

La minera angloaustraliana Río Tinto, la segunda más grande a nivel mundial, y la automotriz estadounidense Ford, una de las más grandes del mundo, firmaron un memorándum de entendimiento para la provisión de litio del proyecto Salar del Rincón, ubicado en la provincia de Salta. El acuerdo, conocido este jueves, incluye la puesta en producción de salmuera de litio para que Río Tinto provea de este mineral a Ford en su producción de autos eléctricos a nivel mundial.

Río Tinto completó en abril la adquisición del megaproyecto de litio Rincón pagando un total de US$ 825 millones a la compañía Rincon Mining, perteneciente al fondo Sentient Equity Partners. Rincón es un proyecto ubicado en el corazón del Triángulo del Litio, la zona que comparten Argentina, Bolivia y Chile y donde se encuentra la reserva más grande del mundo de este mineral.

El proyecto

La minera, con base en Londres, planea construir en los próximos dos o tres años una planta comercial de carbonato de litio de 50.000 toneladas anuales. Además, la minera también estima una inversión de US$ 100 millones para construir una planta piloto. Rincón es un proyecto de litio de 30.000 hectáreas a una altura media de 3660 msnm y cuenta con 8,3 millones de toneladas de reservas de CLE, de las cuales 3,5 millones son medidas e indicadas y 4,8 millones inferidas, según información oficial de la provincia de Salta.

Río Tinto informó en un comunicado que “ya está avanzando en la planificación detallada para llevar al proyecto de litio a la fase de producción (hoy en exploración avanzada)”. El memorándum implica que Ford realice “un importante acuerdo de compra de litio para respaldar su producción a nivel mundial de vehículos eléctricos”.

El acuerdo

El memorándum de entendimiento entre Ford y Río Tinto es parte de un acuerdo global entre ambas compañías en el marco de la transición energética, pero que repercute fuertemente en el desarrollo de litio en la Argentina. Las empresas acordaron “desarrollar conjuntamente cadenas de suministro más sostenibles y seguras para baterías y materiales bajos en carbono para ser utilizado en vehículos Ford”.

“Las empresas trabajarán juntas para fortalecer el suministro de aluminio con bajo contenido de carbono para su uso en los vehículos Ford, incluido el metal producido con la tecnología de fundición sin carbono Elysis (una firma de tecnología subsidiaria de Río Tinto) y de las operaciones hidroeléctricas de Rio Tinto en Canadá, lo que ayudará a Ford a cumplir su compromiso con First Mover’s Coalición (iniciativa mundial de grandes empresas para la descarbonización de distintos sectores industriales)”.

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Paritaria petrolera: sindicatos obtienen un aumento salarial de 80% en el año

Los gremios petroleros de todo el país firmaron a última hora del miércoles un acuerdo salarial con las cámaras empresariales que establece un incremento del 21% para el trimestre julio–septiembre, un 18,5% para el periodo octubre-diciembre 2022 y la misma alícuota entre enero y marzo de 2023. Si se suma el incremento del 21% que los sindicatos ya habían obtenido entre abril y julio de este año, se desprende que la pauta salarial para el año que se extiende desde el 1 de abril de 2022 y al 31 de marzo de 2023 superará el 80 por ciento.

Es una cifra alta, pero entre las empresas consultadas por EconoJournal existía conformidad por el resultado de las paritarias. Interpretaban que con estos niveles de inflación y con la fragilidad política del gobierno para encauzar la discusión, la posición de fortaleza estaba del lado de los sindicatos. Lo que quedaba para los privados, frente a ese escenario, era concretar un control de daños que atempere los costos de una negociación que ya de entrada se presentaba cuesta arriba.

Leída en esa clave, los privados destacan al menos dos aspectos de la paritaria que se cerró: el primero es la temporalidad. A diferencia de otros gremios que van cerrando acuerdo salariales cada tres o cuatro meses, el acuerdo con petroleros es por un año. Es decir, ofrece un mayor horizonte temporal en medio de la crisis. Haber despejado esa variable hasta fines del primer trimestre de 2023 contribuye, al menos en lo teórico, a garantizar una menor conflictividad sindical, en especial en Neuquén, el principal centro de actividad de la industria.

El segundo es cuantitativo: pese a que con un aumento del 80% en el año los petroleros se ubican entre los gremios que lograron mejores paritarias, la proyección hacia adelante podría relativizar esa lectura. Por ejemplo, el Sindicato de Trabajadores de Gas (STIGAS) cerró este jueves un acuerdo con Metrogas y TGN que prevé un 30% de aumento para el trimestre julio, agosto y septiembre de este año (15% este mes y luego 7,5% en los dos meses subsiguientes). Ese número se suma al 30% que ya habían conseguido para el segundo trimestre del año, con lo cual el gremio que conduce Pablo Blanco obtuvo un aumento del 60% en los seis meses que van desde abril hasta septiembre.

“Es una paritaria alta, pero si vemos lo que está pasando con otros gremios, el número que se acordó con los petroleros no es tan elevado y además es por un año, por lo que otorga cierta previsibilidad”, explicaron en una empresa de servicios.

Cronograma

El acuerdo que se firmó el miércoles en el Ministerio de Trabajo surgió a partir de la negociación entre las cámaras de productores (Ceph) y de empresas de servicios (Ceope) con los referentes sindicales encabezados por Marcelo Rucci, líder del sindicato de petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa. En la práctica, marcó el debut de Pablo Iuliano, que el viernes asumió como CEO de YPF en reemplazo de Sergio Affronti, al frente de la mayor petrolera del país. Iuliano llevó adelante las negociaciones con los gremios junto con directivos de Pan American Energy (PAE) y Vista.

El primer tramo del aumento (del 21%) se aplicará como suma no remunerativa, y se abonará en dos partes: 10% en agosto y 11% en septiembre. Esa “gratificación extraordinaria no remunerativa” pasará a formar parte de los salarios en octubre.

La mejora de los ingresos de los trabajadores petroleros del último trimestre del año, se pagará en dos partes de 18,5% cada una, en noviembre y diciembre, y se calculará sobre la base de los sueldos de abril de 2022.

Mientras que el último tamo del acuerdo, que regirá en 2023 (del 18,5%), se abonará un 8,5% en febrero y el 10% restante en marzo. La base de cálculo también serán los salarios de abril de 2022.

También se estableció que esas sumas queden exentas del Impuesto a las Ganancias.

“Otro punto más que importante en esta paritaria es que cada fin de trimestre se irá monitoreando cualquier variación que se pudiera producir, aplicando una actualización automática en caso de ser necesario“, indicó el Sindicato de Petroleros Jerárquicos de Neuquén, Rio Negro y La Pampa, en relación a la evolución de la inflación.

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El Enargas convocará en breve a una audiencia pública para discutir cuánto aumentarán las tarifas de los hogares que pierdan los subsidios

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) convocará en los próximos días a una audiencia pública para definir los nuevos cuadros tarifarios que deberán afrontar los hogares que pierdan los subsidios, confirmaron a EconoJournal fuentes de la secretaría de Energía. En el caso del ENRE, que solo tiene incumbencia sobre Edesur y Edenor, las mismas fuentes dejaron trascender que no será necesario realizar la audiencia.

La convocatoria a audiencia por parte de Enargas es el principal escollo temporal que debe enfrentar el gobierno si quiere oficializar los nuevos cuadros tarifarios en agosto, tal como prometió el secretario de Energía Darío Martínez.

El plan del ente regulador que encabeza el interventor Federico Bernal es realizar la audiencia cerca del 15 de agosto para poder oficializar las nuevas tarifas alrededor del 25 de agosto. Para cumplir con ese cronograma, la convocatoria debería ser oficializada en breve.

Enargas necesita además que la Secretaría de Energía oficialice cuál será el nuevo precio de la energía en el momento de ingreso al sistema (PIST) para los que pierdan el subsidio.

Una vez que el PIST esté publicado, ya el Enargas y las empresas pueden ponerse a trabajar en la elaboración de los nuevos cuadros tarifarios de modo paralelo a que se avanza con la audiencia.   

¿Quiénes van a perder el subsidio?

El decreto 332/22 identifica tres grupos de usuarios: hogares de ingresos bajos, medios y altos. Los dos primeros grupos ya afrontaron entre febrero y junio aumentos que suman 20 y 40 por ciento, respectivamente, y no tendrán nuevos ajustes en lo que queda del año, mientras que el segmento de ingresos altos, identificado como Nivel 1, perderá todo tipo de subsidio y deberá hacerle frente a una suba gradual que, según estimaciones privadas, podría superar el 200 por ciento en los próximos seis meses.

Los hogares del Nivel 1 son aquellos que cumplan alguno de los siguientes requisitos: ingresos mensuales netos superiores a un valor equivalente a 3,5 Canastas Básicas Totales (348.869 mil pesos, según los datos de mayo del Indec), titulares de tres o más automóviles con antigüedad menor a cinco años; titulares de tres o más inmuebles; titulares de una o más aeronaves o embarcaciones de lujo, y/o titulares de activos societarios que exterioricen capacidad económica plena.

En el gobierno afirman que este grupo representa apenas al 10% de la población, pero para sostener eso se basan en la Encuesta Permanente de Hogares que suele caracterizar por contemplar una fuerte subdeclaración de ingresos. Consultoras privadas estiman, en cambio, que ese porcentaje podría elevarse hasta un 30% de la población.

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“La industria minera está buscando su punto de eclosión”

Mientras que la minería chilena registra exportaciones por entre 80.000 y 90.000 millones de dólares anuales, de este lado de la Cordillera de Los Andes las ventas al exterior del sector se sitúan en u$s 3.300 millones. Según los cálculos de Franco Mignacco, para este año esa cifra rondará los u$s 3.800 ó u$s 4.000 millones.  “La industria está experimentando un crecimiento sostenido, buscando su punto de eclosión. Pero todavía hay mucho camino por recorrer”, admite el presidente de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), quien también preside Minera Exar.

Franco Mignacco, presidente de la CAEM

Por el momento, indica, sólo hay 13 proyectos en explotación en el país. “Tenemos más de 30 con recursos identificados y más de 250 prospectos, lo que da cuenta de nuestro gran potencial”, expresa.

Con la ayuda que implica el incremento de los precios internacionales de los commodities, anticipa, el objetivo es triplicar las exportaciones para superar los u$s 10.000 millones en 2030. “Así, el segmento pasaría de ser el sexto complejo exportador a estar entre los primeros”, sostiene.

Una buena noticia, acota, pasa por el regreso y el desembarco de compañías líderes a nivel mundial que apuestan por la minería local, tales como Rio Tinto, BHP, Barrick y Newmont, entre otras. “Debe destacarse, además, el ingreso de nuevos jugadores de peso”, añade.

Desde su óptica, la Argentina cuenta con dos grandes drivers para consolidar la expansión de la actividad: el cobre y el litio. “En el primer rubro sobresale Josemaría, que es la iniciativa más avanzada, pero no hay que omitir la importancia de Pachón, Los Azules, Taca Taca y Mara, que significarán un impacto positivo para nuestras arcas. En cuanto al litio, cuyo impulso se enmarca en la transición energética y el camino hacia la electromovilidad, ya hay emprendimientos lanzados, en construcción y en expansión en las provincias de Jujuy, Salta y Catamarca. Asimismo, se esperan inversiones por más de u$s 5.000 millones”, precisa.

¿Cuánto carbonato de litio podría producir el país en los próximos años?, preguntamos a Mignacco.

A la duplicación de las capacidades productivas de Minera Fénix en Catamarca y Olaroz en Jujuy, se le sumarán Cauchari-Olaroz, que arrancará a fin de año, y varios proyectos que ya han finalizado su construcción, como Sal de Oro, Sal de Vida, Mariana, Tres Quebradas y Centenario-Ratones. De ese modo, para fines de 2024 o principios de 2025 el país podría alcanzar las 120.000 toneladas (Tn) anuales y convertirse en el tercer productor de carbonato de litio a escala global (hoy somos el cuarto). En el plano regional, hemos podido aprovechar la oportunidad de avanzar mucho en términos de exploración y prospección, sin restricciones vinculadas con declaraciones de ‘recurso estratégico’ ni nacionalizaciones.

¿Qué necesita para crecer una industria de capital intensivo como la minera?

Es fundamental la definición de reglas claras para favorecer la inversión, sin omitir el esfuerzo mancomunado de los sectores público y privado, en el marco de una agenda económica y socioambiental. En el caso del litio, en particular, hay que decir que hoy no es un commodity que tenga una cotización internacional, sino que depende de un mercado muy chico y atomizado, en el que unos pocos jugadores manejan el 80% de la producción. Adicionalmente, se observa una gran diversidad en los tipos de productos de litio en función de su calidad y de los requerimientos de industrias como la automotriz (grado batería, grado técnico y grado industrial), lo que complejiza aún más el negocio. Más allá de todo esto, debe hacerse hincapié, esencialmente, en la claridad de las reglas para dotar a la Argentina de las condiciones adecuadas en pos del desarrollo sectorial.

Se habla mucho de la fabricación de baterías de litio en el país, ¿cuán viable es esa idea?

La Argentina está iniciando un proceso de posicionamiento para situarse entre los grandes players y producir carbonato de litio grado batería o industrial, lo que implica un enorme agregado de valor y muchos insumos locales. Quienes tienen la posibilidad de visitar los proyectos en marcha pueden comprobar que son plantas químicas muy complejas. Primeramente hay que consolidarnos como productores en el escenario mundial. A mediano o largo plazo podríamos fabricar algunos componentes del encadenamiento productivo hacia las baterías. Además de precisar grandes desarrollos tecnológicos, estos productos requieren otros minerales como el cobalto, el grafeno o el manganeso. Por otro lado, los principales centros de consumo están determinados por las grandes potencias del planeta (Asia, Europa y Estados Unidos), lo que tornará necesario trascender el mercado regional. Se trata de un largo proceso, por lo que hay que tener los pies sobre la tierra.

¿Qué hace falta para que no se frene el crecimiento de este negocio?

Hay un fuerte interés de los inversores por ampliar sus capacidades productivas y desarrollar nuevos yacimientos en el país. Se estima que la demanda internacional de litio se expandirá entre tres y seis veces en los próximos años. En tanto, la oferta no está creciendo al mismo ritmo, ya que la escalabilidad de los proyectos de salmueras demanda un tiempo prolongado. En este escenario, hace falta respetar la Ley de Inversiones Mineras (24.196) que establece la estabilidad fiscal y cambiaria, además del reintegro del Impuesto al Valor Agregado (IVA) en las etapas de exploración, construcción, producción y exportaciones. En definitiva, los emprendimientos a 30 ó 40 años requieren señales claras y seguridad jurídica sostenida.

¿Qué le aporta al sector minero el Decreto 234 de fomento a las exportaciones?

Es un decreto destinado a grandes proyectos de inversión (no solamente mineros), que para nuestro sector contempla algunos beneficios en la etapa de operación, tales como la libre disponibilidad de un porcentaje de las divisas generadas por exportaciones para afrontar costos de financiamiento. Estamos trabajando en este tema con la Secretaría de Minería y el Ministerio de Economía para hacerlo más atractivo e incluir no sólo a las nuevas inversiones de cobre y litio, sino también a los emprendimientos de oro y plata que pueden extender su vida útil. Ya hay una empresa de litio en Catamarca que está utilizando este instrumento. Veremos cómo se desenvuelve en el tiempo.

¿Tiene sentido el esquema de adhesión voluntaria a las retenciones en el negocio del cobre?

Al tratarse de un régimen opcional, ahora cada proyecto define si adopta retenciones móviles o fijas. Pero cambiar las reglas de juego no contribuye demasiado con la seguridad jurídica del rubro. Hoy el país no exporta cobre y es sabido que hará falta una gran cantidad de iniciativas para satisfacer la demanda mundial de este insumo clave para la generación de energías renovables y la producción de automóviles eléctricos. En esa dirección, hay que ayudar a que los proyectos en carpeta se plasmen.

¿Qué peso tiene la minería para las economías regionales?

La actividad minera es sumamente federal, ya que llega a casi todos los rincones del país, no sólo por la producción de minerales de primera categoría, sino también por los de segunda y tercera. Su efecto multiplicador y de ampliación de las matrices productivas para las provincias del norte será similar al que aporta la industria de Oil & Gas para las del sur. De la mano del cobre, el litio y el oro, la Argentina podría conseguir más de u$s 20.000 millones en inversiones durante los próximos 10 ó 15 años. Esta industria, que es una de las pocas con balanza comercial positiva, genera recursos anti-cíclicos para paliar situaciones coyunturales adversas. No podemos desaprovechar las oportunidades que nos ofrece la minería sustentable y sostenible que queremos.

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Por la inflación, el gobierno actualizó en un 50% el beneficio a los usuarios que generan electricidad

La Subsecretaría de Energía Eléctrica, a cargo de Federico Basualdo, instrumentó una actualización del monto del certificado del crédito fiscal que reciben como beneficios los usuarios – generadores de energía eléctrica de fuente renovable. Lo hizo mediante la Disposición 33, publicada este martes en el Boletín Oficial, que incrementa el beneficio por unidad de potencia instalada de 45 a 65 pesos por watt “para aquellos Usuarios-Generadores que hayan instalado un Equipo de Generación Distribuida con conexión a la red de distribución”. Así, el monto máximo del beneficio saltó un 50% al pasar de $ 3.000.000 a $ 4.500.000.

Se trata de un beneficio impositivo otorgado por la Ley 27.424 de 2017 que tiene impacto, sobre todo, en las pymes y comercios pequeños que consumen y al mismo tiempo generan energía renovable. Estos usuarios – generadores principalmente tienen instalados paneles solares, aunque no es la única fuente renovable que recibe el beneficio.

La disposición oficial también aclara en el segundo artículo que “los montos del beneficio promocional de Certificado de Crédito Fiscal establecidos en el artículo anterior serán aplicables para las solicitudes de reserva de cupo aprobadas a partir del 1 de enero de 2022 y hasta el 31 de diciembre de 2022”.

Mercado de generación distribuida

En la Argentina el mercado de generación distribuida es todavía muy incipiente, aunque viene marcando un crecimiento mensual de instalación de nuevos medidores y reserva de potencia. Según el Reporte de Avance de junio de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, en el país hay 891 usuarios – generadores que suman 15.168 kW instalados y conectados a la red mediante un medidor bidireccional.

Además, el reporte aclara que hay 6.658 kW potencia reservada por distribuidoras, de los cuales 1.742 kW están a la espera de la conexión del medidor. La provincia de Córdoba tiene más de la mitad del total de los usuarios – generadores que hay en el país.

Inflación y beneficios fiscales

El Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública de la Ley 27.424 permite que un usuario de energía eléctrica pueda generar energía renovable para autoconsumo y también pueda inyectarla a la red eléctrica. El régimen habilita el beneficio promocional mediante el certificado de crédito fiscal para el pago de impuestos nacionales (Ganancias, IVA, etc.).

En los considerandos, la disposición de este martes explica que teniendo en cuenta “los cambios en las variables de la economía argentina y su impacto en la plena aplicación del beneficio promocional, es necesario adoptar medidas para garantizar la efectividad del incentivo con el objeto de mantener la proporcionalidad entre el beneficio y los costos de adquisición e instalación de los equipos de generación distribuida y asegurar el normal funcionamiento del procedimiento para la obtención del Certificado de Crédito Fiscal (CCF)”.

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Una nueva edición de JOG, la Jornada JÓVENES OIL & GAS

La Jornada JOG 6 tiene como objetivo tratar los temas de interés en el ámbito profesional profundizando en: sustentabilidad, desarrollo de carrera, innovación y tecnología. Por lo cual, contará con destacados profesionales de la industria, quienes generarán esa sinergia con los jóvenes, transmitiendo e ideas, información y experiencia.

Desde la Comisión de Jóvenes Profesionales del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) se espera la participación de más de 400 jóvenes profesionales que se inician en la industria, estudiantes avanzados y recién graduados interesados en unirse al sector de la Energía.

Además, la meta es construir una fuerte y activa red de contactos, promoviendo la comunicación y el intercambio de ideas entre seniors y jóvenes de la industria.

Durante la Jornada se realizarán distintas acciones disruptivas -distribuidas en cuatro bloques- donde los jóvenes podrán crear redes con líderes de la industria, intercambiar ideas y conocer más del sector en el que aspiran crecer como profesionales.

Cronograma

Bloque 1: Upstream

·         EOR – Polímeros

·         No Convencionales: Big Data

Bloque 2: Gas

·         Evacuación y tratamiento de gas. GLP

·         Transporte

Bloque 3: Cuenca Neuquina

·         Refinería

·         Economía de los hidrocarburos

·         Plan Gas.Ar

Bloque 4: Diversidad, Inserción laboral y nuevas modalidades de trabajo

·         Diversidad

·         Inserción laboral

La Argentina Oil & Gas Patagonia se realizará del 10 al 12 de agosto en el Espacio DUAM, en Neuquén. Allí los actores del sector retomarán contacto con las principales operadoras y proveedores, se lanzarán nuevos productos y tecnologías y se darán a conocer nuevos emprendimientos. Con un total de 4.383 m2 netos de stands, será la más grande de todas las AOG Patagonia hasta el momento.

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Europa impondrá un racionamiento en el consumo de gas natural si Rusia corta el suministro

Europa forzará el racionamiento del consumo de gas natural si se produce una disrupción mayor en el suministro de gas en el continente. Bajo el lema «Guardar gas para un invierno seguro», la Comisión Europea presentó un paquete de medidas para instar a los países a conservar ya mismo la mayor cantidad de gas que sea posible y almacenarlo para el invierno.

El poder ejecutivo europeo publicó este miércoles un paquete de medidas orientadas a reducir en un 15% el consumo de gas en la Unión Europea en los próximos meses. “Rusia nos está chantajeando. Rusia está utilizando la energía como arma. Y, por lo tanto, en cualquier caso, ya sea un corte parcial importante del gas ruso o un corte total del gas ruso, Europa debe estar preparada”, dijo la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, en conferencia de prensa.

El Plan para la Reducción de la Demanda de Gas en Europa invita de forma voluntaria a los 27 Estados miembros a adoptar las medidas necesarias para reducir su consumo de gas en un 15% entre el 1 de agosto de 2022 y el 31 de marzo de 2023. Para alcanzar esa meta, los gobiernos deberán actualizar sus planes nacionales de emergencia e informar a la Comisión cada dos meses los progresos realizados para reducir el consumo.

Si bien el objetivo de reducción del consumo de gas en un 15% no es obligatorio, la Comisión Europea podrá hacerlo obligatorio en todos los países si se produce un evento de disrupción mayor en el suministro de gas a Europa. Es decir, el poder ejecutivo europeo podría imponder un racionamiento obligatorio del consumo de gas.

El plan fue diseñado pensando en la posibilidad de un corte total en el suministro de gas desde Rusia. En junio la empresa rusa Gazprom redujo a menos de la mitad los volúmenes exportados a Europa a través del gasoducto Nord Stream. La compañía alegó que la reducción se produjo en el marco de las tareas de mantenimiento programadas para el gasoducto, que comenzaron la semana pasada y finalizarían esta semana. Pero en Europa temen que Rusia no normalizará el suministro de gas.

Rusia envió en las últimas horas señales contradictorias sobre el restablecimiento de la operación de Nord Stream. Gazprom anunció que espera reanudar mañana jueves los envíos de gas. No obstante, el presidente ruso Vladimir Putin advirtió horas después que los volúmenes enviados podrían ser reducidos nuevamente si se produce un retraso en la provisión de una turbina. Canadá accedió al pedido de Alemania de liberar unas turbinas reparadas por Siemens y que Gazprom dice que son necesarias para volver a operar Nord Stream con normalidad.

Advertencias

Europa se encuentra en una situación que luce cada vez más precaria en lo que respecta al suministro de gas para el invierno. Los gobiernos están reconociendo que las importaciones de LNG no serán suficientes en el caso de que Rusia corte el suministro. Por ese motivo, son cada vez más las voces que piden a Europa reducir el consumo de energía de forma inmediata e inyectar más gas en los almacenes europeos.

El director de la Agencia Internacional de la Energía (IEA) advirtió el lunes que los esfuerzos de Europa por diversificar su provisión de gas no serán suficientes para pasar el invierno sin el gas ruso. “Confiar solo en el gas de fuentes no rusas no es suficiente; estos suministros simplemente no están disponibles en los volúmenes necesarios para sustituir las entregas faltantes de Rusia”, alertó Fatih Birol en un artículo.

“Este será el caso incluso si los suministros de gas de Noruega y Azerbaiyán fluyen a su máxima capacidad, si las entregas del norte de África se mantienen cerca de los niveles del año pasado, si la producción doméstica de gas en Europa continúa siguiendo las tendencias recientes y si los envíos de LNG aumentan en una tasa récord similar a la que tuvieron en la primera mitad de este año”, añadió.

Los países deben cumplir con un requisito de llenado de sus almacenes de gas en un 80% de su capacidad para el comienzo del invierno. Actualmente los almacenes europeos se encuentran llenos en un 69% de la capacidad existente, según los datos de Gas Infrastructure Europe/AGSI+.

Para la agencia los países deben llenar sus almacenes en un 90% en los próximos meses para no sufrir escasez en el invierno. Pero IEA estima que, incluso si Nord Stream vuelve a estar en línea y entrega volúmenes normales durante los próximos meses, se necesitarían almacenar 12 mil millones de metros cúbicos adicionales de gas. Es el equivalente a 130 buques de LNG. “Todavía es posible lograr ese nivel de almacenamiento del 90 por ciento, pero Europa necesita actuar ahora y hacer que cada día restante cuente”, dijo Birol.

Por otro lado, el Fondo Monetario Internacional advirtió que la economía de la Unión Europea podría sufrir una caída de hasta 3% de su PBI si Rusia corta el gas por completo. Las caídas oscilarían entre el 3 y el 6% dependiendo del grado de exposición de cada país al gas ruso. Hungría, Eslovaquia y República Checa figuran entre los países que se verían más afectados, con caídas superiores al 5% de su PBI.

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Crearán una mesa de trabajo para evaluar la continuidad del corte de 12,5% del biodiesel con el gasoil

La Secretaría de Energía, a cargo de Darío Martínez, creará una mesa de trabajo para evaluar la continuidad del corte del 12,5% del biodiesel con el gasoil, una medida de emergencia que el gobierno implementó este invierno y por 60 días ante la escasez de gasoil. La iniciativa surge luego de una reunión realizada el miércoles pasado de Martínez con las cámaras de biocombustibles y del sector automotriz. También participó el ministro de Agricultura, Julián Domínguez. De todos modos, la iniciativa deberá tener el visto bueno de las petroleras.

Según indicaron a EconoJournal fuentes que participaron del encuentro, la intención sería analizar la viabilidad técnica y económica de continuar más allá de agosto con el 12,5% de mezcla del biodiesel, un producto que se elabora a base de aceite de soja.

Nuevo corte 

A principios de junio, la Secretaría de Energía elevó al porcentaje de la mezcla del gasoil del 5% al 7,5% para las pymes que producen sólo para el mercado local, sobre todo en las provincias de Santa Fe y Córdoba. Fue parte de una serie de medidas que tomó el gobierno nacional para afrontar la escasez de gasoil durante ese mes. La Ley 27.640 aprobada el año pasado regula los cupos y regulado el precio del biodiesel y bioetanol (que se mezcla con nafta). En el país hay 18 pymes productoras de biodiesel que abastecen hasta 50.000 toneladas anuales.

Al mismo tiempo, el gobierno incorporó por decreto un 5% más en la mezcla de biodiesel con gasoil para las grandes cerealeras exportadoras (Cargill, Aceitera General Deheza, Bunge, entre otras), que normativamente no pueden abastecer el mercado interno de biocombustibles. En este caso, el precio no es regulado por la Ley 27.640, sino que el abastecimiento temporario de las grandes cerealeras es libre, pero no pueden superar el precio de paridad de importación de gasoil.

Cerealeras

Las grandes compañías agronidustriales, que exportan biodiesel a Europa por alrededor de US$ 1.000 anuales, podrían ser las más beneficiadas si se extiende el plazo porque regulatoriamente no podían abastecer el mercado argentino y ahora estarían en condiciones de aportar un millón de toneladas de biodiesel para que se mezcle en las refinerías.

De todos modos, las cerealeras denuncian que el valor regulado del gasoil para las pymes en julio es de $ 194.297 por tonelada, mientras que el precio de paridad de importación al que ellas pueden venderle a las petroleras para inyectar biodiesel en el mercado local oscila entre $ 156.000 y $ 160.000 cada tonelada.

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Minera canadiense construirá una nueva planta piloto de carbonato de litio en Salta

La minera canadiense Alpha Lithium comenzará a realizar la ingeniería de detalle para construir una planta piloto de litio en la provincia de Salta. Se trata del proyecto de exploración avanzada que lleva adelante en el Salar Tolillar, donde este año realizó perforaciones de pozos con buenos resultados. Además, inició el proceso para realizar la Evaluación Económica Preliminar (EEP) del proyecto, que tiene previsto una producción comercial de hasta 40.000 toneladas por año de carbonato de litio de alta pureza.

La compañía minera encargó el trabajo a la firma Imec Ingeniería 360°, que hará un diseño detallado de una planta piloto “completamente operativa” como paso previo a la construcción de una planta de producción de litio a gran escala, según indicó Alpha Lithium en un comunicado. La empresa contrató para supervisar todo el proceso de ingeniería a Mario Portillo, un experto en litio con pasado en Techint, que diseñó la planta de producción de carbonato de litio de Livent Corporation, que opera uno de los dos únicos proyectos en producción de litio de la Argentina.

El proyecto tiene una extensión de 27.500 hectáreas y está ubicado en el Triángulo del Litio, la zona que abarca la Argentina, Chile y Bolivia donde está la mayor reserva del mundo de este mineral. La exploración comenzó en 2012 y la perforación exploratoria se inició en 2020. En junio de este año culminó la primera fase con 13 pozos completados. En la actualidad tiene activas cuatro plataformas de perforación. La compañía tiene previsto perforar otros cinco pozos más. En toda la fase de exploración los resultados preliminares del proyecto detectaron litio de alta calidad.  

Planta modular   

La planta piloto se construirá y probará en el parque industrial de Salta utilizando un diseño móvil, modular y montado sobre patines. Allí, realizará las pruebas de todo el proceso utilizando salmuera específica de la propia compañía de los proyectos de exploración de Tolillar y del Salar del Hombre Muerto en Catamarca, donde lleva adelante otro desarrollo de este mineral. Ambos proyectos están en distintas provincias, pero a sólo 10 kilómetros de distancia y comparten la misma infraestructura. “Una vez que esté completamente calibrado, las oficinas, las instalaciones de laboratorio y el equipo completo se trasladarán al sitio del proyecto Salar Tolillar, donde se está mejorando el campamento actual para una operación de alrededor de 400 personas”, resaltó la minera canadiense.

Brad Nichol, presidente y director ejecutivo de Alpha Lithium, señaló que “la construcción de una planta piloto de carbonato de litio es un paso importante hacia la producción comercial a gran escala, donde apuntado a un primer módulo de al menos 20.000 toneladas por año con la intención de expandirnos mucho más allá de esa fase inicial”. Y añadió: “una combinación de personas, procesos, tecnología y activos adecuados han llevado a la compañía a este importante punto de su desarrollo. Con nuestra estimación de recursos inaugural prevista en breve, Alpha Lithium está lista para el siguiente nivel de avance con el objetivo de proporcionar soluciones de forma activa para la escasez mundial de suministro de litio”.

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Excluyen a dos de las cinco empresas que compiten por la construcción del gasoducto a Vaca Muerta

La comisión evaluadora designada por la empresa estatal Enarsa emitió el viernes que pasó el dictamen con el que examinó las ofertas presentadas por las empresas que compiten por la construcción del gasoducto Néstor Kirchner.

Lo más relevante del informe —al que accedió a EconoJournal— es la descalificación de dos de los cinco oferentes que participan de la licitación. Se trata de Transportadora Gas del Sur (TGS), que había formulado una oferta para instalar la planta compresora del gasoducto Mercedes-Cardales, un caño complementario al gasoducto Tratayén-Salliqueló, y Contreras Hermanos-Victor Contreras, que conformaron una Unión Transitoria de Empresas (UTE) para participar del proceso.

En rigor, la exclusión de los dos oferentes es una recomendación que la comisión evaluadora realizó al Directorio de Enarsa, que ahora deberá ratificar o rectificar esa decisión. Lo más lógico sería que avance con la primera de las opciones, aunque las compañías excluidas pueden impugnar el dictamen y solicitar su reinclusión. La comisión sí validó las ofertas presentadas por BTU, Techint-Sacde y Esuco, que de no haber correcciones serán las únicas que seguirán en carrera.

Argumentos

La descalifiacción de la UTE Contreras Hermanos-Víctor Contreras responde a inconsistencias en cuanto a la personería de las empresas. Concretamente, se objetó que la firma de los directivos que firmaron las propuestas no está ratificada en las actas de Directorio de las constructoras que comanda la familia Contreras. A su vez, Techint-Sacde observaron que la unificación de personería de Contreras Hermanos-Victor Contreras no está correctamente acreditada, por lo que los firmantes carecían de representación legal para rubricar las propuestas del Sobre 1 del concurso (en el que se incluyeron los antecedentes técnico-administrativos de cada compañía). Por tal motivo, la comisión recomienda su descalificación.

En el caso de TGS, la exclusión obedece a que la comisión consideró que los aspectos económico-financieros de su propuesta son inadmisibles. Es llamativo porque sus accionistas, Pampa Energía y el grupo Sielecki, cuentan con espalda suficiente para costear y financiar un proyecto de este tipo.

De confirmarse, la exclusión de Contreras Hermanos-Víctor Contreras y TGS obligará a Enarsa a buscar una solución heterodoxa. El pliego de la licitación establece que si un oferente se adjudica la construcción de un renglón del concurso (son cinco en total, tres del gasoducto Néstor  Kirchner, uno del Mercedes-Cardales y otra de la planta compresora), inmediatamente queda imposibilitado de competir en los otros tramos. Las empresas que participan en UTE, como por ejemplo Techint y Sacde, sí están habilitadas a adjudicarse, si su oferta fuese la más barata, dos tramos contiguos.

Solución heterodoxa

Pero, aún así, la exclusión de dos de las cinco jugadores involucrados en el proceso dejaría a Enarsa frente a la necesidad de buscar una solución creativa, porque entre Techint-Sacde y BTU tendrían que adjudicarse más de un tramo para poder completar la obra. Esuco sólo compite por la planta compresora del gasoducto Mercedes-Cardales. De hecho, si se sostiene la descalificación de TGS, la constructora creada por Carlos Wagner es virtualmente la firma ganadora de ese proyecto, dado que BTU y Techint-Sacde se disputarán los cuatro renglones referidos al tendido de gasoductos.

La licitación contempla una solución alternativa para resolver el proceso si el número de oferentes no permite avanzar con el esquema inicial. Una de las cláusulas del pliego autoriza a Enarsa a adjudicar a una misma empresa la construcción de más de un tramo si no hubiese más propuestas disponibles.

“Podría llegar a darse el caso en que Techint-Sacde y BTU se terminen adjudicando dos tramos cada uno o incluso que alguno de dos gane tres tramos y el otro el restante. Habrá que ver primero si el Directorio de Enarsa confirma las descalificaciones y luego cómo sigue el proceso”, admitieron en un despacho oficial.

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Estados Unidos: un senador demócrata deja a Biden sin una ley clave de su agenda de transición energética

Las conversaciones en el Partido Demócrata de los Estados Unidos para salvar una ley relevante en materia de transición energética llegaron el jueves pasado a un punto muerto. El senador demócrata Joe Manchin finalmente informó a sus pares que no dará su voto para gastos que tengan que ver con el cambio climático en el proyecto de reconciliación presupuestaria. De esta forma, los proyectos de energías limpias perderán un impulso federal multimillonario en los Estados Unidos, lo que representa un duro golpe para la agenda de transición energética del gobierno.

El senador por el estado de Virginia Occidental informó a los líderes demócratas que no apoyará la aprobación de la ley de reconciliación presupuestaria si incluye gastos en materia climática o nuevos aumentos de impuestos para corporaciones o individuos ricos. El proyecto necesita los votos de los 50 senadores del Partido Demócrata, por lo que el apoyo de Manchin resulta indispensable.

Joe Manchin y Joe Biden.

El Partido Demócrata necesita del voto de Manchin para incluir en dicho paquete presupuestario algunas de las iniciativas del proyecto Build Back Better (BBB), que ya cuenta con media sanción del Congreso pero que Manchin no quiere votar. El senador objetó el proyecto BBB apenas comenzó a transitar su periplo por la Cámara de Representantes bajo el argumento de que el gobierno federal debe gastar lo menos posible si quiere reducir la inflación.

Los senadores demócratas reactivaron en las últimas semanas las conversaciones con Manchin en pos de lograr incluir algunas de las iniciativas climáticas en el paquete presupuestario y votarlo antes del comienzo del receso de verano en el Congreso estadounidense. En el gobierno entienden que esta podría ser la última chance de aprobar gastos fuertes en materia climática para lo que resta de la presidencia de Biden. Faltan cuatro meses para las elecciones de medio término y el Partido Demócrata puede llegar a perder bancas en las dos cámaras.

Biden prometió una serie de leyes y medidas para recortar las emisiones estadounidenses en un 50% para 2030 (con respecto a las emisiones del 2005). También aseguró que avanzaría con la descarbonización completa del sector de generación eléctrica para el 2035. La negativa de Manchin dejará a Biden sin la posibilidad de sentar las bases para el cumplimiento de esas metas y de aprobar nuevos gastos fuertes en materia de transición energética.

Créditos fiscales para las energías limpias

El gobierno introdujo el año pasado el proyecto Build Back Better en la Cámara de Representantes. Logró en noviembre su aprobación por 220 votos a favor y 213 en contra. La ley estipula un gasto de 1,7 billones de dólares. Pero la negativa de Manchin a dar su voto en el Senado dejó a la ley en un punto muerto, por lo que sus pares intentaron incluir algunas de las iniciativas de BBB dentro de un paquete de reconciliación presupuestaria.

Entre estas iniciativas figura el otorgamiento de nuevos créditos fiscales para las inversiones en energías limpias. El gasto para esta medida que los senadores propusieron a Manchin trepa a 300.000 millones de dólares, según el sitio especializado E&E News.

Estos incentivos fiscales serían destinados a parques existentes y nuevos proyectos de generación eólica, solar y almacenamiento de energía. También a medidas para el fomento de la eficiencia energética.

Respaldo

Grandes empresas de generación y distribución eléctrica, compañías de generación solar y desarrolladores de almacenamiento de energía respaldaron esta semana la inclusión de los créditos e incentivos fiscales en el paquete de reconciliación presupuestaria.

En una carta dirigida al Congreso, Exelon Corp., Pacific Gas & Electric Corp., Public Service Enterprise Group y otras empresas de servicios públicos marcaron que “la acción corporativa por sí sola es insuficiente para cumplir con el alcance y la escala de la crisis climática”. “Nuestras empresas están cambiando de manera proactiva a la energía limpia e invirtiendo en eficiencia energética”, remarcaron. “El gobierno federal debe reducir los costos y los riesgos relacionados con el clima en toda la economía y aprovechar las oportunidades económicas para liderar el mundo en innovación, fabricación y despliegue de energía limpia”, añadieron.

Por otro lado, el presidente de la Asociación de Industrias de Energía Solar (SEIA por sus siglas en inglés), una entidad que agrupa a más de 400 empresas solares y de almacenamiento de energía, también pidió por la aprobación del paquete. “Esta es una ventana única generacional para que los líderes en Washington cumplan su promesa de abordar el cambio climático, crear empleos de energía limpia y aliviar la inflación y la crisis energética mundial”, manifestó.

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Los desafíos que implica gestionar el despacho de gas durante el invierno con un sistema de transporte al límite de sus posibilidades

Federico Fernández Niello, gerente regional de Marketing de Excelerate; Claudia Trichilo directora de Operaciones de Transportadora Gas del Sur (TGS); y Mauricio Cordiviola, CEO de la compañía distribuidora Camuzzi, analizaron en el Gas Day organizado por EconoJournal los desafíos que implica el complejo despacho de gas, sobre todo en los meses de frío.

TGS opera los gasoductos San Martín, que nace en Tierra del Fuego y llega a Bahía Blanca, Neuba I y II, que se juntan en Bahía Blanca y de ahí salen tres ductos que llegan a Buenos Aires y Gran Buenos Aires. Claudia Trichilo indicó que “los gasoductos que vienen de Neuquén están saturados, están a máxima capacidad y la operación es de exigencia absoluta”. Además, afirmó que la situación del Gasoducto San Martín “es diferente porque tiene una capacidad de transporte de 30,8 millones de m3/día y está teniendo un déficit de inyección de gas, que viene arrastrando en los últimos años, tanto en Tierra del Fuego, Santa Cruz y Chubut de aproximadamente de entre 13 y 14 millones de metros cúbicos. El San Martín no está tan exigido”. Y añadió: “lo que hacemos en el caso del Gasoducto San Martín es tener aseguradas las maniobras que hacen falta para que la presión sea la suficiente. Esto es porque uno de los problemas con un sistema desinflado del line pack hacia abajo es que tenemos que hacer maniobras especiales para mantener la presión”.

También contó que TGS tiene identificados “puntos críticos para realizar maniobras especiales para implementar en invierno. Para esto, tenemos un trabajo permanente con el sistema, con las distribuidoras, que nos ayuda a soportar las presiones del invierno”. La ejecutiva contó que también TGS, como compañía del sector de midstream, está ampliando 30 kilómetros un gasoducto en Vaca Muerta y están trabajando en el acondicionamiento del gas para que luego entren en los sistemas de transportes troncales.

Mauricio Cordiviola (Camuzzi) sostuvo que para afrontar los fuertes fríos que se presentaron a fines de mayo o principios de junio “tenemos desarrollada toda una planificación previa. En el área comercial tiene que ver con la definición de la demanda, conseguir el gas y trabajar con las transportadoras, en nuestro caso sobre todo con TGS, para identificar los puntos críticos que se podrían presentar y cómo actuar en cada caso, donde podemos tener exceso de demanda o disminución de presión”.

Y agregó que después está la preparación técnica que tiene que ver con cómo se prepara una distribuidora para afrontar, por ejemplo, los meses de frío: “Camuzzi es una distribuidora rara, porque es una mezcla también con una transportadora. Atendemos 300 localidades, tenemos 40.000 kilómetros de redes, 3.000 kilómetros de ramales hasta 40 bar y 8.500 kilómetros de gasoductos de hasta 75 bar”. “Creo que lo más importante es la preparación previa, tanto técnica como de gestión para poder afrontar el invierno”, destacó el CEO de Camuzzi.

El rol del LNG

El Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) cumple un rol determinante en el sistema gasífero argentino, tanto para abastecer los picos de la demanda invernal como también en los costos que tiene para el país según los precios internacionales. En este sentido, Federico Fernández Niello de Excelerate, que opera dos centrales de regasificación, una en Escobar y otra en Bahía Blanca, analizó el sistema local de gas y el impacto en el país del escenario internacional convulsionado por la guerra en Ucrania. “La inyección que están realizando nuestros dos barcos en la Argentina es de aproximadamente de 35 millones de m3 diarios (20 MMm3 en Escobar y 15 MMm3 en Bahía Blanca). Esto demuestra la importancia que tiene el GNL para la Argentina”, destacó el ejecutivo de Excelerate, que tiene el 40% de su flota operando en Latinoamérica.

Al mismo tiempo, Fernández Niello comentó el proyecto de la compañía para instalar plantas modulares de LNG ante la posibilidad de que la Argentina se convierta en exportador. “Es un proyecto interesante y la idea es tratar de optimizar la infraestructura energética del país. El proyecto contaría con cuatro módulos donde cada uno implicaría para el sistema una demanda de 4 MMm3 de gas, que se licuaría y se exportaría. Está en la etapa de análisis y lo estamos haciendo junto con TGS”.

Claudia Trichilo afirmó sobre este proyecto que “la planta que tenemos de producción de etano, propano, butano y gasolina en la localidad de Gral. Cerri es una ventaja diferencial que tenemos para el proyecto que estamos estudiando con Excelerate, porque en el complejo de Cerri el gas ya está seco, ya lo procesamos y le sacamos los pesados, que es el primer paso para después licuarlo”.

Nueva tecnología en la operación

Claudia Trichilo subrayó que en los nuevos procesos en la operación del sistema “es importante la nueva disponibilidad de la información de forma online. Hoy tenemos la presión, el caudal, la temperatura o la calidad de manera online. Tengo en un monitor toda la información del sistema de transporte. Estos datos y la nueva tecnología nos permiten hacer tendencias. Podemos tener un seguimiento de los turbocompresores, de la eficiencia del gasoducto, el funcionamiento de las reguladoras, que puedo ver si está trabajando bien o está haciendo cosas raras y poder salir rápidamente para anticiparme a situaciones”.

Mauricio Cordiviola destacó que “hoy tenemos muchas más herramientas para actuar en los momentos críticos y para trabajar en la planificación indicada. La comunicación cambió fuertemente, hoy -por ejemplo- tenemos la posibilidad de ver online diferentes plantas o compresores, sino que también podemos ver cuáles son las distintas presiones que hay en una red, que nos sirve muchísimo para observar si la red se está comportando como tendría que hacerlo o si tengo que tomar una decisión o mandar algún equipo. Claramente esto nos permite estar mucho mejor que hace unos años atrás”.

Impacto del régimen de Zona Fría

La ampliación del régimen de Zona Fría aprobado en el Congreso el año pasado, que implicó un precio diferencial en materia tarifaria del resto del país, coincidió, según Mauricio Cordiviola con “una situación de aumento de consumo de gas«. «De todos modos, creemos que deberíamos tener un poco más de tiempo como para evaluar cómo y cuánto va a ser el impacto de esta ampliación del régimen porque el 2022 va a ser muy diferente al 2020 y 2021 por la pandemia”, sostuvo. Además, agregó que “este invierno de 2022 es bastante más frío que los anteriores, no sólo en la Patagonia, sino también en la provincia de Buenos Aires. Creemos que hay que esperar un tiempo para poder ver el impacto del régimen”.

Escenario internacional y el nuevo gasoducto

Independientemente de si se llega a construir y poner en operación el Gasoducto Néstor Kirchner para el próximo invierno de 2023, Federico Fernández Niello (Excelerate) analizó los distintos escenarios posibles que se presentan en el país el próximo año: “Lo que estamos haciendo es tener todo listo para que, en el caso de que se requiera, desde Excelerate participar de las licitaciones que realiza Enarsa para elegir un proveedor, ya sea porque el gasoducto no está terminado o por cualquier otro motivo», concluyó.

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Más allá de las promesas oficiales, la suerte de la segmentación tarifaria dependerá de cuántos hogares se inscriban

El gobierno habilitó finalmente el formulario para avanzar con la segmentación de tarifas. Los usuarios de electricidad y gas natural por redes tendrán hasta fin de mes para solicitar que les mantengan el subsidio. El secretario de Energía, Darío Martínez, aseguró que los nuevos cuadros tarifarios para los hogares que pierdan el beneficio estarán disponibles en agosto. La intención oficial es mostrar que están trabajando rápido para cumplir con el compromiso asumido con el Fondo Monetario Internacional, pero eso no significa necesariamente que vayan a cumplir con el plazo prometido. Eso dependerá fundamentalmente de cuántos hogares se inscriban y del resultado que arroje el procesamiento de los datos. Además, se tendrán que realizar audiencias públicas para modificar los cuadros tarifarios.

La inscripción

En Argentina hay unos 17 millones de hogares que tienen servicio de energía eléctrica y cerca de 9 millones que poseen gas natural por redes. Aun si se parte del supuesto de que todos los que tienen gas natural tienen electricidad, 15,3 millones de hogares deberían inscribirse en el nuevo registro en 12 días, ya que la inscripción está abierta desde este viernes 15 hasta el martes 26 de julio. Esa cifra representa el 90% de hogares que según el gobierno está en condiciones de conservar el subsidio.

En la teoría, los que no se anoten perderán el subsidio. Ahora bien, ¿qué pasa si, por ejemplo, no se anotan 10 millones de hogares? Ante esta pregunta el equipo del ministro de Economía, Martín Guzmán, solía responder con una expresión de deseo: “Se van a anotar”.

Para justificar ese optimismo, citaban el antecedente del Ingreso Familiar de Emergencia (IFE), al que se inscribieron 9 millones de personas en poco tiempo. Sin embargo, aquella fue una ayuda monetaria que ofreció el Estado en el peor momento de la pandemia, cuando la economía se había virtualmente paralizado y muchos de esos inscriptos ni siquiera tenía para comer.

Ahora convocan a las familias bajo la amenaza de quitarles algo que ya tienen y encima para llenar una declaración jurada donde deben informar cuánto ganan. En ese contexto, no serán pocos los que decidan esperar a ver qué pasa antes de dar el primer paso. Total siempre habrá tiempo para ir a pedir el subsidio.

También hay que tener en cuenta que muchas personas probablemente no se anoten no porque estén especulando sino porque tal vez ni siquiera sepan que haya que hacerlo. El gobierno promete una campaña de difusión masiva, pero lo cierto es que el registro ya se abrió este viernes y la campaña todavía no existe.     

Los que comandan ahora la implementación son más cautelosos que Guzmán y afirman que una vez que cierre el período de inscripción se va a evaluar cómo seguir. En el gobierno no quieren arriesgar qué número de inscriptos los conformaría como para avanzar con la implementación de la segmentación, pero está claro que deberá ser una cifra alta porque nadie está pensando en una quita masiva de subsidios en medio del fogonazo inflacionario que atraviesa la Argentina. Por más que oficialmente se diga que el que no se anota perderá el subsidio, todos saben que es solo una forma de presionar.

Un tope bajo

El gobierno afirma que las familias que ganan más de 3,5 canastas básicas (348.869 pesos, según los valores de mayo) son el 10% de los hogares. Cuando se les pregunta de dónde sacan esa información citan a la Encuesta Permanente de Hogares (EPH), pero es sabido que esa herramienta subestima los ingresos porque las personas suelen declarar menos de lo que efectivamente ganan. Algunas consultoras estiman que el tope para conservar el subsidio podría empujar a la tarifa plena no al 10% de los hogares sino al 30% o incluso más.

-¿Qué pasa si el 30% de los hogares no se inscribe porque no califican para el subsidio? ¿Se le quita el subsidio al 30% o se sube el tope? –preguntó EconoJournal a una fuente de la Secretaría de Energía.

– Vamos a ver que tanto se aproxima la estimación a los resultados que vayan surgiendo y a partir de ahí se decidirá cómo proceder.

Los datos y los plazos

Otro de los interrogantes tiene que ver con el procesamiento de los datos. La Secretaría de Información Tecnológica es la que tendrá a cargo esa tarea. Los plazos que manejan son muy acotados y nadie tiene muy en claro el margen de error que podrían contener los formularios, sobre todo en lo que refiere al número de cliente y de medidor.

Una vez que procesen esa información, si se decide avanzar con la quita de subsidios habrá que pasarle los datos a las distribuidoras, que en todo el país suman cerca de 350, en su inmensa mayoría eléctricas, que dependen de las provincias e incluso de algunos municipios. Esas distribuidoras son las que deberán identificar a los hogares que figuran en esos formularios y empezar a cobrarle la tarifa plena a los que no se anotaron.

Por otra parte, antes de que las distribuidoras empiecen a facturar de manera diferenciada, tendrán que estar publicados los nuevos cuadros tarifarios, tarea que le corresponde a los entes reguladores.

El titular del Ente Nacional Regular del Gas (Enargas), Federico Bernal, ya anticipó que para modificar la tarifa corresponde convocar a una nueva audiencia pública, proceso que lleva su tiempo. Lo mismo podría llegar a plantear el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). Si los funcionarios cristinistas mostraran un compromiso con el aumento de tarifas, el cual está lejos de existir, deberían convocar a las audiencias en los primeros días de la semana próxima.

En ese caso, tendrían que dar un plazo de al menos 20 días antes de que se realice y, una vez concretada la audiencia, tomarse al menos dos semanas para elaborar un informe con las conclusiones. Con mucho viento a favor, los nuevos cuadros tarifarios podrían llegar a estar para fines de agosto y todavía restaría que las empresas lo apliquen.

«Es objetivo del Gobierno es que los subsidios en la Argentina se utilicen de una manera más eficiente e inteligente», señaló Martínez este viernes y sería difícil poner en duda esa afirmación. Sin embargo, la metodología que Guzmán dejó como herencia para alcanzar esa meta presenta una serie de riesgos. Por lo tanto, si no se tiene cuidado los costos podrían terminar siendo mayores que los beneficios.

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Directivos de Wintershall, Pluspetrol y Pampa Energía pidieron extender el Plan Gas.Ar y analizaron las obras de infraestructura que necesita la industria

Mariano D’agostino (Wintershall), Adrián Burtnik (Pluspetrol), Santiago Patrón (Pampa Energía) destacaron el impacto positivo del Plan Gas.Ar y pidieron extenderlo durante su participación en panel “Upstream: qué escenarios de producción proyectan las petroleras” del Gas Day organizado por EconoJournal. Además, los ejecutivos dieron cuenta de las inversiones que deberían llevarse a cabo en el sector y de cuán probable resulta la construcción en el país de una planta de licuefacción de Gas Natural Licuado (LNG por sus siglas en inglés).

¿Qué provocó el Plan Gas.Ar?

Los directivos brindaron su opinión acerca de cómo extender el plan teniendo en cuenta la necesidad de suministro que se dará con la construcción del gasoducto Néstor Kirchner. En este sentido, el vicepresidente comercial de Wintershall Dea, Mariano D’agostino, consideró que “el Plan Gas.Ar fue muy exitoso por los resultados y porque ordenó a la industria, volvió a traer los contratos, a contractualizar y establecer una relación comercial normal a las demandas”.

También sumó que una de las alternativas que se presentan para la continuidad del plan -dado que una parte del mismo termina en 2024 y otra en 2028- sería “hacer converger las dos etapas, la del onshore y la del offshore”, y explicó que este proyecto “deja una buena base para buscar soluciones más de mercado, no tan centralizadas y más competitivas”.

Asimismo, marcó que “el elemento a destacar del plan es la competencia entre los productores” debido a las ofertas que tuvieron que realizar y a que “la exportación también fue uno de los incentivos más apetitosos para bajar los precios a la demanda local”.

El directivo de Wintershall Dea exhibió que con las distribuidoras ya hay contratos pero que es necesario que estas compañías trasladen los precios del plan a sus consumidores. Al mismo tiempo, añadió que también “se encuentra Cammesa que hoy canaliza los subsidios al sector eléctrico” y consideró que “conforme ello vaya convergiendo a un precio passthrough, que sea igual a los costos de generación, es posible que se pueda formar un mercado de spot más interesante. Pero hay temas regulatorios que hay que encauzar”.  

Por su parte, el director de Comercialización de Gas y Petróleo de Pampa Energía, Santiago Patrón, detalló que para la compañía “el análisis del Plan Gas.Ar es muy positivo porque permite tener previsibilidad y poder hacer inversiones en forma eficiente”, lo cual resulta beneficioso puesto que “para el gas no convencional se necesita un flujo de inversiones permanentes para extraerlo y poder mantener esa producción y a Pampa este plan le permitió hacer un salto importante en la producción”, según precisó.

En esa línea, agregó que desde la empresa creen que “es muy importante para acompañar el aumento de la capacidad del gasoducto Néstor Kirchner otro Plan Gas que permita aumentar la producción y tener suministro para satisfacer la demanda”. Además, afirmó que también “se tendría dar una ampliación de los plazos del plan actual, para tener un crecimiento”.

Respecto a la construcción del nuevo gasoducto y la producción de gas que este requiere, sumado a la discusión entre la articulación público-privado, el directivo estimó que “se tendrá que analizar cuál va a ser la necesidad de la ampliación ya que si se trata de una producción estacional va a necesitar un precio más alto que una constante. Habrá que discutir con el gobierno para analizar cuál podría ser un precio aceptable para la demanda y las productoras”.

Más infraestructura

En cuanto a las inversiones que deberían llevarse a cabo en el sector, el gerente comercial de Pluspetrol, Adrián Burtnik, expuso que desde la empresa tienen una visión optimista puesto que “existen importantes movimientos para poder mejorar la infraestructura argentina a fin de satisfacer las necesidades que se están dando y se van a dar por sustitución de oferta. Hoy el país tiene una importación gigante de Gas Natural Licuado, de líquidos para generación, pero hay una oportunidad enorme”.

En relación a esto, aseveró que “es vital el acompañamiento en infraestructura y Pluspetrol va a acompañar en el desafío porque tiene la particularidad de que sus gases son asociados con líquidos, entonces el beneficio país es doble porque hay generación de condensados y de gas asociado que pueden ser para el mercado local o exportables”.

Burtnik habló sobre La Calera- una de las áreas hidrocarburíferas más relevantes de Vaca Muerta- y reveló que “hay un proyecto en ejecución que permitirá duplicar su producción de 5 a 10 millones de m3/día, lo cual sería una muy buena oportunidad para las necesidades de gas que pueda tener el gasoducto Néstor Kirchner”. A su vez, sostuvo que “esto tiene que estar acompañado por incentivos. Hoy el mercado local no toma más, no porque no haya demanda sino por un problema de infraestructura”.

El directivo de Pluspetrol planteó que “los puntos clave para el desarrollo del gas es que hay áreas que tienen líquidos asociados y no hay que perder de vista las necesidades de evacuación que poseen. Los puntos importantes son el gasoducto Néstor Kirchner y la extensión de las concesiones a Oldelval y Oiltanking Ebytem, que van a viabilizar el desarrollo de la cuenca gasífera, sumado a que se requieren inversiones muy importantes en el midstream para poder evacuar dichos líquidos asociados al gas”.

Exportaciones y planta de licuefacción

En lo referente al esquema de exportaciones a Chile, el reemplazo de los volúmenes demandados a Bolivia y la posibilidad de una planta de licuefacción de LNG en Argentina, Patrón destacó que “el verano pasado hubo exportaciones firmes que llegaron a los 6 millones de m3/día” y que para el próximo “se pretende llegar a 10,5 millones de m3/día, lo cual permitirá bajar la estacionalidad que hay en producción”.

El ejecutivo de Pampa Energía analizó que “a futuro es importante buscar exportar todo el año. Una vez que esté el gasoducto y se hayan realizado las obras para ampliar la capacidad entre Tratayén-La Mora se podrán mantener los 10 millones de m3/día porque es una producción que no necesita transporte, entonces no compite contra el gas interno. La capacidad de producción en Neuquén está. Es importante la ampliación porque va a permitir abrir otros mercados como puede ser el norte de Chile, Uruguay y Brasil”.

De igual manera expuso que en “este invierno no se exportó firme porque todos los productores están llegado al límite de los picos que tenían comprometidos para el Plan Gas, pero la mayoría de ellos está con posibilidades de seguir ampliando su capacidad de producción, en el caso de Pampa es así, ya sea para el nuevo gasoducto o para Chile”.

Burtnik aludió al desarrollo del LNG y a la posibilidad concreta de construir una planta de licuefacción en el país aprovechando la coyuntura actual con los precios elevados y la necesidad de Europa de reemplazar a Rusia como proveedor de gas. En base a esto afirmó que “la planta sería una solución al problema que hay en Argentina para balancear el verano e invierno y la fuerte estacionalidad, pero es un proyecto que requiere una inversión muy grande y los plazos son muy largos. Se necesita una estabilidad y condiciones económicas de modo que el proyecto tenga su repago, se pueda justificar”.

A su vez, expresó que “existen otras alternativas de rápida implementación, con niveles de inversión menores como las exportaciones a Chile, aflojando el espacio del gasoducto Centro-Oeste y también exportaciones a Brasil”. Sin embargo, remarcó que “el proyecto de LNG ayudaría a monetizar el gran potencial de Vaca Muerta porque alcanzaría para el abastecimiento del mercado local y para exportar”.

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CGC, PAE y Tecpetrol debatieron sobre cómo gestionar las urgencias energéticas del invierno sin desatender las oportunidades del sector gasífero

Principal combustible de la matriz energética argentina, el gas natural representa más de la mitad de la energía primaria que se genera en el país. Emilio Nadra (CGC), Rodolfo Freyre (Pan American Energy) y Ricardo Ferreiro (Tecpetrol) debatieron sobre cómo gestionar las urgencias energéticas del invierno sin desatender las oportunidades que se proyectan a mediano plazo. Lo hicieron bajo la consigna «Upstream: qué escenarios de producción proyectan las petroleras», en el primer panel del GasDay organizado por EconoJournal.

En primer turno, Rodolfo Freyre, VP de Gas y Energía en Pan American Energy (PAE), se refirió a los efectos positivos del Plan Gas.Ar, a dos inviernos de su relanzamiento. “Cuando comenzó a instrumentarse, la producción de la Cuenca Neuquina era cercana a los 70 millones de metros cúbicos (m3) por día. Hoy, en tanto, estamos por encima de los 90 millones de m3 diarios”, comparó.

El programa, sostuvo, contribuyó claramente con el desarrollo de ciertas áreas, además de ayudar a que la industria crezca en términos de productividad y conocimiento. “Fue particularmente importante para el shale y el tight, que hoy explican alrededor de la mitad de la producción nacional de gas”, remarcó.

En estos momentos, apuntó, hay que empezar a discutir las bases de la salida o la continuidad del Plan Gas.Ar a partir de 2025. “La planificación en este sector se da a largo plazo, por lo que tenemos que pensar ahora cómo será la siguiente etapa”, advirtió.

Pese a que las condiciones no eran favorables, expuso, en el último verano se sostuvieron los contratos de venta de gas al exterior. “Esto le sumó credibilidad al segmento. De cara a 2023 y 2024, hay que procurar tener exportaciones anuales en firme”, proyectó.

Con respecto a la infraestructura, Freyre destacó el consenso unánime en la industria sobre la necesidad de ampliaciones en Neuquén. “Hoy los caños están saturados. No se puede seguir creciendo porque no hay capacidad adicional para transportar gas a los centros de consumo. Es indispensable contar lo antes posible con nueva infraestructura, la cual prácticamente se pagará sola, teniendo en cuenta los precios del gas natural licuado (GNL) y los combustibles líquidos importados”, señaló.

Específicamente en relación con el GNL, subrayó, será central alinear a los distintos actores involucrados, y trabajar en lo comercial y lo financiero. “Es un proyecto de más de 5.000 millones de dólares, sin sumar la inversión en el Upstream”, cuantificó.

Realidades heterogéneas

De acuerdo con Emilio Nadra, VP comercial de Compañía General de Combustibles (CGC), el Plan Gas.Ar nació como un instrumento orientado a detener la declinación de la producción argentina. “No obstante, en la actualidad estamos en otro escenario, ya que contamos con incrementales significativos en la Cuenca Neuquina”, aseguró.

Desde su óptica, hará falta conocer e incorporar las realidades heterogéneas de las distintas cuencas al diseño de la continuidad del programa. “No es lo mismo lo que sucede en Neuquén, donde la infraestructura instalada es un límite para el crecimiento, que lo que pasa en el norte del país, donde probablemente se necesite redirigir los ductos existentes”, distinguió.

La Cuenca Austral, acotó, representa una oportunidad de corto plazo, ya que tiene infraestructura disponible, demanda insatisfecha y déficit de producción en relación con la capacidad de transporte.

No menos relevante, indicó Nadra, es el debate sobre la distribución de los subsidios. “Para no subsidiar a quien no lo necesita, habría que focalizarse en la demanda. Esto ayudaría, además, a fomentar el uso racional de la energía y a evitar los picos estacionales de consumo”, sugirió.

Adicionalmente, comentó, hay que priorizar el mediano plazo en lugar de los requerimientos circunstanciales del presente. “No sólo debemos considerar lo que precisamos hoy, sino también anticiparnos a las necesidades de los próximos años. En ese sentido, sería valioso consolidar las exportaciones a Chile”, destacó.

El proyecto del GNL

A criterio de Ricardo Ferreiro, director general de Gas & Power en Tecpetrol, el actual contexto resulta propicio para avanzar decididamente con el proyecto transformador del GNL. “No sólo por la generalizada consideración del gas como el combustible de la transición energética, sino también por las señales de precios favorables y por las oportunidades que implica el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania”, argumentó.

Gracias a sus abundantes reservas, manifestó, la Argentina tiene la responsabilidad de colaborar con el suministro seguro de energía a escala global. “Estamos estratégicamente ubicados para abastecer a los mercados demandantes. Asimismo, en Vaca Muerta contamos con un recurso muy vasto y competitivo como para alinear esfuerzos, consensuar instrumentos legales que brinden garantías y avanzar en el campo del GNL”, ratificó.

Según sus palabras, se requiere una ley que genere competitividad en los costos de licuefacción, a pesar de los problemas macroeconómicos del país. “Hay un largo camino por recorrer. La exportación regional es un paso previo muy importante para demostrar que podemos abrirnos al mundo y poner en valor el verdadero potencial de desarrollo de Vaca Muerta”, aseveró.

Si bien los envíos a la región todavía no son todo lo amplios que podrían ser, Ferreiro afirmó que ya están sentadas las bases para crecer en esa dirección. “En este escenario, hay que achicar los plazos estimados para exportar GNL. En lugar de proyectar a siete u ocho años, hay que buscar hacerlo en cuatro o cinco. Esto será perfectamente posible si nos movemos rápido”, pronosticó.

Consideraciones finales

No hay grandes chances de revertir la paulatina caída de la producción boliviana, según la visión de Freyre. “Consideramos que el declino es irreversible, lo que afectará nuestro suministro de gas, sobre todo en el norte del país. Por eso será fundamental trabajar para que el gas de Vaca Muerta termine reemplazando al fluido importado desde Bolivia”, consideró.

Convencido en la relevancia de aprovechar con inteligencia los mercados regionales, Nadra insistió en la necesidad de producir GNL masivamente. “Tendremos que ser capaces de diseñar el andamiaje legal y regulatorio que nos permita exportar el recurso sin mayores interrupciones a Chile, Brasil y otros países”, recalcó.

En la misma sintonía, Ferreiro juzgó fundamental avanzar ya mismo con el proyecto de licuefacción. “Si queremos que la iniciativa esté operativa en cinco años, hay que emprenderla hoy. En paralelo, hace falta impulsar el seguimiento cercano de la expansión de la infraestructura en curso y enseguida lanzar la segunda fase de expansión”, concluyó.

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Segmentación de tarifas: el Gobierno estima que se ahorrarán $ 80.000 millones en 2023

El secretario de Energía, Darío Martínez, comunicó este viernes que “la segmentación tarifaria permitirá un ahorro que oscilará entre 15.000 y 20.000 millones de pesos para este año y que va a superar los $ 80.000 millones el año que viene”.

Martínez explicó que “el objetivo del Gobierno es que los subsidios en la Argentina se utilicen de una manera más eficiente e inteligente”. Además, sumó que “la aplicación de esta medida será gradual. Para el 90 por ciento de los de los usuarios de electricidad en el AMBA el impacto de la segmentación será cero” mientras que para el decil de mayor capacidad económica “en una factura de Edenor o Edesur el aumento será de $ 1.200 mensuales”, según precisó.

El funcionario planteó que con esta iniciativa “empieza una nueva etapa respecto a la eficiencia en la utilización de los servicios” y que “el Estado hace un gran esfuerzo para seguir protegiendo a sus ciudadanos frente a la volatilidad que tiene la energía y los precios nunca antes vistos”.

En esa línea se refirió al Plan Gas.Ar y subrayó que con él “se resolvió el declino del 8,5 por ciento anual y que hoy se está en un 12 por ciento arriba en producción”. De igual manera, afirmó que con esta medida se reemplazó el Gas Natural Licado (LNG por sus siglas en inglés) “lo que llevó a un nuevo desafío que es la construcción del gasoducto Néstor Kirchner”.

Formulario de inscripción

En la conferencia de prensa, Martínez estuvo acompañado por el vicepresidente de Cammesa, Santiago Yanotti, quien brindó detalles sobre los datos que solicitará el formulario, y también por el contador Gonzalo Soriano que asumió como subsecretario de Planeamiento Energético y se encuentra a cargo de la segmentación.  

Yanotti indicó que el formulario está disponible mediante la web www.argentina.gob.ar/subsidios o ingresando desde la app “Mi Argentina” en la solapa “trámites” y aseveró que “no va a haber ninguna persona que no pueda anotarse porque la inscripción será de forma virtual o a través de turnos en Anses”. Asimismo, expuso que “sólo será necesario un formulario para acceder a los dos subsidios, tanto de gas como de electricidad”.

También dio a conocer que la información que se ingrese en el formulario será cruzada con la base de datos que dispone el Estado Nacional a fin de ubicar a los usuarios en los niveles que fueron presentados mediante el Decreto 332- altos, medios y menores ingresos de acuerdo a los bienes e ingresos económicos-y que “una vez que se encuentre completo se le dará al usuario un extracto provisorio, del que luego que harán verificaciones”.

Todos los usuarios que sean mayores de 18 años podrán completar el formulario, aunque no sean los titulares de las facturas. La planilla se habilitará por la terminación del DNI y en ella se solicitará el número de Cuil de cada integrante del hogar mayor de edad, los ingresos económicos de los mayores, un correo electrónico y la última factura de los servicios de luz y gas.

A su vez, se requerirá ingresar el domicilio, los números de cliente y de los respectivos medidores, y certificados de discapacidad de los integrantes del hogar en caso de que existieran.

Por último, Martínez aseveró que esta iniciativa irá acompañada de una campaña de difusión e informó que la inscripción durará todo julio, pero solicitó a la ciudadanía el ingreso de los datos en la web.

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Exclusivo: Sergio Affronti dejará de ser el CEO de YPF en las próximas horas

El CEO de YPF, Sergio Affronti, presentará en las próximas horas su renuncia al cargo luego de dos años al frente de la compañía. Su salida se produce por diferencias con el presidente Pablo González. Lo reemplazarla Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF.

El ejecutivo había sido nombrado en abril de 2020 luego de haber mantenido varias reuniones con el presidente Alberto Fernández, quien terminó dándole el visto bueno a su desembarco. De ese modo, Affronti regresó a la compañía donde había comenzado su carrera en 1993.

Este mendocino tuvo que gestionar la empresa en el peor momento de la pandemia y luego comandó la recuperación de los últimos meses.

Su reemplazante

Pablo Iuliano es ingeniero químico egresado de la Universidad Tecnológica Nacional, nacido en la ciudad de La Plata, pero con identidad neuquina, provincia a donde llegó a los 6 años y en la cual desarrolló gran parte de su vida profesional.

Inició su carrera en YPF hace dos décadas cuando la empresa era controlada por la española Repsol. Durante diez años y medio trajinó los yacimientos El Portón, en la frontera entre las provincias de Neuquén y Mendoza, y Chihuido de la Sierra Negra (Rincón de los Sauces), el campo productor de crudo estrella en los años 90.

En 2012 su destino fue Añelo, donde comandó el proyecto más ambicioso de una YPF que volvía a estar bajo control estatal: el desarrollo de Loma Campana, en sociedad con Chevron.

Luego se fue a trabajar a Tecpetrol, donde lideró el desarrollo de Fortín de Piedra, el principal yacimiento de shale gas de la formación, entre 2017 y 2020.

Desde mayo de 2020 se venía desempeñando como vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF, habiendo quedado a cargo todos los proyectos de la petrolera de bandera en Vaca Muerta.  

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La Expo San Juan Minera 2022 se prepara para recibir a miles de visitantes

Dicha exposición está organizada por el medio especializado Panorama Minero, con apoyo  del Gobierno de San Juan, y participarán las empresas de mayor presencia en la minería local y regional -con especial foco en el cobre-, compañías proveedoras de San Juan y las principales provincias mineras, especialistas y líderes de opinión, representantes comunitarios y referentes internacionales tanto del ámbito público como privado.

El evento, que se desarrolla bajo el lema “La expo minera de la gente”, incluirá actividades pensadas para la familia y público general, así como encuentros de negocios y reuniones que apuntan a facilitar el intercambio comercial y el networking entre proveedores y mineras, organismos públicos y el ámbito académico.

“El primer objetivo es hacer partícipe a la comunidad, que la gente tenga un lugar privilegiado en este encuentro y brindarles información útil para conocer la verdadera capacidad de mejora que puede brindar la minería como motor industrial. También apuntamos a que los proveedores puedan reunirse con las compañías mineras y generar nuevos negocios que vayan en línea con el interesante período que atraviesa este sector en términos de inversiones”, señalaron desde la organización.

Entre las distintas atracciones se incluye una exhibición en distintas carpas en las que se podrán conocer las ofertas de productos y servicios relacionados a la minería, todo ello en el exclusivo predio Costanera Complejo Ferial ubicado en la localidad provincial de Chimbas. A la par, habrá un salón exterior de máquinas, salas de conferencias, una feria regional con productos locales y especialidades gastronómicas; shows en vivo, premios, capacitaciones, cursos técnicos y charlas informativas que tratarán los temas de mayor interés social emparentados a la actividad.

Para más información, comuníquese con Panorama Minero en:

www.panorama-minero.com

www.exposanjuan.com.ar

informes@panorama-minero.com

Whatsapp Business: +54 9 11 6360-4077

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Oldelval, Otasa y Oiltanking expondrán este jueves los planes de inversión para tratar de conseguir la extensión de sus concesiones

La Secretaría de Energía realizará este jueves en su sede de Neuquén una jornada de trabajo donde representantes de Oleoductos del Valle (Oldelval), Oleoducto Trasandino (Otasa) y Oiltanking expondrán el detalle de los planes de inversión para tratar de lograr la extensión de sus concesiones. La cita es a las 15 horas y se podrá seguir en vivo por el canal de Youtube de la Secretaría. Asistirán autoridades nacionales y provinciales junto con directivos de petroleras, empresas de servicio y cámaras sectoriales. El secretario de Energía Darío Martínez anticipó que busca resolver el tema durante este invierno.  

El aumento de la capacidad de transporte de petróleo es una necesidad para el sector en momentos en que la producción de gas y petróleo no convencionales alcanzaron durante marzo récords históricos de producción en Vaca Muerta, en tanto que el crudo resultante de todas las cuencas del país fue la más alta desde 2011.

Oleoductos del Valle (Oldelval)

Oleoductos del Valle (Oldelval), que transporta el crudo de Vaca Muerta hacia Buenos Aires, tiene en carpeta un plan para duplicar su capacidad de transporte, sumando 36.000 metros cúbicos (m3) más por día. La inversión está presupuestada en 750 millones de dólares, pero para garantizar el financiamiento de la obra necesita que el gobierno le otorgue una extensión de 10 años de su concesión que vence en 2028.

La intención es que al menos la mitad de los fondos sean adelantados por las petroleras que extraen crudo de Vaca Muerta. El socio mayoritario de Oldelval es YPF con el 37% de las acciones, seguido por ExxonMobil con el 21%, Chevron con el 14,5%, PAE y Pluspetrol con el 11,9, y Pampa Energía y Tecpetrol con el 2,1%, pero también harían un aporte cargadores como Vista, Shell, Equinor y Petronas.

Todas las interesadas firmarían nuevos contratos con Oldelval para asegurarse parte de la capacidad adicional de transporte y adelantarían una suma de dinero a cuenta de esos contratos.

Oldelval podría garantizarse así entre 300 y 400 millones de dólares y una vez que tenga asegurado ese piso buscaría el financiamiento adicional en el mercado respaldándose en la prórroga de la concesión y los nuevos contratos de transporte firmados con petroleras de primera línea.

Oldelval ya avanzó en la ingeniería del emprendimiento, que prevé el tendido de un caño de 342 kilómetros en 24 pulgadas de diámetro, otros 18 kilómetros en 30 pulgadas y distintas plantas compresoras para poder transportar el crudo.

Oleoducto Trasandino (Otasa)

El crudo de Vaca Muerta tiene también una posibilidad inmediata de evacuación hacia el oeste a través del Oleoducto Trasandino (Otasa) que se extiende desde el yacimiento Puesto Hernández, en Neuquén, hasta la ciudad de Talcahuano en Chile, a través de un caño de 425 kilómetros que llega a un pico de 2000 metros de altura para cruzar la Cordillera, y luego baja hasta Talcahuano.

Creada en 1992, Otasa es controlada por A&C Pipeline Holding Company, cuyos accionistas son la empresa estatal chilena ENAP (36,25 por ciento), YPF (36) y Unocal Argentina (27,75 por ciento).

El oleoducto dejó de operar en 2006, cuando la refinería ENAP dejó de demandar crudo neuquino, y ahora avanza en un proceso de rehabilitación y puesta a punto. Las tareas se vieron retrasadas por la pandemia de coronavirus, pero ya se están desarrollando las primeras pruebas mediante el bombeo de agua, por lo que de funcionar correctamente se espera que se pueda comenzar a cargar crudo en diciembre.

Ese ducto permitirá sumar el transporte de unos 100.000 barriles adicionales de crudo de Vaca Muerta -llegó a un máximo histórico de 115.000-, tanto para consumo interno de Chile a través de la refinería de Bio Bio como para exportación por el puerto de Concepción hacia los mercados del Pacífico.

Por la magnitud de los trabajos, se requiere un mayor tiempo de ambas concesiones para recuperar las inversiones.

Oiltanking Ebytem

Las obras que ampliarán la capacidad de trasporte de Oldelval deben ir acompañadas también con inversiones en la terminal de Oiltanking Ebytem en Puerto Rosales, que se encarga de la recepción, almacenaje y bombeo del petróleo que proviene de las cuencas patagónicas. La terminal es controlada por la alemana Oiltanking GmbH con un 70% de las acciones y la petrolera YPF que tiene el 30% restante.  

Oiltanking Ebytem fue constituida el 23 de diciembre de 1992 con el propósito de privatizar la carga, descarga y almacenamiento de hidrocarburos mediante la Estación de Bombeo y Terminal Marítima de Puerto Rosales. Ese mismo año, la firma Isaura S.A. resultó adjudicataria por concurso del 70% y al año siguiente el Ministerio de Economía aprobó a través de la resolución 139/93 el contrato de compraventa de acciones y la cesión de la concesión de transporte de hidrocarburos por un plazo de 35 años, contados desde el 6 de noviembre de 1992 prorrogables por 10 años más.

En marzo de 1994, Isaura transfirió sus acicones a Oiltanking Argentina S.A. y en octubre de 1996 transfirió sus acciones en Oiltanking Argentina S.A. a Oiltanking GmbH y Oiltanking Benelux GmbH.

La principal actividad operativa de Puerto Rosales se centra en dos monoboyas
giratorias para el atraque de grandes buques petroleros, denominadas Punta Ancla y Punta Cigüeña, ubicadas entre las boyas 19 y 21 del canal principal de acceso, y que pueden descargar en promedio unas 400.000 toneladas mensuales. Estas boyas se encuentran vinculadas a tierra firme por una cañería submarina de 2.000 metros de longitud que las conecta con una planta de 18 tanques (con una capacidad de almacenaje de 480.000 m³) y un oleoducto a través del cual se bombea el crudo hacia las refinerías instaladas en La Plata, donde se lo industrializa. Las monoboyas son administradas por Oiltanking, que se encarga también del almacenaje y bombeo del petróleo.

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Camuzzi anuncia la adjudicación de la obra que permitirá abastecer con gas natural a América  

Participaron del encuentro, Sergio Massa, presidente de la Honorable Cámara de Diputados de la Nación; Alexis Guerrera, ministro de Transporte de la Nación; Darío Martínez, secretario de Energía de la Nación; Maggie Videla, subsecretaria de Hidrocarburos; Federico Bernal, interventor del Enargas; Jaime Barba, presidente de Camuzzi y Juan Alberto Martínez, senador provincial. 

Esta obra tan esperada demandará una inversión aproximada de $ 1.700 MM de pesos, y constará de:

Un gasoducto de 72km de extensión en cañería de 6” de diámetro, desde Trenque Lauquen hasta América.La incorporación de 2 estaciones reguladoras de presión. Y la ejecución de un Ramal que vinculará ambas plantas, de 5 km de longitud, en cañería de 6”. 

La compañía destacó que se encuentra trabajando junto a los equipos técnicos de la Secretaría de Energía de la Nación en la evaluación de diferentes alternativas para mejorar las posibilidades de financiamiento que se requieren para llevar adelante este importante desarrollo que permitirá el crecimiento de la localidad y sus alrededores. 

Hasta el momento, tanto América como las localidades aledañas de Carlos Tejedor, Berutti, Gonzalez Moreno, Tres Algarrobos y Urdampilleta, se abastecen a través de camiones de GNC que cargan gas en una planta en Pehuajó, y lo trasladan hasta las diferentes ciudades para su posterior distribución. 

Esta obra es una muy buena noticia para toda la región, porque la vinculación al gas natural de América permitirá la incorporación de 600 nuevos usuarios en dicha ciudad, y generará a su vez la liberación parcial de más de 1.500 factibilidades en las otras localidades. 

De esta manera, Camuzzi refuerza su compromiso por dar solución a los sistemas que operan al límite de su capacidad, mejorar la operación, confiabilidad y calidad del servicio, y modernizar la atención a los usuarios. 

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Tras recibir ofertas con precios del gas a casi 50 dólares, Enarsa declaró desierta una licitación para importar LNG

La empresa estatal Enarsa (ex IEASA) declaró desierta una licitación para importar Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) para el mes de agosto, luego de recibir ofertas con precios cercanos a los US$ 50 por millón de BTU. El precio promedio de las importaciones de LNG que realizó el país en junio fue de 28,55 US$/MMBTU, es decir, prácticamente la mitad del importe de las propuestas recibidas este martes. EconoJournal había adelantado que era improbable que la que Enarsa pudiera conseguir precios competitivos dado que el valor del LNG se disparó en las últimas dos semanas a nivel global por una serie de acontecimientos como el incendio en las instalaciones de Freeport, una de las principales plantas de despacho de LNG de EE.UU., medidas de fuerza en algunos países productores de gas como Noruega y los problemas de Europa para asegurar la demanda del fluido para el continente.

La compañía presidida por Agustín Gerez, un funcionario del área energética ligado al sector de Cristina Fernández, tenía previsto en esta licitación importar cuatro buques con LNG para abastecer la demanda de invierno, sobre todo para el mes de agosto. Pero, en los hechos, en el tender recibió cuatro ofertas con los precios entre 46,66 y 51,75 dólares por millón de BTU.

En junio Enarsa concretó la importación de otros cargamentos de LNG para abastecer la demanda del sector de generación eléctrica. Estos buques se suman a otros 11 barcos que ya había adquirido. En esta oportunidad, el precio que finalmente terminó pagando Enarsa por estos cargamentos fue de 25 US$/MMBTU. Estas compras corresponden al cronograma de Enarsa para los meses de mayo, junio, julio y agosto.

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Modifican un aspecto clave de la segmentación de tarifas y advierten que hacen falta dos decisiones del gobierno para que esté vigente

La ministra de Economía, Silvina Batakis, confirmó el lunes que el gobierno avanzará con la segmentación tarifaria “tal como lo estableció el decreto 332/22”. Esto significa que todos los usuarios de los servicios de luz y gas que deseen conservar los subsidios deberán inscribirse en un registro que se habilitará a partir de este viernes.

Sin embargo, la segmentación no se aplicará de nodo retroactivo desde junio, como habían dejado entrever fuentes oficiales apenas se publicó el decreto, sino que entrará en vigencia después de que se implementen los precios mayoristas diferenciales de luz y gas y los entes reguladores oficialicen los nuevos cuadros tarifarios. Este punto es clave. En los despachos oficiales admiten que si bien el Decreto 332 está formalmente vigente, será de cumplimiento imposible hasta que la Secretaría de Energía publique por resolución cuál será el precio del gas (PIST) y la electricidad (PEST) que deberán pagar los usuarios a los que se les retiren los subsidios.

A su vez, una vez que se conozca esa normativa, los entes reguladores del gas (Enargas) y de la electricidad (ENRE) deberán cargar esos nuevos precios mayoristas en los cuadros tarifarios de cada distribuidora. Hasta que no se completen esas dos instancias administrativas, la segmentación es, en los hechos, impracticable.

Cambio sustancial

Al mismo tiempo, si bien la ministra ratificó la herramienta diseñada por el ex ministro Martín Guzmán, se introducirá un cambio sustancial en la implementación de la medida. Fuentes gubernamentales aclararon que habrá un plazo para inscribirse y durante ese tiempo nadie perderá el subsidio de forma automática sino se anota, como estaba previsto inicialmente.

La fijación del plazo busca evitar un eventual conflicto político para el gobierno en caso de que de que la inscripción en el Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE) se registre más lento que lo pensado. En el planteo de origen, aquellas personas que no completaran el formulario iban a perder el subsidio de forma automática. Luego, una vez que reciban las facturas con aumentos, podrían realizar el planteo de rectificación, pero esa situación dejaba al Ejecutivo y a las distribuidoras frente al escenario posible de tener que refacturar millones de casos, con el consecuente conflicto social y político que eso implicaría, tal como informó EconoJournal el 19 de junio. No hay que olvidar que los hogares del Nivel 3 (clase media) ascienden a unos 6 millones en el caso del gas natural y a 8 millones en energía eléctrica.

Sin retroactividad

El pasado 16 de junio, cuando se publicó el decreto 332/22 de segmentación tarifaria, fuentes oficiales aseguraron a la prensa que la quita de subsidios comenzaría a regir de modo gradual a partir de ese mismo mes. Sin embargo, ahora desde el gobierno afirman que no habrá ningún tipo de aplicación retroactiva.
El primer paso lo deberá dar la Secretaría de Energía con la publicación de una resolución que fije el precio de la electricidad y del gas por redes para los tres niveles de usuarios previstos en el decreto 332 (hogares de ingresos bajos, medios y altos). Una vez que eso ocurra, los entes reguladores oficializarán los nuevos cuadros tarifarios residenciales tomando en cuenta los nuevos precios diferenciales de la energía.

Quién instrumentará los cambios

El martes 28 de junio el secretario de Energía, Darío Martínez, publicó la resolución 467/22 que avanzó con la reglamentación del decreto 332/22. Lo que hizo esa norma fue delegarle la tarea de instrumentación a la subsecretaría de Planeamiento Energético conducida por Santiago López Osornio, el único hombre que respondía a Guzmán en Energía.

Como era de esperarse, Osornio renunció junto con Guzmán y desde entonces la subsecretaría de Planeamiento Energético permanece acéfala. No obstante, el que tomó la posta para avanzar con la puesta en marcha de la segmentación, al menos en el sector eléctrico, es el ex subsecretario de Coordinación Institucional de la Secretaría de Energía y actual vicepresidente de CAMMESA, Santiago Yanotti, quien el año pasado estuvo trabajando con la Anses y el Sintys para tratar de definir una base de datos que permitiera avanzar con la aplicación de tarifas diferenciales. Yanotti es un funcionario de confianza del jefe de Gabinete, Juan Manzur.

Quienes dejarán de recibir subsidios

El decreto 322/22 establece que dejarán de percibir subsidios aquellos que cumplan alguno de los siguientes requisitos: ingresos mensuales netos superiores a un valor equivalente a 3,5 Canastas Básicas Totales (350 mil pesos, según los últimos datos de Indec), titulares de tres o más automóviles con antigüedad menor a cinco años; titulares de tres o más inmuebles; titulares de una o más aeronaves o embarcaciones de lujo, y/o titulares de activos societarios que exterioricen capacidad económica plena. Según el gobierno, todos los que cumplen con alguna de esas condiciones equivalen al 10 por ciento de la población y no deberán inscribirse en ningún lado.

Donde inscribirse

El resto de los usuarios deberán anotarse en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) que estará habilitado en la página https://www.argentina.gob.ar/subsidios, a la que también se podrá acceder a través de la aplicación Mi Argentina, en la sección de Mis Trámites. “Inscribite para mantener los subsidios que hoy recibís en tu hogar a los servicios de luz y gas”, ya puede leerse en la aplicación.
Aquellas personas que no tengan acceso a internet podrán completar el formulario de manera presencial en las oficinas de la Anses o de las distribuidoras de luz y gas.

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Los líderes de la industria del gas natural debatirán los principales temas de la agenda del sector

Los referentes de la industria del gas natural participarán este viernes del Gas Day, una conferencia realizada por EconoJournal que en esta edición lleva como título “Cómo gestionar el invierno sin desatender oportunidades de mediano plazo”. El evento podrá seguirse a través de nuestro canal de YouTube a partir de las 10.

El primer y segundo panel reunirá a directivos de empresas productoras de gas, como Emilio Nadra (CGC), Ricardo Ferreiro (Tecpetrol), Rodolfo Freyre (PAE) Mariano D’agostino (Wintershall Dea), Santiago Patrón (Pampa Energía) y Adrián Burtnik (Pluspetrol), quienes analizarán los principales desafíos que tiene por delante el segmento de Upstream del hidrocarburo.

Entre los temas que se analizarán se destacan cómo viabilizar inversiones en infraestructura de transporte y tratamiento; cuán factible es construir en la Argentina una planta de licuefacción de Gas Natural Licuado (LNG); cómo gestionar la heterogeneidad entre las cuencas productoras, dado que mientras el desafío que se presenta en la Neuquina se vincula con desarrollar la demanda incremental, mientras que la Austral requiere adicionales de producción para aprovechar la infraestructura disponible. Sumado a que la del Noroeste, que precisa adecuar la infraestructura de transporte para sustituir las importaciones de Bolivia.

También dialogarán respecto a cómo extender hacia adelante el Plan Gas.Ar ya que el suministro para el nuevo gasoducto troncal desde Vaca Muerta requerirá nuevas convocatorias para contractualizar producción adicional. Por eso, detallarán cuáles son las características que deberían tener las nuevas subastas.

El tercer panel estará a cargo de Federico Fernández Niello (Excelerate Energy), Claudia Trichilo (TGS) y Mauricio Cordiviola (Camuzzi), quienes darán cuenta sobre los desafíos operativos que existen en el sector gasífero.

Dado que la estacionalidad es cada vez más relevante para desarrollar producción incremental y que, a causa de esto, resulta preciso avanzar con la redefinición de la infraestructura de evacuación y transporte, en el encuentro de disertarán sobre las perspectivas en esa área, los retos que presenta el despacho de gas en el momento de mayor consumo del año y los cambios respecto a la operación en los últimos 20 años.

El cuarto panel referido a la industrialización como agregador de valor será llevado adelante por Gabriel Vendrell (Acigra) y Guillermo Rolando (DOW).

Asimismo, los oradores discutirán sobre si la ampliación del régimen de Zona Fría generó una mayor demanda, para dar a conocer cómo se enfrenta y planifica esa situación. Y también acerca de las exportaciones a Chile, teniendo en cuenta la conveniencia coyuntural frente a las necesidades de mediano plazo.

Por último, en el quinto panel se presentarán José Martínez de Hoz, Pablo Rueda y Juan Cruz Azzarri de MHR abogados, quienes expondrán acerca de cómo neutralizar las distorsiones macroeconómicas para viabilizar inversiones a largo plazo: Midstream, LNG e hidrógeno verde.

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Austin Powder presenta el E*STAR Túnel

Austin Powder, la compañía líder en la fabricación, distribución y aplicación de explosivos industriales y soluciones de voladura de ingeniería, anuncia el lanzamiento a nivel global de su nuevo E*STAR Túnel desarrollado para el carguío rápido de voladuras en túneles que, al mismo tiempo, reduce los residuos plásticos posteriores a la voladura en la pila de material volado.

Se trata de la última edición del sistema de iniciación electrónica E*STAR, sumamente confiable en las condiciones extremas y exigentes de un túnel gracias a su diseño robusto, a una excepcional tolerancia a las fugas y al sistema de voladura que lo acompaña.

El nuevo diseño del conector E*STAR Túnel introduce menos plástico en el lugar de la voladura, mientras que los colores neón permiten una detección rápida, incluso en un entorno subterráneo con poca luz.

El gerente global de Sistemas de Iniciación Electrónica de la compañía, Campbell Robertson, aseguró que “dos de las grandes características del E*STAR Túnel son la economía del producto y la reducción del impacto ambiental en nuestros clientes” y sumó que “aunque el conector y el cable se diseñaron para tener menos plástico, es extremadamente resistente y ha demostrado ser un producto excelente”.

Características del E*STAR Túnel

El túnel ofrece retardos de hasta 20 segundos permitiéndoles a los clientes optimizar el tiempo para resolver los problemas causados por una vibración excesiva o una fragmentación sub-óptima. El uso de la temporización flexible de este nuevo producto durante el carguío, junto con pozos de contorno precisamente sincronizados, puede evitar el sobre rompimiento, lo que mejora la estabilidad de la pared mientras genera más avance por voladura. Esto provoca múltiples eficiencias de producción y seguridad que tienen un impacto positivo en cada parte de la operación.

Además, la precisión de su temporización reduce el traslape de tiempos y optimiza la energía con un sobre quiebre significativamente menor, lo que se traduce en un efecto positivo en los ciclos de sostenimiento, apernado y lanzado de concreto.

Asimismo, cuenta con capacidad RFID y programación por “secciones e Intervalos”, un nuevo método de programación de Austin Powder, diseñado específicamente para la construcción de túneles. La programación y conexión de los detonadores del E*STAR Túnel cuenta con un proceso rápido que da como resultado una carga más rápida del pozo y una fragmentación mejorada con menos material sobredimensionado.

En esa línea Robertson explicó que “a diferencia de los períodos de retardo pirotécnicos típicos preestablecidos, cualquier detonador puede ir a cualquier pozo, y el explosivista asigna sus retardos en función de las secciones e intervalos que ha asignado previamente en su logger«.

En una prueba reciente en Europa, el cliente Jiří Horčička, gerente de proyectos de Metrostav Norge AS, quien aseveró que «el sistema de túneles E*STAR es muy intuitivo, por lo que es fácil de manejar para los explosivistas. Y su segunda ventaja es que tiene un bajo impacto ambiental».

Este lanzamiento se enmarca en la misión de Austin Powder de mejorar el mundo en el que vivimos mediante el uso seguro y responsable de explosivos. En ese sentido, la firma continúa desarrollando tecnología para optimizar los procesos de voladura, con la tecnología E*STAR Túnel como ejemplo de este compromiso.

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Cepsa cerró la adquisición de Deten Química a Petrobras

Cepsa Química cerró la adquisición del 27,88 por ciento de Deten Química que estaba en manos de Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras), tras haber obtenido la autorización del Consejo Administrativo de Defesa Económica de Brasil. 

Con la firma de este acuerdo, Cepsa aumentó su participación en la compañía química brasileña hasta el 97,82 por ciento de su accionariado. El 2,18% restante permanece distribuido entre pequeños accionistas.

Deten Química es el principal productor de Brasil de LAB/LABSA, materias primas dirigidas a la elaboración de surfactantes para detergentes biodegradables destinados al cuidado del hogar.

Desde Cepsa quieren continuar liderando e innovando en la planta de producción de LAB/ LABSA más grande de Latino América, una región en plena expansión y crecimiento. Es por esto que se encuentran estudiando un plan de modernización y mejora de la planta brasileña que comportará nuevas inversiones y permitirá un proceso productivo más seguro, eficiente y sostenible. El plan supondrá disminuir las emisiones de la fábrica, reducir su consumo de agua y optimizar el uso eficiente de las materias primas y la electricidad.

La compañía entró en el accionariado de Deten en 1999 y durante estos 23 años contribuyó a conformar a la empresa brasileña como una de las plantas químicas sudamericanas más desarrolladas del continente.

Oferta sostenible

La fábrica situada en Salvador de Bahía logró la obtención del certificado medioambiental ISCC PLUS el mes pasado. Este reconocimiento viene derivado de la modernización realizada por Deten Química que le ha permitido producir NextLab, una nueva e innovadora familia de materias primas para la elaboración de surfactantes sostenibles basada en la utilización de materias primas renovables y/o circulares.

Con esto, Deten Química ha dado un paso más para alinearse con los objetivos medioambientales de sus clientes y en su compromiso por el desarrollo sostenible, lo que la convierte en uno de los referentes de la industria de la fabricación de componentes para detergentes biodegradables del continente.

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El desarrollo hidrocarburífero offshore podría incrementar por año un 3,5% el PBI de la Argentina

El desarrollo de la actividad de exploración y producción de petróleo en el Mar Argentino podría significar un crecimiento del Producto Bruto Interno (PBI) de 3,5% en promedio durante 30 años. Si se avanza con 10 descubrimientos de hidrocarburos en las áreas exploratorias de la Cuenca Argentina Norte (CAN) adjudicas en 2019 el aporte promedio al producto sería de 1,88%, mientras que siete descubrimientos en la Cuenca Malvinas Occidental (MLO) aportarían un 1,62% de crecimiento adicional del producto. Este crecimiento es relevante también si se tiene en cuenta que el PBI del país viene expandiéndose en promedio 1,1% en los últimos 15 años y en los últimos 10 años decreció 0,4% en promedio.

Los datos surgen del estudio “Impacto Económico del Desarrollo Hidrocarburífero Costa Afuera en Argentina” de la consultora Ecolatina, al que accedió EconoJournal. Fue realizado por los ingenieros Daniel Dreizzen, Milagros Piaggio y Paula Gosis entre diciembre de 2021 y mayo de 2022 y analiza el posible efecto sobre la economía del país de las 18 áreas licitadas y adjudicadas en 2019 de las cuencas CAN y Malvinas Occidental (MLO). El informe analiza los efectos económicos por cada cuenca separada porque tienen riesgos de inversión distintos. Para comparar con la actividad actual, el director del área energética de Ecolatina, Daniel Dreizzen, señaló a EconoJournal que “el impacto que tienen las operaciones que actualmente se desarrollan costa afuera en la provincia de Tierra del Fuego, entre efectos directos, indirectos e inducidos, representan el 0,6% del PBI”.

Escenarios

El estudio establece distintos escenarios para las cuencas CAN y MLO en cuanto a los posibles descubrimientos de áreas productivas y los efectos en promedio sobre el PBI actual para los próximos 30 años (de 2022 a 2052). En caso de que se realice un solo descubrimiento de petróleo en CAN, el impacto en el PBI sería de 0,24%. Pero podría tener un incremento de 1,07% si hay cinco descubrimientos y si se llega a 10 descubrimientos el impacto podría llegar a 1,88% sobre la economía del país. Al mismo tiempo, el efecto sobre la balanza comercial sería de entre 3,4% y 26,2%, según la cantidad de descubrimientos.

Lo mismo ocurre en la cuenca MLO, ya que si se realiza un descubrimiento petrolero el efecto en promedio sobre el PBI actual para el período 2022-2052 sería de 0,30%, pero saltaría a 0,84% con tres descubrimientos y treparía a 1,62% con 7.

Por etapas

Dreizzen explicó que para llevar adelante el estudio “primero definimos un proyecto tipo para ambas cuencas, que consta de dos años para la etapa de exploración, cuatro para delineación, ocho para desarrollo y 22 años para producción. Luego estimamos los volúmenes a descubrir, las inversiones para extraer el recurso, las producciones, costos, ventas e impuestos”.

Además, añadió que “luego utilizamos el modelo de la matriz insumo producto para evaluar el impacto causado en el valor bruto de producción nacional por sector económico, en el PBI, en la generación de empleo, en la balanza comercial y en la recaudación tributaria. Esta herramienta permite cuantificar el efecto total que se genera en la economía por la interrelación de todos los sectores como consecuencia de un shock inicial (efectos macroeconómicos y microeconómicos sobre cada rama económica)”

En este sentido, el estudio resalta que en el caso de la CAN para un escenario intermedio de cinco descubrimientos, el efecto durante los años de cada etapa implicaría un crecimiento promedio del PBI de 0,03% en la etapa de exploración, 0,04% para delineación, 0,33% para desarrollo y un efecto de 1,57% para la producción. En el escenario más optimista de 10 descubrimientos y en la etapa de mayor efecto, que es la de las producción y exportaciones, es decir, a partir del año 2031 según el estudio, el impacto del offshore de la cuenca CAN sobre el PBI podría trepar a 3,14% en promedio.

En el caso de la Cuenca MLO un escenario de tres descubrimientos implicaría un escenario de crecimiento promedio del PBI de 0,02% en la etapa de exploración, 0,01% en la etapa de delineación y 0,19% en la etapa de desarrollo y 1,18% en la etapa de producción. A su vez, en el escenario más optimista de siete descubrimientos el impacto sería de 0,04% en exploración, 0,03% en delineación, 0,44% en desarrollo y 2,75% en producción.

Producción, inversión, exportaciones y regalías

Daniel Dreizzen indicó que “un solo descubrimiento tipo de CAN se estima en 560 millones de barriles de petróleo, lo que representa aproximadamente el 15% de las reservas y recursos de petróleo certificados del país”. El estudio de Ecolatina sobre el offshore analiza los efectos en la producción, inversión, exportaciones y regalías. Para esto, establece tres escenarios en cada ítem:

Producción:

1 descubrimiento: implicaría un plateau de 80.000 barriles diarios de petróleo (kbbl/d), que representan el 15% de la producción actual total del país.

5 descubrimientos: tendría un plateau de 400 kbbl/d, es decir, un 73% de la producción del país.

10 descubrimientos: un plateau de 800 kbbl/d, que significaría 1,45 veces la producción actual total del país.

Inversión:

1 descubrimiento: demandaría una inversión de US$ 5.305 millones (aproximadamente una vez la inversión en upstream argentina durante todo el año 2021).

5 descubrimientos: requerirían una inversión de US$ 26.525 millones (aproximadamente cinco veces la inversión en upstream del país en 2021).

10 descubrimientos: US$ 53.050 millones (aproximadamente 10 veces la inversión en upstream argentina en todo 2021).

Exportaciones:

1 descubrimiento: US$ 44.708 millones (el 11% del PBI de 2020).

5 descubrimientos: US$ 223.428 millones (57% del PBI de 2020).

10 descubrimientos: US$ 447.076 millones (1,15 veces el PBI 2020).

Regalías y Ganancias:

1 descubrimiento: significaría US$ 700 millones (53% de las regalías petroleras actuales).

5 descubrimientos: US$ 4.000 millones (3 veces las regalías petroleras actuales).

10 descubrimientos: US$ 8.300 millones (6,4 veces las regalías petroleras actuales).

Empleo

En cuanto a la creación de empleo, para CAN el estudio establece un escenario de máxima (10 descubrimientos) con la creación de 212.000 nuevos puestos de trabajo entre directos, indirectos e inducidos, que son los que se generan con los gastos de los empleos. Esa cifra descendería a 27.000 empleos en el escenario más pesimista de un solo descubrimiento offshore nuevo. La cuenca MLO tendría un efecto similar.

Los sectores más beneficiados en ambos casos serían el transporte marítimo y aéreo, que crecerían entre un 0,5% y un 3,7%; la electricidad, gas y agua con un impacto de entre 0,2% y 2%; servicios de hotelería y restaurants con 0,2% a 1,5%; aunque también tendría impacto en la actividad de petróleo y gas onshore, construcción, servicios financieros e inmobiliarios, productos de metal y minerales, astilleros y perforación, entre otros. El estudio de Ecolatina destaca que en la actualidad la actividad offshore emplea a alrededor de 72.000 personas (7.000 empleos directos, 15.000 indirectos y 50.000 inducidos). “Para tener en cuenta, en Brasil el pico de empleo causado por las operaciones offshore fue de 1,2 millones de personas empleadas”, concluyó Dreizzen.

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Europa acentúa su giro intervencionista para contener la crisis energética

La decisión en Francia de avanzar con la “nacionalización” de la principal compañía generadora y distribuidora de electricidad del país pone en escena las dificultades que Europa atraviesa para evitar una profundización de la crisis energética. Al fantasma del racionamiento energético se suman las consecuencias económicas de los aumentos de los costos energéticos. La situación esta forzando a los Estados europeos a intervenir en los mercados y motoriza en la Unión Europea discusiones sobre reformas estructurales.

La primera ministra francesa, Élisabeth Borne, anunció el miércoles que el gobierno nacionalizará Electricité de France (EDF), la mayor compañía de generación eléctrica de Francia, sobre la base de garantizar la soberanía energética y relanzar la industria nuclear francesa. El Estado, dueño del 84% del paquete accionario de EDF, buscará hacerse con el 100% del control de la compañía. “La emergencia climáticarequiere decisiones fuertes y radicales. Necesitamos tener el control total de la producción y de nuestro futuro. Debemos asegurar nuestra soberanía frente a las consecuencias de la guerra y los colosales desafíos que se avecinan”, dijo Borne.

Entre las consecuencias aludidas esta el alza de los precios de la energía, uno de los principales factores detrás de la inflación y de la reducción en la actividad industrial en Europa. El panorama es de alarma: los precios futuros de la energía eléctrica anotaron nuevos récords durante la última semana. En Francia los precios de la energía de base para el próximo año se dispararon el jueves a € 355 por MWh. El mismo contrato en Alemania tocó los € 392/MWh.

El gobierno francés no especificó detalles ni plazos para la nacionalización de EDF. Pero es probable que este pensando en forzar nuevamente a la compañía a incrementar las ventas de energía a precio regulado para intentar morigerar las subas en las tarifas de luz, una maniobra que ya generó un cortocircuito entre el gobierno francés y el presidente de la compañía.

Con distintos enfoques, el resto de los países de la Unión Europea también comenzaron a intervenir con mayor decisión en sus mercados energéticos.

Desacoplar el precio del gas de la electricidad

Un punto que viene generando consenso entre algunos países es la necesidad de reformar los mercados mayoristas eléctricos europeos. La Comisión Europea, el poder ejecutivo europeo, se mostró inicialmente reacia a esa opción. Pero la prolongación de la guerra en Ucrania y el deterioro en el abastecimiento de gas natural están llevando a replantear las reglas de juego en el mercado eléctrico.

El gas natural ocupa un rol central en la disparada de los precios de la energía eléctrica. El mercado eléctrico europeo es marginalista: la energía más cara disponible es la que fija el precio en todo el mercado si es que encuentra un comprador. Este esquema, que no registró sobresaltos mayores hasta ahora, comenzó a sufrirlos a mediados del año pasado con las primeras señales de reducción en los volúmenes de gas exportados por Rusia, y ahora los cuestionamientos son mayores debido a la guerra y el temor de que Rusia corte por completo las exportaciones de gas a Europa.

Francia y España fueron los primeros países que pidieron reformar el sistema marginalista. España sostuvo que se necesitan «soluciones estructurales» a nivel europeo para desacoplar los mercados de gas y electricidad. Italia, Portugal y Grecia respaldaron ese pedido e instaron al poder ejecutivo europeo a abordar el “efecto contagio” de los altos precios del gas en el mercado eléctrico.

En cambio un grupo de nueve países, entre los que se encontraban Alemania y Dinamarca, pidieron a la Comisión Europea que se abstenga de tomar medidas que puedan afectar el funcionamiento del mercado.

La presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, había prometido a fines de 2021 que el tema sería analizado. En abril, un reporte europeo oficial sobre mercados mayoristas europeos concluyó que los mercados estaban funcionando según lo previsto y que “el diseño actual del mercado eléctrico no tiene la culpa de la crisis actual”.

Sin embargo, Von der Leyen sorprendió a principios de junio con una postura que contradice las conclusiones del reporte. Dijo que el mercado eléctrico europeo “no funciona más” y que necesita adaptarse a la “nueva realidad del dominio de las renovables”. “El mercado es completamente diferente hoy en día. Son las energías renovables las más rentables y las más baratas”, explicó.

“Esta es la tarea que la Comisión ha asumido ahora. Esto no es cualquier cosa, es una gran reforma. Tomará tiempo, tiene que estar bien pensado. Pero debemos dar un paso adelante para adaptar nuestro mercado eléctrico a las condiciones modernas”, añadió Von der Leyen sin dar mayores precisiones.

Otra idea que ronda las discusiones europeas es la imposición de precios máximos. Italia llevó esa idea a la última reunión de líderes de los Estados europeos del mes de junio: propuso poner precios máximos al gas a nivel continental. Pero la propuesta no cosechó mayores respaldos. «La principal objeción (de otros países) a un tope a los precios del gas es el temor de que Rusia corte los suministros«, dijo el primer ministro italiano, Mario Draghi. “Pero no tiene sentido porque los suministros ya se siendo cortados”, añadió.

Analistas de la industria advirtieron que topear el precio del gas podría desalentar el arribo de los cargamentos de LNG que Europa necesita para la campaña de llenado de los almacenes de gas.

“Nacionalización” de EDF

Mientras que la Unión Europea discute qué hacer con los precios de la energía muchos Estados europeos comenzaron a intervenir en sus mercados domésticos. En Francia la maniobra para nacionalizar EDF puede conllevar un mayor control estatal sobre los precios de la energía.

Para evitar mayores subas en las facturas de luz el gobierno francés obligó en enero a EDF a incrementar la cuota de energía que por ley se encuentra obligada a vender a precio regulado. La ley ARENH de 2010 establece que las centrales nucleares francesas deben vender a las empresas distribuidoras hasta 100 TWh (casi un cuarto de su generación anual típica) a un precio definido por la Comisión Reguladora de la Energía (CRE). El gobierno estableció que EDF debe vender este año al mercado francés 20 TWh adicionales a precio regulado. El precio regulado oscila actualmente entre los 42 y 46 euros por MWh, muy inferior a los precios actuales en el mercado.

EDF estimó que por esa cuota extra de energía la compañía perderá este año ingresos por 10.000 millones de euros. El CEO y presidente de la compañía, Jean-Bernard Lévy, presentó en mayo un recurso administrativo para solicitar la eliminación de esa medida. “Tanto el precio como las condiciones de esas atribuciones nos perjudican considerablemente”, argumentó. La medida agrava el cuadro financiero de EDF, que registra una deuda de 40.000 millones de euros.

Al día siguiente del anuncio de la nacionalización, el Ministerio de Economía informó a través de un comunicado que busca un reemplazante para Lévy, cuyo mandato finalizaba en marzo de 2023. “El Estado y Jean-Bernard Levy han acordado poner en marcha el proceso de sucesión a partir de ahora”, informó el ministerio. El ministro de Economía, Bruno Le Maire, explicó que la nueva dirección de EDF tendrá que estar operativa «desde la vuelta de las vacaciones» de verano y precisó que el sustituto de Lévy será alguien que «controle los grandes programas industriales, pero también que tenga sentido del compromiso».

Por otro lado, la CRE recomendó en junio que el gobierno fije la cantidad de energía nuclear que EDF venderá en 2023 bajo el esquema ARENH en 130 TWh, diez más que en 2022.

Rescates en el sector energético alemán

Alemania se ha mostrado hasta ahora poco dispuesta a regular los precios de la energía en su mercado doméstico. De hecho, la “fase de alarma” en materia de gas declarada por el gobierno permite que las distribuidoras trasladen los aumentos de sus costos a las boletas de los usuarios para garantizar el abastecimiento energético.

Pero el gobierno sí se verá forzado a intervenir para evitar el colapso económico de las compañías energéticas. El gabinete del canciller Olaf Scholz aprobó una ley de emergencia para rescatar a las compañías del sector, que incluye la posibilidad de que el Estado ingrese como accionista.

“Políticamente, una cosa está clara: no permitiremos que una empresa de importancia sistémica quiebre y, en consecuencia, cause turbulencias en el mercado energético mundial. Con la nueva legislación tenemos varias opciones para actuar y actuaremos, «, dijo el ministro de Economía, Robert Habeck.

Uniper, la principal compañía importadora de gas en Alemania, elevó el viernes una solicitud formal al gobierno alemán para solicitar un rescate económico. «La situación ya no es sostenible para nosotros, por eso hemos presentado hoy la solicitud oficial de ayuda estatal. El gobierno federal ha creado los instrumentos necesarios para esto, ahora esperamos una solución rápida», dijo el director ejecutivo de Uniper, Klaus-Dieter Maubach.

Por la reducción en los volúmenes de gas desde Rusia la compañía tuvo que comprar gas más caro en los mercados, incurriendo en costos excesivos que hoy colocan a la empresa al borde de la quiebra.

Tope al precio del gas en España

En España rige desde mediados de junio un tope sobre los precios del gas natural para las centrales termoeléctricas. La “excepción ibérica”, que alcanza también a Portugal, fue aprobada en junio por la Comisión Europea luego de revisar las condiciones particulares del mercado ibérico, que cuenta con pocas interconexiones eléctricas y gasoductos con el resto del continente.

España y Portugal podrán destinar subsidios por hasta € 8400 millones para financiar a las centrales térmicas a gas y así reducir los precios finales de la electricidad. Los gobiernos presentaron en marzo una propuesta a la comisión fijando un máximo de € 30/MWh para el precio del gas. Pero la Comisión Europea acordó establecer el precio máximo en un promedio de € 48,8/MWh. El plan regirá hasta mayo de 2023.

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Por temor a que siga faltando gasoil, el gobierno demora la aprobación de los permisos de exportación de crudo en agosto

La Secretaría de Energía está demorando la aprobación de todos los permisos de exportación de crudo que las petroleras solicitaron para agosto. Suman 2,26 millones de barriles de petróleo (bbls), equivalentes a unos 235 millones de dólares de acuerdo a la cotización del Brent. El argumento oficial es que las refinerías “aún no han cerrado contratos de abastecimiento de crudo para que sus plantas operen al máximo de su capacidad instalada”. El temor es que se agudice el desabastecimiento de gasoil. No obstante, los pedidos de exportación son por 360.500 metros cúbicos, mientras que los requerimientos de crudo Medanito para el mercado local en agosto suman 52.500 metros cúbicos, apenas el 14,5 por ciento.

«Los plazos están vencidos. La Secretaría ya debería haber aprobado los permisos porque el petróleo Medanito sobra. Es algo que viene pasando desde hace dos meses, pero este se dilató todavía más. Aún así, las exportaciones se van a concretar realizando», señaló el gerente comercial de una petrolera con base en Vaca Muerta.

Los exportadores

Las solicitudes de exportación fueron realizadas por ocho empresas: Vista (80.000 m3), Shell (75.000 m3), Petronas (70.000 m3), CHNC (70.000 m3), Pluspetrol (40.000 m3), ExxonMobil (18.000 m3), PCR (6.000 m3) y Aconcagua (1500 m3). En total, suman 360.500 m3 de crudo que se cargarán en 5 buques tanque.  

Sin coordinación

El abastecimiento interno constituye una prioridad, pero fuentes del sector privado cuestionan el modo de proceder de la Secretaría de Energía porque se limita a demorar la aprobación de las exportaciones delegando sus funciones de gestión. De hecho, aseguran, el problema ya podría haber estado resuelto si desde el Estado se ejerciera algún tipo de coordinación.  

Como las operaciones de venta de crudo al exterior se cierran con al menos 45 días de antelación, la dilación por parte del Estado terminará impactando ahora en el precio al que se concreten esas exportaciones, sobre las que con seguridad los compradores terminarán aplicando un descuento. A su vez, el Estado se ve afectado por el consecuente impacto sobre las alicaídas reservas internacionales del Banco Central.

El temor

En la carta que la Subsecretaría de Hidrocarburos le envío a las petroleras el pasado 6 de julio se deja en claro que el gobierno pisó las exportaciones por temor a que continúen los faltantes de gasoil. “Resulta de público conocimiento las dificultades en el abastecimiento de gasoil tanto en el canal mayorista como minorista, esto unido a los altos precios internacionales que se deben afrontar para cubrir con importaciones el abastecimiento interno, hace necesario que las empresas locales continúen operando a la máxima utilización de su capacidad instalada a los efectos de mitigar el faltante de gasoil, asegurando así las necesidades del país en relación a dicho producto”, dice la nota firmada por Maggie Videla.

“En virtud de lo expuesto, la Secretaría de Energía mira con preocupación la situación planteada por las refinerías y exhortamos a ustedes a procurar los acuerdos necesarios para la adecuada satisfacción de las necesidades internas, atendiendo a las particularidades del mercado local y de acuerdo a los principios establecidos en el artículo 6 de la ley 17.319, en cuanto estipula expresamente que el Poder Ejecutivo permitirá la exportación de hidrocarburos o derivados, siempre que no sean requeridos para la adecuada satisfacción de las necesidades internas”, agrega la misiva.

Sin embargo, desde una petrolera cuestionaron esa interpretación. «De acuerdo a la nota de la Secretaría de Energía, a los refinadores locales les falta unos 250.000 barriles que podrían producir hasta un 35% de gasoil. Importar esa cantidad de combustible representa menos de 18 millones de dólares. No tiene sentido que se dilaten exportaciones de crudo por más de US$ 230 millones por no gastar, en el peor de los casos, menos de un 10% de ese monto en la importación de diesel«, advirtieron.

Lo que viene

En el sector privado, preocupa la falta de cintura para gestionar desde la Secretaría de Energía y temen que esta situación sea todavía más compleja en septiembre y octubre, pues la refinería de Raizen, que procesa entre 250.000 y 280.000 m3 de crudo Medanito, realizara una parada de cerca de 45 días en septiembre.  

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Acuerdo Lítica-Ganfeng: un gigante chino desembolsa US$ 960 millones para adquirir un proyecto de litio en Salta

Lítica Resources, una subsidiaria de Pluspetrol, la tercera mayor petrolera de la Argentina, anunció este lunes el traspaso de su proyecto de litio Pozuelos-Pastos Grandes en la provincia de Salta a la compañía china Ganfeng a cambio de más de US$ 960 millones. «El acuerdo permitirá a Lítica capitalizar la experiencia acumulada en estos años y acceder al capital necesario para acelerar su plan de inversión en exploración, desarrollo, piloto y montaje de plantas en otros salares del portafolio de la compañía en la región», explicó la empresa de origen argentino a través de un comunicado.  

Una vez cumplidas ciertas condiciones, entre las que se encuentra la aprobación de organismos regulatorios, Ganfeng, uno de los principales actores en el mercado global del litio, incorporará el proyecto Pozuelos-Pastos Grandes a su cartera de negocios. 

Por su parte, Lítica pondrá foco en desarrollo del resto de sus salares y en la construcción de una planta de más de 25000 toneladas de carbonato de litio, que permita continuar con su visión de largo plazo de convertirse en un productor relevante de litio en la región. 

Detalles

Ubicado en la provincia de Salta, el proyecto abarca cerca de 24.000 hectáreas en los salares de Pozuelos y Pastos Grandes, a más de 3700 de altura. Liítica está transitando la etapa final de construcción de una planta piloto en el lugar.

Creada en China en el año 2000, Ganfeng es uno de los principales actores en el mercado global del litio, con operaciones verticalmente integradas que abarcan todas las etapas críticas de la cadena de valor (incluyendo tanto la extracción de litio y el procesamiento de compuestos de litio y metales, como la producción y reciclaje de baterías de litio). En Argentina, se encuentra desarrollando los proyectos Caucharí-Olaroz en Jujuy y Mariana en Salta.

Establecida en China en 2000, es uno de los principales actores en el mercado global del litio, con operaciones verticalmente integradas que abarcan todas las etapas críticas de la cadena de valor (incluyendo tanto la extracción de litio y el procesamiento de compuestos de litio y metales, como la producción y reciclaje de baterías de litio). En Argentina, se encuentra desarrollando los proyectos Caucharí-Olaroz en Jujuy y Mariana en Salta.

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Tecpetrol presentó su plan para fortalecer a la cadena de valor

Tecpetrol dio a conocer el plan de acción 2022-2023 de ProPymes, el programa corporativo del Grupo Techint para el fortalecimiento de su cadena de valor, en el marco del Encuentro Anual con Proveedores en Neuquén. Los directivos presentaron las principales líneas de acción para los próximos 12 meses que contemplan capacitaciones, apoyo comercial e institucional y acompañamiento en los procesos de comercio exterior.

Del encuentro participaron 150 representantes de las 206 pymes proveedoras de la compañía. El director de supply chain de Tecpetrol, Guillermo Murphy, fue quien exhibió los lineamientos de ProPymes y explicó que se trabaja con los proveedores sobre tres cuestiones fundamentales: la seguridad, la calidad y el impacto en el ambiente. Por esto aseveró que “si un proveedor logra cumplir esos tres pilares, va a lograr los objetivos clave del programa”.

Además, destacó los esfuerzos llevados adelante por parte de la compañía durante el último año, en el cual 60 pymes nuevas comenzaron a realizar consultorías junto a ProPymes.

Del encuentro también participaron el vicegobernador de la provincia de Neuquén, Marcos Koopman, y el director regional de la cuenca neuquina y Vaca Muerta de Tecpetrol, Martín Bengochea.

Koopman sostuvo que “Vaca Muerta es importante para la Argentina y para el mundo. Es una construcción colectiva entre el sector público, operadoras, trabajadores, sindicatos, comunidades” y sumó “el desafío es seguir sosteniendo esa licencia social, consolidando la cadena de valor que fue construida entre todos y que, hoy, es más que una oportunidad. Es una responsabilidad”.

Por su parte, Bengochea remarcó que, durante los dos primeros años de desarrollo, Tecpetrol trabajó con más de 1.300 empresas de 15 provincias distintas, principalmente de Neuquén y Río Negro, y consideró que “esa experiencia permitió crear un círculo virtuoso en el cual se reforzaron los conocimientos, la calidad y la competencia de todo un entramado de pymes que beneficia no sólo a la compañía, sino también a la industria y a las comunidades donde operan”.

¿En qué consiste el Programa ProPymes Tecpetrol?

Actualmente el programa integra a 938 empresas, clientes y proveedores de las compañías del Grupo Techint. Tecpetrol participa del programa desde el 2007, y en el 2022 superó las 20 mil horas de capacitación, 10 mil horas de consultoría, y lleva alcanzados a más de 600 profesionales de su cadena de valor. Asimismo, durante el último año, 316 personas fueron capacitadas a un promedio de 32 horas cada una.

Para lo que resta del 2022 y la primera mitad del 2023, Tecpetrol buscará alcanzar las 11 mil horas de capacitación y 3.500 horas de consultoría, un 7 por ciento y 17 por ciento más de lo logrado hasta ahora.

En la jornada, las pymes participantes aprovecharon para conversar con sus pares y directores de la compañía sobre la situación del mercado del gas y petróleo y las proyecciones futuras en un año especial donde Tecpetrol alcanzó su récord de producción de 20 millones de m3 de gas por día en la cuenca neuquina de Vaca Muerta, convirtiéndose en el principal productor de gas no convencional del país.

ProPymes

El programa corporativo ProPymes institucionaliza la cooperación de Ternium, Tenaris, Tecpetrol y Techint Ingeniería y Construcción, con las pequeñas y medianas empresas clientes y proveedoras que lo integran hace casi 20 años. El objetivo es desarrollar la cadena de valor a través de acciones de trabajo asociativo. Colabora con las pymes para que mejoren su competitividad, aumenten exportaciones, realicen inversiones productivas y sustituyan importaciones de forma eficiente. Nació en 2002 y lleva años de trayectoria ininterrumpida adaptando sus acciones a las demandas de las pymes.

Además, ProPymes brinda apoyo en asistencias industriales, comerciales, financieras, institucionales, ambientales, en gestión de recursos humanos y acciones de RSE, y ofrece un robusto Programa de Capacitaciones destinado a transferir conocimiento y las mejores herramientas y prácticas de gestión.

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El lado B del aumento de tarifas: ¿Por qué puede convertirse en una solución para el sector productivo?

Días atrás el Gobierno Nacional anunció que en breve comenzará la inscripción al Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE). Aseguran que el objetivo es darle orden a las tarifas de luz y gas, como así también identificar cuáles son los hogares que necesitan mantener el beneficio y aquellos que pueden estar exentos.

La segmentación energética de los subsidios se constituye como una decisión gubernamental en la búsqueda de alcanzar «tarifas razonables y justas para el valor de la energía”. Más allá de la polémica por un nuevo aumento que deben soportar el sector productivo y residencial, uno más que contribuye a la galopante inflación, también se reabre el debate sobre el costo real de la energía y las soluciones que se pueden encontrar a un problema de décadas.

El ejemplo de otros países del mundo pone a las energías renovables como una alternativa al problema de las tarifas, ya no pensando en el futuro sino para actuar de inmediato y con resultados comprobables en el presente. Tomás Otaola, ingeniero mecánico y socio fundador de Terba Energy no titubea al afirmar que la utilización de energía solar es el camino definitivo a seguir. Esta apreciación se origina desde la pregunta retórica: ¿Durante cuánto tiempo más en Argentina se van a pagar tarifas bajas que no cubren la generación y distribución de energía?.

El precio promedio del kWh en Argentina es de USD 0.07. Con esta cifra no se llega a cubrir el valor de la materia prima para producirlo y a esto hay que sumarle los costos por el proceso de generación de la energía y la distribución de la misma. En comparación con otros países de la región, Argentina se ubica entre los que menos pagan. Nicaragua está al tope de la lista con USD 0,33 por kWh, seguido por Haití USD 0,28 y Uruguay USD 0,23.

Si se abre la ventana al mundo, la desentonación aún es más notoria. En Alemania se paga cinco veces más por la electricidad (USD 0,35 por kWh) que en nuestro país, mientras que en Dinamarca (USD 0,33), Bélgica (USD 0,32), Italia (USD 0,32), Irlanda (USD 0,31) o España (USD 0,27), la comparativa es similar. Pese a estos números, los aumentos calan hondo y son impagables en muchos casos para empresas y viviendas particulares.

En este punto es donde todos los faroles apuntan a las energías renovables como un factor determinante para el equilibrio económico. Desde Terba Energy comercializan soluciones integrales que se adaptan a las necesidades del productor industrial, también del agropecuario como así también para el sector residencial. Esta opción es más que importante no solo a la hora de hablar del ahorro en el consumo de energía, fuente fundamental para cualquier actividad, sino también en términos de concepción de una empresa que definitivamente tiene que tener al cuidado medioambiental como una de sus prioridades para ubicarse correctamente en el siglo XXI.

Los sistemas On Grid son equipos solares que trabajan en conjunto con la red eléctrica, capta la energía del sol, la transforma en una corriente eléctrica contínua. Además, administra la potencia y acopla la energía de los paneles con la de la red. En tanto, los sistemas Off Grid pueden trabajar de manera autónoma y sin necesidad de contar con energía de red; o pueden trabajar junto con ella o con un generador. Esto otorga la ventaja de ampliar las capacidades del sistema, reemplazar grupos electrógenos de back up y permanecer con energía pese a que haya cortes o interrupciones en el suministro.

La utilización de paneles solares para ahorrar en costo y producir energía es una práctica habitual en otros países del mundo, aunque vale resaltar que en Argentina estas experiencias ya comienzan a multiplicarse como consecuencia de dos cuestiones a considerar: la necesidad de ahorrar en tarifa y la consolidación de la idea de que es necesario un cambio de paradigma.

El caso Córdoba: tarifas más caras y alta inyección de energía a la red

Córdoba es un caso emblemático en el país ya que es una de las provincias en donde más caro se paga la tarifa de electricidad y al mismo tiempo reúne más de la mitad de la potencia solar instalada en la red de energía. La correlación entre tarifas altas, necesidad de ahorro y producción de energía renovable es más que evidente.

Cabe destacar que el Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública, se creó en el país mediante la Ley N° 27.424. Allí se establece el marco regulatorio para que todos los ciudadanos conectados a la red eléctrica puedan generar energía para su autoconsumo en hogares, PyMEs, grandes industrias, comercios, producción agrícola, entes públicos y organismos oficiales, entre otros.

Según la actualización de Abril de 2022 del Régimen de Generación Distribuida, Córdoba capta el 60% de la energía instalada en todo el país. Seguido muy de lejos por Buenos Aires con 11%, CABA con el 9%, Mendoza 8%, San Juan 5% y La Pampa 3%. De ese universo, se puede señalar que la mayor cantidad de casos son usuarios generadores residenciales (461 trámites), pero al hablar de potencia instalada el sector comercial e industrial saca ventaja (7.289,6 kWh de los 12.060 kWh totales).

La provincia gobernada por Schiaretti es una de las cinco provincias con las tarifas más caras en todo el país. En base a un consumo mensual de 300 kWh se paga aproximadamente $2.970. En esa misma órbita se ubica Santa Fe donde se abona en promedio $ 2.627, Chubut $ 2.460 y Salta $ 2.394. Solo es superada por Neuquén que con una tarifa de $4.078 está en primer lugar en todo el país.

De esta manera queda en evidencia que mientras más se acercan los valores al precio internacional de la electricidad, hay más conciencia y necesidad de ahorro. Indefectiblemente el usuario generador de energías renovables termina dando un salto evolutivo de cara a los tiempos que corren y se asegura con una inversión inicial una victoria contra las subas constantes de tarifas y el peligro latente que significan variables incalculables debido a la inestabilidad de la economía del país.

Consultado por esa inversión inicial que debe hacer el usuario, Otaola especifíca que el retorno de inversión varía de tres a diez años dependiendo de la zona del país, la distribuidora que suministra la energía y las líneas de créditos a la que el usuario acceda. 

En ese mismo punto, es importante destacar que la ley 27.424 otorga un beneficio impositivo a las empresas de $45 000 por kWh instalado, teniendo como tope hasta $3.000.000. Si a esto se le suma lo ganado por la inyección de la energía sobrante no utilizada, los tiempos de retorno de inversión pueden ser más cortos.

La idea de poder congelar el precio del valor de la energía por décadas es tentadora y una variable a considerar fundamentalmente en la economía del sector productivo del país. Surge una oportunidad en medio de la crisis, una constante en el país.

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Paneles fotovoltaicos, la inversión que contrarresta los aumentos de las tarifas de energía 

Luego de las audiencias públicas mediante las cuales se aprobaron los aumentos de las tarifas de energía eléctrica queda aún más en evidencia la necesidad de que las empresas evalúen la posibilidad de utilizar paneles fotovoltaicos. 

En poco tiempo, los usuarios del segmento medio sin tarifa social (correspondiente a un consumo de aprox 300kwh por mes) pasarán a tener un aumento de 16,52% a partir del mes de junio. De esta manera, el aumento para el año 2022 llegará al 42,7% que equivale al 80% del “CVS” (coeficiente de variación salarial) de 2021, que fue de 53,4%.

Así, el CVS publicado por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC) será el indicador que se deberá monitorear para conocer el valor del aumento de las tarifas. En el informe técnico del INDEC publicado en marzo de 2022, se indica que a ese mes, el índice acumula un aumento de 14,9% respecto de diciembre de 2021. Esto indica que el aumento de tarifa para 2023 ya tiene un piso de 11,92% (80% del CVS de 2022), considerando solo la variación del índice para el primer trimestre del año. 

Entonces, a modo de aproximación, se podría considerar que la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) es una buena forma de estimar el CVS y, a partir de ahí, inferir el incremento de las tarifas de electricidad. 

Asumiendo que el CVS tendría una tendencia similar al IPC,el incremento de tarifas de energía eléctricas en 2023 para un usuario medio sería del 52,5% siendo que la variación promedio del IPC para el año 2022 es del 65,7%, conforme los datos que surgen del Relevamiento de Expectativas de Mercado que publica mensualmente el Banco Central.

Aplicando este mismo criterio para los años siguientes, los aumentos de las tarifas de energía eléctrica podrían ubicarse en el 41,8% y 35,7% para los años 2024 y 2025 respectivamente, siendo que la variación proyectada para el IPC es de 52,3% para 2023 y de 44,6% para 2024.

Ante este escenario, muchos usuarios residenciales y empresas serán los principales afectados por los aumentos de tarifas de energía eléctrica. Por eso, las energías renovables pueden jugar un rol fundamental a la hora de repensar estrategias para generar ahorros y, en simultáneo, colaborar con el cuidado del ambiente a través de la utilización de energías limpias. 

Según el último informe de la Secretaría de Energía, el régimen promocional de Generación Distribuida ya cuenta con 13 provincias adheridas más CABA y hay más de 200 distribuidoras y cooperativas inscriptas, siendo Buenos Aires una de las provincias recientemente adherida a la ley. Este régimen permite que los usuarios se transformen en actores activos en el escenario energético respecto a su consumo de electricidad ya que la generación de energía a partir de fuentes renovables puede utilizarse para autoconsumo y, en caso de haber excedente, puede inyectarse a la red de distribución.

En este marco, ALP Group trabaja para que las empresas mejoren su estructura de costos incorporando tecnología fotovoltaica. Para ello, sumamos la opción de adquirir paneles fotovoltaicos por medio de un leasing a 5 años, que facilita el acceso a la energía renovable, que de manera inmediata genera ahorros en el consumo eléctrico y ahorros impositivos por la deducción del canon mensual. 

Por otro lado, las empresas deben tener en cuenta que los paneles cuentan con una garantía de generación de 25 años emitida por el fabricante, por lo que se garantiza la producción de energía por 20 años más una vez finalizado el plazo del leasing. 

El aumento de la tarifa de la electricidad y la alternativa de Leasing se convierten en una nueva oportunidad de ahorro. Una pre-compra de energía financiada que reemplaza el tradicional desembolso inicial por un canon mensual deducible de impuestos.

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Quiénes lideran el ranking de las áreas más productivas de Vaca Muerta en petróleo y gas

En los últimos meses la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta viene registrando un fuerte aumento en la producción, tanto de shale gas como de shale oil. En mayo de este año, la formación de la cuenca Neuquina registró el récord histórico de producción de gas de 51,8 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d). En tanto, la producción de petróleo también fue récord al llegar a 234,6 mil barriles de petróleo diarios (kbbl/d), según la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo.

Tanto en gas como en petróleo no convencional el aumento interanual es de alrededor de 60%. En el caso del crudo, la producción total del país (convencional y no convencional) alcanzó el nivel más alto de los últimos 20 años impulsada por el fuerte rendimiento productivo de Vaca Muerta.

Gas  

En mayo de este año la producción de shale gas marcó un máximo histórico de 51,8 MMm3/día, que significa una suba de 15,8% respecto a abril. La principal área en producción de shale gas sigue siendo Fortín de Piedra, operada por Tecpetrol, ya que en mayo de este año llegó a producir 17,6 MMm3/d, es decir, 6,3 MMm3/d más que en el mismo mes del año pasado. El segundo lugar de la lista de las siete principales áreas de gas de Vaca Muerta lo ocupa Rincón del Mangrullo de YPF con 5,5 MMm3/d. Luego siguen Aguada Pichana Este de la compañía Total y Aguada Pichana Oeste, operada por PAE, con una producción de 5,4 MMm3/d cada una.

Continúan La Calera de Pluspetrol con 4,4 MMm3/d; El Orejano, operada por YPF y con una producción de 3,1 MMm3/d; y Aguada de la Arena, también de YPF, con 2,3 MMm3/d. Las demás áreas de shale gas de Vaca Muerta produjeron en mayo un total de 8 MMm3/d.

Petróleo

El mismo informe de Economía y Energía destaca que en mayo de este año YPF operó las tres mejores áreas de petróleo no convencional. El área con mejor rendimiento fue Loma Campana, que alcanzó los 62,6 kbbl/d, marcando un aumento de 12,8 kbbl/d respecto a mayo de 2021, cuando produjo 49,9 kbbl/d. Las siguientes dos áreas de mayor producción de shale oil fueron La Amarga Chica (YPF), que produjo 43,3 kbbl/d, y Bandurria Sur (YPF) con 26,2 kbbl/d.

Luego aparecen Bajada del Palo Oeste operada por Vista con 26,1 kbbl/d; Cruz de Lorena de Shell con 14,5 kbbl/d; Lindero Atravesado (PAE) con 9,3 kbbl/d; y Coirón Amargo Sur Oeste de Shell con 8 kbbl/d. El resto de las concesiones de shale oil de Vaca Muerta produjeron en total 44,7 kbbl/d.

Pozos conectados

El informe también relevó que en mayo de este año se conectaron 10 pozos de petróleo y 7 de gas, mientras que en el mismo mes de 2021 se habían conectado 15 de shale gas y 4 de shale oil. Con nueve, YPF fue la compañía que más pozos de petróleo conectó en mayo en Vaca Muerta, mientras que PAE fue la que más pozos de gas conectó con cuatro, Total dos y Pluspetrol uno.

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En una semana de máxima incertidumbre, constructoras presentan las ofertas para construir el gasoducto Néstor Kirchner

Un camión de televisión se estacionó hoy a las 7 AM sobre avenida Libertador al 1000 frente al edificio de Enarsa para registrar desde temprano la presentación de las ofertas técnico-económicas para construir el gasoducto Néstor Kirchner, el proyecto energético que quedó envuelto en una polémica por la lentitud con la que el gobierno avanzó en su licitación, que es inversamente proporcional a la necesidad de la obra en el sistema energético argentino, y también por la renuncias y desafortunadas acusaciones políticas hacia dentro del Frente de Todos que incluso motivaron una breve judicialización.

Si faltaba agregar un capítulo más para que el proceso sea todavía más complicado, el destino quiso que la presentación de las propuestas se concrete este viernes 8 de julio justo al cierre de una de las peores semanas para el gobierno de Alberto Fernández, en un contexto de máxima incertidumbre en la mayoría de las variables centrales de la economía (valor del dólar, riesgo país y liquides de reservas del BCRA, entre otras).

«Son ofertas de alto riesgo, porque es casi imposible cerrar un número final en un escenario como este. Fue muy difícil cotizar algunos ítems del pliego que son importados sin saber qué va a pasar con el dólar”, reconocieron a EconoJournal desde una empresa constructora. “En alguna conversación informal, se le llegó a plantear a Enarsa la posibilidad de postergar la presentación de ofertas una semana más, pero la alternativa fue descartada de plano porque el gobierno no quiere que se siga instalando que la obra se complica”, agregaron.

Contendientes

Se descuenta que Techint Ingeniería y Construcción, subsidiaria del holding que encabeza Paolo Rocca, y Sacde, la empresa que pertenece a los accionistas de Pampa Energía, participarán del concurso, muy probablemente en forma de UTE para poder adjudicarse dos tramos contiguos. A esa lista se sumarán BTU y Victor Contreras, y tal vez Contreras Hermanos.

Lo interesante pasa por conocer si se incorporará algún contendiente más con antecedentes técnicos más difusos, como por ejemplo Bertúa.

Este viernes sólo se conocerá qué compañías están en carrera para adjudicarse alguno de los seis pliegos que conforman la licitación y el monto de la póliza de caución a modo de garantía que incluyó cada una.

Luego habrá que esperar al menos 20 días para que haya novedades, que es el plazo mínimo que se tomará la comisión evaluadora para definir a los ganadores. Se descarta, sin embargo, que en una coyuntura política y económica como esta, los tiempos terminarán extendiéndose.

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Petroleras aseguran que el abastecimiento de gasoil empezó a normalizarse en buena parte del país

Las principales compañías refinadoras del país dieron a conocer que la disponibilidad de gasoil en las estaciones de servicio aumentó en las últimas dos semanas y pasó a ser del 89 por ciento promedio.

Respecto a la recomposición de la situación de stock que comenzó a vislumbrarse, una de las empresas comunicó que, en la última semana de junio, sus estaciones de servicio tuvieron gasoil en los tanques durante el 95 por ciento del día, cuando a principios de junio esta cifra era mucho menor, llegando a un 70 por ciento.

Desde otra compañía señalaron que, en promedio, en la última quincena de junio registraron abastecimiento pleno de gasoil en 86 estaciones de cada 100 que tienen en todo el país cuando en la primera quincena del mes sólo llegaban a 76.

¿Cuál es la situación que afronta el sector?

La crisis de desabastecimiento ha provocado un esfuerzo logístico y de producción por parte de la industria con el objetivo de hacerle frente a esta situación. Es por esto que las refinerías se encuentran trabajando al 100 por ciento de su capacidad para cubrir la demanda.

Las importaciones de gasoil que se registraron entre enero y mayo de este año alcanzaron más de 1.250 millones de litros, el doble que en el mismo período del año pasado.

En los primeros cinco meses de 2022, el volumen de gasoil comercializado en las estaciones de servicio de todo el país superó en casi 19 por ciento al del mismo período de 2021, alcanzando un nivel que no se registraba desde 2015.

Además, la comparación interanual de las ventas en estaciones de servicio entre junio de 2021 y de 2022 registró un aumento de más del 20 por ciento, según precisaron desde las compañías petroleras. Asimismo, dieron a conocer que en La Rioja esa cifra se elevó al 55 por ciento y en Misiones y Corrientes al 44 por ciento.  

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Aerogeneradores en Argentina: provincia a provincia

La Cámara Eólica Argentina (CEA) llevó adelante un recuento de la cantidad de aerogeneradores que están en funcionamiento en Argentina. Hoy en día, hay 57 parques eólicos en operación distribuidos a lo largo y ancho de Argentina que suman un total de 3.292 MW de potencia instalada gracias al funcionamiento de más de 900 aerogeneradores y las provincias que más instalaciones tienen son Chubut y Buenos Aires. 

La existencia de vientos frecuentes e intensos en buena parte del país hace que Argentina cuente con un potencial superlativo en, al menos, el 70 por ciento de su territorio. Si bien la Patagonia se destaca por ser una de las zonas con mayor potencial eólico del planeta gracias a la persistencia y velocidad de sus vientos, este inagotable recurso natural es adecuado y aprovechable en otras geografías, permitiendo altos rendimientos.

Argentina cuenta con 3.292 MW de potencia eólica instalada distribuida en las distintas regiones. En el Noroeste hay 158 MW; en el Centro 128 MW; en Comahue 253 MW, el área de Buenos Aires y Gran Buenos Aires cuenta con 1177 MW y la Patagonia lidera con 1576 MW.

¿Dónde están instalados los aerogeneradores de la Argentina?

El mayor número de aerogeneradores se encuentra en Chubut, que cuenta con 365.

Le sigue muy de cerca la provincia de Buenos Aires, con 334.

En Santa Cruz hay 91.

En La Rioja, 37.

Y en Córdoba, 36.

Tanto la provincia de Neuquén como la de Río Negro cuentan -cada cual- con 29.

En La Pampa, por su parte, hay 11 aerogeneradores.

Y en Santiago del Estero, 4.

Actualmente, son 57 los parques eólicos en operación en nuestro territorio, pero cabe destacar que hay proyectos en marcha, tanto de construcción como de ampliación, que redundarán en un mayor número de aerogeneradores y, en consecuencia, en una mayor producción energética. Algunos ejemplos: el Parque Eólico La Elbita, en la provincia de Buenos Aires; el Parque Eólico San Luis Norte, en San Luis, y el Parque Vivoratá, en Buenos Aires; el Parque Eólico Aluar, en Puerto Madryn; y el Parque Eólico Arauco, en La Rioja.

“El año pasado los aerogeneradores instalados en el país generaron 12.915,8 gigavatios hora (GWh), el equivalente a abastecer más de 2.7 millones de hogares” Contó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA).  Destacó además que la Argentina “cuenta con un gran potencial gracias a sus factores de capacidad, condiciones topográficas óptimas y personal técnico calificado” y que “la industria eólica puede competir con cualquier alternativa térmica”. Además de recordar el impacto ambiental positivo de esta forma de energía renovable, que reduce la huella de carbono y conduce a economías más sustentables, que “en este 2022 se estima que la energía eólica producirá un ahorro para el país de 3.250 millones de dólares en divisas”

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Falleció Nicolás Crexell, un reconocido empresario de servicios petroleros de Neuquén

El presidente de Transportes Crexell, Nicolás Crexell, falleció este jueves a sus 56 años. En los últimos meses había estado batallando contra una dura enfermedad.

La noticia conmocionó a todo el sector. El empresario siempre apuntó a seguir innovando en tecnología, equipamiento y capacitación del personal porque entendía la importancia de los desafíos de eficiencia.

Crexell era el fundador de una de las empresas prestadoras de servicio líder en Neuquén para la industria del Oil & Gas que, gracias a la inversiones que habían realizado en maquinarias y renovaciones permanentes, se logró expandir hacia Mendoza, Río Negro, La Pampa, Santa Cruz, Chubut, Tierra del Fuego y Buenos Aires con proximidad a los puertos.

Crexell formaba parte de una familia vinculada a la política ya que era hijo de la ex intendente Luz María Sapag, nieto de Elías Sapag -ex senador y uno de los fundadores del Movimiento Popular Neuquino- y hermano de la senadora Lucila Crexell.

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Batakis dice que aplicará el decreto 332 de segmentación tarifaria de Guzmán con los funcionarios de Energía que lo resistían

La ministra de Economía, Silvina Batakis, confirmó este miércoles por la noche que no habrá cambios en el decreto 332/22 de segmentación tarifaria. “Hay una buena parte de la sociedad argentina que hoy está en condiciones de afrontar el pago completo de los servicios que está recibiendo”, aseguró. La funcionaria ratificó también al equipo de la Secretaría de Energía que responde a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner. Lo llamativo es que Batakis justificó la continuidad de ese equipo como un respaldo a la segmentación tarifaria, pese a que quien impulsaba la segmentación era el ahora ex ministro de Economía, Martín Guzmán, y quienes intentaron frenarla son los que continuarán en sus cargos y ya han dejado trascender que quieren introducir cambios en el plan.

-Nosotros necesitamos que esa Secretaría de Energía, que es quien eleva al presidente como propuesta hacer este trabajo, siga trabajando en esto. Yo necesito que ellos trabajen porque son personas idóneas  que vienen trabajando en eso. –aseguró Batakis en el programa «A dos voces» de TN.

-Le hicieron la vida imposible a Guzmán. –le respondió el periodista.

-La verdad que no sé.

-Esto corre por cuenta mía, pero creo que Guzmán lo último que le pidió al presidente fue desplazarlos. No ocurrió y por eso se fue. –insistió el periodista.

-No fue un tema de conversación que tuvimos en la transición con el ministro, pero yo vengo trabajando con esa área, ya hemos tenido dos o tres reuniones para finalmente poder concretar esta instrucción que dio el presidente y es lo que a la brevedad vamos a hacer. –concluyó Batakis.

La respuesta de la ministra sorprende porque la persona que estaba a cargo de la política de segmentación tarifaria en la Secretaría de Energía era el subsecretario de Planeamiento Energético, Santiago López Osornio, el único funcionario del área puesto por Guzmán y el único que renunció junto con el ministro.

Durante los últimos meses, cada vez que EconoJournal consultó en la Secretaría de Energía alguna cuestión referida a la segmentación la respuesta fue la misma: “El que está con ese tema es López Osornio”. De hecho, en el artículo 1 de la resolución 467/22 que avanza con la reglamentación del decreto 332/22 lo que hizo el secretario de Energía, Darío Martínez, fue desentenderse formalmente de lo que ya antes se había desentendido en los hechos al delegar la instrumentación de la segmentación en la subsecretaría encabezada por López Osornio.

Tanto Darío Martínez como el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, se habían desentendido en los últimos meses de la política de segmentación tarifaria no solo porque Guzmán había puesto a López Osornio como responsable, sino porque estaban abiertamente en contra de la propuesta de segmentación que diseño Osornio que ahora Batakis dice que va a aplicar

El decreto 322

El decreto 332/22 establece en su artículo 1 el régimen de segmentación a partir de junio de este año. Cuando fuentes de la subsecretaría de Planeamiento Energético explicaron cómo sería la implementación aseguraron para el segmento de mayores ingresos, identificado en el decreto como parte del segmento Nivel 1, ya desde el 1 de junio efectivamente comenzaron a ver recortados sus subsidios y el plan oficial era que terminaran pagando la tarifa plena luego de seis meses.

Ese segmento de usuarios Nivel 1 incluye, según el mismo decreto, a todos los que cumplan alguno de los siguientes requisitos: ingresos mensuales netos superiores a un valor equivalente a 3,5 Canastas Básicas Totales (350 mil pesos, según los últimos datos de Indec), titulares de tres o más automóviles con antigüedad menor a cinco años; titulares de tres o más inmuebles; titulares de una o más aeronaves o embarcaciones de lujo, y/o titulares de activos societarios que exterioricen capacidad económica plena. Cerca de Guzmán decían que iban a ser cerca del 10% de la población.

La decisión de comenzar a retirarles los subsidios a partir del 1 de junio era polémica porque no se llegaron a implementar los precios mayoristas diferenciales ni en la energía eléctrica ni en el gas natural y tampoco se inició el proceso administrativo con los entes reguladores para aplicar esa segmentación. Es decir, no existe hoy un cuadro tarifario diferenciado para ese sector, pero el decreto 332/22 dice en su artículo 4 que los usuarios “comprendidos en el segmento del Nivel 1 pagarán el costo pleno de los servicios de energía eléctrica y gas natural por red contenido en la factura” y luego aclara explícitamente que “este proceso se realizara en forma gradual y en tercios bimestrales, de modo tal que, al finalizar el año en curso, estén abonando el costo pleno de la energía que se les factura”. Eso supondría un aumento cercano al 200% en un plazo de seis meses. Batakis aseguró anoche que no habrá cambios en el decreto. Por lo tanto, se supone que ese plan seguirá vigente.

El artículo 7 del decreto 332/22 el Registro de Acceso a los subsidios a la Energía (RASE) “en el cual se deberán inscribir los usuarios y usuarias residenciales de los servicios públicos de energía eléctrica y gas natural por redes que soliciten el subsidio del Estado Nacional, sean o no titulares de los mismos”. Este artículo da a entender que quienes no se anoten en ese registro perderán el subsidio y así lo ratificaron fuentes de la secretaría de Energía cuando la norma se publicó.

Pese a las promesas oficiales, el registro nunca se puso a disposición del público y cerca de Guzmán aseguraron entonces que la implementación no avanzaba porque Darío Martínez la estaba frenando. Guzmán solicitó desplazar a Martínez y como no lo autorizaron finalmente renunció. Martínez será ahora, según Batakis, el funcionario que deberá poner en marcha el decreto 322/22, aunque fuentes de la secretaría ya han dejado trascender que quieren introducir cambios en el plan de Guzmán.  

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¿Cuánto cuesta la descoordinación en Energía? Cinco malas decisiones por las que el Estado ya perdió este año más de US$ 270 millones

La falta de coordinación en el área energética ya le costó al Estado más de 270 millones de dólares en lo que va del año. La cifra fue estimada por EconoJournal luego de conversar con diversos consultores y empresarios del sector y contempla los sobrecostos que se pagaron por importar gasoil, Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) o energía eléctrica cuando se podrían haber encontrado soluciones o alternativas más económicas para abastecer el mercado interno.

Los especialistas coinciden en que esa erogación adicional podría haberse evitado si las distintas dependencias del área energética trabajaran de manera cohesionada y no atravesadas por múltiples internas políticas que han llevado en muchos casos a tomar decisiones sin la coordinación previa que debería existir entre Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y la empresa estatal Enarsa y la propia Secretaría de Energía, que dirige Darío Martínez. Desde una óptica superficial podría decirse que en todos los casos son áreas que están conducidas por funcionarios referenciados en el cristinismo, pero con un mayor grado de detalle se observa que existen múltiples fricciones y desavenencias entre los actores involucrados.

Cammesa y Enarsa están controladas por directivos que responden políticamente al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, que mantiene una convivencia forzada con Martínez pero que en los últimos tiempos tuvo varios puntos encontrados con el funcionario neuquino. Lo que sigue es un detalle de cómo se llegó a estimar esos 270 millones de dólares de sobrecosto.

Exportaciones de gas natural en firme

La Secretaría de Energía autorizó en 2021 exportaciones firmes de gas a Chile durante el período de verano a las que originalmente había dispuesto en el Plan Gas. Esa autorización no contempló la obligación de que los productores aumentaran su inyección comprometida para cubrir la demanda de Cammesa. Debido a eso, si bien durante varios días del verano que pasó existió capacidad de transporte disponible traer más gas desde Neuquén hacia Buenos Aires, no se pudo utilizar ese gas porque se estaba exportando hacia Chile. Los especialistas consultados estimaron que entre enero y abril, al menos 2 MMm3/día de gas natural que se exportaron a Chile podrían haber abastecido la demanda de Cammesa para generar electricidad. Pero como eso no ocurrió, la empresa que lidera Sebastián Bonetto, uno de los colaboradores más cercanos de Basualdo, terminó teniendo que importar gasoil por un precio mayor al de esa exportación de gas natural. En su momento, la situación provocó un acalorado cruce entre Basualdo y los funcionarios de la Secretaría de Energía que responden a Martínez. El subsecretario de Energía Eléctrico reclamó que la Subsecretaría de Hidrocarburos, que dirige Maggie Videla Oporto, corte las exportaciones en firme a Chile, pero finalmente eso no ocurrió porque se optó por priorizar la reconstrucción de la confianza y la relación comercial con el país trasandino. El sobrecosto que generó la desinteligencia fue de aproximadamente 120 millones de dólares. La cifra se estimó considerando el precio de exportación del gas para demostrar el déficit de divisas que ocasionó la medida y el costo real de compra del gasoil para esos meses. No obstante, si el gas no se hubiera exportado, Cammesa hubiera terminado comprando ese fluido a un precio menor al que se exportó. Si el sobrecosto de calculara tomando en cuenta el precio que hubiese pagado Cammesa (que está definido en el Plan Gas.Ar), la cifra hubiera trepado a 150 millones de dólares, aunque los 30 millones adicionales no hubieran tenido que desembolsarse en dólares sino en pesos.

Compras de LNG en mayo

La compra de LNG en mayo implicó un sobrecosto de 100 millones de dólares en lo que va de 2022 porque se realizó sin considerar la diferencia de precios con el gasoil. En ese momento el LNG tenía un costo muy superior al del gasoil. Por lo tanto, si se hubiera comprado gasoil se podría haber evitado la compra de 3 buques de LNG (2 en Escobar y 1 en Bahía Blanca). Los especialistas consultados afirmaron que la diferencia entre el costo real de esos tres buques publicado por Enarsa y el costo estimado de compra del gasoil del mes de mayo (900 dólares por metro cúbico) suma los 100 millones de dólares adicionales. Es importante destacar que esa diferencia existía al momento de la compra en función de los futuros de cada producto. En valores unitarios, el LNG importado en mayo terminó costando en promedio 39,3 dólares por MMBTU y el gasoil sustituto hubiera costado 26,4 dólares por MMBTU.

Gasoil importado en junio

La compra de gasoil en junio implicó un sobrecosto de 15 millones de dólares porque se realizó sin considerar la diferencia de precios con el LNG. En este caso, los precios eran inversos a lo detallado en el punto anterior. Es decir, el costo del gas era más económico que el del gasoil. Sin embargo, se decidió no completar la totalidad de las ventanas de LNG y se debió consumir más gasoil para sustituirlo. El sobrecosto se estimó tomando en cuenta los precios reales de Escobar. El precio promedio del LNG de junio fue de 28,58 dólares por MMBTU y el costo aproximado del gasoil adquirido por Cammesa fue de 32,31 dólares por MMBTU. Por tal motivo, hubiera sido conveniente completar todas las ventanas de Escobar comprando seis buques más de GNL en lugar de gasoil. Enarsa recibió incluso ofertas muy competitivas para algunas de las ventanas que no se compraron y las rechazó por condicionamientos menores de las ofertas, que fueron informados por EconoJournal.

Importación de energía eléctrica de Uruguay

El sobrecosto estimado por importar en junio energía eléctrica en lugar de gasoil es de 8 millones de dólares. El cronograma de buques de LNG para junio fue definido a fines de abril. En función de ese cronograma, Cammesa debería haber adquirido gasoil adicional, pero no hizo. Por tal motivo, sobre fines de junio se quedó sin stock de gasoil y comenzó a importar energía eléctrica de Uruguay a un costo de 290 dólares por megawatt por hora (MWh). Si Cammesa hubiera programado correctamente las compras de gasoil, se hubiera ahorrado 70 dólares por cada MWh importado considerando el costo de generar con gasoil en Ciclos Combinados. Hasta comienzos de esta semana se llevaban importados cerca de 120.000 MWh (datos estimados en función de publicaciones de CAMMESA) y es posible que continúe unos días más, aunque ese sobrecosto adicional no fue estimado.

Compras de gasoil sin plazo adecuado

El sobrecosto en este caso fue de casi 28 millones de dólares. En el caso de las compras de gasoil, el plazo mínimo ideal que favorece la competencia es enviando los tenders con 45 días de antelación a la fecha de entrega. En este caso, por falta de coordinación interna, Cammesa viene incumpliendo sistemáticamente ese plazo, lo cual implica que tenga menos ofertas y por ende mayores precios ofertados. En función de información de mercado relevada, se estima que el sobrecosto promedio (sobre todas las compras realizadas) rondaría los 5 centavos por galón de gasoil importado.

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Por un inesperado paro de un gremio naviero, se agudiza todavía más la crisis por la falta de gasoil

Aunque parezca increíble, la crisis del gasoil, que ya afecta a más de 20 provincias de todo el país, podría complicarse todavía más si se extiende una sorpresiva medida de fuerza de un sindicato naviero que compromete seriamente el suministro del combustible en buena parte de la Patagonia (en especial en Tierra del Fuego) y en la zona del norte argentino. Se trata del Sindicato de Capitanes y Patrones de Pesca, que paralizó en los últimos días la operatoria de unos 30 barcos alijadores de gasoil en reclamo de un aumento salarial del 45 por ciento.

Representantes gremiales y de empresas armadoras de barcos se reunieron este jueves en el Ministerio de Trabajo para intentar destrabar el conflicto. La cartera que dirige Claudio Moroni también había convocado a las partes el miércoles. Allí se había llegado a un principio de acuerdo, pero a último momento el gremio que conduce Marcos Castro quiso incorporar un nuevo punto a la negociación y el entendimiento no pudo homologarse.

El reclamo impactará de lleno en las empresas refinadoras de petróleo —YPF, Raízen, Axion Energy y Puma—, que son las que finalmente terminarán absorbiendo un incremento de costos logísticos como resultado del acuerdo que se cierre entre las compañías navieras y el sindicato de Capitanes.

“La situación afecta a todos las refinadoros. Y tiene impacto en el procesamiento de crudos y envío de combustibles a Tierra del Fuego y al resto de la Patagonia”, expresó a EconoJournal un encumbrado directivo de una petrolera. “Esta semana hubo reiterados problemas para operar normalmente. En cada cambio de tripulación, la duda es si cada embarcación podrá volver a navegar o no. Lo increíble es que afiliados al sindicato de Capitanes actualizan sus ingresos por IPC, es decir, suben directamente al ritmo de la inflación”, agregó otro.

Reclamo

Castro, líder del gremio que nuclea a los operarios con mayores ingresos del sector naviero, aprovechó la debilidad institucional del gobierno que se agudizó esta semana por lo tumultuosa salida del ex ministro de Economía, Martín Guzmán, que fue reemplazado por Silvina Batakis. Prueba de eso es que, pese a que el conflicto gremial complica aún más el suministro de gasoil, ni el ministro de Transporte, Alexis Guerrera, ni el secretario de Energía, Darío Martínez, se involucraron personalmente en la búsqueda de soluciones.

“El paro de los últimos días también complicó a Cammesa (la empresa que administra el mercado eléctrico y se encarga del aprovisionamiento de combustible para las centrales térmicas), por lo que (Federico) Basualdo (subsecretario de Energía Eléctrica) sí intervino en el conflicto”, precisaron las fuentes consultadas.

El sindicato de Capitanes reclama un aumento del 45% en el salario básico, retroactivo al 1 de abril. Así, un capitán que hoy cobra de sueldo bruto de un millón de pesos por mes pasaría a percibir cerca de $ 1,45 millones. Un primer oficial que cobra unos 700.000 pesos se aceraría al millón; y un segundo oficial llegará a los 750.000 pesos.

En los convenios de trabajo vigentes con los gremios navieros existe una cláusula que establece la obligatoriedad de trasladar cualquier recomposición salarial que obtenga alguno de los sindicatod al resto de los operarios. Así, si se llega a un acuerdo con Capitanes, la suba debería alcanzar también a maquinistas, personal de cocina y el resto de los tripulantes.

“El reclamo gremial se concreta justo cuando falta gasoil en todo el país, pero lo insólito es que el gobierno no se ponga más firme. Podría amenazar con declarar la operación como servicio esencial o al menos plantarse un poco más. No puede ser que exista una crisis por la escasez de gasoil y un gremio fuerce un conflicto para conseguir una suba superior al 40% pese a que los salarios se actualizan taxativamente por IPC”, se quejaron en una petrolera.   

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“El gran desafío es posicionar el crudo Medanito en las refinerías internacionales”

Rystad Energy es una de las principales consultoras internacionales del universo de la energía en todos sus segmentos. Conversamos con su vicepresidente para Latinoamérica, Ernesto Díaz, quien se muestra asombrado por la creciente productividad de Vaca Muerta. “Puertas adentro, es la principal buena noticia de los últimos tiempos”, sentencia.

Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de Rystad Energy

En apenas cuatro años, resalta, se duplicó la producción acumulada de los pozos en la formación no convencional de la Cuenca Neuquina. “A este indicador se suman otros, vinculados con la longitud de las ramas laterales, la cantidad de etapas de fracturas, los volúmenes de fluidos que se están inyectando y las mejoras tecnológicas que se vienen adoptando. Todo esto hace pensar que la tendencia alcista en la productividad seguramente se va a mantener a futuro”, anticipa el experto.

En los últimos dos meses, precisa, más del 50% de los pozos perforados en Vaca Muerta superaron los 3.000 metros de longitud de ramas laterales. “Continuamente se siguen empujando los límites a partir del uso de nuevas tecnologías y la distribución de las arenas. Algunas perforaciones, especialmente de YPF, ya están llegando a los 4.000 metros”, cuantifica Díaz.

Según sus palabras, este desempeño positivo se encuentra alineado con lo que está pasando en Estados Unidos. “Dejando de lado Haynesville, que es una formación particular por sus niveles de profundidad, los datos de productividad de Vaca Muerta se ubican -en promedio- por encima de los verificados en Permean, Eagle Ford y Bakken”, compara.

En línea con lo que sucede en Norteamérica, añade, a nivel local se viene imponiendo la marca de casi cuatro pozos por pad. “También se están obteniendo productividades iniciales parecidas”, completa.

En 2018, evoca, se veían productividades petroleras acumuladas durante seis meses por 70.000 u 80.000 barriles. “Hoy, en tanto, estamos en el orden de los 250.000 barriles. Este incremento sustancial sobrepasa, incluso, a las productividades iniciales observadas en la mayor parte de los plays de Estados Unidos. Además, la curva de declino es menos pronunciada”, enfatiza.

¿Todavía hay margen para seguir elevando los niveles de productividad?, preguntamos a Díaz.

La pregunta es muy buena y no tiene una respuesta única, ya que depende de muchos factores que no se limitan a lo técnico. Algunos de ellos son la cadena de suministros, los cuellos de botella, las estrategias de desarrollo y, obviamente, los costos. Introducir mejoras de cualquier tipo, en términos de ramas laterales, capacidad de bombeo, diseño de perforaciones o tecnologías de completación siempre implica una relación costo-beneficio. Por otro lado, la Argentina no es un mercado abierto y transparente, sino que padece múltiples distorsiones.

En la extensión de las ramas laterales parece difícil que veamos una superación de los 4.000 metros, como puede verificarse en Estados Unidos. A nivel local, la ecuación costo-beneficio no resulta positiva porque se necesitan equipos mucho más potentes, con tecnologías más avanzadas que no son fáciles de conseguir. Aparte se precisan mayores volúmenes de arena. Por cuestiones macroeconómicas a las firmas de servicios se les complica importar equipamiento. Y, por si fuera poco, se requieren muchos más pozos y un mayor desarrollo de la formación, lo que obliga a tener más acceso al capital.

¿Era previsible, hace cinco años, el desarrollo que alcanzó la formación en este lapso?

La verdad es que nos sorprendió. Vale aclarar que hemos atravesado una pandemia, una guerra y muchas oscilaciones en los precios. Y si hacer pronósticos en esta industria con un umbral de cinco años resulta de por sí difícil a escala global, hacerlo en la Argentina lo es mucho más. Pero en las principales consultoras en las que trabajé se preveía una producción en Vaca Muerta cercana a los 160.000 barriles para 2022. Pensar en 180.000 barriles parecía ser demasiado optimistas. Y hoy estamos por encima de los 220.000 en un contexto con factores que nos juegan a favor y otros que juegan en contra, tanto a nivel mundial como regional y local.

¿Hay expectativas sobre el proyecto de ampliación del sistema de transporte desde la Cuenca Neuquina hasta la zona portuaria o de refinación de Buenos Aires?

Sí, hay mucha expectativa en el mercado, sobre todo en el caso del petróleo. Se espera que el proyecto se resuelva en los próximos dos meses. Hay tres tipos de compañías operando en Vaca Muerta: las majors, las independientes e YPF. Todas muestran muchísimo interés por participar en esta inversión que ronda los 750 millones de dólares, más allá de que en el contexto macroeconómico del país un desembolso de esa magnitud genere algo de dudas.

La ampliación de Oldelval es clave pensando en los próximos 10 ó 15 años. Las empresas están haciendo sus cuentas para ver cómo participan y qué volúmenes contratan en una primera y en una segunda etapa.

¿Cómo se vislumbran las oportunidades en el exterior para el petróleo y el gas de Vaca Muerta?

En el corto plazo, la oportunidad está claramente del lado del petróleo, más allá de que a nivel mundial se encuentra en auge el tema de la descarbonización de las operaciones, y el shale siempre estuvo visto con malos ojos desde lo ambiental. En ese sentido, habrá que redoblar los esfuerzos en relación con las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), la gestión del agua y los aspectos sociales.

Amén de las exportaciones esporádicas, el desafío está en crecer en volumen y ganar mercados de manera sostenida para posicionar al crudo Medanito en las refinerías internacionales. Hay que convertirlo en una marca registrada. Está todo dado para que así sea. El mundo necesita nuevas fuentes de suministro para cubrir el gap que dejará Rusia. Esto lo aprovechará principalmente Estados Unidos con su shale, que seguirá creciendo de forma acelerada. Pero la Argentina también tiene margen para crecer.

¿Cómo se están comportando las petroleras multinacionales que están en el país?

Las estrategias de las compañías cambiaron mucho desde la invasión rusa a Ucrania. Cuando arrancó Vaca Muerta, las majors optaban por plantar bandera y tener un posicionamiento estratégico pensando a 35 años. Ahora hay una visión focalizada en explotar los activos core y poner en venta los que no son prioridad.

Veo muy comprometida a Shell con el país, por lo que seguramente seguirá creciendo. Los proyectos locales de Exxon compiten con iniciativas muy fuertes en el offshore de Guyana y Brasil, por eso no está tan enfocada en Vaca Muerta (donde igualmente seguirá invirtiendo). Similar es el caso de Chevron, que viene centrando su atención en Estados Unidos y en otras operaciones en distintos puntos del planeta.

Se vienen años en los que el mercado será cada vez más volátil y cada vez más ajustado, por lo que habrá que ser cada vez más competitivos. A su vez, se incrementará la competencia por los recursos con otras industrias, como la de los alimentos. No hay que olvidarse de que Rusia era un gran exportador de amoníaco, insumo clave para los fertilizantes. Frente a esta coyuntura incierta, el país tiene que hacer su trabajo interno para facilitar el desarrollo de la actividad. Y las empresas deben seguir invirtiendo en tecnología y en hacer eficiente la cadena de valor para reducir los costos.

¿Es viable la materialización del proyecto de licuefacción?

Con el actual nivel de actividad, agotar los recursos de gas de Vaca Muerta demandaría 170 años. La Argentina tiene que aprovechar la oportunidad de exportar gas natural licuado (GNL) a través de barcos. No sólo para captar millonarias divisas, sino también por cuestiones de seguridad energética. No alcanza con especular sobre la demanda local y parte de la regional. La única manera de dejar atrás las especulaciones y garantizar la seguridad energética es exportar gas, y para eso hay que construir ductos y la planta de licuefacción.

El principal cuello de botella no pasa, desde ya, por el recurso de Vaca Muerta, pero tampoco por la inestabilidad macroeconómica (más allá de los saltos de la inflación  y las devaluaciones del tipo de cambio). Pasa por la inestabilidad jurídica. No se trata de sancionar nuevas leyes que den garantías, sino de no romper los contratos. Nuestro mayor problema es que el Estado se mete en los contratos firmados entre privados, algo que ni siquiera pasa en África. Así es muy difícil incentivar las millonarias inversiones que se precisan. El Estado debe ser un elemento organizador para coordinar el accionar de los distintos actores. Pero no puede avanzar sobre los contratos.

Precios favorables

Al analizar el comportamiento de los precios del barril, Díaz remarca que la Argentina presenta una distorsión muy grande en relación con el mercado internacional. “Es difícil hacer un análisis de tendencia si cada vez que el precio local está bajo se impone un precio sostén, o si cada vez que está alto se establece un tope. Actualmente los break even de Vaca Muerta oscilan en torno a los u$s 45 ó u$s 50 por barril. Se están pagando alrededor de u$s 65, así que -por más de que el precio internacional del petróleo supere los u$s 100- la cuenta sigue siendo positiva para los operadores”, comenta.

Obviamente, aclara, todo commodity tiene sus ciclos de precios y así como hoy el Brent se cotiza a u$s 112, en el futuro puede bajar a u$s 20 o a cero. “Es muy complicado para las empresas tener que repartir la atención entre lo que pasa internacionalmente y las regulaciones internas. Pero la verdad es que desde el año pasado los precios son sumamente favorables, los márgenes son altos, las firmas están pudiendo exportar y -si bien se trata de compras de oportunidad- están llenándose barcos y colocándose producción de Vaca Muerta en el exterior”, asegura.

El gran desafío, a su entender, pasa por ganar nuevos mercados de manera sostenible, con mayores volúmenes, e insertar a largo plazo el crudo Medanito en las refinerías asiáticas. “El gas es un tema aparte, porque en su precio inciden las licitaciones, la infraestructura y otros tipos de cuellos de botella”, apunta.

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El gobierno destinará este año casi US$ 100 millones para cubrir el déficit de la empresa estatal Yacimientos Río Turbio pese a que no produce carbón

El gobierno aprobó con una pérdida de US$ 90,7 millones para solventar con fondos públicos el funcionamiento durante 2022 de Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT), una empresa estatal que tiene a su cargo la explotación de carbón y la generación de energía eléctrica en Santa Cruz, aunque en los hecho produce, eventualmente, sólo una ínfima cantidad del mineral y prácticamente no inyecta energía a la red. La empresa funciona bajo la órbita del Ministerio de Economía, hoy a cargo de la flamante titular Silvina Batakis, que este martes aprobó, con la firma de Martín Guzmán, un déficit operativo de más de $ 11.000 millones.

Lo hizo a través de la Resolución 517/2022, publicada este martes en el Boletín Oficial. El actual interventor de YCRT es Germán Arribas, que reemplazó a Aníbal Fernández en septiembre de 2021, cuando este fue nombrado como ministro de Seguridad por Alberto Fernández.

Pérdida operativa

En concreto, el Ministerio de Economía aprobó una pérdida operativa por parte de YCRT de $ 11.882 millones para este año. Lo más llamativo es que la empresa sólo proyecta ingresos genuinos por $ 47,4 millones, es decir, menos del 1% de lo que realmente costará mantener operativa la compañía durante este ejercicio, dado que los gastos de operación treparán hasta los $ 11.930,27 millones .

Teniendo en cuenta el tipo de cambio promedio de 131 pesos que prevé el Presupuesto 2022, que no fue aprobado en el Congreso, el déficit operativo de YCRT ascenderá a los US$ 90,7 millones.

YCRT es una empresa que está ubicada en Santa Cruz y, según los planes originales, se diseñó para operar una mina de carbón, una usina térmica de 240 MW y un complejo ferroportuario de aguas profundas. Ninguna de las tres divisiones está operativa.

Ingresos

Según los anexos de la Resolución 517, Yacimientos Río Turbio está computando como ingresos genuinos a las las transferencias que recibe del Tesoro para poder pagar salarios. En rigor, deberían ser asentados como aportes de capital, que este año subirán a los $ 9.741 millones. Pero la firma los computa como “ingresos corrientes”.

La empresa no tiene producción de energía desde hace años y apenas produce un mínimo de carbón, casi insignificante para lo que, en los papeles, demandarían la usina térmica. En cambio, el mayor costo es de salarios, ya que de un total de $ 11.930.270.000 de gastos corrientes, hay un total registrado de $ 9.584.470.000 que corresponden a gastos de remuneraciones.

El funcionamiento a pérdida de YCRT contrasta, además, con lso objetivos que la Argentina se fijo en materia ambiental. El año pasado el Ministerio de Ambiente se fijó metas ambiciosas —a través de las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC, por sus siglas en inglés)— precisamente para reducir las emisiones de dióxido de carbono. En lugar de eso, el gobierno gastará este año casi US$ 100 millones para cubrir los costos de una empresa encargada de producir carbón que ni siquiera está en condiciones de producir el mineral.

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Pese a los altos precios del gas a nivel global, Enarsa licitó la importación de cuatro nuevos cargamentos de LNG

Frente a la preocupación que existe en el área energética del gobierno por la falta de combustibles líquidos para generar electricidad, la empresa estatal Enarsa (ex IEASA) lanzó este martes un tender para importar cuatro nuevos cargamentos más de gas natural licuado (LNG por sus siglas en inglés) para agosto. Se sumarán a los 11 cargamentos que ya se habían comprado para el mismo mes, aunque fuentes oficiales aclararon que lo que se pretende es comparar precios de los combustibles para ver cuál es la opción más conveniente en términos económicos.

La semana pasada, tal como publicó este medio, Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), había salido de urgencia a importar ocho cargamentos de gasoil para julio y agosto.

Allegados a la Secretaría de Energía indicaron que lo más probable que la mejor alternativa sea comprar gasoil dado que la explosión en la planta de Freeport LNG, uno de los mayores centros de despacho del combustible en EE. UU, y de otros acontecimientos a nivel global como el importante paro de trabajadores de la industria petrolera en Noruega, provocaron que el precio de LNG se disparara en las últimas dos semanas, presentando un aumento de hasta 163 euros/MWh, el equivalente a 45 dólares por millón de BTU.

Del total de los cargamentos que licitó este martes Enarsa, tres serán destinadas a la terminal regasificadora de Escobar y sólo una a la de Bahía Blanca.

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El endurecimiento del cepo impacta de lleno en los proveedores de la actividad petrolera y le resta competitividad a los proyectos

Las últimas restricciones dispuestas por el Banco Central para acceder al mercado cambiario generaron un cimbronazo entre las empresas que fabrican bienes de capital e insumos para abastecer a la industria del petróleo y gas. La generalización del plazo a 180 días para acceder a los dólares necesarios para pagar las importaciones amenaza no solo la viabilidad de sus actividades sino también la competitividad de los proyectos de producción de petróleo y gas en el país.

Mediante la Comunicación “A” 7532, el BCRA limitó aún más el acceso de las empresas al mercado de divisas, en un intento por reducir la salida de dólares por importaciones y acumular reservas para cumplir el acuerdo con el Fondo Monetario Internacional.

Concretamente, la autoridad monetaria generalizó el alcance de las Licencias No Automáticas de importación sobre buena parte de los bienes y servicios importados, incluyendo no solo artículos de consumo sino también materias primas, bienes intermedios y bienes de capital. Las SIMI B (una categoría de importaciones correspondientes a las Licencias No Automáticas) pueden acceder al mercado cambiario a partir de los 180 días del despacho a plaza. La medida regirá hasta septiembre y es para hacer frente al faltante de dólares que sufre la Argentina.

Para las empresas que quieran realizar esas importaciones significa que podrán acceder a los dólares para pagar las mismas solo 180 días después de ingresados al país. La alternativa es apelar a dólares propios, financiamiento bancario, con el consiguiente costo adicional, o, en el caso de las empresas extranjeras, financiamiento aportado por sus casas matrices.

La generalización del plazo de 180 días despertó una fuerte preocupación en la gran mayoría de los sectores productivos y cámaras empresariales. El planteo general es que es imposible obtener financiamiento a esos plazos, lo que hace virtualmente imposible importar para producir y retrasa o vuelve inviable la producción. La expectativa general es que el gobierno revierta o revise la medida si quiere evitar un parate mayor en la economía, algo que luce difícil que suceda en los próximos días tras la renuncia del ministro de Economía, Martín Guzmán.

Cimbronazo entre fabricantes

Si bien la situación afecta a la actividad productiva de las compañías en general, empresas que fabrican bienes de capital e insumos necesarios para la producción petrolera y gasífera y algunas cámaras vinculadas con esa actividad consultadas por EconoJournal plantearon un escenario muy complejo para la viabilidad de sus operaciones y advirtieron que va a contramano de los buenos niveles de actividad que venían registrando.

Un empresario metalúrgico bonaerense que produce bienes de capital para la industria petrolera explicó que independientemente del carácter temporal de la medida el principal riesgo para las empresas en este momento es defaultear sus compromisos vigentes con los proveedores extranjeros y perder el crédito. “El BCRA pasó todas las operaciones de comercio exterior a 180 días y los proveedores del exterior no dan ese crédito. Los que nos daban crédito a 60 días los perdemos por no poder cumplir. Con lo cual, se nos cae también el crédito de los proveedores”, explicó.

La pérdida del financiamiento generaría un golpe particularmente fuerte para el sector. Desde el Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), una asociación que agrupa más de 140 empresas fabricantes de equipamiento y proveedores de servicios para la industria petrolera, expresaron que la normativa atenta contra la recuperación pospandémica en el rubro. “La fabricación de bienes y servicios para Oil & Gas fue uno de los sectores más golpeados por la pandemia. Además tardó en recuperarse, sobre todo con una alta inversión en personal. El sector recién empezó a repuntar en el último tercio del año pasado, quizás desde la mitad para algunas empresas. Y hoy, que empezaban a ocupar capacidad ociosa, aparece esta norma”, graficaron desde la entidad.

Desde la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (ADIMRA), una entidad que nuclea también a empresas metalúrgicas que abastecen a la producción petrolera, coincidieron en que el momento de la industria es bueno pese a las dificultades generadas por la pandemia y la guerra en Ucrania. “La industria sigue creciendo a pesar de todo esto. No hay un solo empresario de las 22.000 empresas metalúrgicas que digan que están sin trabajo. Hay incluso falta de personal. Hay mucha más actividad”, explicó una fuente de la entidad.

No obstante, el endurecimiento del cepo para las actividades productivas genera dudas y suma incertidumbre. “Hay una especie de situación contradictoria entre la actividad y la dificultad básica para importar insumos del exterior que va a redundar en caída de la actividad, si esto sigue así”, expresó la fuente.

Un punto repetido en algunas conversaciones con este medio es la alta probabilidad de que la normativa genere un retraso todavía mayor en la construcción del gasoducto Néstor Kirchner. Desde la entidad confiaron que quieren trabajar junto a las petroleras, empresas operadoras y el gobierno para “tratar cuáles son los proyectos prioritarios para revertir el déficit de la balanza energética y cómo eso se traduce en poder destrabar las dificultades de importación de insumos y componentes para esos proyectos”. “Esta articulación tiene que ser inmediata, no tenemos mucho más margen de espera”, añadieron.

La resolución del BCRA se suma también a un DNU reciente que flexibilizó las importaciones de bienes de capital para la producción petrolera y que preocupa en particular a los fabricantes nacionales. “Si no revierten estas medidas, destruyen el sector de fabricantes de bienes de capital para la industria petrolera”, advirtió el empresario bonaerense.

“Impacta en la competitividad de los proyectos”

Las nuevas dificultades para importar no pasan desapercibidas entre las petroleras y compañías operadoras en los yacimientos. Una medida de este tipo tiene impactos en la competitividad de los proyectos de petróleo y gas en Argentina. “No se van a frenar los proyectos, pero sí hay un impacto por el lado de su competitividad con respecto a proyectos en el resto del mundo. En concreto, los bienes de capital, la maquinaria fundamental para seguir ampliando la capacidad de la producción, vas a tener que salir a buscar todo eso con un plazo a 180 días. Es difícil encontrar quien te lo cubra, o internamente financiarte en casa matriz. Eso le quita competitividad al proyecto”, explicaron desde una petrolera extranjera.

El espectro de una afectación inmediata en la producción de gas y petróleo por la falta de equipos e insumos no emerge con fuerza aún entre las operadoras, pero sí fue planteado entre algunas empresas que las abastecen, sobre todo en lo referido con el mantenimiento de las operaciones actuales en los pozos. “Las operadoras se van a dar cuenta recién la próxima semana cuando se encuentran que los proveedores no tienen materia prima o producto. Les va a comenzar a hacer ruido”, pronosticó un empresario industrial.

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Batakis aseguró que seguirá adelante con la segmentación de las tarifas de gas y electricidad

La nueva ministra de Economía, Silvina Batakis, ratificó este lunes que avanzará en la implementación de la segmentación de tarifas que apunta a reducir los subsidios a la energía, tras la renuncia del ex subsecretario de Planeamiento Estratégico de la Secretaría de Energía, Santiago López Osornio, quién había estado a cargo del diseño del esquema.

Batakis explicó que “así como necesitamos que las reservas, los dólares, estén para mejorar la economía de todos los argentinos, los pesos también tienen que estar a disposición de mejorar la economía, el bienestar de las personas, y necesitamos que aquellos que tienen capacidad de pago se hagan cargo por completo y hacer una redistribución de recursos hacia el interior del presupuesto”, remarcó en una entrevista con C5N.

En ese sentido manifestó “queremos que Argentina crezca, vamos a poner todos los instrumentos para engrandecer la riqueza del país y luego hablar de esa redistribución”.

Aún así, no está claro si los funcionarios del área energética recibirán el aval político para avanzar en esa dirección o, por el contrario, buscaría introducir cambios en la alternativa diseñada por Guzmán.

Además, la ministra dio a conocer que el presidente Alberto Fernández le dio libertad para que ella nombre a todos sus colaboradores y que le pidió por el área energética. En base a esto consideró que “uno necesita trabajar con la gente de confianza, no porque no haya profesionales buenos que hayan estado hasta este momento, todos me merecen mucho respeto y han dejado muchas horas de su vida en sus oficinas. Es la posibilidad que me dio el Presidente«.

En referencia a todas las áreas que tiene bajo la órbita de su Ministerio aseveró que “la coordinación es fundamental porque uno necesita ser muy eficiente en el uso de los recursos públicos. Cuando se sale de una pandemia, se atraviesa una guerra, cuando se viene de un endeudamiento atroz de la gestión anterior, necesitamos ser muy asertivos con cada uno de los recursos y esa eficiencia también tiene que ser con las provincias”, precisó.

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ECCO Emergencias y Prevención.

ECCO Energía es su unidad de negocio especializada para operar en el sector petrolero de todo el país, ofreciendo un Servicio Integral Médico Asistencial y de Prevención en ubicaciones geográficas remotas o de difícil acceso.

Entre sus servicios ofrece:

Asesoramiento en conjunto con los departamentos de Seguridad e Higiene y Medio Ambiente para la evaluación del lugar y sus necesidades cumpliendo con la legislación vigente.Desarrollo y gestión de las instalaciones médicas.Dictado de cursos de capacitación para prevenir o actuar ante emergencias (RCP y Primeros Auxilios).Además, trabajan en medicina preventiva con el objetivo de reducir el ausentismo por enfermedad inculpable o por accidentes de trabajo.Ofrece la cobertura en accidentología y enfermedades inculpables, controles médicos periódicos, exámenes de: alcoholemia, drogas peligrosas, audiometrías, control de factores de riesgo cardiovasculares, vacunación.

Cuenta con una estructura operativa propia compuesta por:

Enfermeros y médicos: especializados en la atención prehospitalaria y en emergentología, con relevos semanales 7×7, 14×14, 7×21 (12 hs. de guardia activa y 12 hs. de guardia pasiva).Técnicos Radiólogos, Instrumentistas, Anestesiólogos, kinesiólogos, etc: especializados en la atención prehospitalaria y en emergencia, con relevos semanales 7×7, 14×14, 7×21 (12 hs. de guardia activa y 12 hs. de guardia pasiva).Trailers Sanitarios y/o de alojamiento: totalmente equipados como consultorios de primeros auxilios y/o de alojamiento.Servicio de FarmaciaTelemedicina: soporte médico al personal a la distancia.Ambulancias UTIM 4×4 y 4×2 con chofer, enfermero y médico: equipadas conforme a normas internacionales con toda la complejidad de una terapia intensiva y dispositivo de seguimiento satelital (GPS).Ambulancias para derivaciones médicas.Móviles de rescate vehicular.Avión sanitario Lear Jet 60: equipado para realizar traslados sanitarios a cualquier punto del país en forma segura y eficiente.​

Como líderes en Salud en el Sector Petrolero Nacional conoce el rubro en detalle y opera con la mayor seguridad, creando procedimientos exclusivos para el sector. Además, participa activamente en el desarrollo de la región donde se desarrolla la actividad, lo que significa un gran aporte a las comunidades.

ECCO adapta todos sus servicios disponibles a la necesidad de cada empresa, desarrollando productos exclusivos. 

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La designación de Batakis sostiene el statu quo en la conducción del área energética del gobierno

Luego de la sorpresiva renuncia de Martín Guzmán al Ministerio de Economía, el gobierno anunció este domingo a la noche que la nueva titular de la cartera económica será Silvina Batakis, quien hasta ahora se desempeñaba como secretaria de Provincias en el Ministerio del Interior, bajo la órbita de Wado De Pedro. Si bien la funcionaria todavía no definió su equipo de trabajo, la cercanía que mantiene con el cristinismo hace presagiar que no habría demasiados cambios en el área energética, pese a que en las últimas horas se especuló con la posible salida del secretario de Energía, Darío Martínez.

Desde que Guzmán publicó el decreto de segmentación de tarifas, la relación con el ala cristinista de la secretaría de Energía volvió a tensarse al máximo y la pelea ya no fue solo con el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, sino incluso con Martínez, quien había sido uno de los más conciliadores.

Tal como informó EconoJournal, Guzmán acusó a Martínez la semana pasada de haber empantanado la puesta en marcha de la segmentación y le pidió al presidente Alberto Fernández el control del área para nombrar funcionarios que estuvieran en sintonía con la política que quería impulsar.

Como eso no ocurrió, ni en energía ni en otras áreas donde enfrentaba los mismos problemas, el ministro decidió renunciar. Desde que se confirmó su salida hasta el domingo a la noche hubo múltiples especulaciones sobre su reemplazante. El listado incluyó a Sergio Massa, Martín Redrado, Marco Lavagna, Emmanuel Álvarez Agis y la propia Batakis. De todos ellos, Batakis es la que tiene mejor relación con el ala cristinista. Por lo tanto, la movida permite especular con una continuidad de los funcionarios que responden a la vicepresidenta.

Encuentros con Basualdo y Martínez

Batakis y Basualdo, por ejemplo, se mostraron juntos el pasado 17 de mayo, cuando compartieron una mesa redonda sobre transición energética que organizó el Institute of the Americas y el Centro de Estudios para la Actividad Regulatoria Energética (CEARE) en el Alvear Palace Hotel.

El 23 de mayo, Batakis también participó de un anuncio de inversión para una obra de distribución eléctrica en Misiones junto al secretario de Energía, Darío Martínez. En ese mismo evento también participó, pero de manera virtual, Federico Basualdo.

Basualdo expone en el Institute of The Americas y Batakis lo escucha a su lado.

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La intervención del ENRE dio marcha atrás con la sanción a un trabajador del organismo para intentar desactivar el conflicto que provocó

La intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) dio marcha atrás el viernes con la sanción que le había aplicado a un trabajador del organismo sin sumario previo. EconoJournal reveló el 27 de junio que el desplazamiento de un empleado del área de Sistemas había provocado un fuerte malestar en el organismo y la difusión de un comunicado por parte de la Asociación de Trabajadores del Estado (ATE) en el que se denunció “creciente maltrato, violencia y discriminación por parte de funcionarios de la intervención, en un contexto de preocupante de déficit de gestión, discriminación salarial y deterioro propio de las funciones del ENRE”. La revisión de la medida por parte de la interventora María Soledad Manin busca desactivar esa rebelión.

María Soledad Manin junto a Federico Basualdo en una de las últimas audiencias públicas.

El conflicto

Si bien el malestar con la intervención venía desde hace tiempo, el último conflicto se desencadenó cuando la conducción desplazó a Fernando De Antueno de la Jefatura de la División de Administración de Servidores y Soporte Técnico sin que se le haya notificado siquiera la apertura de un sumario disciplinario.

El trabajador se venía desempeñando en ese cargo desde 2007, sin haber tenido ningún tipo de sanción y con desempeño destacado en las evaluaciones periódicas que realizan los superiores. Sin embargo, el 14 de junio al presentarse en su lugar de trabajo comprobó que le habían revocado los permisos para realizar su tarea. Recién cuando consultó le informaron que había sido desplazado de su puesto.  

El memorando de la División de Recursos Humanos lo acusa de haber cometido una falta de “notable gravedad (…) que puso en riesgo a toda la estructura del organismo”, pero sin dar mayores detalles, lo que podía dar lugar a todo tipo de especulaciones.

En otro informe elaborado por el Coordinador de Gestión del ENRE, Jonathan Simón, se lo acusa al trabajador de validar un precio excesivo por una tarea de mantenimiento de servidores, pese a haber disponible una cotización más económica. El trabajador rechaza el cuestionamiento y responde que en febrero de este año había solicitado a través de un memo dirigido a su superior la renovación del contrato de mantenimiento de servidores hasta tanto se lleve a cabo la licitación correspondiente y había adjuntado como archivo embebido el presupuesto de actualización de valores presentado por la empresa.  

En respuesta el gremio realizó un paro el 16 de junio y la única reacción que obtuvo por parte de la intervención fue un pedido de Simón instruyendo al Departamento Administrativo para que deje constancia en los respectivos legajos de los trabajadores de la adhesión a la medida de fuerza. 

“Esto es un hecho más de intimidación que solo contribuye a aumentar el malestar general entre lxs trabajadores. No admitimos «listas negras» en el ENRE ni que se «marque» a lxs compañerxs que ejercieron libremente su DERECHO a la protesta contra la sanción arbitraria dispuesta la semana pasada”, respondió ATE a través de un duro comunicado donde solicitaron además una reunión con la interventora Manin, quien responde al subsecretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo.

EconoJournal consultó a Manin y a su vocero apenas conoció el hecho, pero no obtuvo respuesta. Sin embargo, luego de publicada la nota la intevención convocó finalmente a los trabajadores y el viernes pasado dio marcha atrás con la medida.

Revocar la sanción

En un memorándum publicado el viernes por la tarde la intervención le ordenó al jefe de la División de Recursos Humanos del Organismo, Luis Alberto Aragón, revocar la sanción dispuesta. “Al respecto, sin perjuicio de las facultades de gobierno y administración establecidas en la ley 24.065 (en lo que aquí respecta, el artículo 63 inc. d), concedidas por el Poder Ejecutivo Nacional a esta intervención a través de lo dispuesto en el artículo 4 del Decreto 277/2020, se advierte que la modificación en el esquema de funciones no debió ser formalizada mediante el instrumento utilizado”, dice el texto.

La intervención agrega luego: “Frente a ello, corresponde revocar lo dispuesto mediante Memorándum Nº ME 2022-59772157-APN-ENRE#MEC de fecha 13 de junio de 2022, dejando sin efecto lo allí dispuesto, e instruir a la División de Recursos Humanos y Capacitación a notificar al agente Sr. Fernando De Antueno de lo aquí resuelto”.

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Una lista frustrada con nombres propios para asumir en la Secretaría de Energía, el elemento determinante de la salida

Martín Guzmán tenía pensado degustar este fin de semana unos chocolates de la tradicional bombonería Ritz que le había regalado, unos días antes, un técnico que aspiraba a sumarse en los próximos días al área energética del gobierno. En una reunión realizada el jueves pasado en Olivos, el ahora ex ministro de Economía había demandado al presidente Alberto Fernández el desplazamiento del secretario Darío Martínez, del subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, y del gerente general de Enarsa, Agustín Gerez, como condición necesaria para empezar a ordenar el descontrol de subsidios energéticos que generó el cristinismo por su negativa a actualizar las tarifas de gas y electricidad en línea con la inflación.

Guzmán tenía listo un organigrama paralelo con nombres propios para ocupar los cargos claves del sector energético. El ex titular de la unidad ejecutora del gasoducto Néstor Kirchner, Antonio Pronsato, que renunció a ese cargo a principios de junio disconforme por la lánguida gestión de Enarsa, iba a tener un lugar relevante en la estructura diseñada por Guzmán. Pronsato, que hilvanó un canal de confianza con el ex ministro por intermedio de Raúl Rigo, un técnico histórico del peronismo que conoce hace más de 20 años al ex interventor del Enargas, llegó incluso a reunirse en tres ocasiones con el economista formado en la Universidad de La Plata para definir los puntos más urgentes de la agenda energética. El primero de esos encuentros se concretó tres días después de la sorpresiva salida de Enarsa y sirvió para que Pronsato explicara a través de un pizarrón los principales hitos del proyecto de construcción del gasoducto a Vaca Muerta.

También estaba previsto convocar a Roberto Mandolesi, director de Nación Fideicomiso, para que se sume al nuevo equipo energético, aunque en su caso ni siquiera se llegó a sondearlo. A diferencia de los tres nombres cristinistas ya mencionados, Federico Bernal, otro funcionario alineado con la vicepresidenta Cristina Kirchner, iba a permanecer en su puesto si el take over hostil que imaginó Guzmán resultaba exitoso dado que en los últimos meses entabló una posición de mejor articulación con Economía.

Sin embargo, Alberto Fernández descartó el viernes el planteo de Guzmán y la trama de lo que pudo ser es hoy historia vieja.

Oxigenación

La anécdota, reconstruida por EconoJournal a partir de testimonios oficiales, sirve para graficar una realidad infranqueable que interpela al Presidente justo cuando intenta encontrar el reemplazante de Guzmán: ¿qué candidato estará dispuesto a asumir en el Palacio de Hacienda si eso implica convivir con funcionarios cristinistas que ya han demostrado que no tienen problema alguno en desobedecer una instrucción directa del titular de Economía? ¿Es factible que algún economista con prestigio ganado (como pueden ser Emmanuel Álvarez Agis, que este sábado se apuró en negar su interés en asumir el cargo) esté dispuesto a limar su capital personal por no controlar toda la botonera de la agenda macroeconómica?

Al margen de lo que termine sucediendo con el esquema de segmentación de tarifas que impulsaba Economía, que por su escaso grado de avance se convirtió en uno de los elementos determinantes de la salida del ministro, está claro que en los próximos tres meses algo habrá que hacer para evitar que los subsidios energéticos desborden la frontera de los US$ 15.000 millones en 2023. En ese punto coinciden la enorme mayoría de los economistas que escucha el sistema político.

Frente a ese escenario, ¿terminará siendo Darío Martínez una prenda de oxigenación para lavar la cara del área energética? Parece muy improbable que La Cámpora y el cristinismo suelten a Basualdo y a Gerez, dos emergentes que consideran propios. Martínez siempre fue un híbrido. Si la intención es ofrecer una imagen de recambio, suena verosímil que el neuquino termine dando un paso al costado. Habrá que esperar hasta la tarde del domingo para tener un panorama más claro.

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Crisis regional por escasez de gasoil: Brasil refuerza los inventarios del combustible para evitar faltantes en la cosecha

La Agencia Nacional de Petróleo (ANP) del Brasil quiere forzar a las grandes compañías productoras y distribuidoras de combustibles a incrementar sus stocks de gasoil para evitar desabastecimientos en la segunda mitad de 2022. La prolongación de la guerra en Ucrania hace temer en el país vecino que habrá mayores dificultades para importar gasoil en los próximos meses.

El organismo regulador que supervisa las actividades realizadas por las industrias del petróleo, gas natural y biocombustibles busca que las compañías almacenen más gasoil S10 entre septiembre y noviembre. La medida será puesta a consulta pública, pero por un período de cinco días hábiles en lugar de los 45 habituales, lo que da cuenta de la importancia que la ANP le asigna al tema.

La medida será aplicada a las empresas con una participación de mercado superior al 8% de las ventas de diésel S10 en el segundo semestre de 2021: Petrobras, Vibra, Ipiranga y Raízen. Productores y distribuidores deberán almacenar el equivalente a nueve días de inventario por semana, basado en la demanda registrada en la segunda mitad del 2021.

Otro elemento que motiva esta medida es el comienzo de la temporada de huracanes en el Golfo de México, una época del año que suele generar problemas y disrupciones en la refinación y el transporte de combustibles desde Estados Unidos.

Inventarios a la baja

Los inventarios de gasoil S10 comenzaron a caer semana a semana desde la segunda quincena de mayo, según el monitoreo que la agencia realiza a diario. “Desde el inicio de este monitoreo, los inventarios han ido aumentando, alcanzando un pico en mayo, de casi dos mil millones de litros de gasoil S10, y a partir de junio los inventarios empezaron a bajar un poco”, explicó el superintendente de la ANP, Rubens Cerqueira.

El almacenamiento alcanzó la semana pasada los niveles más bajos desde abril, con 1.523 millones de m³ de S10, el equivalente a unos 41 días de importaciones. La ANP quiere mantener los inventarios en 1.650 millones de m³, o unos 45 días de importaciones, en línea con el promedio alcanzado en mayo.

“Brasil tiene un déficit de gasoil S10, con bajo contenido de azufre, que representó en la matriz del ciclo diésel de abril cerca del 62% de la demanda. Brasil tiene déficit en la producción de diesel S10”, dijo Cerqueira.

La advertencia de Petrobras

Tanto desde el Ministerio de Minas y Energía como desde la petrolera estatal Petrobras habían advertido a fines de mayo la necesidad de garantizar el abastecimiento de gasoil para la segunda mitad del año.

Preocupa el abastecimiento de gasoil en Brasil

Hay gasoil para cubrir la demanda durante 38 días, según @Minas_Energia.
Sugirió que pisar los precios complicaría la importación y el abastecimiento para los meses de alta demanda del combustible (agosto-octubre)

— Nicolás Deza (@NicolasDeza) May 30, 2022

El Ministerio de Minas y Energía había señalado a fines de ese mes que el país contaba con suficiente gasoil para sostener 38 días de importaciones.

Por otro lado, Petrobras había sugerido que pisar los precios de los combustibles complicaría la importación y el abastecimiento en los meses de alta demanda de gasoil, entre agosto y octubre, que son meses de cosecha.

La petrolera había dicho que la decisión de importación se produce con una anticipación de entre 45 y 60 días. Para atender la demanda, era necesario enviar una señal inmediata de precios de mercado a las compañías privadas que importan el combustibles. “Si no hay indicios de que los precios estarán a precios de mercado, existe un riesgo material de falta de diésel durante el pico de demanda, en la cosecha, afectando el PIB de Brasil”, comunicaron desde Petrobras.

Siguiendo esa línea, Petrobras aumentó a mediados de junio el precio del gasoil en un 14%. El incremento suscitó críticas tanto desde el gobierno, que viene sosteniendo un duro enfrentamiento político con la petrolera por su política de precios, como desde la oposición.

Conversación con Putin por gasoil

El presidente brasileño Jair Bolsonaro dijo el lunes que mantuvo una conversación con el presidente de Rusia, Vladimir Putin. En su residencia en Brasilia y frente a sus seguidores, Bolsonaro dijo que existe la posibilidad de comprar gasoil a Rusia.

«Tenemos (garantizada) la seguridad alimentaria y la seguridad energética, hay chances de que compremos gasoil de allá (Rusia) que está a un precio más conveniente«, dijo Bolsonaro.

La cancillería rusa señaló a través de un comunicado que “Vladimir Putin subrayó que Rusia se compromete a cumplir con sus obligaciones para garantizar el suministro ininterrumpido de fertilizantes rusos a los agricultores brasileños».

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Por el aumento de los precios de las materias primas, las 40 principales mineras del mundo ganaron un 127% más en 2021

Las 40 principales compañías mineras del mundo, entre las que se encuentran empresas de Australia, China, Canadá, Inglaterra, Brasil, Estados unidos, Rusia, Suiza, México y Sudáfrica, reportaron un aumento de los ingresos por ventas de un 32% y una ganancia neta de 127% en 2021 en comparación con el año anterior. Este incremento se explica, en parte, por la suba del precio de los productos mineros, ya que el cobre registró el año pasado una suba de 26%, el litio un 280% y el cobalto un 119%, entre otros.

Lo datos surgen del informe “Minería 2022. Una transición crítica”, publicado a fines de junio por la consultora PwC, que tiene presencia en 156 países y realiza un estudio anual sobre el top 40 de la industria minera a nivel mundial. De todos modos, el informe advierte “una significativa falta de inversión en proyectos de minerales críticos” y que “es incierto saber por cuánto tiempo más pueden continuar las grandes empresas mineras con su éxito”.

Minerales críticos

La clave del fuerte incremento de las ganancias tiene que ver con el rol de la minería en la transición energética, ya que, señala PwC, “el mercado de minerales se está reestructurando de forma fundamental, la transición energética y la carrera hacia las emisiones cero está creando un incremento en la demanda de ‘minerales críticos’”. El informe destaca que las principales materias primas para generar energía con bajas emisiones fueron “el litio, níquel, cobalto y grafito para almacenar energía. El cobre y el aluminio para el transporte de energía, y silicona, uranio y extraños elementos de la tierra para la generación de energía solar, eólica y nuclear”.

En tanto, el documento advierte que “el suministro de estos minerales no va a ser suficiente para cubrir la demanda en el corto plazo. Adicionalmente, hay una significativa falta de inversión en estos minerales críticos, que va a exacerbar el desequilibrio entre oferta y demanda en el corto y mediano plazo. El mundo va a poder alcanzar las metas de emisiones cero sólo si la industria minera podrá incrementar sustancialmente su producción”.

Transición energética

El rápido crecimiento de las fuentes de generación de energía solar y eólica, los vehículos eléctricos y las baterías de almacenamiento, seguirán aumentando la demanda del sector minero. Según indica el informe de PwC, la producción de una central solar necesita tres veces más de recursos minerales que una planta de carbón de tamaño similar y una central eólica requiere 13 veces más que una planta similar de gas natural. “Sin embargo, la dotación de recursos para la transición de energía no se trata solo de extraer los mismos materiales de la misma manera. El mundo necesitará más minerales críticos y materias primas para impulsar la economía del futuro y deberán ser extraídos de manera sustentable”, destaca el documento.

“El rol de las empresas mineras es fundamental para lograr la transición energética hacia energías limpias. Por esto, es de suma importancia la expansión en descubrimientos y entregas de minerales críticos lo más rápido que se pueda”, señaló Leonardo Viglione, socio de PwC Argentina. Y agregó que “la Argentina tiene grandes oportunidades en minería y el desarrollo de productos propios para hacer frente a la demanda internacional. El sector en nuestro país es un factor crítico para la transición energética, desde los grandes proyectos de cobre hasta el potencial que presenta el litio”.

Resultados

El informe, que es el número 19° que publica PwC, destaca que “los ingresos por ventas crecieron un 32%, y los ingresos netos alcanzaron un 127% soportados por los altos precios de las materias primas y un manejo prudente de los costos”. Y añade: “combinado con el fuerte rendimiento del año 2020, las 40 principales empresas mineras afrontan el futuro con un excelente estado financiero”.

Además, el top 40 obtuvo una capitalización de mercado de un 7%, los gastos de capital se incrementaron un 18% y los dividendos subieron 130% respecto al año anterior. El oro fue el mayor impulsor de las compañías, aunque el informe destaca el rol de los minerales críticos en el escenario de la transición energética mundial.

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Solicitan una nueva instancia procesal y se demora el fallo Burford por la reestatización de YPF: cuáles son los escenarios que enfrenta la petrolera

Loretta Preska, la jueza de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York, decidiría en las próximas horas incorporar un plazo procesal más antes de dictar sentencia en el caso impulsado por Burford Capital contra el estado argentino e YPF por la reestatización de la petrolera en 2012, según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto del proceso. Eso es, en rigor, lo que solicitaron las partes involucradas. De esa manera, la decisión de la magistrada se demoraría al menos por dos meses más en publicar su fallo.

Burford, un megabufete de abogados que opera como un hedge fund y se dedica a crear –y ganar- litigios impensados de muy difícil resolución, reclama, en el extremo, una compensación de más de US$ 3.000 millones. Aunque es temprano para saber a cuánto podría ascender una indemnización negativa (en esta etapa judicial se está juzgando la responsabilidad de cada parte), las perspectivas no son auspiciosas para el país.

Dos fuentes con conocimiento de la causa sin contacto entre sí coincidieron en que probablemente Preska falle en contra de la Argentina. El mayor interrogante es si una sentencia negativa alcanzará también a YPF o se limitará a recaer sobre el Estado argentino. Existen chances de que se confirme la segunda opción. De ser así, el panorama no sería tan malo para la petrolera que preside Pablo González.

Cristina Fernández de Kirchner el día que anunció la expropiación de YPF.

¿Qué es lo que reclama Burford?

Burford, que inició la demanda luego de adquirir los derechos para litigar contra la Argentina por la reestatización del 25% que tenía Petersen Energía antes de la expropiación, alega que como el gobierno de Cristina Kirchner expropió el 51% de las acciones de YPF debió haber realizado una Oferta Pública de Acciones (OPA) por el 100% de la compañía y por consiguiente, indemnizar también al 25% en poder de Petersen Energía, tal como se explica con mayor detalle en este artículo publicado en julio de 2019.

Así está establecido, alega el fondo, en el artículo 7 del estatuto de la compañía, que instruye que si una empresa adquiere un 15% o más del paquete accionario de YPF indefectiblemente debe realizar una OPA por el total de la empresa. Burford entiende que esa cláusula es de aplicación automática.

En el gobierno sostienen que la aplicación de ese punto del estatuto no es taxativa porque argumentan que las fórmulas de valorización de la petrolera incluidas en el estatuto de YPF colisionan con el derecho soberano del Estado de expropiar un activo estratégico. 

¿Qué establece el estatuto? Define una serie de esquemas para calcular el precio de YPF en caso de un accionista adquiera más del 15% del paquete accionario de la empresa. Sobre esa base, sostiene que el precio más alto que se desprenda de las fórmulas de cálculo es el que debe abonar quien quiera tomar el control de la petrolera. Para mayo de 2012, cuando se concretó la reestatización, la valuación de YPF habría llegado a las US$ 19.000 millones si se tomaba el precio más alto resultante de las fórmulas incluidas en el artículo 7 del estatuto. Es decir, siguiendo la lógica del razonamiento que esgrime Burford, la Argentina habría tenido que pagar US$ 19.000 millones para evitar un eventual reclamo de Petersen Energía por el orden de US$ 3000 millones. 

A su vez, Burford sostiene que, si quien desembarca en la empresa no realiza una OPA por el 100% de la compañía, la propia YPF, el directorio o el management, tiene la obligación de no dejar votar a los nuevos accionistas que tomaron el control sin hacer la OPA.  

¿Qué puede resolver Preska?

Fuentes con acceso a la causa señalaron a EconoJournal que lo más probable es que Preska falle a favor de Burford porque, si bien hubo una ley de expropiación, la jueza va a buscar reivindicar el valor de los contratos en defensa de los inversores privados porque sino cualquier contrato firmado entre privados no tendría ningún valor frente a una decisión soberana de un Estado y, por lo tanto, ni siquiera tendría sentido firmarlo.

La fuente señaló que si tuviera que asignarle un porcentaje de probabilidades a un fallo adverso contra la Argentina diría que es más del 50%, pero al mismo tiempo aclaró que lo más probable es que el fallo recaiga solo sobre el Estado argentino y no sobre YPF, ya que la exigencia de que el management de YPF le impida votar a los recién desembarcados representantes del Estado en la asamblea de la compañía es absolutamente impracticable.

¿Por qué entonces YPF también podría ser condenada? Porque si Preska no involucra a YPF a Burford le será muy difícil cobrar la sentencia, sobre todo si se toma en cuenta los antecedentes del Estado argentino desconociendo fallos de ese mismo tribunal. Al ir sobre YPF le podría facilitar a Burford la posibilidad de cobrar la sentencia. «Si bien la empresa no cuenta con tantos activos en el exterior, podrían embargase los ingresos por la exportación de derivados, entre otras cuentas», explicó una de las fuentes consultadas.

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Cammesa salió a importar de apuro ocho barcos de gasoil para garantizar el suministro de las centrales eléctricas durante julio

Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, salió a importar sobre la marcha ocho cargamentos de 50.000 metros cúbicos (m3) cada uno para garantizar el suministro de las centrales eléctricas durante las próximas semanas.

En rigor, este jueves lanzó una licitación para adquirir en total 400.000 m3 de gasoil para la generación eléctrica durante los meses de julio y agosto. La empresa incluso debió concretar un swap de combustible con Vitol, uno de los mayores traders de combustibles, para conseguir algo más de volumen para los próximos días.

Según el pliego confeccionado por Cammesa, al que accedió EconoJournal, cuatro barcos llegarán al país entre el 15 y el 31 de julio y los otros cuatro ingresarán durante agosto.

Por qué de urgencia

La decisión de Cammesa, que políticamente es controlada por funcionarios alineados en el cristinismo, evidencia que la planificación del despacho de combustibles líquidos para cubrir las necesidades del parque de generación durante el invierno no fue acertada. Prueba de eso es que, frente a la escasez de combustibles líquidos, Cammesa tuvo que importar esta semana energía desde Uruguay casi 1000 megawatt (MW) de energía un precio cercano a los 290 dólares por MW hora (US$/MWh).

El importe es un 30% más caro que lo que cuesta generar electricidad con gasoil en los ciclos instalados en la Argentina. Si hubiese tenido gasoil en sus depósitos, habría podido generar energía en usinas argentinas. Al mismo tiempo, la compañía sigue importando cerca de 1200 MW de electricidad desde Brasil, aunque por ese despacho paga un precio conveniente que ronda los US$ 115 por MWh.

Poca antelación

La situación pone de manifiesto que Cammesa se quedó corta con la cantidad de gasoil que efectivamente se precisaba. Allegados al área de Energía Eléctrica, que conduce Federico Basualdo, reconocieron que la demanda de combustibles líquidos durante junio fue más alta que la esperada por las bajas temperaturas. Por eso, ya se consumieron buena parte de los stocks de gasoil disponibles para usinas de generación.

Frente a eseescenario, Cammesa no tuvo otra alternativa que salir de urgencia a adquirir gasoil para los próximos 15 o 20 días, cuando lo usual es importar con un plazo de entre 30 y 45 días. Con un plazo tan exiguo, será muy difícil que la compañía que administra el mercado mayorista eléctrico pueda conseguir ofertas de cargamentos con precios competitivos, debido a que son pocos los oferentes con capacidad de entregar producto en el puerto de Buenos Aires en tan poco tiempo.

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Más allá de los insólitos argumentos oficiales, la distorsión de precios y la brecha con el costo de importación explican la crisis del gasoil

El presidente Alberto Fernández insistió anoche con que en el país falta gasoil porque la economía está creciendo mucho. “No tenemos la cantidad de gasoil necesaria producida en Argentina ante un crecimiento de la demanda tan grande como la que se está generando”, aseguró en C5N. “Si los chacareros quieren sacar sus granos es porque han producido un montón y están demandando un montón de camiones y esos camiones demandan gasoil”, agregó en respuesta a los reclamos de la Mesa de Enlace que llamaron a un cese de comercialización para el 18 de julio. Desde esa perspectiva, la falta de gasoil aparece como una consecuencia inevitable que se desprende de un hecho virtuoso. Sin embargo, fue la decisión oficial de congelar los precios del combustible a través de YPF, combinada con la suba de la cotización internacional, la que forzó esta crisis de abastecimiento que se sostiene desde marzo y de la que ahora el gobierno no sabe cómo salir.

Congelamiento

El precio del gasoil en el canal minorista estuvo congelado de hecho entre mayo del año pasado y febrero de este año por decisión de YPF que controla el 55 por ciento del mercado y le pone un techo al resto de las petroleras, ya que si aumentan sus clientes automáticamente se fugan hacia la competencia.

Ese congelamiento fue produciendo un desfasaje con respecto a la paridad de importación, que se agudizó luego de la invasión de Rusia a Ucrania. Así, el mercado argentino opera hoy con una brecha entre el precio local y el import parity que ronda el 40 por ciento. No existen ejemplos a nivel regional que repliquen un escenario de estas características. Ese dato no es menor porque Argentina importa cerca del 30 por ciento del gasoil que consume y cuando la brecha se amplía las pérdidas que deben afrontar aquellos que importan son cada vez mayores.  

Distorsión

En respuesta a esa situación, Axion, Raizen (Shell), Puma (Trafigura) y Dapsa, entre otras, comenzaron a ajustar en el segmento mayorista, donde compra el agro y la industria, para de ese modo compensar parte de las pérdidas que supone la importación. De eso modo, el precio en el canal mayorista fue subiendo hasta superar el precio minorista provocando una distorsión fenomenal en el mercado. EconoJournal publicó con una nota en octubre de 2021 sobre la génesis de esa situación anormal, que con el tiempo se convirtió en la principal razón que explica la crisis actual.

La propia YPF dejó en evidencia esa problemática ya a fines de marzo cuando detalló en un comunicado que, según cifras oficiales, el consumo de gasoil en el canal mayorista había retrocedido 2,5 por ciento en el primer trimestre, mientras que en el canal minorista había trepado un 12 por ciento. 

Esa distorsión de precios se ha mantenido desde entonces. En la actualidad si un transportista va a una terminal mayorista en la provincia de Buenos Aires paga el litro de gasoil común entre 170 y 180 pesos, mientras que en una estación de servicio de la ciudad puede costarle 135 pesos. En las provincias los precios son todavía más altos. En el mercado mayorista de Córdoba, el gasoil supera fácilmente los 200 pesos. Esa dinámica se replica también en el segmento de retail (minorista). Los automovilistas de la zona centro del país pagan precios mucho más caros que los de la Ciudad de Buenos Aires a la hora de llenar el tanque. Por caso, un una estación de la red de YPF en Córdoba que controla Oppesa, la subsidiaria que administra las estaciones de servicio de la petrolera, el gasoil común cuesta unos 155 pesos por litro y el Infinia 201 pesos. En surtidores de otras marcas en la misma provincia, el gasoil premium se llega a pagar 215 pesos.

Ese diferencial entre el precio minorista y el mayorista es el que explica la disparada en las ventas en las estaciones de servicio, que derivó en los cupos y en innumerables prácticas especulativas. A su vez, como el gasoil local sigue muy por debajo del precio internacional la demanda también crece presionada por todos aquellos que llegan a las provincias fronterizas desde localidades limítrofes para cargar combustible más barato. Esa brecha de precios con respecto a la paridad de importación vuelve insostenible el funcionamiento del mercado.

El problema no es el crecimiento

Ante este escenario, el gobierno aseguró que los faltantes son porque a la economía Argentina le va cada vez mejor y reaccionó tratando fundamentalmente de incrementar la oferta. Por un lado, las refinerías producen más, aunque todavía hay algunos problemas puntuales como el que enfrenta la refinería de YPF de Ensenada  que no está pudiendo trabajar a su máxima capacidad por una parada programada en unos de sus cokes. Al mismo tiempo, se importa cada vez más. Sin embargo, el problema de fondo no es la demanda. El problema es el precio y la alta brecha que existe en la cotización internacional del combustible. Mientras las distorsiones de precios no desaparezcan, la demanda seguirá siendo alta, incentivada en muchos casos por la especulación, la psicosis y el fantasma del desabastecimiento, y habrá que importar cada vez más combustible a pérdida, con el consecuente impacto en la balanza de pagos y de las petroleras, particularmente de YPF.

Decir que esta crisis de abastecimiento es porque la economía crece mucho conlleva una alta dosis de cinismo y si quien lo dice lo cree el problema es aún mayor. Argentina ha crecido a “tasas chinas” durante muchos años a la salida de la convertibilidad y nunca faltó gasoil como ahora. A su vez, numerosos países han vuelto a la senda del crecimiento en la pospandemia y no enfrentan los problemas de abastecimiento de combustibles que vive la Argentina.     

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Minera canadiense comenzó la exploración en el Salar del Hombre Muerto, una de las mayores reservas de litio del país

La minera canadiense Alpha Lithium comenzó el programa de exploración en el proyecto de litio que desarrolla en el Salar del Hombre Muerto, ubicado en la provincia de Catamarca. Se trata del salar donde está alojada una de las mayores reservas del mundo de este mineral. En marzo, la compañía amplió la superficie del proyecto y alcanzó las 5.072 hectáreas, convirtiéndose en uno de los más grandes de ese salar. Además, la compañía informó que completó la perforación de 13 pozos en el proyecto de litio en el salar Tolillar, ubicado en Salta.

Los trabajos de exploración en el Salar del Hombre Muerto comenzaron con actividades de sondeo eléctrico vertical. Luego, con la información recabada, avanzará en las primeras perforaciones, según indicó la compañía canadiense en un comunicado.

El presidente y director ejecutivo de Alpha Lithium, Brad Nichol, señaló que “es muy importante comenzar nuestras actividades en el Salar del Hombre Muerto, que es conocido por ser uno de los mejores salares de litio del mundo y donde están trabajando las empresas Posco y Livent, entre otras”. Además, añadió que “la calidad de la salmuera, las concentraciones extremadamente altas de litio, las bajas impurezas, la amplia infraestructura existente y un régimen gubernamental probado y confiable son solo elementos que, en conjunto, hacen del salar una de las zonas más buscadas del mundo en la producción de salmuera de litio”.

Salar del Hombre Muerto

En el Salar del Hombre Muerto, que comparten Catamarca y Salta, también se ubica el proyecto Fénix de la minera Livent, uno de los dos desarrollos de litio que están en fase de producción en la Argentina. El otro en etapa productiva es Sales de Jujuy (pertenece a la minera australiana Orocobre, que posee el 67,5% de la participación). Es un área que pertenece al Triángulo del Litio, la zona que abarca la Argentina, Chile y Bolivia y donde está la reserva más grande del mundo de este mineral.

Además, en el Salar del Hombre Muerto está trabajando en exploración el gigante surcoreano Posco, que hace poco anunció que invertirá US$ 4.000 millones en este megaproyecto de litio. Tanto la estadounidense Livent como la surcoreana Posco poseen 10.000 hectáreas cada una en este salar.

Además, en Hombre Muerto hay otros proyectos en distintas etapas de exploración como son Sales de la Vida (de la empresa australiana Galaxy Resource), Hombre Muerto 2 (de la canadiense NRG Metasl), Proyecto Gallego (de la australiana Everlight Resources) y otras superficies exploradas por la canadiense Lithium South Development y la australiana Galan Lithium, entre otras compañías.

Proyecto Tolillar

Alpha Lithium también está explorando litio en el Proyecto Tolillar, donde viene realizando trabajos de perforación exploratoria desde 2020. Este salar está ubicado en Salta, pero a sólo 10 kilómetros del Salar del Hombre Muerto. Ambos comparten la misma infraestructura. En Tolillar, Alpha Lithium informó que en estos días culminó la primera etapa de perforación donde completó 13 pozos y adquirió 160 puntos de datos de sondeos eléctricos “para obtener una comprensión sólida del área”, destaco la minera. En este proyecto tiene activas cuatro plataformas de perforación.

Actualmente, la compañía tiene planes para perforar otros cinco pozos y ya comenzó con la construcción de caminos y el acondicionamiento de las plataformas de perforación. Además, contrató a una compañía para realizar la estimación de recursos, donde obtendrá los primeros resultados en dos meses.

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El desplante de Darío Martínez al Presidente que complica todavía más la segmentación de las tarifas de gas y electricidad

En la Casa Rosada crece un profundo malestar por el accionar del secretario de Energía, Darío Martínez, en lo referido a la implementación del demorado esquema de segmentación de tarifas de gas y electricidad que impulsa el gobierno. El funcionario, que al inicio de su gestión intentó mantener una posición de neutralidad y luego se terminó plegando al cristinismo más por instinto de supervivencia que por pertenencia orgánica, firmó este martes la resolución 467, que en teoría iba a funcionar como reglamentación del Decreto 332. Esa norma estableció los criterios económicos que se van a utilizar para avanzar con la quita de subsidios energéticos, tal vez la principal llave que tiene su alcance el Ejecutivo para reducir el déficit fiscal. Sin embargo, lejos de ser una resolución que contribuya a optimizar ese proceso, el texto no hizo más que complicar las cosas.

Fuentes de gobierno explicaron que el compromiso de Martínez era acelerar los plazos de puesta en marcha de la segmentación. Pese a eso, se tomó 12 días para publicar una reglamentación que no aporta casi nada en lo concreto. Al contrario, transfiere la mayoría de las competencias a la Subsecretaría de Planeamiento Energético, que dirige Santiago López Osornio, el único funcionario de Energía que responde políticamente al ministro Martín Guzmán.

La expectativa de la Casa Rosada era que, a esta altura, Martínez ya debería haber instruido a la Subsecretaría de Energía Eléctrica y a la Hidrocarburos a que determinen un nuevo precio del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST) y de la electricidad (PEST) para los usuarios de mayores ingresos; los que conformará el Nivel 1 según la grilla definida por el Decreto 332.

“Es una burla administrativa. El PEST se actualiza cada tres meses. No es tan difícil publicar un precio para los tres segmentos que prevé el decreto. Por el contrario, Darío (Martínez) pone palos en la rueda y se desliga de la segmentación”, cuestionó un funcionario con acceso irrestricto a la Rosada. “Lo único que hizo la resolución (467) fue copiar y pegar lo que decía el Decreto 332”, agregó.

EconoJournal intentó comunicarse con voceros de la Secretaría de Energía, pero estos evitaron contestar los llamados de este medio. Desde el Palacio de Hacienda tampoco respondieron las consultas realizadas. En las últimas horas el ministro Guzmán estuvo atento a otras prioridades, como la licitación de deuda en pesos para cubrir los vencimientos por más de $ 243.000 millones en un clima financiero muy adverso y la cotización del dólar paralelo, que este martes orilló los 240 pesos.

La gota que rebalsó el vaso

En la Casa Rosada molestó especialmente la inclusión del artículo 5 de la resolución 467. Ese apartado elevó el piso de los ingresos netos que debe cobrar un usuario de gas y electricidad en la Patagonia —considerada ‘zona desfavorable’ por la Ley 23.272— para perder los subsidios. En la práctica, la medida fijó ese monto en unos 424.000 pesos por mes, un 22% más que la media a nivel nacional, que asciende a 350.000 pesos (el equivalente a 3,5 canastas básicas para un hogar de cuatro personas).

Martínez tomó esa decisión en soledad, sólo con el beneplácito del Instituto Patria y del cristinismo, pero no con el gabinete económico que responde a Alberto Fernández. Lo hizo con un fin evidente: congraciarse con el sistema político de la Patagonia y en esa clave, posicionarse en la carrera por la gobernación de Neuquén en 2023, su objetivo central desde que asumió como secretario de Energía.

“El momento para plantear una medida de este tipo fue hace mes cuando se discutió puertas adentro del gobierno la redacción del Decreto 332. Darío participó de ese proceso, pero no dijo nada”, cuestionaron en un despacho oficial.

Sin consenso

La decisión no sólo no estaba consensuada con Presidencia ni con el Ministerio de Economía, sino que, más importante aún, provocará una nueva demora en la instrumentación del esquema de segmentación. ¿Por qué? Porque el formulario que confeccionaron los colaboradores de Guzmán y en especial la Secretaría de Innovación Tecnológica, que aún no fue publicado oficialmente, no distinguía entre los usuarios de alto poder adquisitivo de la Patagonia y del resto del país. Formaban todos parte del mismo universo.

La distinción incluida unilateralmente por Darío Martínez obligará a recalibrar el sistema. Con una complejidad adicional: el formulario digital elaborado por los técnicos informáticos de Economía incluía un cruce automático de la información vertida por cada persona que arrojaba una categorización provisoria en la grilla de tres segmentos definidos por el Decreto 332. Por la redefinición del piso de ingresos para los usuarios de la Patagonia se deberán modificar los parámetros incluidos en el sistema, lo que traerá aparejado una consecuente demora en los plazos de ejecución.

“Más allá de este tema puntual, que es importante, lo central es que Darío (Martínez) no está alineado. La segmentación es una decisión política del Presidente que requiere del compromiso de toda el área energética. Vamos a avanzar igual, pero con decisiones como ésta Energía impidiendo que se pueda cumplir con la cronología temporal que se había pensado”, concluyeron las fuentes consultadas.  

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El G7 respaldó las inversiones públicas en gas natural y LNG para reducir la dependencia con Rusia

La cumbre de los países del G7 finalizó en Alemania con un llamado a sostener las inversiones públicas en gas natural y de LNG en particular para reducir la dependencia energética con Rusia. El grupo enfatizó en el comunicado final su compromiso con el cumplimiento del Acuerdo de París y con la eliminación de los subsidios y fondos para los combustibles fósiles. También llamó a los países productores de petróleo a incrementar su producción para aliviar las tensiones en el mercado global.

El comunicado oficial de la cumbre refleja la preocupación que existe en materia de seguridad energética y alimentaria global a raíz de la guerra en Ucrania. Estados Unidos, Canadá, el Reino Unido, Francia, Alemania, Italia y Japón reafirmaron su respaldo al gobierno ucraniano frente a las hostilidades de Rusia y resaltaron los esfuerzos que están realizando para contrarrestar las consecuencias de la guerra en los mercados mundiales. También destacaron la participación de los líderes de Argentina, la India, Indonesia, Senegal y Sudáfrica en la cumbre, con quienes comparten el compromiso de “proteger y fortalecer nuestras democracias” e incrementar la cooperación para atender a los desafíos globales.

El abastecimiento energético es el desafío más relevante y urgente. Si bien el comunicado deja en claro desde un primer momento el compromiso de las potencias con el cumplimiento de las metas de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) contempladas en el Acuerdo de París, también destaca que es necesario dar una respuesta inmediata a los problemas de abastecimiento energético.

“Mientras tomamos medidas inmediatas para asegurar el suministro de energía y detener los aumentos en los precios de la energía impulsados por condiciones extraordinarias del mercado, no comprometeremos nuestros objetivos climáticos y de biodiversidad, incluida la transición energética, ni nuestros compromisos para eliminar gradualmente nuestra dependencia de la energía rusa, incluso mediante la eliminación gradual o la prohibición de la importación de carbón y petróleo rusos”, dice el comunicado oficial.

En ese sentido, el grupo exhortó a los países productores de petróleo alineados o no dentro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) a incrementar su producción para garantizar el abastecimiento mundial “de corto plazo”. “Alentamos a los países productores a aumentar su producción para disminuir la tensión en los mercados energéticos y, en este contexto, damos la bienvenida a las recientes respuestas de la OPEP frente al endurecimiento en los mercados internacionales. Les exhortamos a que continúen actuando en este sentido”, señalaron.

Financiamiento público para gas y LNG

Las potencias ratificaron su compromiso con la eliminación de los subsidios internos a los hidrocarburos. “Hacemos hincapié en que los subsidios a los combustibles fósiles son incompatibles con los objetivos del Acuerdo de París y reafirmamos nuestro compromiso con la eliminación de los subsidios ineficientes a los combustibles fósiles para 2025”, afirmaron.

En el caso de la utilización de fondos públicos para financiar proyectos de hidrocarburos en el extranjero, las potencias sostuvieron que no habrá “nuevos apoyos públicos directos para el sector energético internacional de combustibles fósiles para fines de 2022”. No obstante, resaltaron la importancia de sostener las inversiones públicas en proyectos de gas natural y de LNG en particular, siempre que sean consistentes con las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC, por sus siglas en inglés), es decir, con los planes para la reducción y eliminación de las emisiones de GEI que los países están implementando para cumplir con las metas de París.

“En este contexto y con miras a acelerar la eliminación de nuestra dependencia de la energía rusa, destacamos el importante papel que puede desempeñar el aumento de las entregas de LNG, y reconocemos que la inversión en este sector es necesaria en respuesta a la crisis actual. En estas circunstancias excepcionales, la inversión con apoyo público en el sector del gas puede ser apropiada como respuesta temporal, sujeta a circunstancias nacionales claramente definidas, y si se implementa de manera coherente con nuestros objetivos climáticos y sin crear efectos de bloqueo, por ejemplo, asegurando que los proyectos se integren en las estrategias nacionales para el desarrollo de hidrógeno bajo en carbono y renovable”, explica el comunicado.

Sin acuerdo sobre un precio máximo al crudo ruso

Las sanciones económicas contra Rusia también formaron parte de las negociaciones en la cumbre llevada a cabo en Elmau, Alemania. Los embargos dispuestos sobre la importación de petróleo y combustibles rusos no tuvieron hasta ahora el efecto deseado. Rusia continúa exportando crudo a precios altos, al punto tal de que representan casi la mitad de los ingresos que obtiene por sus exportaciones de energía. En cambio, Estados Unidos y Europa han visto incrementos considerables en los precios de los combustibles.

Para disminuir esa fuente de ingresos, Estados Unidos llevó a la cumbre una propuesta para acordar un precio máximo sobre el petróleo que compran a Rusia. Sería una forma de forzar colectivamente a Rusia a vender a un precio menor, a cambio de flexibilizar las medidas que dificultan el comercio de crudo ruso. El objetivo es sumar a este acuerdo a la mayor cantidad posible de países para que sea mucho más efectivo.

“En cuanto al petróleo, consideraremos una variedad de enfoques, incluidas opciones para un posible prohibición completa de todos los servicios que permiten el transporte marítimo de petróleo crudo y productos derivados del petróleo rusos a nivel mundial, a menos que el petróleo se compre a un precio o por debajo de él que se acuerde en consulta con socios internacionales. Al considerar esta y otras opciones, también consideraremos mecanismos de mitigación junto con nuestras medidas restrictivas para garantizar que los países más vulnerables e impactados mantengan el acceso a los mercados energéticos, incluso desde Rusia”, explica el comunicado.

Los líderes del G7 no llegaron a un acuerdo sobre el tema pero se comprometieron a continuar con las conversaciones. “Encomendamos a nuestros ministros pertinentes que continúen discutiendo estas medidas con urgencia, a consultar con terceros países y las partes interesadas que son claves en el sector privado, así como con nuevos proveedores de energía alternativos a los hidrocarburos rusos”, dijeron.

«Esta es una idea muy ambiciosa y con visión de futuro. Tendremos que investigar esto más a fondo y resolverlo antes de responder cualquier otra pregunta», respondió el canciller de Alemania, Olaf Scholz, consultado sobre el tema.

¿Sin capacidad ociosa de producción?

Durante la jornada del lunes, los medios se hicieron eco de una conversación entre el presidente francés Emmanuel Macron y el presidente estadounidense Joe Biden. El presidente francés pareció sugerirle a su par estadounidense que Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita se están quedando sin capacidad ociosa para incrementar la producción de petróleo.

«Tuve una llamada con MbZ», se escuchó a Macron decirle al presidente de los Estados Unidos, en referencia al jeque de los Emiratos Árabes Unidos, Mohammed bin Zayed al-Nahyan. “Me dijo dos cosas. Estoy al máximo, al máximo (de la capacidad de producción). Esto es lo que dice”, dijo Macron. “Y luego dijo que (los) saudíes pueden aumentar en 150 (mil barriles por día). Tal vez un poco más, pero no tienen una gran capacidad antes de los seis meses”, añadió.

El comentario de Macron volvió a encender las discusiones sobre la capacidad ociosa de producción realmente disponible en dichos países. Los precios internacionales del crudo reaccionaron levemente al alza en la jornada del lunes.

In light of recent media reports, I would like to clarify that the UAE is producing near to our maximum production capacity based on its current OPEC+ production baseline (3,168 mbopd) which UAE is committed by until the end of the agreement.

— سهيل المزروعي (@HESuhail) June 27, 2022

Desde EUA enfriaron la idea de que el país no cuenta con capacidad ociosa y respondieron que la producción actual de crudo esta en línea con la meta de producción acordada a nivel de la OPEP+. “A la luz de los reportes recientes de los medios, me gustaría aclarar que los EAU están produciendo cerca de nuestra capacidad máxima de producción en función de su línea de producción actual de la OPEP+ (3168 mbpd), con la que los EAU están comprometidos hasta el final del acuerdo”, dijo el ministro de Energía e Infraestructura, Mohamed Al Mazrouei.

Inversiones

Por otro lado, el G7 anunció un programa global para movilizar en los próximos cinco años fondos privados y públicos por 600.000 millones de dólares en inversiones en países de ingresos medios y bajos, en áreas como energía, salud, ciberseguridad y digitalización, entre otras.

“Sobre la base de nuestros compromisos en Carbis Bay, hemos moldeado e implementado aún más nuestra Asociación para la Infraestructura y la Inversión Globales (PGII), como una oferta conjunta para reducir la brecha de inversión en infraestructura sostenible, inclusiva, resiliente al clima y de calidad en los mercados emergentes y países en desarrollo”, señala el comunicado.

Biden anunció el programa el domingo y ratificó que Estados Unidos aportará 200 de los US$ 600.000 millones comprometidos. El presidente estadounidense mencionó una serie de proyectos que formar parte de este programa. En la lista mencionó los fondos por US$ 14 millones que Estados Unidos destinará para el estudio de factibilidad de construcción de una central con reactores nucleares modulares de la empresa estadounidense NuScale en Rumania.

Las potencias dijeron en el comunicado que apoyarán el despliegue de más energías renovables y del hidrógeno verde. También destacaron que la energía nuclear tiene un rol que jugar en la descarbonización de la matriz energética. “Vamos a aumentar la electricidad generada por energías renovables, así como el uso de renovables en todos los sectores, y nos comprometemos a eliminar las barreras y obstáculos que actualmente dificultan o ralentizan la expansión de las energías renovables y la reducción del consumo de energía. Los países que optan por utilizar la energía nuclear reafirman su papel en su mix energético. Esos países reconocen su potencial para proporcionar energía baja en carbono asequible y contribuir a la seguridad del suministro energético como fuente de energía de base y de flexibilidad en la red. Ellos declaran su evaluación de que el desarrollo y despliegue de tecnologías nucleares avanzadas, incluyendo pequeños reactores modulares en la próxima década, probablemente contribuirá a que más países en todo el mundo adopten la energía nuclear como parte de su combinación energética”, señalaron.

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Polémica: pese a aumentar casi un 70% la planta permanente del Enargas, Bernal contrató unas 10 consultorías para realizar tareas propias del organismo

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), a cargo del interventor Federico Bernal desde el 17 de marzo de 2020, amplió fuertemente su planta de trabajadores en los últimos dos años. Al finalizar la gestión de Mauricio Macri el ente contaba con 413 trabajadores. En abril de 2020 ese número ya había ascendido a 551 personas y a mayo de 2022, la cifra se había elevado a 621, es decir, un 50% más que en diciembre de 2019, incluso en un contexto de pandemia. Es más, si a ese número se le agrega el personal contratado bajo convenio con universidades, que no está informado públicamente, la planta superaría las 700 personas, casi un 70% más que al final del gobierno anterior, según afirmaron distintas fuentes a EconoJournal. Al mismo tiempo, el interventor del ente contrató unas diez consultorías externas, muchas más que las últimas gestiones al frente del organismo, lo que derivó incluso en reproches internos del cristinismo contra Bernal.

Bernal es cuestionado por algunos emergentes del cristinismo pero cuenta con el respaldo de CFK.

En lo que va de su gestión, Federico Bernal lleva contratadas unas diez consultorías externas con universidades para reforzar el trabajo del Enargas. Es decir, el ente regulador aumentó un 50% la planta de trabajadores y en lugar de poder llevar a cabo las tareas tuvo que, al mismo tiempo, contratar servicios de consultoría por fuera del ente.

Consultorías

Durante los diez años en que Antonio Pronsato fue interventor del Enargas (entre mediados de 2005 y mediados de 2015), el ente contrató una sola consultoría externa. En esa ocasión, el ente a cargo del funcionario clave del exministro Julio De Vido había contratado al Centro Argentino de Ingenieros (CAI) para dirimir un tema interno porque había un dictamen contrapuesto de dos gerencias del organismo.

La gestión de Mauricio Roitman el frente del Enargas (enero de 2018 a marzo de 2020) contrató también una sola asesoría externa. El entonces presidente del organismo requirió los servicios de la Facultad de Ingeniería (UBA) para reforzar con una opinión externa la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que llevó adelante el gobierno de Macri para aumentar las tarifas.

Cuando un ente regulador tiene que contratar una consultoría externa necesita presentar ante el Poder Ejecutivo un informe de justificación o necesidad de por qué no puede llevar a cabo una tarea específica con la planta del personal a cargo y tiene que pedir un refuerzo específico por fuera del organismo.

Las consultorías que hasta el momento lleva contratadas Bernal con distintas universidades llamaron la atención, por un lado, del Ministerio de Economía a cargo de Martín Guzmán, porque es el que tiene que autorizar el presupuesto para afrontar esos gastos. A fines de 2021, Bernal pidió incluso una partida adicional de 250 millones de pesos para solventar algunas de esas contrataciones. Por otro lado, las consultorías también habrían motivado reproches de referentes del cristinismo contra el propio Bernal.

Lo que más sorprende incluso dentro del cristinismo es que Bernal haya firmado todas esas consultorías al mismo tiempo que amplió de manera notable la planta del organismo. Lo que señalan es que si con 413 personas no hubo prácticamente necesidad de contratar consultorías externas, menos debería haberlo con más 700 personas.

Turnos intercalados   

La situación es tan llamativa que generó una complicación edilicia en el ente. Como todo el personal del Enargas que trabaja en Suipacha 636 (CABA) no entra en ese edificio, Bernal implementó una modalidad de presencia intercalada. Una parte del personal va unos días y la otra trabaja presencialmente el resto de las jornadas. Esto es porque si tuviese que asistir todo el personal al mismo tiempo no entrarían físicamente en las oficinas del edificio.

Esta situación generó también un entredicho entre Bernal y el área de Recursos Humanos, porque esta última quería volver al esquema de presencialidad completa y el titular del ente no aceptó.

Pedido de informes

Además de provocar diferencias dentro del cristinismo, el tema no es ajeno a la política nacional dado que, por ejemplo, el diputado Gustavo González (PRO – Juntos por el Cambio) elevó un el pedido de informes a la secretaría de Energía y a los entes reguladores.

“Informe la evolución de los presupuestos de Enre y Enargas, personal permanente y temporario, contratos de consultoría, auditorías externas y contratos con universidades detallando, nombre de la Universidad, objeto y estado de situación del trabajo y profesionales intervinientes en cada uno”, señala el pedido de informe de González, que tiene las firmas de los diputados Juan Manuel López (CC), Omar De Marchi (PRO), Francisco Sánchez (PRO), Ana Clara Romero (PRO) y Juan Carlos Polini (UCR). También pide el número de auditorías realizadas por los entes reguladores desde el 17 de marzo de 2020, cuando asumió Bernal, hasta la fecha.

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Cuáles son los tres puntos que precisó la Secretaría de Energía sobre la segmentación de tarifas

La Secretaría de Energía publicó hoy en el Boletín Oficial la Resolución 467/2022, con la que buscó aclarar una serie de puntos vinculados a la segmentación de tarifas, un proceso que avanza más lento de lo previsto. Entre los principales puntos que surgen de la normativa se destacan:

Se transfiere toda la responsabilidad de llevar adelante la instrumentación de la segmentación de subsidios a usuarios residenciales a la Subsecretaría de Planeamiento Estratégico, que depende de Santiago López Osornio, el único funcionario del área que responde políticamente al ministro de Economía, Martín Guzmán. En los hechos eso implica que la voz cantante de todo el proceso, en términos administrativos y de coordinación, estará indirectamente bajo la órbita del Palacio de Hacienda. «Las cuestiones vinculadas a la segmentación, como el procesamiento y administración de la información, diseño y puesta en marcha y funcionamiento del RASE, así como también la definición de la estrategia y distribución de roles de cada actor (entes, distribuidoras, Anses, Sintys, entre otros) estará a cargo de la Subsecretaría de Planeamiento Estratégico. Hasta ahora nadie estaba a cargo formalmente de esas tareas», explicaron allegados a Energía. Se eleva el límite para ingresar en el Nivel 1– que nuclea a aquellos usuarios que tendrán a su cargo el costo pleno del servicio- a las provincias que integran la Zona Desfavorable de la Patagonia debido a las variaciones de costos de vida. Eso significa que el piso de ingreso definido para el segmento de mayor poder adquisitivo —que según el Decreto 332, será equivalente a 3,5 canastas básicas— se acrecienta de la misma forma que prevé la Ley del Impuesto a las Ganancias pata la deducción especial para las personas que viven en Zona Patagónica. En los hechos, pasarán a pagar la tarifa plena de gas y electricidad aquellos usuarios de la región que ganen más de $ 400.000 netos por mes y no quienes superen los 350.000 pesos como en el resto del país. Se aclara que el formulario del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), para solicitar la continuidad de los subsidios en los servicios de gas y electricidad, estará vigente en los próximos días y tendrá como base las declaraciones juradas a ser presentadas por los usuarios, las cuales estarán disponibles en formato digital en el sitio web www.argentina.gob.ar.

Asimismo, se comunicó que las prestadoras de servicios públicos y la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES) “deberán realizar la atención presencial facilitando la carga digital (de la Declaración Jurada) para aquellas personas que no tienen acceso a la tecnología, con el fin de universalizar el acceso en todo el territorio nacional”.

Mediante la resolución firmada por el secretario de Energía, Darío Martínez, se detalló que el padrón de los beneficiarios del régimen de subsidios “será informado por la Subsecretaría de Planeamiento Energético al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), a los demás entes reguladores y autoridades provinciales para su implementación”

En este sentido, se informó que “la Subsecretaría de Planeamiento Estratégico podrá requerir a los organismos correspondientes, los cruces de información necesarios con el fin de administrar adecuadamente el régimen de segmentación”.

Además, desde el Gobierno aseveraron que “los usuarios que soliciten el beneficio podrán requerir la reconsideración” a través del mismo sitio de dónde se podrán descargar los formularios del RASE.

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“La expo de la gente”: del 12 al 14 de octubre se realizará la Exposición Internacional San Juan Minera 2022

Será la novena edición de este reconocido evento que conecta cada dos años a todo el sector minero nacional, regional e internacional en una de las provincias más relevantes para el desarrollo de esta industria como es el caso de San Juan, la jurisdicción con mayor índice de confianza inversora en Latinoamérica.

La exposición contará con un sector al aire libre para grandes maquinarias y carpas con stands para exhibición de productos y servicios mineros, lo que permitirá a todos los interesados tomar contacto directo con posibles clientes y establecer las bases para nuevos negocios desde el predio Costanera Complejo Ferial, en la localidad de Chimbas.

Además, se realizarán rondas de negocios exclusivas para auspiciantes y expositores en modalidad 1 a 1, y el encuentro incluirá conferencias de actualidad minera, talleres y capacitaciones para jóvenes, actividades informativas, espectáculos y entretenimientos en vivo para hacer de la exposición un espacio de integración y encuentro, con entrada libre y gratuita y múltiples beneficios para empresas durante las tres jornadas.

Para conocer más de la exposición, contáctese con Panorama Minero en:

informes@panorama-minero.com

www.panorama-minero.com

www.exposanjuan.com.ar

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360 Energy coloca ON por US$ 20 millones para construir un parque solar en La Rioja

360 Energy, una compañía de capitales argentinos, completó el lanzamiento de su primer Obligación Negociable (ON) verde en el mercado local y emitió US$ 20 millones a una tasa anual de 1,25%. El monto obtenido será destinado a la construcción de la primera etapa del parque solar 360 Energy Solar La Rioja, que tendrá 25 MW de potencia instalada y estará ubicado en la localidad de Nonogasta en provincia de La Rioja. La energía solar generada estará destinada al Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (Mater).

La compañía de energía solar pretendía conseguir US$ 15 millones en el mercado local, pero recibió ofertas por más de US$ 38 millones, según explicó 360 Energy en un comunicado. Finalmente, emitió US$ 20 millones de ON alineadas a los cuatro principios de bonos verdes del ICMA – Asociación Internacional de Mercado de Capitales-. Por este motivo, la calificadora de riesgo Fix (afiliada de Fitch ratings) consideró a las ON de 360 Energy como Bono Verde BV1 (la mayor calificación en Argentina) y con un riesgo A+.

La construcción del nuevo parque solar de 360 Energy en La Rioja está prevista para iniciar en agosto. La compañía cuenta con más de 200 MW construidos en la Argentina en parque solares propios y para terceros. Actualmente opera siete parques solares en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca por una potencia pico superior a 120 MW. Además, la compañía continúa trabajando en innovación, ya que está instalando las primeras baterías de almacenamiento a gran escala en uno de sus parques solares de San Juan.

ON

La Obligación Negociable de 360 Energy se colocó en Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA) y Mercado Abierto Electrónico (MAE), en dólar Linked Clase 1 y a un plazo de 42 meses. La amortización se realizará en 10 cuotas trimestrales a partir del mes 15 y tendrá una tasa de 1,25%. La fecha de vencimiento es el 29 de diciembre de 2025.

360 Energy fue adjudicado en más de 200 MW de potencia a través de los programas de energías renovables Genren y RenovAr. La compañía construyó y opera los parques solares Cañada Honda/Chimbera en la provincia de San Juan; Nonogasta I en La Rioja; Fiambalá, Tinogasta I y II y Saujil I en la provincia de Catamarca. Se suma la construcción de los parques Ullum I, II y III (San Juan) para la empresa Genneia y en fase de construcción del parque solar Zonda I (100 MW) para YPF Luz.

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Trabajadores del ENRE denuncian maltrato, violencia y discriminación por parte de la intervención del organismo

Trabajadores del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) difundieron el jueves pasado un duro comunicado en el que denuncian “creciente maltrato, violencia y discriminación por parte de funcionarios de la intervención, en un contexto de preocupante de déficit de gestión, discriminación salarial y deterioro propio de las funciones del ENRE”. Los empleados del organismo, nucleados en la Asociación de Trabajadores del Estado (ATE) solicitaron una reunión con la interventora del organismo María Soledad Manin, funcionaria que responde al subsecretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo, pero hasta este lunes no se había concretado. EconoJournal consultó al ENRE sobre las acusaciones, pero no obtuvo respuesta.

La gota que rebalsó el vaso

El malestar de los trabajadores con la intervención viene desde hace tiempo, pero la gota que rebalsó el vaso fue el desplazamiento del trabajador Fernando De Antueno de la Jefatura de la División de Administración de Servidores y Soporte Técnico sin sumario previo. De Antueno se venía desempeñando en ese cargo desde 2007, sin haber tenido ningún tipo de sanción y con desempeño destacado en las evaluaciones periódicas que realizan los superiores. Sin embargo, el 14 de junio al presentarse en su lugar de trabajo comprobó que le habían revocado los permisos para realizar su tarea. Recién cuando consultó le informaron que había sido desplazado de su puesto.

El memorando de la División de Recursos Humanos lo acusa de haber cometido una falta de “notable gravedad (…) que puso en riesgo a toda la estructura del organismo”, pero sin dar mayores detalles. Lo que sí se aclara es que se lo desplaza del cargo, pero se le respeta su categoría dentro del organismo.

En otro informe elaborado por el Coordinador de Gestión del ENRE, Jonathan Simón, se lo acusa al trabajador de validar un precio excesivo por una tarea de mantenimiento de servidores, pese a haber disponible una cotización más económica. El trabajador rechaza el cuestionamiento y responde que en febrero de este año había solicitado a través de un memo dirigido a su superior la renovación del contrato de mantenimiento de servidores hasta tanto se lleve a cabo la licitación correspondiente y había adjuntado como archivo embebido el presupuesto de actualización de valores presentado por la empresa.  

Más allá del hecho en cuestión, trabajadores del organismo consultados por EconoJournal señalaron que De Antueno en ningún momento fue notificado de la apertura de un sumario disciplinario que justifique la supuesta falta y mucho menos la remoción de su cargo.

Paro y denuncias de persecución

En respuesta a la sanción con De Antueno, ATE realizó un paro de actividades el 16 de junio y la única respuesta que obtuvo por parte de la intervención fue un pedido de Simón instruyendo al Departamento Administrativo para que deje constancia en los respectivos legajos de los trabajadores de la adhesión a la medida de fuerza. “No vamos a admitir más hechos de violencia, maltrato verbal ni discriminación. No van a intimidarnos, silenciarnos ni disciplinarnos”, respondieron desde ATE a través del comunicado difundido el jueves pasado.

El Coordinador de Gestión del ENRE, Jonathan Simón, es uno de los apuntados por maltrato y violencia verbal. Simón ingresó al ENRE como asesor con Federico Basualdo en 2014. Cuando llegó el macrismo fue desplazado a una base del organismo en Lomas de Zamora y cuando Basualdo regresó al organismo en 2020 lo rescató del ostracismo, lo llevó nuevamente a la sede central de Avenida Madero y en apenas dos años obtuvo tres recategorizaciones llegando al máximo escalafón del ENRE, Jefe de Área Nivel 1, lo que le reporta un sueldo cercano a los 500 mil pesos brutos por mes, sin contabilizar adicionales. El rápido ascenso de Simón ya había generado malestar dentro del organismo, pues afirman que no tiene antecedentes académicos ni laborales que puedan justificarlo. A su vez, los supuestos malos tratos a los que aparentemente somete al personal terminaron poniéndolo en la mira.  

Manin junto a Darío Martínez y Federico Basualdo cuando la designaron interventora en diciembre de 2020.

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Grasas Mobilgrease XHPTM de uso industrial: mayor protección y productividad en equipos que operan en condiciones severas

Si bien el uso del lubricante adecuado es fundamental para optimizar los costos operativos en la industria y reducir la posibilidad de fallas en los equipos, las grasas son otro eslabón más para alcanzar la eficiencia industrial. En este segmento de productos, MobilTM dispone en su portafolio una línea de grasas de complejo de litio con tecnología innovadora. La gama Mobilgrease XHPTM ofrece protección extrema, durabilidad y alto rendimiento en una amplia variedad de usos en condiciones de funcionamiento exigentes.

Los productos Mobilgrease XHPTM son la mejor opción para máquinas que funcionan en alta temperatura, ambientes contaminados, cargas pesadas y que requieren intervalos prolongados de reaplicación. La propiedad adhesiva y la estructura cohesiva de las grasas brindan resistencia al lavado con agua, excelente rendimiento a altas temperaturas, protección extrema contra la oxidación, corrosión y desgaste, además de un rendimiento en carga de alto impacto y operaciones de lubricación prolongadas. Todo esto asegura una lubricación duradera, aumentando los intervalos de reposición y reduciendo el tiempo de inactividad y costos.

Aprobadas por más de 150 fabricantes de equipos industriales críticos, las grasas Mobilgrease XHPTM pueden ser usadas en una amplia gama de aplicaciones en sectores como marítimo, automotriz y construcción.

·         Mobilgrease XHPTM  221: recomendada para múltiples usos industriales, de fabricación general y marítimo. También es adecuado para sistemas de engrase centralizados. Tiene un excelente comportamiento a bajas temperaturas.

·         Mobilgrease XHPTM 222: notable versatilidad, teniendo amplios usos industriales como la fabricación en general, además de la lubricación de vehículos automotrices, comerciales pesados y agrícolas. Su excelente adherencia hace su aplicación permanezca más tiempo.

·         Mobilgrease XHPTM 462: sugerida para múltiples usos industriales con cargas más pesadas y velocidades más lentas, como trabajo pesado (construcción y minería) y siderurgia. Excelente rendimiento e ideal para condiciones operativas adversas, incluidas las altas temperaturas, cargas de choque y presencia de agua.

·         Mobilgrease XHPTM 462 Moly: fortificada con 3 % de bisulfuro de molibdeno, esta grasa se recomienda en usos industriales de trabajo pesado, como construcción y minería, con una protección superior donde hay fricción entre dos metales. Posee una excelente resistencia a la presión extrema y protección contra el desgaste. Proporciona confiabilidad operativa.

·         Mobilgrease XHPTM 681 Mine: grasa altamente especializada que combina tecnología de aditivos y 5 % de bisulfuro de molibdeno. Diseñada para los requerimientos de lubricación de equipos fuera de ruta, se recomienda para cojinetes planos/lisos o de rodillos en el sector de minería y construcción civil. Tiene un excelente desempeño para intervalos de lubricación prolongados o donde hay movimiento oscilante o vibratorio, lubricación de pasadores y bujes aplicados a bajas velocidades y alta carga.

Además de todos los beneficios en operación, la línea Mobilgrease XHPTM permite aún más seguridad, reduciendo la necesidad de mantenimiento, exposición de los equipos y reemplazo de piezas. Brinda, también, cuidado al medio ambiente, ya que su fórmula permite el uso en menor cantidad, larga duración y control de fugas, disminuyendo el consumo y desecho de grasas durante la operación.

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Petroleras esperan una señal del gobierno para invertir US$ 750 millones en la red de oleoductos desde Vaca Muerta

La compañía Oleoductos del Valle (Oldelval), que transporta el crudo de Vaca Muerta hacia Buenos Aires, está operando casi al límite de sus posibilidades y tiene en carpeta un plan para duplicar su capacidad de transporte, sumando 36.000 metros cúbicos (m3) más por día. La inversión está presupuestada en 750 millones de dólares, pero para garantizar el financiamiento de la obra necesita que la secretaría de Energía le otorgue una extensión de 10 años de su concesión que vence en 2028. Tanto allegados a la cartera que dirige Darío Martínez como fuentes empresariales afirmaron a EconoJournal que la prórroga podría salir en los próximos dos meses.

YPF, principal accionista del Oldelval con el 37%, es a su vez el mayor impulsor de la obra porque apuesta a duplicar su producción de crudo en Vaca Muerta. De los 36.000 m3/día que se sumarían con la ampliación, la petrolera comandada por Sergio Affronti solicitó 17.000.

Entre los accionistas de Oldelval, que el año pasado invirtió US$ 50 millones para sumar más capacidad de transporte, también figuran ExxonMobil, Chevron, PAE, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía, empresas que también están interesadas en que el proyecto se concrete. «Si la Secretaría otorga la prórroga de la concesión, creo que hay un 90% de probabilidades de que la inversión se concrete. A la mayoría de los productores que están en Vaca Muerta les interesa que la obra se realice», adelantó un ejecutivo que integra el Directorio de Oldelval.

Oldelval ya avanzó en la ingeniería del emprendimiento, que prevé el tendido de un caño de 342 kilómetros en 24 pulgadas de diámetro, otros 18 kilómetros en 30 pulgadas y distintas plantas compresoras para poder transportar el crudo.

¿Quién define la prórroga?

El Estado Nacional le otorgó la concesión a Oldelval en 1993 por un plazo de 35 años y con la posibilidad de extender ese plazo por 10 años más. El expediente para avanzar con la prórroga de la concesión lo está llevando adelante la Secretaría de Energía. Lo que estuvieron haciendo en la Secretaría es pedir información sobre todo lo vinculado con el derrame de crudo que se produjo en diciembre por la rotura del oleoducto troncal ubicado entre los puntos de bombeo de Medanito y Crucero Catriel, en Río Negro.

Oldelval mandó a hacer pruebas a un laboratorio metalúrgico en Estados Unidos y en el informe se constató que la falla obedeció a un problema en los materiales de los caños, que tenían entre 30 y 40 años, pero que la falla no respondió a una operación indebida de Oldelval o al transporte de un mayor flujo de crudo del recomendado.

Las empresas estiman que si se otorga en los próximos dos meses y se cierra el esquema de financiamiento la obra podría comenzar a comienzos del año próximo y debería estar concluida en un plazo que va de los 18 a los 24 meses. Esto significa que a principios de 2025 ya estaría completada, aunque de manera gradual se podrá ir sumando capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hasta Puerto Rosales, cerca de Bahía Blanca.

¿Quién financiaría la obra?

La intención es que al menos la mitad de los fondos sean adelantados por las petroleras que extraen crudo de Vaca Muera y operan como cargadoras de Oldelval. Entre ellas figuran las empresas que son accionistas de la transportista y otras empresas como Vista, Shell, Equinor y Petronas.

Todas las interesadas firmarían nuevos contratos con Oldelval para asegurarse parte de la capacidad adicional de transporte y adelantarían una suma de dinero a cuenta de esos contratos.

Oldelval podría garantizarse así entre 300 y 400 millones de dólares y una vez que tenga asegurado ese piso buscaría el financiamiento adicional en el mercado respaldándose en la prórroga de la concesión y los nuevos contratos de transporte firmados con petroleras de primera línea.

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Por la ola polar en Neuquén, ordenan cortar las exportaciones de gas hacia Chile

“En función de la información recibida por los transportistas, que evidencia elevados consumos zonales, se restringen a partir del día 26 de junio y hasta el martes 28 la totalidad de las exportaciones de gas natural con carácter interrumpible”, argumento la nota firmada este domingo por Maggie Videla Oporto, subsecretaria de Hidrocarburos, a la que accedió EconoJournal. La medida alcanza las cuencas Neuquina y Austral.

El gobierno se vio obligado a cortar los envíos interrumpibles de gas hacia Chile a raíz de la ola de frío que se registró en los últimos días de Neuquén, con nevadas incluso en la capital de la provincia, y como resultado también de los coletazos del paro de actividades del miércoles pasado tras el fallecimiento de un joven operario petrolero.

En ese contexto, algunas petroleras tuvieron problemas para recuperar toda la producción de gas afectada por la medida de fuerza. YPF, el mayor productor de la cuenca Neuquina, sufrió inconvenientes para extraer gas de algunos de los más de 20 yacimientos que opera en la región.

En consecuencia, la empresa que preside Pablo González envío el fin de semana menos gas del que tenía contratado con sus clientes industriales. La afectación, sin embargo, fue por un mínimo porcentaje (inferior al 3%). Se trató, más que nada, de una decisión preventiva para evitar incurrir en un desbalance mayor en el sistema gasífero (es decir, tomar más gas de los caños del que está respaldado por inyección propia).

Declaración oficial

YPF lo puso en estas palabras en una nota enviada a sus clientes: “Debido a las condiciones climáticas extremas en la provincia de Neuquén provocadas por la ola polar que afecta la región, se ha visto afectada la continuidad de manera segura de nuestras operaciones de producción de gas y consecuentemente nuestras obligaciones bajo la oferta que nos vincula. Todo ello se suma a la aún persistente afectación de un remanente de producción causado por la medida de fuerza gremial de público conocimiento acaecida durante el 22 de junio”, explicó la empresa en el documento.

“Resulta importante resaltar que lo eventos arriba descriptos constituyen eventos inculpables, imprevistos y ajenos a la voluntad de YPF, por lo que nos vemos obligados a declarar la fuerza mayor”, advirtió. Con ese texto, la compañía buscó cubrirse frente a eventuales reclamos de sus contrapartes industriales por el menor envío de gas.

Fuentes privadas indicaron que otros productores también registraron problemas para cumplir con sus compromisos de inyección. No obstante, allegados a Energía aclararon que el escenario del despacho de gas es bueno y en los hechos, “es mucho más holgado que el imaginaron petroleras, consultores y el gobierno a principios de año” cuando los precios del LNG se dispararon por la invasión rusa sobre Ucrania.

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En el gobierno destacan que durante la última década toda la actividad exploratoria offshore se realizó sin registrarse ningún tipo de accidente

La coordinadora de Exploración de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía, Silvia Corral, dio a conocer los planes de manejo para las actividades Offshore propuestos por el gobierno. En este sentido exhibió la iniciativa de fiscalización para la actividad sísmica y advirtió que “en la última década se realizaron 93.271 kilómetros de sísmica 2D por el desarrollo que tuvo la Cuenca Austral y 17.807 kilómetros cuadrados en 3D”. Frente a esto, aseveró que “toda esa actividad exploratoria se realizó sin registrarse ningún tipo de accidente, ni situación de contingencia asociados a esos proyectos”.

A su vez, explicó que “esta actividad no es nueva, se viene haciendo sísmica y pozos en el Mar Argentino desde hace años. Antes del 2010 llevábamos 306.000 kilómetros de sísmica 2D y más de 11.000 kilómetros cuadrados de sísmica 3D”, según precisó en el evento sobre la actividad Offshore organizado por el IAPG, el CAI y la AIDIS.

Por este motivo, Corral sostuvo que “los planes de manejo residen en controlar la actividad y verificar el plan de gestión ambiental con sus correspondientes programas, como así también la ejecución de los puntos enunciados en la Declaración de Impacto Ambiental (DIA)”.

Tres instancias

Para llevar adelante el control y la fiscalización de la DIA, la Dirección Nacional de Exploración y Producción (DNEyP) creó tres instancias de seguimiento. La primera se dará antes del inicio del proyecto, la segunda se ejecutará durante la puesta en marcha y la tercera una vez que se haya finalizado con la actividad.

En la primera etapa, las empresas deberán solicitar el Permiso de Inicio de Actividades con la documentación actualizada sobre el Plan de Gestión Ambiental, presentando las habilitaciones, certificaciones y los cronogramas de cada actividad.  Se analizará toda la información presentada y luego se emitirá la conformidad para dar inicio al trabajo.

Corral se refirió a la situación del Offshore en Mar del Plata e indicó que “en este momento, tras la resolución del Juez de Cámara, la empresa (Equinor) ya estaría en condiciones de contratar los barcos y traerlos para adquirir la sísmica, habiendo cumplido primero con todos los requerimientos del estudio de impacto ambiental, para luego presentarse en la Dirección y solicitar el Permiso de Inicio de Actividades”.

Para la segunda instancia, la Dirección dispondrá canales de comunicación para informar sobre cualquier situación que pueda surgir. La operadora deberá entregar todas las auditorias, reportes diarios, incluso los de los observadores marinos, de forma diaria, excepto el shooting plan que deberá ser presentado una vez por semana. Todos los monitoreos deberán comunicarse mediante planillas.

Por último, una vez terminada la adquisición de la sísmica la operadora deberá presentar un informe final de todo el proyecto donde presente los planes efectuados, junto con las muestras de agua y temperatura, si existieron, para que luego la Dirección lo pueda compartir con los sectores involucrados.  

La transición energética y la producción offshore

El presidente del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE), Raúl Bertero, marcó el papel de Argentina como actor global en la transición energética y aseveró que “tenemos responsabilidad con nuestro planeta y con la Nación que derivan de los recursos energéticos”.

Bertero consideró que “Argentina puede ayudar a la descarbonización del mundo porque tiene el espacio y la capacidad para producir energías verdes y puede ayudar a reducir la contaminación del dióxido de carbono mediante el gas, el combustible de transición, lo que se presenta como una oportunidad”.

También aludió al petróleo y afirmó que “la demanda va a seguir existiendo y también alguien va a abastecerla. Nosotros podemos hacerlo con el offshore porque es menos perturbador un mega yacimiento que muchos pequeños, lo cual también contribuye a la mejora del medio ambiente”.

A continuación, agregó que “no deberíamos renunciar a saber cuánto petróleo hay en nuestro Mar Argentino, la exploración es imprescindible y los riesgos ambientales son mínimos, no se debería hacer eso, siempre y cuando los estudios de riesgo ambiental y la operación aseguren que el riesgo de afectar en forma significativa a la fauna marina es mínimo”.

Por último, Bertero trazó un paralelismo entre Argentina, Noruega y Brasil respecto a la producción Offshore. En base a esto mostró que Noruega produce 2.001 millones de barriles lo que representa US$ 73.000 millones por año. Por su parte, Brasil genera 3.026 millones de barriles por día que se traducen a US$ 110. 440 millones por año. Por lo cual afirmó que «Argentina produce hoy 600 millones de barriles por día y con esto tiene una ventana de oportunidad».

Fauna marina y el Offshore

El ingeniero Diego Rodríguez perteneciente al Instituto de investigaciones Marinas y Costeras- CONICET y Universidad de Mar del Plata- manifestó que “existe un reducido grupo de especies relativamente bien estudiadas, pero para la mayoría se desconocen aspectos básicos. Hay poco apoyo institucional para el estudio de los mamíferos marinos y la actividad offshore”.

Siguiendo con esto, advirtió que “no existen aún estudios en el Mar Argentino sobre los impactos de la prospección sísmica, los estudios de biología y ecología están realizados principalmente por instituciones académicas, las instituciones oficiales no tienen misiones especificas para la evaluación y monitoreo de mamíferos”.

Frente a esto, concluyó que “es necesario establecer diálogos y articulaciones entre los actores involucrados” respecto a los mamíferos marinos “promover la planificación marina espacial y mantener estándares ambientales altos para las actividades en el mar”.

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Falleció Pedro Milla, líder de uno de los principales sindicatos petroleros del país

Pedro Milla, secretario general de la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASPGyBio), falleció este jueves por la tarde en las oficinas del gremio en la Ciudad de Buenos Aires, según confirmaron fuentes sindicales.

Milla, uno de los referentes del sindicalismo petrolero a nivel nacional, sufrió un episodio cardíaco que lamentablemente no logró superar. Desde la Federación expresaron que “la partida de Pedro enluta a toda la familia Petrolera, al sindicalismo y al mundo del trabajo. Nos deja un compañero íntegro, fiel a sus convicciones y profundamente peronista, que entregó su vida a la defensa de los trabajadores y el crecimiento de nuestra actividad”.

“Era una persona de diálogo, un líder sindical que entendía que se construía a partir de la interlocución con los actores del sector”, declaró un directivo de una empresa petrolera cercano a él.

Milla llegó a la secretaría general de la Federación en 2018 y acababa de ser reelecto al frente del gremio. La Federación contiene a los gremios de base de Avellaneda; Capital; Bahía Blanca y La Pampa; Córdoba, La Rioja y Catamarca; Buenos Aires; Entre Ríos; Zona Norte de Santa Fe; Santa Fe; San Lorenzo, Rosario; Chaco, Corrientes, Formosa y Misiones; Salta y Jujuy; Tierra del Fuego; y Zona Norte de Santa Cruz. Su principal base sindical eran las refinarías de Luján de Cuyo (YPF), Ensenada (YPF), Campana (Axion), Dock Sud (Shell) y Bahía Blanca (Trafigura). Allí tenía la mayor cantidad de afiliados.

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Petrolera argentina frena operaciones en Ecuador por la crisis social que vive el país

La compañía Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) detuvo las operaciones petroleras que tiene en Ecuador por la crítica situación social que atraviesa ese país por los paros nacionales y las movilizaciones en distintas ciudades y regiones conta el gobierno de Guillermo Lasso. PCR, una compañía de capitales argentinos, anunció que detuvo el bombeo de crudo en dos campos en operación y en dos bloques exploratorios que posee en la zona del Amazonas ecuatoriano. La compañía, que en el país tiene operaciones en las cuencas Neuquina y del Golfo de San Jorge, no precisó una fecha de reanudación de las operaciones en ese país.

Se trata de los bloques que están en producción conocidos como Pindo y Palanda Yuca-Sur, ambos de la cuenca Napo, ubicada en la Amazonia. PCR posee el 40% de los bloques ecuatorianos desde 1999 y adquirió el 100% total en 2014. Tiene las concesiones hasta 2027 en Pindo y 2025 de Palanda Yuca-Sur. Además, la compañía detuvo los trabajos exploratorios en los bloques Sahino y Arazá Este.

Freno al bombeo

La compañía, que tiene operaciones en hidrocarburos, cemento y energías renovables en la Argentina, informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que “debido a la situación actual por la que atraviesa la República del Ecuador, a causa de las movilizaciones a nivel nacional por parte de la Confederación de Nacionalidades Indígenas del Ecuador (CONAIE) y otros movimientos sociales y sindicales, existe una situación de alteración sustancial del orden social con fuerte impacto en todo el país, entre ellas la región amazónica donde opera PCR, incluyendo situaciones de violencia y modificaciones del orden público”.

Además, la compañía advirtió que en la noche del martes 21 al miércoles 22 de junio, “ante amenazas recibidas por parte de ciertas comunidades locales, nos vimos obligados a proceder al paro de la totalidad de los pozos del yacimiento Pindo, dejando al mismo sin producción ni bombeo desde esta madrugada. Por otra parte, en el día de ayer (21 de junio) el bloque Palanda Yuca-Sur ha dejado de bombear la totalidad del crudo producido en dicho yacimiento”.

El yacimiento Pindo produce aproximadamente un total de 5.550 barriles/día, mientras que el Palanda Yuca-Sur tiene un promedio productivo de alrededor de 2.400 barriles/día.

Sin fecha de reanudación

PCR también subrayó que inició un “apagado de pozos de forma progresiva y paulatina” en estos campos petroleros “hasta alcanzar el cierre total del yacimiento en aproximadamente los siguientes ocho días corridos, esto por falta de capacidad de almacenaje en el bloque”.

Las actividades de exploración que PCR venía llevando adelante en los bloques Sahino y Arazá Este también “fueron suspendidas totalmente por falta de insumos y seguridad en la región circundante”.

El Ministerio de Energía y Minas de Ecuador dictó esta semana una resolución mediante la cual declara “la fuerza mayor para todas las operadoras de exploración y explotación de hidrocarburos y todas las fases de la cadena hidrocarburífera que se hayan visto afectadas por las movilizaciones y paro general de actividades antes referidas”, indicó PCR.

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Scioli confirmó que Fernanda Ávila seguirá al frente de la Secretaría de Minería

Luego de la ruidosa salida de Matías Kulfas y el desembarco de esta semana de Daniel Scioli al frente del Ministerio de Desarrollo Productivo, el exembajador en Brasil confirmó que Fernanda Ávila continuará al frente de la Secretaría de Minería de la Nación, que depende de la cartera productiva. Este miércoles Scioli se reunió en privado con Ávila y, además de confirmarla como titular de la cartera, dialogaron sobre los programas, planes y agenda de trabajo del área, según indicaron fuentes oficiales a EconoJournal.

Luego, ambos participaron de una reunión con los gobernadores de Catamarca, Raúl Jalil, de Jujuy, Gerardo Morales, y de Salta, Gustavo Sáenz, que estuvo mediante una videoconferencia. Scioli indicó que la reunión fue “para seguir impulsando el potencial minero del norte argentino” y añadió que “el mundo demanda lo que nuestro país tiene, el litio y el cobre”. “Hoy siguen creciendo las inversiones mineras, lo que significa más desarrollo, exportaciones y puestos de trabajo. Quiero destacar la gran tarea que han realizado los gobernadores en crear las condiciones para la recepción de inversiones por más de 4.000 millones de dólares”, afirmó el flamante ministro. Y agregó puntualmente sobre el litio: “con los proyectos en Jujuy, Catamarca y Salta aumentará enormemente la producción, pasando de 37.500 toneladas de litio a más de 200.000”.

Secretaría de Minería

La cartera minera está a cargo de la catamarqueña Fernanda Ávila (abogada, 33 años) desde diciembre del año pasado, luego de la salida del sanjuanino Alberto Hensel. Se trata de una funcionaria de confianza del gobernador peronista de Catamarca, Raúl Jalil, donde era titular del Ministerio de Minería desde agosto de 2020.

Fue la segunda mujer en ocupar la Secretaría de Minería de la Nación luego de Carolina Sánchez, que estuvo en ese cargo entre julio de 2018 y diciembre de 2019. Otros funcionarios que permanecerán en la cartera minera son Pamela Morales, subsecretaria de Desarrollo Minero, y Enzo Araya, subsecretario de Política Minera.

El sector: litio, cobre y oro

La Secretaría de Minería subrayó que el litio tiene dos proyectos en producción y expansión, que son Fénix en Catamarca (con la empresa Livent) y Salar de Olaroz en Jujuy (con Allkem). En tanto, hay seis proyectos en construcción en las provincias de Catamarca, Jujuy y Salta que permitirán que el país pase de producir 37.500 toneladas a 200.000 toneladas anuales de litio.

En la actualidad, el país cuenta con 119 proyectos mineros en marcha y 95 proyectos en estadios avanzados. Asimismo, el sector emplea de manera directa a 35.000 personas. La minería metalífera y de litio comprende 18 proyectos en operación, donde los principales productos son oro, plata y litio, mineral que se encuentra atravesando un boom de inversiones, con anuncios desde inicios de 2020 que se ubican próximos a los U$S 4.000 millones, según información oficial.

Las inversiones productivas anunciadas en minería desde enero de 2020 superan los U$S 10.000 millones, de los cuales se estima que aproximadamente U$S 6.000 millones se ejecutarán durante el período 2022-2024.

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Rucci: “Si la industria no toma nota de todo lo que ha venido pasando, esto va a terminar muy mal”

El secretario del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, denunció la falta de inversión que existe por parte de las empresas en materia de seguridad e higiene y aseveró que “no puede ocurrir que en un metro cúbico de gas o de petróleo sea más importante que la vida de un trabajador. Si la industria no toma nota de todo lo que ha venido pasando, esto va a terminar muy mal”.

El líder del gremio petrolero del país, con epicentro en Vaca Muerta, dialogó con EconoJournal telefónicamente el miércoles a última hora tras la muerte de un joven operario de la empresa de servicios Radikuamn, contratista de YPF, en el yacimiento Río Neuquén, debido a la falla de los protocolos de seguridad. El sindicato había convocado a un paro de 24 horas en la cuenca Neuquina, pero la medida de fuerza fue desactivada tras la intervención del Ministerio de Trabajo.

Rucci cargó, a su vez, contra la flexibilización de la actividad que significó la masificación de los contratos de tipo on call en la industria petrolera. “Ese sistema precarizó el trabajo de los obreros petroleros y de las PyMES”, advirtió y aseguró que “si no se termina con esto vamos a seguir lamentando este tipo de sucesos”.

A su vez, adelantó que “el Ministerio de Trabajo va a establecer la fecha para activar el Comité Mixto de Seguridad e Higiene” a fin de que los pedidos elevados por parte del Sindicato sean escuchados y se eviten los accidentes.

La falta de seguridad en el campo es una crítica recurrente de parte del sindicato sobre todo en el caso de algunas empresas contratistas. Si analiza el escenario de los últimos dos años, ¿ve alguna mejora?

-No, no veo mucha mejora. Sabemos que trabajamos en una actividad de riesgo pero que los podemos mitigar haciendo un trabajo en conjunto. La idea que tenemos es esa. Venimos de una serie de accidentes en donde evidentemente se prioriza sacar el trabajo, llevar adelante la producción, todo de manera rápida, sobre la vida de los trabajadores.

Estos acontecimientos nos dan la razón de lo que nosotros venimos diciendo. Las dos intervenciones que tuvo el gremio por este tema fueron judicializadas. Ahora, ¿qué nos puede decir el juez que nos judicializó?. Se comprobó que teníamos razón. Si querían una prueba (de lo mal que funcionan los protocolos) ahí tienen a un compañero de 32 años en un cajón. Cuando ocurrió el accidente no había gente de seguridad e higiene, ni inspectores, ni supervisores. Estaban trabajando de noche, en esas condiciones. Lo que nosotros decimos es que tienen que estar los profesionales de esas áreas por lo menos en las maniobras de riesgo.

Trabajamos con muchísima presión, con mucha actividad eléctrica, hierros pesados. A la última empresa que nos denunció, nuestro Departamento de Seguridad e Higiene le había realizado tres inspecciones y en cada una de ellas le recomendó que se analicen ciertas cuestiones, pero nunca tuvieron en cuenta eso.

Durante 2019 hubo ocho muertes en nueve meses. Es decir, este problema viene desde hace años. ¿Cómo se hace para entablar una agenda de discusión con las empresas operadoras y contratistas para que exista un cambio real?

-Es necesario que hagan inversiones en seguridad. Esto es un tema económico. Se trata de un sistema que han implementado en los momentos difíciles cuando el precio del barril era muy bajo y no había inversiones, situación que llevó a tomar una modalidad perversa que es el sistema On Call, que consiste en llamar a las empresas a demanda, es decir, no tenerlas contratadas de manera mensual o anual. Por ejemplo: cuando se rompe algo llaman a un soldador y cuando termina su trabajo lo mandan a su casa.  Este sistema precarizó el trabajo de los obreros petroleros y de las PyMES también.

Cuando sucede una tragedia como esta, se espera que los líderes del sector den un paso al frente para corregir lo que falló. ¿Cómo es la relación con YPF, el mayor jugador de la industria en Neuquén?

-Sobre las realidades me remito. Tuvimos una chica mutilada hace dos meses, los dos compañeros fallecidos en otra empresa que no era YPF, que murieron asfixiados. Esta fatalidad que se presenta ahora. Los accidentes surgen todos los días. Más allá de la influencia que pueda tener YPF este problema es general porque se toma la modalidad on call. Es algo corporativo. No es una casualidad, esto se encuentra pergeñado.

En su momento se recurría al on call por la pandemia, pero ahora lo dejaron instalado, y esa precarización del trabajo que mencioné lleva a que se den este tipo de situaciones. Eso es lo que pasó y lo hemos denunciado. Hablamos con la cámara (de productores), fuimos al Ministerio de Trabajo y a los de las provincias. También hablamos con los gobernadores, con los ministros de Energía. El tema es que los que tienen que invertir son ellos. Inversiones que no sólo estén destinadas a la producción o exploración, sino que también sean en seguridad porque los obreros son personas, y con cada uno de los accidentes que se producen quedan familias destrozadas. Hace tres semanas que veníamos advirtiendo para evitar este tipo de situaciones y la justicia interviene y nos judicializa a nosotros.  

¿Con esta misma empresa ya habían tenido problemas?

-Sí, ya tuvimos accidentes por la falta de personal.

La respuesta de ustedes fue inmediata, llamaron a un paro de actividades por 24 horas una vez que se conoció la fatalidad. Ahora ¿cómo se sigue para adelante?

-El Ministerio de Trabajo va a establecer la fecha para activar el Comité Mixto de Seguridad e Higiene, que habíamos propuesto nosotros. Ahora se va a retomar para empezar a hablar y para que todo lo que pregonamos nosotros sea escuchado.

¿Cree que el Comité Mixto es una herramienta que puede funcionar?

-Va a funcionar en la medida en que se invierta en seguridad. Bajo ese sistema (on call) que han implementado, esto va a seguir pasando. A la gente le avisan cuándo tiene que ir a trabajar, no está preparada todos los días en el trabajo. Si no se termina con esa modalidad vamos a seguir lamentando este tipo de sucesos.

Nosotros trabajamos en una industria que es de riesgo, pero si este trabajo se hubiera dejado para que sea realizado a la mañana, donde estuvieran presentes los supervisores e inspectores, seguramente se hubiera evitado la muerte de este compañero.

Cuando dice que hay que terminar con esa modalidad, ¿qué probabilidad real le asigna a que se pueda reconfigurar esa tarifa on call en otro tipo de contratación? ¿Habrá resistencia por parte de la industria?

-Si la industria no toma nota de esto y de todo lo que ha venido pasando esto va a terminar muy mal porque van a seguir ocurriendo estos accidentes. No puede ocurrir que en la industria un metro cúbico (m3) de gas o de petróleo sea más importante que la vida de un trabajador. Algo tienen que hacer y si no lo hacen estarán priorizando su condición económica sobre la vida de los obreros.

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Se extiende la crisis por la falta de gasoil: YPF salió a importar tres cargamentos más para reforzar la oferta en julio

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 eleva el nivel de alerta energética y entra en «fase de alarma» ante el riesgo de una interrupción en el abastecimiento de gas

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.

16-Jun-22: NordStream1 #natgas flows dip lower at the open of gasday-16, broadly inline with #Gazprom’s new stated volume of 67mcm/d. Onward NEL flows in particular being crushed. No increase via Ukraine. Eni says Italy noms for gasday-16 ‘partially confirmed’. #TTF #ONGT pic.twitter.com/EdzvjvB4k8

— Tom Marzec-Manser (@tmarzecmanser) June 16, 2022

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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Crisis del gasoil: la demanda del agro explica el salto exponencial del consumo en lo que va de 2022

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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Tolosa Paz sobre la segmentación tarifaria: “Seguramente entre jueves y viernes se dará la fecha de inicio del RASE”

El gobierno anunciaría formalmente entre el jueves y viernes de esta semana la fecha de habilitación del registro nacional para solicitar la continuidad de los subsidios en los servicios de gas y electricidad. Así lo señaló este martes la diputada nacional por el Frente de Todos, Victoria Tolosa Paz, que brindó detalles sobre la implementación de la segmentación tarifaria, un tema sobre el que la Secretaría de Energía sigue sin expedirse oficialmente.

Tolosa Paz resaltó la importancia de que todos los usuarios de servicios de electricidad y gas de red en todo el país se anoten en el Registro de Acceso a los Subsidios de la Energía (RASE), sin excepciones. Los usuarios deberán brindar su nombre y apellido, número de DNI y señalar cuáles son sus medidores de gas y de luz. “Todo aquel que necesite el subsidio tiene que entrar. Nos tienen que decir su apellido, nombre, DNI y cuál es el medidor de la factura de luz y de gas de su casa”, marcó anoche en C5N.

Los usuarios que perciben una tarifa social o son beneficiarios de programas como la AUH también deberán anotarse para evitar que se les aplique la tarifa plena. Esto se debe a que las tarifas sociales son implementadas por las provincias. Al anotarse en el RASE, el gobierno cruzará sus datos con las bases provinciales de tarifas sociales. “Como esto es un programa nacional de subsidios justos, este esquema hace que todas las bases provinciales de tarifa social sean analizadas por el RASE para ver si realmente cumplen”, explicó la diputada nacional por la provincia de Buenos Aires.

Por otro lado, no se exigiría a los usuarios cambiar la titularidad de los servicios de electricidad y gas para seguir percibiendo los subsidios. Para los inquilinos o habitantes de una vivienda que son usuarios de estos servicios les bastará con anotarse en el RASE. “No queremos que cambien la titularidad, lo que queremos saber es quién es el usuario del servicio de gas y de electricidad en un departamento, en una casa, en un campito. Donde estén viviendo tienen acceso a pedirnos el subsidio, siempre y cuando nos declaren cuál es el medidor”, explicó.

Inscripción

“¿Qué tiene que hacer la persona que vive en la casa de un fallecido o propietario que vendió la casa y nunca realizó el cambio de titularidad de los servicios? Se creó la categoría de usuario para esto. Entrás y decís simplemente apellido, nombre, DNI y qué medidor de gas y de luz estas utilizando. Con esto inmediatamente nos permitís que te protejamos o que directamente te pasemos a tarifa plena”, sintetizó.

Una vez activo, el registro RASE se irá actualizando permanentemente para que los usuarios puedan informar cualquier cambio en materia de ingresos y/o patrimonial que pueda alterar su condición para percibir o no los subsidios. Tolosa Paz marcó que la habilitación del registro sería anunciada esta semana. “Seguramente entre jueves y viernes se dará la fecha de inicio del RASE, que va a ser para siempre”, anticipó.

Además de la página web del RASE habrá por los menos tres mecanismos adicionales para anotarse en el registro: la aplicación Mi Argentina, a través de las empresas distribuidoras y en ANSES.

Quita de subsidios

El Decreto 332 sobre segmentación tarifaria publicado el viernes define tres categorías de usuarios: de ingresos altos, ingresos medios e ingresos bajos. Por las características de la normativa existe el riesgo político de quitar los subsidios energéticos a una población mayor que el 10% que formaría parte del universo de personas de mayor poder adquisitivo definido por el gobierno.

Los usuarios de ingresos altos (nivel 1) son aquellos 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. Estos usuarios dejarán de percibir los subsidios y pasarán a pagar la tarifa plena.

Tolosa Paz confirmó que la quita de subsidios para los usuarios de nivel 1 se ejecutará en tres tramos: agosto, octubre y diciembre. Es decir, los usuarios de ingresos altos pasarán a pagar la tarifa plena recién en diciembre.

Consultada sobre cómo se computan los ingresos en función de la cantidad de habitantes en un hogar, la diputada nacional afirmó que el gobierno lanzará una gran campaña nacional comunicacional en la que aclarará el tema. Para ejemplificar un usuario de ingresos altos, el gobierno toma como referencia un hogar con cuatro habitantes y dos ingresos que sumados arrojan el equivalente a más de tres canastas básicas. Pero no se explica si existirán excepciones para los hogares con una composición distinta de habitantes y cantidad de ingresos.

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La producción no convencional de petróleo y gas fue la más alta de la historia

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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Gigante chino invertirá US$ 50 millones para asociarse con una firma canadiense para explorar litio en Catamarca

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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Las tecnologías digitales podrían reducir hasta un 20% las emisiones hacia el año 2050

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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Cómo justifica la quita de subsidios el funcionario del Ministerio de Economía que diseñó la segmentación tarifaria

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.

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El cristinismo advierte que hasta que no se publiquen los nuevos cuadros tarifarios no habrá quita de subsidios en las facturas

El Gobierno publicó la semana pasada el Decreto 332 que estableció oficialmente los parámetros que tendrá en cuenta el Estado para determinar quienes deberán pagar tarifas más elevadas de gas y electricidad, una vez que se facturen los consumos a partir de junio. Sin embargo, funcionarios alineados con la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner advierten que hasta que no esté oficializada la publicación de los nuevos cuadros tarifarios, cuya confección depende de los entes reguladores, no será efectiva la quita de subsidios.

Existe en el seno del Gobierno una discusión de índole legal en torno a cuándo entrarán en vigencia los nuevos precios del gas y la electricidad que deberán pagar el 10% de los usuarios al que se le retirará los subsidios. Desde el Ministerio de Economía entienden que desde el momento en el que el Poder Ejecutivo publicó el Decreto la medida se encuentra vigente.

Sin embargo, especialistas en regulación y funcionarios cristinistas advierten que el marco regulatorio que establece el aumento de las tarifas sólo es efectivo una vez que el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) y de la Electricidad (ENRE) publiquen en el Boletín Oficial los nuevos cuadros tarifarios. Argumentan, en ese sentido, que no se puede facturar retroactivamente sin que los cuadros tarifarios estén oficializados.

«Sin que los nuevos cuadros tarifarios estén publicados no hay quita de subsidios», indicó a EconoJournal un alto funcionario de Energía que responde al cristinismo.

¿Qué ocurre con el esquema de segmentación?

EconoJournal publicó esta semana distintas notas vinculadas a este tema. La puesta en marcha del esquema de segmentación tarifaria persigue el objetivo de intentar contener la expansión de los subsidios energéticos. Por esta razón,  un porcentaje de los usuarios residenciales recibirá en agosto facturas de luz y gas con aumentos de hasta un 65 por ciento. 

En base a esto, el Gobierno informó que durante esta semana se presentará la página Web a la que deberán ingresar todas las personas que quieran seguir recibiendo subsidios del Estado en sus facturas. Una vez inscriptos se evaluará la situación del hogar para poder clasificarlo de acuerdo a sus ingresos (bajo, medio, alto), a fin de determinar quiénes estarán subsidiados. Los usuarios no se anoten en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), creado por el Decreto 332, pagarán la tarifa plena. Aún así, la quita de subsidios será gradual, por lo que cada bimestre se recortará un tercio del total de subsidios que recibe un usuario. 

A su vez, a este esquema de segmentación se le suma el subsidio por zonas frías que beneficia al 50% de los usuarios a nivel nacional sin discriminar la condición socioeconómica de los hogares, lo opuesto a lo que se propone con esta nueva medida. 

No obstante, desde Economía aseguraron que el régimen continuará y que los usuarios beneficiados seguirán recibiendo bonificaciones de entre un 30 y un 50 por ciento de la factura. Pero advirtieron que habrá una variación del precio del gas que estará contemplada en las boletas. 

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Cruces entre Biden y la industria petrolera por el precio de la nafta en Estados Unidos

La tensión entre el gobierno estadounidense y la industria petrolera por los precios de los combustibles subió un nuevo peldaño. El presidente Joe Biden urgió a las empresas a incrementar la capacidad de refinación de forma inmediata y las responsabilizó por los aumentos recientes. Lo hizo el lunes a través de una carta dirigida a las principales compañías del sector, en la que también les advirtió que tomará todas las “herramientas y poderes de emergencia” que estén a su alcance para forzar ese incremento. En una contracarta, las principales cámaras del sector explicaron porqué los precios están subiendo y deslizaron una crítica a la política del gobierno en materia de hidrocarburos.

En su carta, Biden señaló que los precios de las naftas están desconectados del precio del barril y responsabilizó a las refinerías por los aumentos. “En tiempos de guerra, no es aceptable que los márgenes de beneficio de las refinerías estén muy por encima de lo normal y que sean transferidos directamente a las familias estadounidenses», escribió el presidente. “No hay duda de que Vladimir Putin es el principal responsable del intenso dolor financiero que soporta el pueblo estadounidense. Pero en medio de una guerra que ha elevado los precios de la gasolina en más de 1,70 dólares por galón, los márgenes de beneficio históricamente altos de las refinerías están empeorando ese dolor”, criticó.

Marathon Petroleum, Valero Energy, ExxonMobil, Phillips 66, Chevron, BP, y Shell son las empresas que recibieron la carta presidencial. Biden señaló que la capacidad para refinar combustibles disminuyó en los últimos años tanto en Estados Unidos como en el resto del mundo. “La falta de capacidad de refinación es un desafío y una preocupación mundiales. Se perdieron cerca de tres millones de barriles diarios de capacidad de refinación desde el inicio de la pandemia”, marcó.

En lo que respecta a los Estados Unidos, el país perdió en 2020 una capacidad para refinar 800.000 barriles diarios. En ese sentido, el presidente urgió a las empresas a tomar “acciones inmediatas para aumentar la oferta de gasolinas, diésel y otros refinados”.

President Biden writes to oil executives complaining (!!!) the industry shut down too much refining capacity:

“At a time of war, refinery profit margins well above normal being passed directly onto American families are not acceptable” (full letter via @axios ) #OOTT pic.twitter.com/rOv2ANxxGD

— Javier Blas (@JavierBlas) June 15, 2022

También advirtió que el gobierno tomará las medidas que estén a su alcance para forzar la producción de combustibles. “Mi administración está preparada para utilizar todas las herramientas razonables y apropiadas del gobierno federal y los poderes de emergencia para aumentar la capacidad y la producción en las refinerías en el corto plazo, y para garantizar que todas las regiones de este país estén debidamente abastecidas”, escribió.

El precio nacional de la nafta rompió un récord la semana pasada, al superar los US$ 5 por galón. El mismo galón costaba menos de tres dólares hace dos años.

Contracarta de la industria

La industria petrolera no tardó en responder al presidente. American Petroleum Institute (API) y American Fuel & Petrochemical Manufacturers, las principales entidades del sector petrolero y de refinación del país, publicaron este martes una contracarta en la que explicaron la situación y deslizaron una crítica a la política energética en materia de hidrocarburos.

Las entidades ligaron los aumentos recientes con la dinámica propia del mercado. “Los precios de los productos refinados se determinan en los mercados globales. El petróleo crudo es siempre el mayor contribuyente de los precios que los conductores estadounidenses ven en los surtidores. Los datos mensuales de la Administración de la Información Energética muestran que el petróleo crudo es el 60% del precio de la nafta, 17% son los costos de refinación, 12% son impuestos federales y estatales, y 11% son distribución y marketing. Los productos refinados a partir del crudo son materias primas que se comercializan a nivel mundial y se cotizan en un mercado mundial competitivo”, argumentaron.

En ese sentido, rechazaron la noción de que los precios disminuirán si se incrementa la capacidad de refinación. Para que eso suceda también es necesaria una mayor producción de petróleo. “Incluso si las refinerías pudieran poner en línea más capacidad de refinación a pesar de estos desafíos, el resultado podría ser una mayor demanda y mayores costos para el petróleo crudo. Sin aumentos correspondientes en la producción de crudo, cualquier beneficio de la capacidad de refinación incremental sería esencialmente anulado por el aumento en la demanda de petróleo crudo y a un precio probablemente más alto”, advirtieron.

En lo que constituye una crítica a la política del gobierno en materia de hidrocarburos, las entidades remarcaron una serie de medidas tomadas por el gobierno que afectan el ciclo de negocios de la industria. “La refinación en EE.UU. es un negocio de ciclo largo. Las refinerías no hacen inversiones multimillonarias basadas en rendimientos a corto plazo. Examinan los fundamentos de la oferta y la demanda a largo plazo y hacen las inversiones según corresponda. Con ese fin, siguiendo su promesa de campaña de “terminar con los combustibles fósiles”, considere solo algunas de las señales de política e inversión que envían varias agencias y gobiernos estatales al mercado sobre nuestra industria de refinación”, escribieron las entidades.

El impulso de la movilidad eléctrica, las políticas estatales para prohibir o desincentivar las ventas de vehículos a combustión y las políticas del gobierno federal que incrementan los costos de capital en proyectos de exploración y producción de hidrocarburos son algunas de las medidas cuestionadas en la contracarta.

Respuesta de ExxonMobil

Entre las petroleras que recibieron la carta presidencial solo ExxonMobil salió a responder. La petrolera defendió las inversiones realizadas recientemente y sugirió que falta una política de hidrocarburos.

“Hemos estado en contacto regular con la administración para actualizar al presidente y su personal sobre cómo ExxonMobil ha estado invirtiendo más que cualquier otra empresa para desarrollar los suministros de petróleo y gas de EE.UU. Esto incluye inversiones en los EE.UU. de más de $ 50 mil millones en los últimos cinco años, lo que resultó en un aumento de casi el 50 % en nuestra producción de petróleo en los EE.UU. durante este período”, remarcó la compañía.

Según la empresa se podrían tomar algunas medidas para aliviar la situación en el corto plazo, como habilitar el transporte de cabotaje entre puertos utilizando barcos construidos en el extranjero, algo que esta prohibido por ley estadounidense.

Aún así, sugirió que el problema de fondo es la ausencia de una política clara en materia de hidrocarburos. “A más largo plazo, el gobierno puede promover la inversión a través de políticas claras y coherentes que respalden el desarrollo de los recursos de EE.UU., como subastar los arriendos de forma regular y predecible, así como simplificar la aprobación reglamentaria y el apoyo a infraestructuras, como los oleoductos”.

Producción para la Defensa

El gobierno adviertió que tiene herramientas y poderes para incrementar la producción de combustibles. Una de las herramientas sería la Ley de Producción para la Defensa.

La vocera de la Casa Blanca, Karine Jean-Pierre, dijo que el presidente esta dispuesto a invocar dicha ley si ayuda a incrementar la capacidad nacional de refinación. Biden recurrió a esta ley en las últimas semanas en un intento por resolver la escasez de leche para bebés y para estimular la manufactura de paneles solares en Estados Unidos.

La ley autoriza al presidente a exigir que las empresas acepten y prioricen contratos para materiales considerados necesarios para la defensa nacional, sin importar las pérdidas económicas que puedan tener.

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El gobierno despejó dudas sobre la segmentación de tarifas: el riesgo de un efecto Puerta 12

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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¿Cómo empalmará el nuevo esquema de subsidios con el régimen de Zonas Frías?

La pregunta que se hicieron por estos días en algunas empresas distribuidoras y productoras de gas es cómo afectará este nuevo esquema de segmentación al régimen por Zonas Frías, que en los hechos otorga una segunda bonificación al 50% de los usuarios residenciales del fluido a nivel nacional.

El 25 de junio del año pasado el Congreso votó una Ley que amplió el régimen de Zonas Frías hacia buena parte del territorio nacional. Así, el subsidio para bonificar el consumo de gas en territorios de muy bajas temperaturas de la Patagonia, que se había creado en los’90, se extendió hasta otras provincias del centro del país como Mendoza, Córdoba y buena parte del ser de Buenos Aires. 

La medida impulsada por el diputado Máximo Kirchner, y respaldada por algunos sectores de la oposición en la cámara baja, fue criticada por especialistas y las empresas de energía, porque sobre un escenario de atraso tarifario a nivel nacional (las facturas residenciales sólo representan una cuarta parte del costo real del hidrocarburo) se montó un segundo subsidio que alcanza a las provincias con mayor poder adquisitivo del país. Hoy, el 50% de los usuarios a nivel nacional goza de este beneficio.

Coexistencia

Cerca del ministro de Economía, Martín Guzmán, explicaron que el régimen de Zonas Frías está establecido por Ley y la mismo continuará vigente, por lo que los usuarios beneficiados seguirán recibiendo bonificaciones de entre un 30% y un 50% de la factura en función de su volumen de consumo.

Lo que variará será el precio del gas que se incluirá en las facturas. Hoy, el importe del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST) ronda los US$ 1,70 por millón de BTU. Para los usuarios de altos ingresos, ese precio se elevará a 5,76 dólares, tres veces y medio más, tal como publicó este medio.

“Eso quiere decir que los usuarios de altos ingresos (nivel 1) en las localidades alcanzadas por el régimen de Zonas Frías recibirá un fuerte aumento en el precio del gas incluido en sus facturas, aunque una vez calculado ese subtotal seguirán recibiendo el descuento previsto para los territorios de bajas temperaturas”, explicó un funcionario bajo reserva de nombre. «Lo que terminará pasando es que los usuarios Nivel 1 de esas provincias tendrán un incremento que, medido en términos relativos, será similar al que reciban los hogares de altos ingresos de todo el país«, explicó.

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Enarsa y Tenaris firmaron el contrato para la provisión de cañerías del Gasoducto Néstor Kirchner

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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Pronsato: “En un escenario realista, el gasoducto Néstor Kirchner debería estar listo en octubre del año próximo”

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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Crisis del gasoil: advierten que el aumento del corte con biodiesel acentuará la falta de dólares

“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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Información importante para evitar accidentes con monóxido de carbono  

MONÓXIDO DE CARBONO

En el marco del inicio de una nueva temporada invernal y con el objetivo de prevenir accidentes por Monóxido de Carbono, Camuzzi recuerda las 5 claves que tienen que conocer los usuarios para calefaccionar los ambientes en forma segura y sin riesgo de generar este gas tóxico.

¿Qué es?

El monóxido de carbono (CO) es un gas altamente tóxico que se produce por una mala combustión. Los combustibles fósiles como la madera, el carbón, el gasoil o el gas natural necesitan oxígeno para quemarse. Cuando la cantidad de oxígeno es insuficiente, se produce una combustión incompleta del combustible y se forma monóxido de carbono.

Es un gas sumamente peligroso porque es difícil de detectar: es inodoro, incoloro, insípido y no irrita. Es el causante de un importante numero de muertes todos los años en el país.

¿Cómo prevenirlo? 

1- Ventilar

Mantener una ventilación permanente de los ambientes y verificar que no estén obstruidas las rejillas de ventilación. Dejar siempre una rendija abierta para que circule y se renueve el aire. Además, asegurar que los conductos de evacuación de gases y chimeneas no estén obstruidos ni desconectados.

2 – Llama siempre azul

El color de la llama siempre debe ser azul con los extremos transparentes. Una llama amarilla o anaranjada indica mal funcionamiento de los artefactos y es la señal de alarma más notoria que tenemos para detectar un problema en forma temprana. 

3 – La cocina es para cocinar

No utilizar el horno o las hornallas para calefaccionar ya que consumen mucho oxígeno del ambiente y no fueron diseñadas para ese fin. Además, es importante mantener las hornallas de la cocina limpias de líquidos y alimentos porque eso obstruye los quemadores y genera una mala combustión.

4 – Artefactos adecuados para cada ambiente

Está prohibido el uso de cualquier artefacto que no sea de tiro balanceado en dormitorios y baños (calefones y calefactores de tiro natural, estufas de tipo infrarrojo, etc). En aquellos ambientes en donde funcionan artefactos de cámara abierta, son obligatorias las rejillas de ventilación permanentes. Solo se deberán instalar artefactos aprobados por los Institutos avalados por el ENARGAS. Adicionalmente, los artefactos deberán contar con válvula de seguridad y ser instalados en forma fija por un profesional matriculado. No está permitido el uso mangueras de goma dada su peligrosidad.

5 – Verificaciones periódicas con instaladores matriculados

Es importante verificar periódicamente con instaladores matriculados el funcionamiento de los artefactos a gas, sus conductos de evacuación y las ventilaciones, sobre todo cuando bajan las temperaturas, ya que se ponen en funcionamiento las fuentes de calefacción luego de largos períodos sin uso, y además se tiende a minimizar la ventilación de los ambientes.

Síntomas 

Frente a una intoxicación, los síntomas que se producen son similares a los de una gripe o malestar estomacal, lo que hace muy difícil su adecuada identificación. Una intoxicación leve se manifiesta con debilidad, cansancio y tendencia al sueño; dolor de cabeza, náuseas y vómitos; dolor de pecho y aceleración del pulso en la primera fase. Una intoxicación grave -producida en función del tiempo de exposición a este gas y de la concentración en el ambiente- puede producir temperatura corporal baja; inconsciencia, respiración irregular, convulsiones, pulso lento y/o irregular, tensión arterial baja, y hasta paro respiratorio.

¿Qué hacer?

Ante una emergencia, en primer lugar, hay que dar aviso inmediato al sistema de emergencias de la zona. Retirar a la persona intoxicada del ambiente contaminado, trasladándola a un área libre de gases tóxicos, preferentemente al aire libre. Mantener a la persona abrigada y recostada. Si la persona está inconsciente, tomarle el pulso y cerciorase de que respire. En caso de que haya tenido un paro respiratorio, se deberá practicar reanimación cardio-pulmonar. Asegurarse que la ambulancia se encuentre en camino.

Ante cualquier emergencia, los usuarios podrán comunicarse con las líneas de atención disponibles las 24 h, todos los días del año:

Camuzzi Gas Pampeana: 0800-666-0810 / 0810-666-0810Camuzzi Gas del Sur: 0800-999-0810 / 0810-999-0810

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“Queremos abarcar desde el yacimiento hasta la estación de servicio, pasando por la refinería”

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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Se demora la resolución que iba a traccionar inversiones por US$ 1000 millones para extender la vida útil de grandes centrales eléctricas

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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Un magnate del shale estadounidense quiere reprivatizar una petrolera para tener «libertad de operar»

La potencial adquisición total de la petrolera estadounidense Continental Resources por parte de su principal accionista sorprendió el martes en el mercado petrolero de los Estados Unidos. Harold Hamm, fundador y actual presidente de la compañía, anunció una propuesta para adquirir todas las acciones de la empresa. El objetivo es retirar a Continental Resources de la bolsa de Nueva York y transformarla nuevamente en una empresa 100% privada. Hamm sugirió en una nota a sus empleados que es difícil incrementar más la producción si Continental continúa siendo una empresa que cotiza en Wall Street.

La familia Hamm, que controla actualmente el 83% del paquete accionario de Continental, propuso un pago en efectivo de US$ 70 por cada acción, lo que representa un premio de 8,5% sobre el precio de cierre del día lunes. La operación implicaría un desembolso de 4300 millones de dólares. La junta directiva de Continental creará un comité especial independiente para analizar la propuesta.

Continental Resources es una compañía de exploración y producción de petróleo y gas con sede en Oklahoma, especializada en shale gas y shale oil. Produjo más de 300.000 barriles diarios equivalentes de petróleo y gas en 2021. Opera principalmente en formaciones no convencionales en los estados de Dakota del Norte, Montana, Oklahoma, Wyoming y Texas.

El multimillonario Harold Hamm es considerado en la industria como uno de los pioneros en la producción de shale. Fundó la empresa en 1967 y la transformó en una compañía pública en 2007 para poder capitalizar el desarrollo de la formación no convencional de Bakken. La compañía tiene una valoración bursátil de US$ 23.000 millones. El valor de sus acciones se duplicó en el último año producto de la fuerte suba de los precios internacionales de la energía.

“Libertad de operar”

En los hechos la familia Hamm ejerce un control estricto sobre Continental Resources gracias a su poder accionario mayoritario. Pese a esto, Hamm considera que las oportunidades de crecimiento de la empresa ahora son limitadas por ser una empresa pública (que cotiza en bolsa).

“Constantemente dijimos que seguiríamos siendo una empresa pública mientras fuéramos apreciados en el mercado, pero si nuestras oportunidades se vieran limitadas por ser pública, deberíamos buscar alternativas”, dijo en una nota a sus empleados. “Hemos determinado que hoy la oportunidad es con empresas privadas que tienen la libertad de operar y no están limitadas por los mercados públicos”.

En otro tramo de la nota Hamm sugiere que a Continental le será difícil incrementar la producción si se mantiene como empresa pública. “Posicionarnos como una empresa privada nos permitirá aprovechar al máximo nuestra mayor fortaleza: nuestra sólida herencia como una de las empresas de exploración líderes en el mundo. Solo podemos hacer esto con las capacidades continuas y la experiencia de nuestros destacados empleados. Mejorará nuestra capacidad para mantener nuestra ventaja competitiva y también nos permitirá ser aún más ágiles en nuestros esfuerzos por crear valor a través de la broca”.

Los límites señalados son la falta de apoyo del mercado a la industria del petróleo y gas, reflejada en la reducción de empresas de E&P listadas en bolsa. «Los tiempos han cambiado en el mercado público, particularmente desde la pandemia del Covid. La respuesta del mercado no ha estado allí para la industria del petróleo y el gas. En 2017, hace apenas cinco años, había cerca de 50 empresas públicas de E&P. Hoy en día, ese número se ha reducido a casi la mitad, debido a fusiones, empresas que cierran o empresas que vuelven a ser privadas. Este número decreciente de entidades públicas es ilustrativo de la falta de apoyo del mercado público, y creemos que existe una subestimación de Continental», marcó.

Producción privada al alza

La propuesta de adquisición generó distintas especulaciones sobre el futuro de la compañía. Algunos analistas señalaron que podría tratarse de una maniobra para bloquear el ingreso de nuevos accionistas. Otros apuntaron que el objetivo sería el contrario: generar interés en potenciales compradores.

En cualquier caso, la nota a los empleados pone el énfasis en que las empresas bajo control privado tendrían más ventajas hoy para operar que las empresas que cotizan en bolsa. Un dato respalda esa lectura: las compañías privadas de E&P vienen perforando más pozos desde el año pasado.

Estados Unidos sumó 272 rigs de perforación en los últimos doce meses. Actualmente hay 733 rigs operativos, distribuidos en 580 rigs para perforación de petróleo y 151 para perforación de gas, según el reporte más reciente de Baker Hughes. Hace un año habían operativos unos 365 rigs de petróleo. El 50% de los nuevos rigs de petróleo y gas fueron desplegados en Texas, con 137 rigs más que en junio de 2021. La fuerte actividad en Texas se explica por Permian, la principal formación de shale oil del país y que se encuentra en mejores condiciones para incrementar la producción de petróleo.

Rol protagónico

Las empresas privadas tuvieron un rol protagónico en el despliegue de nuevos rigs. Enverus, una empresa que colabora en la recolección de datos para Baker Hughes, señaló en febrero que en la formación Permian los rigs de las compañía privadas crecieron un 104% en un año, mientras que las empresas públicas incrementaron sus rigs en un 19%.

S&P Global Platts también señaló en marzo un incremento interanual del 56% en los rigs totales desplegados. En ese período las compañías privadas incrementaron los rigs en un 78%.

Empresas que prestan servicios petroleros como Halliburton destacaron el crecimiento de las privadas en la actividad. “Más del 60 % de los rigs en tierra en EE. UU. están en manos de empresas privadas y siguen creciendo, mientras que las públicas siguen comprometidas con sus planes de actividad”, dijo el presidente y director ejecutivo de Halliburton, Jeffrey Miller, en una presentación de ganancias del mes de abril.

«Creo que la dinámica de la oferta ha cambiado fundamentalmente debido a los requisitos de retorno de los inversores«, dijo Miller. También indicen los objetivos corporativos ambientales, sociales y de gobierno (ESG) y las presiones regulatorias según el ejecutivo. “Lo que dificulta que los operadores se comprometan con inversiones en hidrocarburos de ciclo largo y, en cambio, impulsan la flexibilidad de inversión a través de barriles de ciclo corto”, marcó.

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Gasoducto Néstor Kirchner: qué material de prueba incorporó Pronsato a la causa judicial

Antonio Pronsato pasó este lunes casi tres horas prestando declaración en los tribunales de Comodoro Py. Lo hizo en calidad de testigo en la causa que investiga presuntas irregularidades en la licitación de adquisición de los caños del gasoducto Néstor Kirchner. Fue Daniel Rafecas, el juez federal que investiga los hechos, quien le tomó declaración y mecanografió su testimonio, según pudo reconstruir EconoJournal de fuentes judiciales.

Pronsato fue hasta el 31 de mayo directivo de la empresa estatal Enarsa y lideraba la unidad ejecutora del proyecto, que se convirtió en una obra híper necesaria para reducir la exposición externa que enfrenta la Argentina en cada invierno cuando debe costear con dólares escasos la importación de gas natural licuado (LNG) y gasoil. Su declaración era clave para saber si la denuncia de Graciela Ocaña y Waldo Wolff, diputados por Juntos por el Cambio, tiene algún atisbo de realidad o no. Por eso, a diferencia de lo que sucedió el viernes pasado, cuando fue el fiscal Carlos Stornelli quien tomó declaración al ex ministro Matías Kulfas, esta vez fue el propio Rafecas quien llevó adelante la audiencia.

Pronsato reconoció que dejó su posición en Enarsa por la demora en el avance de la obra, aunque evitó direccionar sus críticas hacia algún actor en particular. Al contrario, destacó que “esta obra es tan importante para el país que precisa del compromiso de todos, requiere que todos estemos alineados, no sólo el estado nacional, sino también de las empresas de energía, las constructoras y los gremios”.

Prueba central

El ex interventor del Enargas llegó a la audiencia munido de un informe preparado especialmente para la ocasión. La pregunta de Rafecas acerca de por qué se optó por construir el gasoducto en un diámetro de 36 pulgadas, le dio la oportunidad para poner ese documento a consideración de los funcionarios judiciales. EconoJournal accedió a una copia de ese informe, que se incorpora al final de la nota.
En un texto de 24 páginas que está redactado en un lenguaje técnico, Pronsato incluye cuadros comparativos para explicar y justificar por qué Enarsa tomó esa decisión. Los datos más salientes figuran en la parte final del documento.

En el off the record que se filtró desde el Ministerio de Desarrollo Productivo a algunos periodistas, Kulfas había sembrado la duda sobre por qué no diseñó un gasoducto de menor tamaño que pueda ser construido con chapa nacional, en lugar de tener que importar una de mayor espesor fabricada en Brasil como la que requiere un caño de 36 pulgadas.

Frente a esta discusión, Pronsato planteó cuatro escenarios en donde se revela el incremento negativo en la utilización de caños con un diámetro inferior. Lo que se expuso fue que con un gasoducto de 36 pulgadas, que implicaría tender un caño de 560 Km con un peso 158.000 toneladas de tuberías, el presupuesto estimado es de US$ 441 millones. En cambio, si el proyecto se hubiera diseñado para la utilización de cañerías de 30 pulgadas, se necesitarían 210.000 toneladas de caño, lo que significaría un costo de US$ 587 millones de dólares, es decir, un 33 por ciento más.

Lo mismo ocurre en el análisis efectuado sobre el uso de caños de 24 y 20 pulgadas. Para el primero se precisarían 216.000 toneladas, con un presupuesto estimado que ronda los US$ 604 millones, un 37 por ciento. Y con caños de 20 pulgadas, serían necesarias 245.000 toneladas de caño, con un valor estimado que escala los US$ 685 millones, un 55 por ciento más.

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