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La producción de hidrocarburos en el mar es una actividad indispensable en la economía mundial. La industria offshore produce cerca del 30% del crudo y más del 20% del gas a nivel mundial. Más de 12.000 plataformas operan día y noche en las costas de Estados Unidos, Canadá, Noruega, Australia, Brasil, Argentina y demás países. Sin embargo, una vez que la actividad petrolera concluye en estas plataformas, una pregunta sale a flote: ¿cuál es el destino de esas estructuras gigantes de acero erigidas sobre el lecho marino?

En países como Estados Unidos el cierre definitivo de una plataforma offshore conlleva para las empresas operadoras la obligación de proceder con el desmantelamiento de esa infraestructura. Pero en estados como Texas o Luisiana es bastante común que la estructura de acero subacuática permanezca en su lugar. Ocurre que el gobierno federal promueve desde hace décadas la reconversión de las plataformas offshore en arrecifes artificiales. Aguas abajo, las plataformas crean hábitats propicios para la conservación y reproducción de la biodiversidad marina.

Cientos de plataformas offshore en Estados Unidos han sido convertidas en arrecifes artificiales a través de programas “rigs-to-reefs”. Los especialistas en conservación marina han ido encontrando evidencias de la interacción positiva entre estas estructuras y la vida marina. Su conversión también supone un ahorro de costos para las empresas y generan fondos para los programas estatales de conservación marina.

Beneficios para la conservación marina

La conversión de las plataformas offshore supone la remoción de los equipos e infraestructura sobre el nivel del mar. Pero bajo el agua, las vigas incrustadas que se erigen sobre las estructuras tubulares en el fondo marino son dejadas en sus lugares. En conjunto, crean hábitats artificiales propicios para la conservación y reproducción de las especies.

Las estructuras offshore imitan con el paso del tiempo a los entornos naturales y atraen la vida marina hacia las vigas incrustadas, como si se tratara de un arrecife natural. “Estas estructuras imitarán a los entornos naturales”, dice Amber Sparks, oceanógrafa y cientista ambiental. La formación inicial de vieras y corales en las estructuras es un plafón para la atracción y establecimiento de especies de peces. “Muchas especies comienzan a reproducirse durante su madurez en la estructura tubular. Ahí es donde la vida marina realmente prospera y es lo que vemos bajo el mar”, señala.

También ofrecen un refugio ideal, especialmente para los peces. “Debido a estas estructuras, los barcos pesqueros no pueden arrastrar en el fondo o cruzarlas. Son excelentes para la pesca recreativa, pero no se puede arrastrar en el fondo alrededor de estas plataformas. Eso crea estos refugios marinos únicos”, explica Emily Hazelwood, bióloga en conservación marina y consultora en energía offshore. Por su ubicación lejos de las costas también evitan problemas como la erosión provocada por la contaminación y las escorrentías.

Hazelwood y Sparks trabajan en conjunto en Blue Latitudes, una pequeña empresa de consultoría sobre ambientes marinos radicada en California. En diálogo en exclusiva con EconoJournal, las especialistas coinciden en que las plataformas offshore ofrecen condiciones únicas para la vida marina lejos de las costas. “Debido a que sus hábitats naturales se ven afectados por las influencias antropogénicas es que muchas de estas especies están buscando hogares en alta mar donde pueden tener abundancia de alimentos y refugio seguro”, dice Sparks.

Distintos trabajos de campo destacan los aspectos positivos para la conservación marina y el crecimiento de las poblaciones de distintas especies. “En el golfo de México se cree ampliamente que estas plataformas han devuelto las poblaciones de pargos rojos a números más robustos. En California se entiende que estas plataformas contribuyeron a la mayoría, si no a todas, las especies adultas de peces rockfish”, dice Hazelwood.

La experiencia en EE.UU.

La legislación estadounidense promueve desde 1984 la conversión de las plataformas en arrecifes artificiales e incentiva a los estados a adoptar programas “rigs-to-reefs”.

Al 2020 existen sobre la plataforma continental exterior estadounidense al menos 558 plataformas petroleras convertidas en arrecifes artificiales. Por ley, las empresas operadoras de plataformas offshore de petróleo y gas deben cerrar los pozos y desmantelar completamente las instalaciones si deciden terminar con la extracción de hidrocarburos. O pueden aplicar para la conversión parcial de esas estructuras en arrecifes artificiales a través de la Oficina de Seguridad y Cumplimiento Ambiental (BSEE).

La aprobación de la aplicación implica que el operador transfiere la titularidad y responsabilidad sobre la estructura (aunque retiene la responsabilidad última sobre los pozos sellados). Pero si bien las plataformas se encuentran en aguas federales, en los hechos, la transferencia de la titularidad es realizada a los estados costeros con programas “rigs-to-reefs” aprobados. Hazelwood explica que “el gobierno federal de los Estados Unidos no acepta la titularidad ni responsabilidad por la estructura de la plataforma”. Los cinco estados sobre la costa del golfo de México tienen aprobados planes para arrecifes artificiales: Alabama, Florida, Luisiana, Misisipi y Texas. California también aprobó un plan pero no esta en ejecución.

La conversión redunda en beneficios económicos para las empresas operadoras y los estados costeros. Las empresas ahorran costos al tener que desmantelar solo los equipos e infraestructura sobre el nivel del mar. Pero deben donar a los estados costeros una cifra en concepto de apoyo a sus programas de conservación marina y arrecifes artificiales.

“En California tenemos algunas de las estructuras más profundas y antiguas y eliminarlas por completo del fondo del mar sería muy costoso. Si 203 de nuestras 207 plataformas fueran transformadas en arrecifes, es decir, parcialmente dejadas en la columna de agua, habría un ahorro de costos de alrededor de mil millones de dólares para las compañías petroleras. De acuerdo con la ley, entre 650 y 850 millones de dólares de esos ahorros volverán al estado, a un fondo para la preservación y conservación marina”, dice Sparks.

Cambiar la perspectiva

La exploración y producción de hidrocarburos es un tema de discusión política en algunos estados y a nivel nacional en Estados Unidos. La actividad representa el 15% de la producción nacional de petróleo y es fuertemente respaldada en algunos estados pero encuentra resistencias en otros.

La discusión tampoco es sencilla en materia de conservación marina. California aprobó un programa de conversión en 2010 pero ninguna de las 207 plataformas en aguas federales y estatales fue convertida desde entonces. La ley no dice específicamente que la responsabilidad sobre los eventuales arrecifes recae sobre el estado californiano, por lo que el cumplimiento del programa resulta imposible. Pero reformar la ley no es el único desafío. “Que el programa haya sido exitoso en el Golfo de México no significa que será exitoso también en California. Tenemos que considerar a las principales partes interesadas en California, sus opiniones sobre el gas y petróleo offshore y qué puede significar para la población que un programa como este sea implementado. Tenemos una población con una mentalidad muy diferente a la del Golfo de México”, explica Sparks.

En cualquier caso, las especialistas consideran que es necesario cambiar la perspectiva del público en materia de conservación marina y llevar a puntos de encuentro y trabajo entre la industria y las partes interesadas en cuestiones ambientales y de conservación. “La realidad es que estas plataformas se han convertido en algunos de los ecosistemas más productivos del planeta y perder esos ecosistemas sería perjudicial para el medio ambiente marino. Tener estas conversaciones y compartir información y ciencia es un excelente lugar para comenzar”, sintetiza Sparks.

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Edenor, la mayor distribuidora de electricidad del país, desmintió haber sido sancionado por el ENRE a raíz de los cortes registrados durante la ola de calor de la semana pasado. Concretamente, la empresa eléctrica desmitió que el ente regulador le haya aplicado una sanción de 20 millones de pesos, tal como había anunciado el organismo mediante un comunicado de prensa. El ente había informado que la penalidad económica se explicaba por no dar a conocer información sobre la falla ocasionada en la línea de alta tensión ubicada en el partido de San Martín y los consecuentes cortes que dejaron sin suministro eléctrico a 700.000 usuarios en plena ola de calor.

“Edenor no fue sancionada con ninguna multa porque cualquier sanción requiere de un procedimiento administrativo previo y la posibilidad de ejercer el derecho a defensa”, indicó la distribuidora en un comunicado.

Respecto de los cortes masivos, Edenor declaró que el servicio eléctrico se restableció con normalidad y que “las causas que los originaron han sido ajenas a la compañía, como la usurpación de tierras debajo de las líneas de alta tensión en donde está terminantemente prohibido edificar, ya que rige por ley lo que se denomina servidumbre de electroducto”.

“El barrio Costa Esperanza se asienta en terrenos usurpados desde hace años. Allí, una antena de WIFI instalada en una vivienda ubicada irregularmente en un espacio restringido al electroducto, produjo una descarga en una línea de alta tensión que puso fuera de servicio el sistema eléctrico de manera masiva”, justificaron desde la distribuidora y agregaron que “no hay ningún tipo de control de las edificaciones por parte de la Municipalidad de San Martín”.

Denuncias

“Múltiples denuncias administrativas, judiciales y penales por construcciones sobre las líneas de alta tensión han sido comunicadas en cada ocasión al ENRE sin que dicho organismo de “control” haya tomado medida alguna para proteger la vida de los ciudadanos y el servicio a los usuarios. Así, la inacción del ENRE frente a estas denuncias implica la eventual reiteración de cortes masivos del servicio como el ocurrido el martes 11 de enero”, afirmaron desde Edenor.

En la misma línea, la distribuidora resaltó que “en septiembre del 2016 se le reiteró al ENRE los riesgos que suponen las invasiones de servidumbres de líneas de alta tensión que ponen en peligro a las personas y al servicio. No obstante, las denuncias tienen como límite el poder de policía que es de exclusiva potestad de cada Municipio y que hasta ahora ha sido nulo”.

“El evento del 11 de enero se encuentra en la órbita de la responsabilidad del Municipio de San Martín, de los fueros judiciales ante los que la compañía ha realizado denuncias y fundamentalmente del Ente de Control (ENRE) a quien durante estos diez años Edenor mantuvo siempre informado y fue quien no desarrolló ninguna acción concreta para cesar el riesgo dentro de su esfera de competencia”, concluyó Edenor.

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En la desesperación por asegurar la generación de energía necesaria para cubrir el récord de demanda eléctrica que se registró la semana pasada por la ola de calor, Cammesa, la empresa que se encarga del despacho del parque termoeléctrico, tomó más gas del sistema de gasoductos del que le correspondía por contrato. Es decir, consumió gas que en realidad pertenecía a otra empresa del mercado de gas. Eso provocó un desbalance en la red troncal de gas que obligó a las transportistas TGN y TGS a extremar los criterios de seguridad para evitar que la caída de presión (line pack) comprometa el funcionamiento de todo el sistema, según pudo reconstruir EconoJournal en base a testimonios de fuentes privadas y gubernamentales.

Cammesa, que políticamente es controlada por el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, tiene adjudicado un volumen de gas bajo el paraguas del Plan Gas.Ar, el programa de estímulo a la producción que lanzó el gobierno en enero de 2021. Con el consumo cerca de los 28.000 megawatt (MW) durante varios días de la semana pasada, el gobierno debió activar todas las centrales térmicas que tenía disponibles. Por eso, Cammesa requirió más gas del que tenía previsto y confirmado por contrato.

Hasta ahí, no deja de ser una escena propia del despacho eléctrico en un día de crisis extrema como la que se vivió la semana pasada, con el sistema operando sobre el límite de su capacidad.

Impensado

Lo curioso, sin embargo, fueron las reacciones que se motivaron en el área energética del gobierno, en especial hacia adentro del cristinismo. Cuando a mediados del año pasado, Basualdo promovió la designación de Sebastián Bonetto como gerente general de Cammesa lo hizo con el argumento de que era necesario alinear políticamente la gestión de energía. Por eso, impulsó el corrimiento de Ariel Kogan, mano derecha del secretario de Energía Darío Martínez, que por entonces se desempeñaba como vicepresidente de la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Con Basualdo en la Subsecretaría de Energía Eléctrica, Martínez cercado y Pablo González y varios referentes de La Cámpora en la conducción de YPF, el cristinismo pareció apoderarse de la estratégica botonera del sector.

Lo llamativo es que aún dentro del espacio referenciado en la vicepresidenta de la Nación existen desencuentros.

Pablo González, tuvo un arranque de año complicado: aún no pudo aumentar el precio de los combustibles.

Corte a las exportaciones

Prueba de eso es que, frente a la necesidad de tomar más gas del que tenía asignado de la red de gasoductos, Bonetto y Basualdo solicitaron a la Secretaría de Energía que corte las exportaciones en firme de gas desde la Cuenca Austral. De aplicarse, el principal perjudicado de esa decisión hubiese sido YPF, que vende a Methanex a razón de 1,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) desde el sur de Santa Cruz. También se verían afectados, subsidiariamente, Pan American Energy (PAE), CGC y la francesa Total Energies.

En caso de interrumpir la exportación de YPF, que fue autorizada por la Secretaría de Energía a partir de la resolución 360/2021, una norma a su vez fue cuestionada por el resto de las petroleras que interpretaron que el Ejecutivo le dio un trato diferencial a YPF habilitándola a exportar desde Austral pese a haber desinvertido en la cuenca, la compañía presidida por González debería pagar costosas penalidades. De ahí que llamara la atención de varios directivos de sector gasífero que Basualdo pidiera atentar contra un negocio de YPF, cuya conducción reporta en última instancia, al igual que él, a la vicepresidenta Cristina Kirchner.

La Secretaría de Energía explicó por nota a Cammesa que sería inconveniente cortar las exportaciones con transporte hacia Chile, dado que una de las grandes apuestas del Plan Gas.Ar consistió en rehabilitar los envíos de gas hacia el otro lado de la Cordillera con la intención de aplanar, aunque sea un poco, el mercado de gas, que se enpunta estacionalmente en el invierno por la mayor demanda residencial. Finalmente el desbalance que afectó a las transportistas se recuperó mediante la regasificación de una reserva remanente de gas en la terminal regasificadora de LNG de Escobar.

Recuperar confianza

“Hubiese sido una muy mala señal porque atenta contra derechos adquiridos en el marco del Plan Gas. Si Cammesa tiene un verano atípico por la sequía (de la cuenca Paraná), la señal no debe ser cortar la exportación en firme de gas hacia Chile, sea de la empresa que sea. Hay que analizar el tema a largo plazo y no hacer macanas por las circunstancias del corto”, interpretó un experto en el despacho del sistema gasífero argentino.

El contrato de exportación de gas a Methanex es un entendimiento comercial que YPF arrastra desde fines de los ’90. Una fuente del sector privado señaló que para la petrolera controlada por el gobierno no sería tan grave restringir momentáneamente el envío de gas hacia Methanex. Sin embargo, en una petrolera desestimaron esa lectura. “Estamos tratando de recuperar confianza con los tomadores de gas del lado chile. Si incumplimos la exportaciones en firma desde Santa Cruz (el compromiso es mantenerlas activas hasta el 30 de abril), lo más probable es que también afecte la confianza de los clientes que compran gas desde Neuquén. Eso sería muy negativo para las petroleras que están exportando gas en verano desde Vaca Muerta, entre las que figuran YPF, PAE, Tecpetrol, Pampa y Total”, explicó el gerente comercial de una productora.

“(Basualdo y Bonetto) acusaron a YPF y la Secretaría de ir en contra del interés general al permitir la exportación de gas. Pero no ven que el interés general puede tener que ver con no romper de nuevo compromisos con Chile y apostar a desarrollar ese mercado”, concluyó.-

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En todo el año 2021, el 13% en promedio de la demanda total de energía eléctrica fue abastecida a partir de fuentes renovables y marcó un incremento respecto al 10% que había alcanzado en 2020 sobre la demanda del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). En total, la Argentina sumó el año pasado casi 1.000 MW renovables al sistema, según datos oficiales de la Secretaría de Energía. La Ley 27.191 establece que para el año 2025 el país debería llegar al objetivo del 20% con abastecimiento de energía a partir de fuentes renovables.

Nuevos MW

El año pasado se habilitaron 26 nuevos proyectos de gran escala que incorporaron un total de 1.004,57 MW al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Del total de potencia instalada incorporada en 2021, el 97% correspondió a fuentes de energías renovables.

En la actualidad, la Argentina cuenta con 187 proyectos de energías renovables operativos que suman más de 5 GW de potencia (5.181,74 MW) a la matriz energética nacional, que permite abastecer de demanda eléctrica a alrededor de 5,3 millones de hogares.

La tecnología que contribuyó con mayor generación renovable en 2021 fue la eólica con el 74%, seguida por la solar fotovoltaica con 13%, los pequeños aprovechamientos hidráulicos (PAH) con un 7% y, por último, las bioenergías (biomasa y biogas), que sumaron 6%, según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (Cammesa).

De los proyectos inaugurados en año pasado, el 42,3% correspondió a la tecnología eólica, el 30,8% a bioenergías, 15,4% a solar fotovoltaica y 11,5% a pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH). En cuanto a la distribución geográfica, siete se construyeron en la provincia de Chubut (todos son parques eólicos), cuatro en Buenos Aires (3 de bioenergías y 1 eólico), tres en la Córdoba (2 PAH y 1 de bioenergías), tres en Santa Cruz (todos eólicos), dos en Chaco (bioenergías), dos en Salta (ambos solares), dos en San Juan (solares), uno de bioenergía en La Pampa, un PAH en Mendoza y uno de bioenergía en Misiones.

El secretario de Energía, Darío Martínez, expresó en un comunicado que “Argentina está en un proceso de crecimiento en el que demandamos cada vez más energía y donde las energías renovables vienen cumpliendo un papel fundamental, logrando cubrir un porcentaje considerable de la demanda total en este último año. Por eso desde el gobierno nacional vamos a seguir trabajando para priorizar su crecimiento y que además sea con producción e industria nacional, generando trabajo y desarrollando nuestra ciencia y tecnología”.

“Desde el Estado Nacional tomamos medidas importantes para impulsar el crecimiento del sector de las energías renovables, apoyando a los proyectos que demuestran avances, liberando la capacidad de transporte, que es fundamental para sumar nuevos proyectos e inversiones, y mediante el fomento a los contratos entre privados y a la generación distribuida«, destacó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

Resoluciones

En junio pasado, la resolución 551/2021 de la Secretaría de Energía “efectuó una reestructuración necesaria en el ordenamiento y la administración de las prioridades de despacho asignadas y asignables del régimen Mater (el cual permite a grandes usuarios privados cubrir sus consumos de energía eléctrica por contratación individual, cogeneración o autogeneración por fuentes renovables), lo que liberó capacidad de despacho y propició inversiones, con un gran incremento en la presentación de proyectos el último trimestre”.

El comunicado del área a cargo de Martínez también remarcó que “en diciembre, la resolución 1260/2021 permitió desbloquear la capacidad de transporte eléctrico afectada a proyectos de energías renovables que no se concretaron por la crisis económica de 2018, mediante la recisión voluntaria, y para apoyar a aquellos que sí demuestran avances, por medio de la reconducción de contratos. La capacidad liberada podrá ponerse a disposición de nuevas inversiones genuinas para dar un nuevo impulso al crecimiento del sector”.

Pico histórico

Según informó la Secretaría de Energía, el récord histórico de cubrimiento de la demanda eléctrica a través de energías renovables se alcanzó el 26 de septiembre de 2021 a las 9.30 horas cuando la generación de energía limpia alcanzó el 28,84% del total nacional. En ese momento, el 67,65% fue abastecido por tecnología eólica, el 21,75% por solar, 5,55% por PAH y 5,05% por bioenergías.

El récord anterior se había registrado el 12 de septiembre de 2021 a las 14:55 horas cuando el sistema llegó a 26,47% de abastecimiento renovable, mientras que en 2020 el pico máximo se había dado el 8 de diciembre a las 8.55 horas, con un 23,3%.

En generación distribuida (usuarios generadores) de energías renovables, por su parte, se registró un crecimiento del 111% en la cantidad de usuarios-generadores (UG) inscriptos y del 190% en la potencia instalada. El aumento se dio por la incorporación de más de 5.961 kW, que equivalen al 65% del total de potencia en el régimen establecido por la Ley 27.424, destacó la cartera energética.

Los Certificados de Crédito Fiscal (CCF), beneficios promocionales que brinda la Subsecretaría de Energía Eléctrica para la instalación de equipos de generación distribuida, fueron actualizados en julio. En el año se asignaron 15 CCF, correspondientes a 288 kW, por más de 11 millones de pesos, y fueron aprobadas más de 100 reservas por un monto total superior a los 100 millones de pesos.

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Ejecutivos de las principales transportistas y distribuidoras de gas natural del país presentaron este miércoles sus propuestas de adecuación de los cuadros tarifarios tras más de dos años de casi congelamiento, durante la Audiencia Pública que convocó el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Las solicitudes de aumento de las empresas para cubrir los costos operativos, ampliar el monto de inversiones y reducir la deuda con los productores de hidrocarburos oscilaron entre el 76% y el 120%. Ante la ausencia del interventor del Ente, Federico Bernal, -aislado por contacto estrecho con un caso de Covid positivo- el gerente general del ENARGAS, Osvaldo Pitró, presidió la jornada de renegociación de tarifas.

Transporte

La prestación del servicio público de transporte de gas se mantiene sin variaciones tarifarias desde abril de 2019, en un contexto de incremento significativo de costos, producto de la devaluación del peso y los altos niveles de inflación que alcanzaron el 205% desde el último ajuste hasta noviembre del 2021, según datos oficiales del INDEC.

El director Comercial de TGN, Guillermo Cánovas, describió la situación actual de la compañía responsable de transportar el 40% de gas inyectado en los gasoductos troncales Norte y Centro Oeste. “A causa del congelamiento tarifario, los ingresos reales se redujeron a un tercio y la transportista acumuló pérdidas operativas por $2.022 millones durante los primeros nueves meses de 2021”, señaló Cánovas.

Así, TGN solicitó un aumento transitorio en la tarifa de transporte del 87,4% para satisfacer los costos operativos que demanda la prestación del servicio. El porcentaje incremental propuesto por la firma implicaría que un consumidor residencial promedio en Tucumán pague un aumento mensual de $46 por el componente del transporte, mientras que, en Buenos Aires, la suba en la factura rondaría los $145.

Por su parte, el director de Asuntos Regulatorios y Relaciones Institucionales de TGS, Rubén de Muria, anunció la propuesta de la empresa encargada de transportar el 60% del gas que se consume en Argentina: “Requerimos una actualización tarifaria aplicada en dos etapas, la primera con un incremento de transición del 80% con vigencia desde el 1° de marzo de 2022, y una segunda etapa del 25% con vigencia desde el 1° de septiembre del mismo año”.  

“En el caso de Metrogas que tiene un 50% de usuarios residenciales, el segmento R1 abonaría una suba mensual de $38 en la primera instancia del ajuste transitorio, y un aumento de $22 en la segunda partida”, indicó el directivo de TGS.

Distribución

“Si en 2022 no aumentan las tarifas, los ingresos generados no serán suficientes para cubrir los costos e inversiones que requiere el sistema”, advirtió Sebastián Mazzucchelli, director Comercial de Metrogas.

Asimismo, el ejecutivo de la distribuidora más grande del país que presta servicios a más de 2.3 millones de clientes, señaló: “Sometemos a consideración un incremento en las tarifas de distribución del 76,23% para su aplicación transitoria desde marzo hasta diciembre del 2022. Para el usuario residencial el incremento mensual en la factura será de $389, mientras que para el usuario comercial será de $984”.

Además, Mazzucchelli explicó que los usuarios residenciales son los que tienen mayor participación en el componente de distribución de la factura final, versus los usuarios comerciales e industriales. “Por eso, consideramos razonable diferenciar los aumentos entre los tres segmentos para morigerar el impacto de la factura en los clientes de bajo consumo”, apuntó el representante de Metrogas.  

En la misma línea, el director de Regulación de Naturgy, José Luis Fernández, manifestó que “el incremento del margen de distribución desde junio del 2021 fue del 26%, lo que evidencia la gran pérdida del poder de compra y el deterioro de todos los indicadores económicos y financieros de la compañía. Si no se percibe el incremento tarifario solicitado, el aumento de deuda con los productores va a ser significativo y va a afectar a toda la cadena de pagos”.

La alternativa que propuso Naturgy supone un incremento del cuadro tarifario del 82,9%, lo que representa un aumento de $117 en la factura final para sector el sector residencial, tal como indicó el directivo de la distribuidora que brinda el servicio al norte y al oeste del Gran Buenos Aires.

Ante un escenario similar al de Naturgy, Camuzzi definió inversiones a niveles mínimos, incrementó la deuda con los productores de hidrocarburosy afectó la cadena de pagos con proveedores como consecuencia del atraso tarifario.

Al respecto, Rodrigo Espinosa, gerente de Relaciones Institucionales de Camuzzi, destacó que la propuesta de adecuación de Camuzzi Gas Pampeana es del 79%, lo que representa un aumento de $104 en la factura final del usuario residencial. No obstante, de ser otorgado el ajuste, el incremento acumulado arrojaría una variación de 129%, todavía por debajo del Índice de Salarios que registro un salto del 192%.

En sintonía, el ejecutivo de las licenciatarias que distribuyen gas a más de 2 millones de usuarios aclaró que “el 77% de los clientes de Buenos Aires y el 100% de La Pampa abastecidos por Camuzzi Gas Pampeana están dentro del régimen de Zona Fría. Con lo cual, de aplicarse una adecuación del 79%, el usuario residencial estaría pagando $63 menos de lo que pagaba el año previo al ingreso del subsidio por bajas temperaturas”.  

“En el caso de Camuzzi Gas del Sur, la primera alternativa contempla una adecuación tarifaria del 119%. Con este esquema, un usuario de bajo consumo abonaría un aumento de $93”, concluyó Espinosa.

Inestabilidad

La Asociación de Distribuidores de Gas (ADIGAS) aportó datos relevantes en torno a las consecuencias de un sistema tarifario que en 30 años de licencias solo dio 8 años de estabilidad tarifaria para el sector de distribución que recibe el 24% del monto que pagan los usuarios en las facturas.  

“Los cambios en las reglas de juego y los congelamientos de tarifas, afectaron la normal gestión del servicio público. Las inversiones se redujeron y la expansión del servicio se vio limitada. Los más de 9 millones de usuarios de gas natural por redes de todo el país necesitan empresas distribuidoras que puedan seguir prestando el servicio público en condiciones de seguridad, confiabilidad y calidad, percibiendo la rentabilidad justa y razonable a la que tienen derecho y realizando las inversiones necesarias para el mantenimiento de la red y su adecuada expansión”, expresaron desde la Asociación.

“Con un incremento del 80% en el margen de distribución, los usuarios residenciales que reciben tarifa plena tendrían aumentos por debajo de la inflación anual (alrededor del 30%) que representan unos $20 por día de servicio. Los 4 millones de beneficiarios del Régimen de Zonas Frías, por su parte, verían en su factura una reducción de hasta el 35% (dependiendo del nivel de beneficio y de la zona geográfica)”, aseguraron desde ADIGAS.

El impacto de la inestabilidad en las inversiones es significativo: entre 1993 y 2001 se desembolsaron US$163 millones; entre 2002 y 2015 la cifra bajó a US$ 70 millones; se incrementó luego en US$ 213 millones, desde el 2015 al 2019; y volvió a caer en US$ 84 millones entre 2020 y 2021. En materia de rentabilidad, la falta de reglas claras suscitó valores negativos de -3% sobre el patrimonio empresarial y del 1% sobre los activos; en el período 1993/2021.

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Accenture e YPF Luz firmaron un contrato de abastecimiento de energía 100% renovable al edificio que tiene en el barrio de Parque Patricios (CABA) la empresa multinacional de consultoría y servicios tecnológicos a partir de noviembre de este año. El acuerdo tendrá una duración de cinco años e implica la provisión de energía eléctrica a partir de una fuente eólica producida en el Parque Eólico Los Teros, ubicado en la localidad de Azul, en la provincia de Buenos Aires.

El acuerdo alcanzará 2.475 MWh/año, equivalente al consumo de 800 hogares y resultará en una disminución de 5.210 toneladas de CO2 en 5 años, de acuerdo con datos suministrados por Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista.

“En Argentina, el abastecimiento de energía a partir de fuentes renovables recién está dando sus primeros pasos, con un 11,8% de la matriz eléctrica en lo que va de 2021, según Cammesa. En ese contexto, el hito de abastecernos con 100% de energía renovable reafirma la responsabilidad y compromiso de Accenture con el medioambiente y la comunidad, y se suma a todas las acciones que la compañía viene desarrollando relacionadas con el uso eficiente de la energía, como la iluminación 100% LED, el uso de paneles solares y termotanques solares, sensores de presencia y fotocélulas, láminas de control solar, entre otras”, comentó Sergio Kaufman, CEO de Accenture HSA.

Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, indicó: “desde el 2013, asumimos el compromiso de trabajar para el desarrollo energético del país, priorizando la generación de energía eficiente y sustentable.​ El acuerdo que realizamos con Accenture reafirma nuestro liderazgo como proveedores de energía renovable a las principales industrias y grandes usuarios de electricidad y nuestro compromiso para acompañarlos en sus estrategias de sostenibilidad”.

Accenture a nivel global prevé alcanzar cero emisiones netas para el año 2025 y en ese contexto este edificio será el primero de Latinoamérica en abastecerse con energía 100% sostenible.

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La Cámara de Comercio de Estados Unidos en la Argentina (AmCham Argentina), que nuclea a 640 empresas, se pronunció a favor de la actividad sísmica para la exploración de hidrocarburos offshore en el Mar Argentino que habilitó a fines de diciembre el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible mediante la resolución 436/2021. La entidad destacó que el offshore “es una oportunidad para el desarrollo y el crecimiento” del país.

En un comunicado, también señaló que “en base a las experiencias locales e internacionales y los hechos fácticos, nos permiten concluir que el riesgo es casi nulo en este tipo de exploraciones y los beneficios sociales y económicos para las sociedades vinculadas son probados”. Amcham indicó además que “nos vemos en la responsabilidad de aclarar algunos conceptos que confunden a la sociedad” sobre sus consecuencias.

Relevancia del offshore

La cámara subrayó, en base a datos publicados por la U.S. Energy Information Administration (2015), que el 30% de la producción mundial de petróleo viene de las operaciones offshore y que el 90% de los principales descubrimientos de hidrocarburos convencionales en las últimas décadas fueron en yacimientos costas adentro.

Además, añadió que “en América Latina, la Argentina ha sido uno de los países pioneros en emplear esta modalidad, contando con más de 50 años de experiencia en explorar su mar continental en búsqueda de hidrocarburos, y habiendo perforado hasta el momento 187 pozos en lecho marino, sin incidentes ambientales significativos”. En cuanto a las plataformas presentes actualmente en el Mar Argentino, principalmente en la cuenta austral, la entidad sostuvo que “alrededor del 18% del gas natural y el 2% del petróleo utilizado por toda la población proviene de la actividad offshore, con 37 pozos operativos que no han tenido incidentes ambientales en los últimos años”.

Operaciones previstas

Amcham resaltó que “las operaciones previstas estarán localizadas lejos de las costas y por ende no afectarán el paisaje. No se presentan elementos fácticos para pensar que ante el potencial riesgo de un siniestro puedan estos afectar a las localidades costeras”.

A modo de ejemplo, Amcham recordó las actividades offshore que se realizan hace décadas en México, Estados Unidos, Reino Unido y Brasil que “no han afectado en los más mínimo las actividades de turismo. En Río de Janeiro los pozos de Petrobras están frente a las costas y no por ello se encuentran afectadas las actividades pesqueras y/o turísticas. ¿Alguien podría decir que el turismo y la explotación petrolera offshore son incompatibles? En Noruega convive la actividad junto a la pesca ¿Podría alguien indicar que son polos opuestos? ¿Podremos pensar que la actividad turística o pesquera de Mar del Plata se verá afectada cuando la exploración se realizará a más de 300 km de distancia de la costa?”.

Impacto de la actividad

La Cámara de Comercio de Estados Unidos en la Argentina remarcó que cada año se realizan en el mundo cientos de campañas de prospección sísmica sin impactos relevantes. También señaló que “numerosos informes técnicos señalan que el impacto final de la exploración o de explotaciones en plataformas offshore es bajo o nulo, mediante la aplicación de las medidas y protocolos de seguridad adecuados y mecanismos de mitigación o planes de gestión ambiental requeridos; este resultado es comparable con la experiencia internacional cuando se realiza la actividad siguiendo las mejores prácticas de la industria”.

“No hay indicios ni hechos que nos demuestren científicamente que dichos estudios tienen efecto en la fauna marina del lugar. Para garantizar que ninguna ballena, tortuga o elefante marino pueda ser afectado, existen protocolos que evitan o mitigan impactos sobre ellos”, concluyó Amcham.

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Pese a la intención oficial de querer instalar que, por contar con producción local de hidrocarburos, la Argentina estará protegida de los efectos de la crisis energética global –que obliga a los países centrales a lidiar con precios récord del gas natural y la electricidad–, lo cierto es que el fortísimo encarecimiento del gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) podría tener en 2022 un impacto devastador en las escasas reservas en dólares que administra el Banco Central. 

Sucede que, en la práctica, un combo de factores exógenos que tomaron de improvisto al gobierno –la sequía histórica de la cuenca del Paraná, la peor desde 1944, y el aumento de los combustibles fósiles a nivel mundial–, amplificado por la decisión del cristinismo de no trasladar a las tarifas residenciales de gas y electricidad una cifra que medianamente refleje el costo de la energía, configuraron un deja vú y el país volverá a estar el año que viene en una situación de máxima vulnerabilidad y estrés cambiario por la cantidad de divisas que demandará el abastecimiento del sistema energético. Es una especie de remake devaluada de la génesis energética del cepo cambiario que en 2011 obligó al gobierno de Cristina Kirchner a establecer un paquete de controles para administrar el flujo de dólares a fin de pagar importaciones récord de combustibles. 

Se estima que el año que viene las importaciones de gas desde Bolivia, LNG y combustibles líquidos para el parque de generación eléctrica costarán más de u$s 5.500 millones. En tanto que los subsidios totales que recibirá el sector energético treparán, en un escenario cauto, hasta los
u$s 12.000 millones, el doble que en 2020, según coinciden especialistas relevados por TRAMA. 

Aunque la evidente carencia de una estrategia de contención frente a la expansión de las subvenciones al sector de energía –que ya representan un 11% de los gastos totales del Estado– se lee por estos días en clave fiscal, porque acentuarán el déficit de las cuentas públicas y son uno de los pistones de la emisión monetaria que alimenta la inflación, directivos de la industria y consultores privados advierten que uno de los desafíos del próximo invierno será realizar una eficiente gestión de las divisas para evitar que la escasez de dólares afecte el suministro de energía. 

Sucede que, entre mayo y agosto, el Banco Central deberá autorizar el pago de facturas de importación de LNG y combustibles líquidos por hasta
u$s 4.000 millones. Eso implicará destrabar en tiempo y forma pagos por unos u$s 300 millones semanales. Cualquier complejidad en la gestión táctica de ese flujo de dólares podrá poner en riesgo el suministro de energía. Un directivo de una empresa de trading de combustibles rememoró lo que pasó en agosto de 2014, cuando unos cinco cargamentos de LNG permanecieron durante casi una semana sin poder descargar en las terminales regasificadoras de Escobar y Bahía Blanca porque la empresa estatal Enarsa (hoy IEASA) no conseguía que el BCRA le liberara los fondos para abonar esos cargamentos. Los busques esperaron amarrados frente a las costas de Uruguay que el gobierno de Cristina Kirchner consiguiera las divisas para descargar esas embarcaciones. Parte de las millonarias penalidades por demora (demurrage) que acumuló Enarsa durante ese año se adeudan hasta hoy. 

Una cuenta que asusta

Durante los primeros 10 meses de 2021, los subsidios al sector de energía llegaron a los u$s 8.893 millones, según datos consolidados por la consultora Economía y Energía. Y cerrarán 2021 con un gasto total de u$s 10.700 millones. Es más del doble de lo que se erogó en 2019 (u$s 3.843 millones entre enero y octubre) y un 80% más que en 2020 (u$s 5.093 millones en el mismo período). 

La mayor parte de esa factura se la llevó Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM), que recibió transferencias del Tesoro por u$s 5.700 millones en los primeros 10 meses para poder cubrir la remuneración a las empresas generadoras de electricidad, debido a que las tarifas que pagan los usuarios residenciales ni siquiera cubren un 50% del costo real de producción, que este año se disparó por la mayor importación de combustibles líquidos para reemplazar la menor oferta hidroeléctrica como consecuencia de la sequía histórica del Paraná. 

La estatal IEASA (ex Enarsa) recibió u$s 2.050 millones en el mismo período para comprar los 55 cargamentos de LNG que se importaron este año. En 2022 probablemente sean algunos más, siempre y cuando el precio internacional del gas baje a partir de febrero, cuando está prevista la primera licitación de IEASA para adquirir el primer tender de barcos. La empresa estatal dejó pasar una buena oportunidad a principios de 2021, cuando varios traders le sugirieron que licite la importación de cargamentos de LNG por dos años consecutivos (2021 y 2022), a fin de aprovechar que los precios todavía estaban relativamente bajos por efecto de la pandemia. Al cierre de esta edición, los precios del gas marcaban un récord histórico al superar los u$s 50 por BTU, seis veces más que el precio promedio que pagó la Argentina por el LNG en 2021. 

Esperando una baja

La disparada del precio del gas a nivel global se explica por distintos motivos: el principal es el rebote de la economía mundial tras casi dos años de COVID-19,  tamizado por la mayor injerencia de la agenda de transición y cambio climático, que presiona en los países centrales por la sustitución del carbón por combustibles menos contaminantes como el gas natural. También inciden factores políticos como la tensión latente entre Rusia y los líderes de la Unión Europa, como Alemania y Francia, que muchas veces se deja en ver en el manejo ciclotímico de la infraestructura energética en el continente. La prueba más visible de esos cortocircuitos son las idas y vueltas para validar la aprobación del gasoducto Nord Stream 2, que conecta Europa con Rusia. Esa incertidumbre también incide en la furiosa avanzada del LNG. 

Los funcionarios del área energética que siguen el tema esperan una baja contraestacional del precio una vez que termine el invierno en el hemisferio norte. Se descuenta que el valor del LNG caerá a partir de marzo. La gran interrogante es cuánto. A raíz de la última suba registrada a fines de diciembre, el precio del LNG para julio de 2022 en los mercados de futuro se dispararó por encima de los u$s 30. Si ese escenario se termina materializando, el desafío será mayúsculo.  

Técnicos de la Secretaría de Energía proyectan el costo de las importaciones de LNG con al menos dos escenarios. Uno optimista, que contempla un precio promedio de los cargamentos de u$s 15, según el cual las importaciones de LNG podrían costar unos u$s 600 millones en el trimestre junio-agosto. Y otro más ácido, en el que el precio del LNG se ubique en torno a los u$s 22. En ese caso, el costo de las importaciones treparía hasta los u$s 900 millones mensuales. A eso habría que sumarle el costo del gas que llega desde Bolivia, que oscilaría en u$s 80 y 120 millones por mes, respectivamente. La performance gasífera del país del Altiplano es otra de las grandes interrogantes en el horizonte. Su producción viene declinando de manera sostenida desde 2014. Y en los últimos dos meses solo envió hacia la Argentina una media de 8 millones de m3/d de gas, muy por debajo de lo previsto en el contrato firmado entre ambos países, que estaba por ser actualizado al cierre de esta edición. Si la tendencia no cambia y Bolivia exporta cada vez menos gas hacia la Argentina, durante el próximo invierno habrá que consumir más líquidos (gasoil y fuel oil), que son mucho más caros, para garantizar el suministro interno. A mediano plazo, el reemplazo de Bolivia como fuente de suministro de gas para nuestro país parece ya inevitable. 

Gas o líquidos

Otra incógnita a despejar, en función de cómo evolucionen los precios internacionales, es qué convendrá importar, desde una ecuación marginal, para cubrir el pico de consumo del invierno: ¿LNG o gasoil? Si uno se guía por la foto de hoy (fines de diciembre), a la hora de planificar el abastecimiento del sistema energético en los meses de frío (tanto de gas como de electricidad) sería más económico comprar el mayor volumen posible de gasoil (el límite está dado por la infraestructura y la logística) para el parque termoeléctrico con el objetivo de desplazar la mayor cantidad de gas local o de Bolivia hacia el segmento residencial. El criterio, en ese escenario, sería comprar el mínimo posible de cargamentos de LNG. 

Si, en cambio, el precio del gas se desinfla por debajo de los u$s 20 y el precio del Brent sigue por arriba de los u$s 70, la ecuación cambiaría y sería más conveniente comprar LNG y menos gasoil. Al tanto de esa opción, que hoy se presenta lejana por los altos precios del gas en Europa y Asia, IEASA evalúa extender el plazo de estadía del barco regasificador de Bahía Blanca. Este año el buque Examplar estuvo amarrado en el muelle de Mega por tres meses, del 1 de junio al 30 de septiembre. Si el precio del LNG desciende abruptamente, ese plazo podría extenderse a cuatro o cinco meses. 

«Es una decisión que habrá que tomar, a más tardar, a fines de enero. Hay que trazar escenarios, asignar probabilidades y elegir un mix de combustibles importados. Es una decisión compleja porque en un contexto tan volátil el riesgo es grande, y más para un gobierno tan ralentizado, con un liderazgo pauperizado como este», analizó el gerente comercial de una petrolera. 

«En cualquier caso, no será fácil conseguir los dólares para bancar el ritmo de importación de energía del próximo invierno», agregó. 

Piso creciente

Lo que está claro es que los subsidios se incrementarán el año que viene. Las proyecciones más conservadores estiman que rondarán los u$s 12.000 millones, el doble que en 2020, cuando totalizaron unos u$s 6.000 millones. Las más negativas prevén que podrían superar los u$s 15.000 millones. Por ejemplo, Julián Rojo y Alejandro Eintoss, especialistas del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi, presentaron un informe en el que ponderan que, si no hay incrementos en las tarifas de gas y electricidad, las transferencias al sector energético podrían superar los u$s 15.000 millones. «En un panorama sin aumentos de tarifas, y sin acuerdo con el Fondo, los subsidios se dispararían a u$s 15.600 millones.
En este marco, el sector eléctrico demandaría casi u$s 9.000 millones; IEASA, u$s 3.100 millones, y el Plan GAS, por efecto de la inflación sobre el precio que paga la demanda, terminaría en u$s 2.600 millones», detallaron. 

Todo dependerá de la decisión que tome el gobierno. En un escenario más previsible, con un gobierno cohesionado en el plano interno y con mecanismos de ejercicio de poder más claros, sería más sencillo trazar un pronóstico. No hay mucho tiempo. Las tarifas de electricidad en el AMBA deberían aumentar el 1 de febrero (en el interior, cada provincia tiene potestad para fijar su propio esquema de subas). Las de gas natural deberían actualizarse un mes más tarde. Pero pese a la proximidad de las fechas, aún no hay ninguna certeza que permita divisar qué camino tomará el gobierno. Cualquier alternativa para contener la expansión de subsidios implica forzar los límites del ideario kirchnerista, que siempre se caracterizó por la dificultad a la hora de discutir qué hacer con las tarifas. Esta vez, el contexto tiene ribetes que complejizan aún más esa cuenta. La economista Marina Dal Poggeto, directora del estudio Eco Go,
lo pone en cifras. En su opinión, para evitar que los subsidios energéticos sigan en alza durante 2022, las tarifas tendrían que aumentar significativamente, por encima de la inflación, en la banda del 70%, al menos para algunos segmentos. Parece una consigna imposible de digerir para el Instituto Patria y el universo político que se referencia en la vicepresidenta Cristina Kirchner. 

Al margen de esa discusión, que se centra en lo fiscal, la cuestión más apremiante se ubica en el plano cambiario y está vinculada a saber cuánto costarán efectivamente las importaciones de gas natural durante el año que viene a raíz de la disparada del precio del LNG. Un importe cercano a los u$s 20 por millón de BTU pondrá a prueba a la conducción del BCRA, que encabeza Miguel Pesce, en la necesidad de mitigar el riesgo sistémico que podría representar para la economía argentina la abrupta salida de divisas por la factura energética durante el próximo invierno. ×    

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Por Javier Rodríguez Galli* 

En el Energy Day convocado por Econojournal en noviembre, tuvimos la oportunidad de delinear, junto con un grupo de ejecutivos del sector de los hidrocarburos en Argentina, los principales desafíos que plantea la transición energética para este sector. 

No fue difícil coincidir en que, a nivel global, debemos accionar rápidamente sobre los vectores que han producido el calentamiento global para mitigar el impacto de las emisiones de carbono a la atmósfera y poder razonablemente cumplir con los objetivos del Acuerdo de París para 2050.

También estuvimos de acuerdo en que, siendo que a nivel global el mayor peso de las emisiones recae en el sector energético (75%), el principal desafío que tenemos por delante se vincula con lo que comúnmente llamamos «transición energética», es decir, el gradual reemplazo de los combustibles fósiles por energías limpias en un plazo compatible con los objetivos del Acuerdo de París de 2050.  

En este sentido, identificamos tres dimensiones para abordar la «transición energética» desde la industria de los hidrocarburos: (i) un desafío global, (ii) un desafío país y (iii) un desafío a nivel empresas y consumidores.

En la primera (que llamamos la “dimensión global”), debatimos si hay “una” o “varias” transiciones, producto de las asimetrías en las emisiones entre los países desarrollados (Estados Unidos, UE, Japón, Corea) y los países en desarrollo (China, India, Brasil), como quedó claramente expuesto una vez más en la reciente COP26 de Glasgow.

Aquí, la discusión que planteamos tiene que ver con quién debería asumir los costos de la transición: (i) los Estados a través de subsidios,
(ii) las empresas a través de un «carbon tax global» o (iii) los consumidores en forma directa o indirecta a través del aumento de los precios de la energía.

En el desafío a nivel país, coincidimos una vez más en que Argentina cuenta con los recursos para enfrentar la transición energética, ya que, si bien nuestro país tiene una matriz energética dominada por los hidrocarburos fósiles, la casi nula participación del carbón en esa matriz y la posibilidad creciente y comprobada de producir petróleo y sobre todo gas natural de fuentes no convencionales nos posicionan (nos darían la llave) para administrar nuestra «propia» transición energética.

Si a esto le sumamos la gran disponibilidad de recursos renovables, como la energía eólica y la solar, con abundantes y calificados recursos (donde ya dimos el primer paso –con nuestras idas y venidas producto de la macro, pero primer paso al fin–), tenemos la posibilidad de un reemplazo gradual de combustibles fósiles y una diversificación cada vez más marcada de nuestra matriz energética (complementada por nuestros grandes desarrollos hidráulicos y nuestro siempre modesto aunque sostenido desarrollo nuclear). Incluso el reciente interés de inversores internacionales para desarrollar un polo de hidrógeno verde en nuestro país va en línea con la necesidad de avanzar con una matriz ampliamente diversificada.

En particular, coincidimos en que el desarrollo de Vaca Muerta puede ser la llave para sostener esa «transición energética» desde una natural evolución hacia combustibles más limpios y con menos huella de carbono pero, además, mediante la generación de saldos exportables que contribuyan a la «transición energética» regional, como podría ser el caso de la exportación de LNG desde plantas de licuefacción en Argentina.

Por supuesto que, hasta alcanzar su potencial, el desarrollo de Vaca Muerta requerirá cuantiosas inversiones en infraestructura, sobre todo en materia de gas natural (tanto gasoductos troncales como plantas de LNG), pero también la creciente electrificación de nuestra matriz energética necesitará mayor desarrollo de infraestructura de transmisión y distribución eléctrica.

Esto está planteado, de alguna forma, en el reciente informe preparado por la Secretaría de Energía junto con el Ministerio de Ambiente, que resume los Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030. Es un documento que plantea algunos escenarios al 2030 con mayor participación de los renovables en la matriz energética y muestra qué resultados se podrían alcanzar para cumplir con los compromisos del país bajo el Acuerdo de París. 

El desafío a nivel empresas, sean estas globales, regionales o aun nacionales, es mayúsculo e incluye aspectos relevantes: (i) tecnológicos, (ii) financieros y (iii) de gobernanza corporativa. 

Desde lo tecnológico, las empresas de hidrocarburos deberán dedicar cada vez más esfuerzos para producir un barril de petróleo equivalente (BOE) con menor huella de carbono (medido por tonelada de CO2 por BOE producido) de manera de poder atraer el capital necesario para financiar esas nuevas inversiones. 

Desde lo financiero, probablemente no les alcance con un barril más bajo en emisiones sino que, además, deberán buscar alternativas para volverse «net zero» desde las perspectivas de sus inversores y accionistas. Seguramente, el camino sea a través de inversiones diversificadas en un portafolio más verde que les permita contrarrestar sus emisiones de carbono producto de la extracción de combustibles fósiles o la utilización de nuevas tecnologías de captura de carbono. 

Finalmente, desde la gobernanza corporativa, las empresas de hidrocarburos deberán estar muy atentas a las demandas de sus inversores, accionistas, clientes y consumidores para cumplir con una agenda de políticas activas en materia de Environmental, Social and Governance, cada vez más exigente en términos de transparencia, tanto en el proceso de toma de decisiones como en la implementación de dichas políticas. También deberán sujetarse a métricas comprobables y cumplirlas en los plazos previstos, en línea con los requisitos de transparencia y efectividad que mencionamos, y serán evaluadas cada vez más rigurosamente en relación con el disclosure de sus objetivos de «net zero», con la consiguiente mayor exposición y responsabilidad corporativa de sus directores y ejecutivos. Por esta razón, la administración de riesgos relacionados con la transición energética se volverá cada vez más relevante en la matriz de riesgos de las compañías de energía, y por último las empresas de hidrocarburos serán fuertemente interpeladas en el manejo de crisis derivadas de desastres ecológicos o con alto impacto ambiental, debiendo asegurar respuestas inmediatas, efectivas y conducentes.

En este sentido, también estamos asistiendo a una creciente litigiosidad en asambleas de accionistas y acciones de clase a nivel mundial y el mayor involucramiento de tribunales locales e internacionales, como el caso del Tribunal de la Haya en relación con el caso Shell.

Finalmente, y a modo de cierre, nos preguntamos qué vendrá primero, si el mercado o la regulación. Frente a esta incertidumbre, desde el lado de la regulación vemos las enormes dificultades de coordinación entre regulaciones locales y supranacionales que atiendan a «una» o a «varias» transiciones. Pero, desde el lado del mercado, tampoco queda claro si este impondrá sus reglas en forma aleatoria y anárquica, y si, además, contará con la ayuda de tribunales y jueces cada vez más influidos y sensibilizados por la temática del cambio climático. 

En cualquier caso, lo que ninguno de los actores del sector ponemos en duda es que la dinámica de la «transición energética» ya está instalada en el sector y requerirá todos nuestros esfuerzos para atenderla en forma razonablemente ordenada y contribuir desde el sector a cumplir con los ambiciosos objetivos del Acuerdo de París para 2050. ×

(*) Socio de Bruchou, Fernández Madero & Lombardi, a cargo de la práctica de «Petróleo y Gas» con más de 25 años de experiencia en el sector de hidrocarburos. Actualmente, también actúa como coordinador de la plataforma de servicios legales «Acción Climática y Negocios Sustentables», recientemente lanzada para atender las necesidades de la transición energética y el cambio climático de las diversas empresas e inversores que componen su cartera de clientes.

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«Solo cree, y no podrás equivocarte.

En la luz encontrarás el camino.

Encontrarás el camino». («En la Luz», Led Zeppelin, 1975)

Míster Cloro. Es el apodo con el que se identificó, durante años, a una persona: José Luis Lingeri, secretario general del Sindicato Gran Buenos Aires de Trabajadores de Obras Sanitarias (Sbatros) y director de Agua y Saneamientos Argentinos (AySA) desde marzo de 2006, cuando Néstor Kirchner le expropió Aguas Argentinas al grupo francés Suez. Eso fue así hasta hace un año. El 28 de diciembre de 2020, día de los Santos Inocentes, hubo un nuevo merecedor del mote: Mauricio Daniel Filiberti. Un personaje que solo se conocía en el Círculo Rojo y que, ese día, salió de la sombría intersección de los negocios y la política –penumbra que es su zona de confort, confiesan en su entorno– para quedar bajo el reflector que encendió la compra de Edenor, la mayor distribuidora de energía eléctrica del país.

Filiberti integró el consorcio que, junto con Daniel Vila y José Luis Manzano, conformó Energía del Cono Sur (Edelcos), la nueva sociedad que pactó pagarle u$s 100 millones a Pampa Energía por el control de la empresa concesionaria de la zona norte de la Ciudad de Buenos y el GBA, cuya cartera de clientes suma 2,5 millones, que equivalen a 9 millones de usuarios.

De 72 años –nació el 6 de enero de 1949–, Filiberti no se siente cómodo con el alto perfil al que lo expuso esa operación. Una semblanza suya, publicada en el diario La Nación, reseña que lleva más de cuatro décadas como empresario. La mayoría de ese tiempo, navegando con pericia por las turbulentas aguas en las que los negocios confluyen con el submundo de la política. Empezó como importador de vehículos de lujo. Sin embargo, fue en la industria química donde pisó el acelerador a fondo.

Filiberti, quien no finalizó sus estudios de Ingeniería en la Universidad de Buenos Aires, conoció al dueño de la empresa que producía cloro en el Uruguay y empezó a importar sus excedentes a la Argentina. Eso fue a fines de los 80. Con el tiempo se desvinculó del socio con el que inició el negocio y lo diversificó hacia segmentos más rentables que la potabilización de agua, como la provisión de ese químico para la elaboración de otros productos. En volumen, el 80% del negocio de Transclor, hoy, es fabricar insumos para glifosato y otros agroquímicos. También, produce todas las lavandinas que se venden en el país (25.000 toneladas al mes) y tiene elevados shares –entre 40% y 75%– en la manufactura de productos petroquímicos y farmacéuticos, consignó ese perfil de La Nación. La producción de Transclor también se aplica en la elaboración de PVC, plásticos y hasta colchones.

Pero es el abastecimiento de cloro para potabilización de agua lo que le dio a Filiberti la reputación de contratista estatal que lo precede. En términos de volumen, no es su negocio más importante. Transclor factura $ 12.000 millones al año; Aysa es una factura de u$s 8 millones ($ 800 millones, al cambio oficial). La planta de policloruro de aluminio sólido de Transclor en Pilar, que demandó una inversión de u$s 300 millones, tiene capacidad para 400 toneladas diarias; las empresas de agua demandan no más de 1.400 toneladas por mes.

No obstante, la estatura de esta relación gana dimensión cuando se la observa desde el otro lado de la mesa. Transclor es el proveedor casi exclusivo de elementos de potabilización de AySA. En enero de 2021, pocos días después del anuncio de la compra de Edenor, la Coalición Cívica (CC) presentó un pedido de informes para esclarecer ese vínculo. El informe, de 18 páginas, se titula «Crónica de un proveedor anunciado: la estrecha relación entre José Luis Lingeri, Mauricio Filiberti y AySA» y apunta al nexo, desde 2007, entre el empresario y el dirigente sindical.

«En uno de los párrafos del documento, se pone el foco sobre los antecedentes de Transclor SA y se subraya que dicha empresa, ‘desde el momento de su constitución como sociedad’, se convirtió en ‘proveedor de insumos materiales a las empresas que prestaban el servicio público de potabilización de agua’, en alusión a Aguas Argentinas y luego AySA», informó un cable de la agencia oficial Télam, cuando la fuerza que lidera Elisa Carrió anunció su presentación.

«A partir del año 2007 –continúa el informe–, Transclor SA inició una relación comercial con el Sgbatos, cuando comenzó a operar la planta de sulfato de aluminio con la que contaba la planta potabilizadora General Manuel Belgrano, ubicada en Bernal», continuó el despacho. 

«Esta planta ya la regenteaba Sgbatos desde el año 1998, cuando Aguas Argentina se la entregó en comodato a través de la empresa 15 de mayo SA, cuyo paquete accionario mayoritario pertenecía al mencionado sindicato», añadió Télam, siempre en citas al informe de la CC.

El documento también precisó que Transclor empezó a suministrarle cloro líquido a AySA y, a partir de 2009, ploricloruro de aluminio –PAC, en la jerga técnica–, para así «poner en marcha y operar la planta productora de PAC, ubicada en la planta General Manuel Belgrano».

«Transclor ha sido seleccionada algunas veces por licitación pero, principalmente, por medio de convenios y de acuerdos-marco, siendo el proveedor exclusivo en la actualidad de PAC. En estos casos, se eligió siempre a Transclor», subrayó la presentación. «Hay un hecho que llama mucho la atención: durante muchos años, Transclor SA, utilizando una planta de propiedad de AySA, ha tenido la potestad de comercializar el excedente de sulfato de aluminio y de PAC a privados», agregó.

Diputados del oficialismo recordaron que el convenio de AySA con Transclor se renovó en noviembre de 2019, un mes antes de que Mauricio Macri dejara la Casa Rosada.

Bajo el foco

Attila. Es el otro nombre por el que Filiberti se hizo famoso. No es un apodo, sino cómo bautizó a su yate, embarcación de u$s 30 millones y bandera de las Islas Caimán con la que suele navegar por el Mediterráneo. De 64 metros de largo y cinco cubiertas, en los últimos tiempos se hizo famosa por sus célebres visitantes. En 2021 la conductora Juana Viale pasó unos días en él, junto a su hija, Ámbar. Pero la nave ya se había hecho conocida por haber albergado a Mauricio Macri y su mujer, Juliana Awada, quienes lo abordaron por invitación del exmarido de «La Hechicera», el belga Bruno Barbier, amigo íntimo de Filiberti.

Fue en agosto de 2020, cuando Macri viajó a Europa para asumir la Fundación FIFA y pasó por Saint-Tropez. «Yo soy amigo de Massa», le aclaró el anfitrión, según contó la revista Noticias. Aunque él aclara que la relación es solo social, no es su única conexión con el expresidente. Filiberti es socio de Nicolás Caputo, alter ego de Macri, en la compra de aviones privados. Adquirieron tres. Los explotan a través de la empresa de taxis aéreos Patagonia Jet. Se la compraron a los herederos de Luis Nofal, uno de cuyos hijos, Esteban, se quedó este año con SES, empresa contratista de obra pública –en especial, con el gobierno porteño– que le pertenecía a la constructora Caputo. El presidente de Patagonia Jet es Filiberti. También tiene una silla en el directorio el tercer socio en la compra de aviones: Alejandro Macfarlane, dueño del grupo gasífero Cammuzzi en el país y exCEO de Edenor, la empresa en cuyo control participa Míster Cloro. El mundo es un pañuelo.

No solo los aviones lo llevaron a las cercanías del poder. También los autos de lujo, su primer –e inolvidable– amor comercial. Dueño de un Porsche 911 Carrera 4S, uno de sus anteriores fierros le deparó más de un dolor de cabeza. Cuenta la leyenda que un verano, en Punta del Este, se le acercó un desconocido joven, que lo vio estacionado y le preguntó si lo vendía. «No. Pero si traés u$s 380.000…», dicen que respondió. Al día siguiente, el interesado apareció con tres fajos de u$s 100.000 y uno de u$s 80.000. El auto era una Ferrari California negra y el comprador, Leonardo Fariña, quien poco después ganaría fama por su ostentoso matrimonio con la vedette Karina Jelinek y, luego, su condición de valijero arrepentido de la Ruta del Dinero K. A Filiberti, Fariña no le dio ficción sino problemas: debió explicar la transferencia en el juzgado del juez Sebastián Casanello, quien lleva la causa por el desvío de fondos de la obra pública. Disgusto que lo forzó a asomar la cabeza de su adorado bajo perfil.

Ya en el tramo final de su travesía, Filiberti tiene cinco hijos de dos matrimonios. La más chica, con Camila Pitana, exmodelo misionera de 30 años con la que lleva una década de relación. En su entorno, cuentan que es para sus herederos que buscó diversificar su cartera de inversiones. Se tentó con el negocio de parques eólicos, atractivo mientras tuvo el viento a favor de las licitaciones RenovAr durante el gobierno de Macri. También se interesó por Gas Natural Ban, la distribuidora de gas del grupo español Naturgy. Activos por los que también pujó uno de sus actuales socios: José Luis Manzano.

«Estábamos mirando una distribuidora de gas y creíamos que estábamos yendo muy bien. Pero el vendedor se nos desaparecía», le contó «El Renacido» a Jorge Fontevecchia, director de Perfil, durante una entrevista.

«Y resulta que el competidor era Filiberti», retomó. «Cuando apareció esto de Edenor, le dije a Daniel: ‘Vamos a buscarlo’, porque nos va a competir. Lo conocía socialmente, nos llevábamos bien. Lo buscamos para evitar un competidor. Y la verdad es que hemos desarrollado una muy buena relación», completó.

El pacto se selló con u$s 20 millones cada uno para el pago inicial de u$s 60 millones por la compra de Edenor a Marcelo Mindlin, otro contacto en común en las agendas de sus celulares. Filiberti veía la distribuidora como una expansión casi natural para su negocio: Transclor es uno de los mayores clientes industriales de la eléctrica del norte. Aunque, aseguran, es una inversión a futuro. En especial, a una recomposición tarifaria que, tarde o temprano, llegará. ×

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La agenda de la transición energética deberá avanzar con una velocidad y un alcance mucho mayores, si es que las principales economías del planeta quieren realmente cumplir con sus ambiciosos compromisos de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. Este es el balance general que surge de la 26ª Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático, celebrada en Glasgow. La conferencia no sirvió como plataforma de anuncio de compromisos globales más agresivos para limitar el calentamiento global. De todas formas, potencias como Estados Unidos, China, los países de la Unión Europea, Rusia y Japón han colocado la agenda en un lugar central al incrementar sus objetivos climáticos y desplegar planes para descarbonizar sus economías.

La cumbre climática organizada por el Reino Unido estuvo marcada desde su inicio por el vertiginoso aumento de los precios internacionales de la energía y sus consecuencias sobre la actividad económica y los consumidores. En un editorial, la revista británica The Economist sintetizó bien el problema. «El pánico es un recordatorio de que la vida moderna necesita abundante energía: sin ella, las facturas se vuelven inasequibles, las casas se congelan y los negocios se estancan», alertaba la revista. Dado el contexto, las delegaciones reunidas en Glasgow prefirieron evitar grandes pronunciamientos en el documento final, dejando de lado, por ejemplo, una declaración para la eliminación gradual del uso del carbón.

No obstante, las grandes potencias y economías del planeta anunciaron recientemente compromisos más ambiciosos en materia de recorte de las emisiones de gases de efecto invernadero y, en algunos casos, dieron a conocer planes y medidas concretas para cumplir con dichas metas. Las claves principales pasan por acelerar la eliminación de las emisiones en el sector eléctrico mediante un despliegue mayor de las energías renovables y el establecimiento de políticas de incentivo al desarrollo de la movilidad libre de emisiones.

Estados Unidos

La agenda del cambio climático volvió a tener relevancia en Estados Unidos con el arribo de Joe Biden a la Casa Blanca. El gobierno anunció el regreso de EE.UU. al Acuerdo de París y colocó a la transición energética en el centro de la agenda de reactivación económica. 

Biden anunció un compromiso para recortar las emisiones entre un 50% y 52% por debajo de los niveles de 2005 para 2030, con un ambicioso objetivo de eliminación total de las emisiones en el sector eléctrico para 2035. Es un compromiso que demandará inversiones masivas para la expansión de la energía solar y eólica, el desarrollo y despliegue de tecnologías para almacenar energía, y la expansión y mejora de las redes de transmisión eléctrica.

En esa dirección, el gobierno impulsa, a través de los proyectos de Presupuesto y de Infraestructura bipartidaria, incentivos federales para la incorporación de más fuentes renovables en la matriz eléctrica e inversiones por u$s 65.000 millones para la mejora de las redes de transmisión, respectivamente. Entre otras medidas, figura el sostenimiento del parque nuclear estadounidense (responsable del 20% de la electricidad en EE.UU.) mediante subsidios federales para las centrales que generan pérdidas económicas, y se destinarán u$s 21.500 millones al financiamiento de hubs de desarrollo y demostración de tecnologías en energías limpias. Habrá u$s 8.000 millones para hidrógeno limpio, u$s 10.000 millones para captura de carbono y u$s 2.500 millones para energía nuclear de avanzada.

En materia de movilidad sin emisiones, la administración Biden apuesta a que la mitad de los vehículos vendidos en Estados Unidos sean eléctricos para 2030. Con el fin de lograrlo, fueron incluidas inversiones por u$s 7.500 millones para construir una red federal de 500.000 estaciones de carga eléctrica y u$s 6.000 millones destinados al desarrollo de la cadena de proveedores para coches eléctricos. Automotrices como Ford, GM y Stallantis se comprometieron a que al menos el 40% de sus ventas de vehículos serán eléctricos para 2030.

China

En la Asamblea General de las Naciones Unidas en septiembre de 2020, el presidente Xi Jinping anunció que China «tiene como objetivo lograr un pico de emisiones de CO2 antes de 2030 y la neutralidad de carbono antes de 2060». También dijo que la capacidad instalada total de energías eólica y solar llegará a los 1.200 Gw. En materia de energía nuclear, la potencia instalada podría pasar de 49 Gw en la actualidad a 200 Gw en 2035, según el objetivo trazado a principios de año por la empresa estatal China General Nuclear Power Group.

El desafío central pasará por reducir y eliminar el uso del carbón. China representó el 57% del consumo mundial de carbón en 2020. Las usinas que lo utilizan como combustible generan por año más del 60% de la electricidad. También es un insumo fuertemente demandado por las industrias. Xi Jinping dijo que espera que el crecimiento en el uso del carbón alcance su límite hacia 2025 para luego comenzar a declinar hasta su eliminación décadas más tarde.

Por otro lado, China ya lidera el mercado de la movilidad eléctrica y es el principal fabricante de vehículos eléctricos. Concentró en 2020 más del 40% de las ventas de coches eléctricos en todo el mundo, con 1,3 millones de unidades. Su fortaleza reside en la manufactura de baterías y el dominio de las cadenas globales de provisión de metales críticos. CATL, el fabricante chino de baterías, es un ejemplo de esta fortaleza: controla alrededor del 30% del mercado mundial de baterías para vehículos eléctricos. El Plan industrial automotriz 2021-2035 de China establece que el 20% de las ventas de vehículos deben ser de cero emisiones para 2025.

Unión Europea

El Parlamento de la Unión Europea aprobó en junio la Ley Climática Europea, que hace legalmente vinculantes los objetivos de reducción de las emisiones de gas de efecto invernadero. La ley establece que se debe alcanzar la neutralidad de carbono en la Unión Europea en 2050 e introduce como objetivo intermedio recortar las emisiones en al menos un 55% para 2030. 

Para lograr estas metas, la Comisión Europea aprobó un paquete de medidas denominado «Fit for 55». Entre las medidas figura una Directiva de Energías Renovables más ambiciosa: el 40% de la energía en la Unión Europea deberá provenir de fuentes renovables para 2030. Actualmente, algo más del 40% de la electricidad proviene de fuentes fósiles como carbón y gas natural.

En materia vehicular, la Comisión Europea propuso que para 2030 los fabricantes de vehículos en la Unión Europea reduzcan en un 55% las emisiones de sus vehículos y por completo para 2035. Se necesitará un aumento significativo en la adopción de vehículos eléctricos para lograr estos objetivos. Europa es el segundo fabricante de coches eléctricos del planeta, luego de China.

Alemania

Las elecciones federales en Alemania arrojaron como resultado la conformación de una nueva coalición de gobierno entre el partido de los Social Demócratas (SPD), el Partido Verde (Alianza 90/Verdes) y el Partido Liberal (FDP). La nueva coalición llegó a un entendimiento sobre las líneas centrales a seguir en materia de transición energética. En el sector eléctrico plantean como objetivo ideal adelantar el cierre de las usinas a carbón a 2030 en lugar de 2038 y elevar la participación de las energías renovables al 80% de la electricidad generada. Se plantean grandes expansiones en la capacidad instalada de energía eólica offshore, con 30 Gw operativos para 2030
(7,8 Gw operativos en 2020). También en energía solar fotovoltaica, con 200 Gw operativos para 2030 (54 Gw registrados en 2020).

Francia

El desarrollo de las energías renovables y el redimensionamiento del parque nuclear son las principales herramientas con las que Francia buscará cumplir con los objetivos europeos. Francia busca llevar la participación de las energías renovables al 33% del consumo total de energía y al 40% de la producción de electricidad para 2030. La participación de la energía nuclear se reduciría del 70% al 50% en el largo plazo, aunque no está claro qué ocurrirá. El presidente Emmanuel Macron anunció en noviembre que el país relanzará la construcción de centrales nucleares e invertirá en el desarrollo de reactores modulares pequeños. Quedan pendientes definiciones sobre qué pasará con las centrales existentes, la gran mayoría construidas en las décadas de 1970 y 1980, y que necesitan inversiones para extender su vida operativa.

Japón

El gobierno japonés aprobó en octubre el Sexto Plan Estratégico de Energía para transitar hacia la neutralidad de carbono a fines de 2050. El plan elaborado por el Comité Asesor de Recursos Naturales y Energía apunta a recortar las emisiones en un 46% para 2030, principalmente en el sector de energía. Para lograrlo se plantea incrementar la participación de las fuentes renovables del 18% actual a un 36-38% del total. Otra parte importante del plan es la reactivación de las centrales nucleares, detenidas luego del tsunami y el posterior accidente en la central de Fukushima. Se espera que la energía nuclear vuelva a aportar entre un 20% y 22% de la generación eléctrica para 2030. La participación del GNL caerá del 37% al 20%, y la del carbón, del 32% al 19%.

Rusia

Rusia alcanzará la neutralidad de carbono antes de 2060, según anunció en 2021 el presidente Vladimir Putin. La Estrategia 2050 Bajo en Carbono aprobada por el gobierno en octubre presenta un escenario ambicioso en el que Rusia recortará las emisiones totales en un 79% para 2050. Según la estrategia, Rusia aumentará la generación de energía a partir de usinas a gas, centrales nucleares e hidroeléctricas y parques de energías renovables, además de implementar tecnologías para reducir la huella de carbono en las usinas a carbón. El país no anunció metas en generación con energías renovables pero sí de energía nuclear. La participación de la energía nuclear en la matriz eléctrica rondará el 25-30% para 2030 y el 45-50% para 2050. ×

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La fuerte suba de los precios de la energía se mostró este año en sintonía con la reactivación de la economía, reflejando el desajuste entre la demanda y la producción de hidrocarburos durante la pandemia. No obstante, atribuirle a la crisis sanitaria lo que está ocurriendo con los precios sería un error.
El coronavirus exacerbó tendencias preexistentes, bien conocidas en la industria petrolera: recorte global en el capex en Oil & Gas luego
del derrumbe de los precios internacionales en 2014, políticas de transición energética que limitan o impiden el desarrollo de nuevos recursos y presiones crecientes de los inversores para que las petroleras repartan ganancias y redefinan su modelo de negocios, alejándose de los hidrocarburos. La coyuntura de altos precios de la energía invita a pensar en la ventana de oportunidad que Argentina tiene para transformar a Vaca Muerta en un polo de producción y exportación de referencia mundial. Para analizar esa oportunidad que se abre, TRAMA convocó a Daniel Gerold, presidente de G&G Energy Consultants; Luciano Caratori, consultor y exsubsecretario de Planeamiento Energético; y Carlos Gilardone, presidente de la consultora Field Development Consultants, para analizar esa oportunidad que se abre, ver cuánto tiempo podría estar disponible y, sobre todo, qué tendría que hacer Argentina para aprovecharla.

Ventana de oportunidad

La suba en los precios de la energía evidencia un claro desequilibrio entre la oferta y la demanda de gas y petróleo. La ventana de oportunidad está fuertemente influenciada
por ese desequilibrio, pero la dificultad radica en identificar los elementos estructurales que explican por qué faltarán hidrocarburos y cómo interpretarlos.

La desinversión en producción de hidrocarburos por parte de algunas de las grandes petroleras de Europa y Estados Unidos es un elemento central muy presente en la discusión. Daniel Gerold, presidente de G&G Energy Consultants, considera que los mayores productores de petróleo están invirtiendo menos a pedido de sus accionistas y las entidades que financiaban la actividad petrolera se están reduciendo. «Hay un entorno de época que considera que invertir en petróleo y gas es negativo. Eso va a reducir la oferta y no creo que la demanda pueda ser reemplazada por otra fuente de energía en el corto plazo», señala Gerold.

El desfasaje refleja una mayor cautela del sector financiero a invertir en hidrocarburos en un contexto de gran incertidumbre. Así lo entiende Luciano Caratori, consultor y exsubsecretario de Planeamiento Energético. «Estamos ante una época de muchísima incertidumbre, en la que todavía no se definió exactamente si superamos la crisis del coronavirus. A su vez, tenemos la cuestión de que pareciera que el ritmo de la transición en la oferta energética se descalzó del ritmo de la demanda. Eso fue lo que hizo que falten combustibles y disparó los precios», advierte Caratori.

Carlos Gilardone, presidente de la consultora Field Development Consultants (FDC), enfatiza que la fuerte disminución reciente en la inversión petrolera fundamenta la ventana de oportunidad. «Durante dos años, las principales compañías privadas y estatales recortaron su presupuesto de perforación en 4 trillones de dólares y ese petróleo hoy no está. Por la pandemia y el precio del petróleo no se perforó. Cuando no se perfora se puede mantener la producción durante un tiempo, pero luego empieza a declinar», dice Gilardone.

La subinversión está reforzando la perspectiva de una oferta futura de crudo inferior a la demanda y, por lo tanto, de precios altos. Gerold entiende que incluso pueden ser mayores. «El petróleo no esta tan alto, u$s 80 para el Brent es muy inferior a los u$s 147 de 2008 o los años que estuvo arriba de u$s 100. Existe esta sensación de que son precios muy altos, yo no concuerdo. Creo que vamos a ver precios incluso un poco más altos», analiza el presidente de G&G.

Para Gilardone, la brecha entre la oferta y la demanda no podrá ser cubierta por la producción de Estados Unidos y de los países de la OPEP al menos en el corto plazo, por lo que ve un entorno de precios medios, de entre u$s 70
y u$s 80. Pero advierte que la pandemia aún no terminó y puede generar disrupciones. «Con el temor a una nueva cepa, el barril Brent cayó. Eso puede afectar la ventana, pero en lo estructural se da una situación de mayor demanda y menor producción», matiza.

Caratori también ve una ventana de oportunidad para exportar hidrocarburos, pero señala que las decisiones de largo plazo no deben estar guiadas por la coyuntura de precios. «Las decisiones de largo plazo se tienen que tomar con un horizonte de largo plazo y con el sector privado asumiendo los riesgos aceptables sobre la base de la mejor información que tiene disponible. Esa mejor información está vinculada hoy con que pareciera que la transición energética se viene en serio, que eventualmente la demanda de petróleo va a comenzar a retirarse de una forma un poco más pronunciada», advierte.

Pero la transición energética también perfila una nueva oportunidad para el gas natural a través de la producción de hidrógeno, un mercado que promete crecer mucho en las próximas décadas. 

Caratori ve potencial para la exportación
de productos en base a hidrógeno azul, como combustibles sintéticos, amoníaco o acero bajo en emisiones, entre otros. Entiende que algunos de los principales mercados demandarán hidrógeno que sea netamente nulo o lo más bajo posible en términos de emisiones. «Los clientes van a querer un hidrógeno o derivado del hidrógeno que sea nulo o bajo en emisiones y que sea lo más barato posible, y estarán dispuestos a pagar un diferencial si es verde.
En ese sentido, el hidrógeno azul cumple con esos tres atributos: es hidrógeno, con captura de carbono y es más barato», explica el exsubsecretario.

Vaca Muerta, preparada para competir

A la hora de conectar el panorama internacional con la realidad nacional, los especialistas coinciden en un punto: el modelo factoría en Vaca Muerta maduró lo suficiente como para aprovechar la ventana de oportunidad que se presenta en el mundo.

Vaca Muerta registró récords de producción en 2021. La clave que explica la fortaleza actual de la formación no convencional en la provincia
de Neuquén reside en las ganancias de productividad alcanzadas por las empresas.
«El crecimiento de la producción de la Cuenca Neuquina impulsada por Vaca Muerta es bastante estructural y es derivado principalmente de las ganancias de productividad, tanto de shale gas como de shale oil que han logrado las empresas operadoras, los contratistas y los profesionales argentinos. Eso es estructural y creo que es muy positivo», destaca Gerold.

La incertidumbre por el devenir de la pandemia complica la proyección de la demanda y los precios del crudo, pero eso no implicaría una desventaja para la producción de shale oil.
«La buena noticia es que, en términos de oferta, el shale reacciona muy rápido. Eso les da la flexibilidad a las compañías para tener un pozo ya en producción en poco tiempo», dice Caratori.

Gilardone destaca que los recursos argentinos en gas y petróleo son bastos y que la ventana
de oportunidad es amplia para desarrollarlos, sobre todo en gas. «Consumimos 500.000 barriles por día, hoy estamos en 600.000 de producción y podemos llegar al millón tranquilamente», se entusiasma el ingeniero.

En el orden de prioridades, Gilardone considera que es necesario impulsar fuertemente la producción y exportación de petróleo. «¿El país necesita de divisas? Entonces transformémonos en un neto exportador de crudo», dice. Para lograrlo será necesario reforzar la infraestructura de transporte y de servicios petroleros. «Tenemos que ver si el sistema de Odelval es capaz de transportar más petróleo a Bahía Blanca, o si tenemos que volver a habilitar los oleoductos trasandinos con Chile», señala.

El panorama para exportar gas tiene una complejidad mayor. Es necesario proyectar nueva infraestructura de transporte y desarrollar los mercados de exportación. «Hay que darle importancia primaria al petróleo, y mientras tanto tomar compromisos serios con los países vecinos a quienes podemos abastecer de gas, tanto Brasil como Chile. El gas de Bolivia se acabó. Demos vuelta los gasoductos y exportemos gas a los vecinos», analiza Gilardone.

Los especialistas también rescatan el potencial que todavía tiene la producción de crudo convencional en otras cuencas del país. Caratori dice que «el mundo sigue teniendo un apetito por los crudos un poco más pesados, como el Escalante y otros, por lo que es importante no abandonar las cuencas que todavía tienen bastante que dar».

Cómo acelerar la producción

Para aprovechar la ventana de oportunidad resulta indispensable generar una corriente de inversiones mucho mayor que la actual.
El contexto macroeconómico argentino impone restricciones para las inversiones que son complejas de desarmar. Pero el crecimiento de la producción neuquina está garantizado si son removidas, gracias a la ganancia de productividad alcanzada.

Las restricciones para el ingreso y el egreso de los capitales y la falta de financiamiento local se ubican en el centro de las problemáticas. «Es necesario permitir que haya exportación, ingreso y egreso de capitales. Si traigo capitales tengo derecho a sacarlos», dice Gerold. Gilardone también destaca la importancia de la libre disponibilidad de las divisas generadas. «¿Por qué no se produce y exporta más petróleo? Primero, porque hay una restricción en el acceso al capital en Argentina. Segundo es que, como hay limitaciones para la entrada y salida de capitales, quién va a traer dólares si no puede llevárselos», puntualiza Gilardone.

Generar un mayor financiamiento local para la producción es un punto particularmente relevante, según el presidente de FDC. «Es necesario crear un acceso a un financiamiento local, simplificado y que sea relativamente más barato. Hoy los bancos en Argentina no prestan plata al privado, están para prestarle al Estado. No hay proyectos de inversión que se financien a través de bancos o son muy pocas las empresas que pueden acceder a eso. ¿Qué mejor que generar un sistema simple, sencillo y que la gente pueda aportar? En la Argentina no faltan dólares, la gente los tiene», señala Gilardone.

Para Gerold, la unificación del precio local del crudo que se les paga a los productores con el de exportación es un pilar central que ordenaría el panorama para la inversión. «La unificación de precios es muy importante, siempre con un fondo compensador que amortigüe para los consumidores el impacto vía disminución de impuestos, para pagar parte del costo de los combustibles. Mantener congelados los precios no me parece razonable», explica el presidente de G&G.

En un plano más general, Caratori considera que la inversión necesita un panorama de previsibilidad. «Hay que dejar de incorporar incertidumbre a las decisiones que toma el que corre el riesgo empresario. Muchas veces esas incertidumbres provienen de buenas intenciones, como por ejemplo el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones en hidrocarburos.
Lo que hizo fue introducir una nueva categoría de incertidumbre, que es si sale o no el proyecto y qué dice y qué no. Hay que dejar de producir distorsiones tanto reales como en términos de percepción», señala.

Despejando el panorama para la inversión, Vaca Muerta reúne las condiciones necesarias para despegar con fuerza. «La producción está aumentando por las ganancias de productividad, pero no es que se invierte más dinero en el país, se está invirtiendo bastante menos de lo que se invirtió en los años previos a la pandemia y se aumenta la producción. Si bien esto es fantástico, lo que sería bueno es que con esa ganancia de productividad usted traiga más dinero para invertir y producir mucho más. Esa es la picardía, la oportunidad que me parece que estamos perdiendo», sintetiza Gerold. ×

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Vista anunció hoy la adquisición del 50% de la participación de Wintershall Dea Argentina en los bloques Aguada Federal y Bandurria Norte, en Vaca Muerta, por un monto de US$ 140 millones. Luego de la compra del otro 50% a ConocoPhillips en septiembre del 2021, la petrolera que preside Miguel Galuccio será la única operadora de los activos en ambas concesiones.

“Es una adquisición que nos permite ampliar nuestro liderazgo en Vaca Muerta y redoblar nuestro compromiso con su desarrollo, al incluir activos con un alto potencial en los que generaremos sinergias operativas”, afirmó Galuccio y agregó: “Como operadores de los bloques, tenemos la chance de replicar nuestro modelo de negocio operativo, enfocado en la eficiencia, la seguridad y, principalmente, en la sustentabilidad”.   

Vista, la petrolera que se posicionó recientemente como la tercera productora de petróleo y la segunda de shale oil del país, planea invertir US$ 2.300 millones en los próximos cinco años con el objetivo de duplicar su producción a más de 80.000 barriles de petróleo equivalente en 2026, año en el que también espera alcanzar un EBITDA ajustado de aproximadamente US$ 1.100 millones.

Con esta adquisición, la empresa sumó 25.231 acres netos, aumentando su acreaje total en Vaca Muerta a 183.084 acres. Además, añadió hasta 150 nuevos pozos a su portfolio en la formación, que hoy asciende a 850 nuevos pozos identificados, tal como prevé el Plan Estratégico 2022-2026 que la firma publicó a fines del 2021 proyectando el crecimiento de la actividad en la cuenca Neuquina.

Transición energética

Por su parte, Thilo Wieland, miembro del Directorio de Wintershall Dea, expresó que la compañía pondrá el foco en el fortalecimiento de su desarrollo gasífero en un contexto europeo signado por la mayor predominancia de las políticas de transición energética a fin de avanzar en la descarbonización del planeta. El directivo garantizó la continuidad de la compañía en el país, donde está presente ininterrumpidamente desde hace más de 40 años.

“La Argentina es y sigue siendo un pilar importante en nuestra cartera global para la producción de gas de la compañía. Con la venta de nuestras participaciones en Aguada Federal y Bandurria Norte, nos proponemos focalizar las actividades en la producción de gas, con proyectos en Tierra del Fuego y Neuquén, que contribuyen significativamente al suministro energético del país”.

En Neuquén, la empresa que cuenta con más de 40 años de presencia en el país, está realizando un programa de perforación continua de pozos de producción de gas seco en el bloque de Aguada Pichana Este, junto con sus socios Total Energies, YPF y Pan American Energy. 

En Tierra del Fuego, Wintershall Dea es socio de la concesión offshore «Cuenca Marina Austral 1», desde donde se produce alrededor del 16 % del gas natural de Argentina. «Invertiremos en el desarrollo de este importante clúster de gas en el sur del país con la previsión de que el proyecto Fénix (un importante proyecto offshore que demandará una inversión cercana a los US$ 1000 millones) entregue importantes volúmenes adicionales del hidrocarburo durante más de 15 años«, afirmó Thilo Wieland.

El principal operador europeo de gas y petróleo registró una producción total en la Argentina de 66.700 barriles de petróleo equivalente por día en los primeros nueve meses del 2021, de los cuales el 92% corresponde al desarrollo de gas natural. La participación de Argentina en la producción total de la compañía a nivel mundial fue de alrededor del 11% en el mismo periodo.

«El enfoque de nuestra producción global es el gas natural, que actualmente representa alrededor del 70% de nuestra cartera. Además, seguiremos utilizando nuestra larga experiencia para producir petróleo de la manera más eficiente y responsable, centrándonos en regiones y proyectos seleccionados que están en línea con nuestros ambiciosos objetivos climáticos”, concluyó el directivo de Wintershall.

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YPF, la mayor petrolera del país, se anotó en la lista de empresas que podrían quedarse con el negocio de San Antonio Internacional (SAI), la mayor empresa de equipos torre de la industria de Oil&Gas, en la provincia de Santa Cruz. La compañía que preside Pablo González autorizó a AESA (ex Astra Evangelista), una de sus principales subsidiarias, a presentar una oferta no vinculante por el paquete de activos de SAI en el distrito que gobierna Alicia Kircher. Son, en total, trece equipos torre: dos de perforación, cuatro de workover y siete de pulling. Así lo confirmaron a EconoJournal fuentes empresariales y sindicales que están al tanto de las tratativas.

La propuesta de AESA se sumó a la de Clear, una de las compañías que formaba parte del Grupo Indalo y hoy es presidida por el empresario Juan Ignacio González Pedroso. Clear, una de las mayores contratistas de servicios de YPF en Santa Cruz, mantiene negociaciones avanzadas con San Antonio y era, hasta ahora, el único candidato a quedarse con los activos de Santa Cruz.

SAI es propiedad del fondo norteamericano Lone Star y tiene como principal referente local a Sebastián Caputo, sobrino de Nicolás Caputo, hombre de máxima confianza del ex presidente Mauricio Macri.

Territorio hostil

Operar en el norte de Santa Cruz no es sencillo. El sindicato de petroleros privados que conduce Claudio Vidal, que en noviembre fue electo diputado nacional tras imponerse a la lista del Frente de Todos y el fin de semana refrendó su liderazgo en el gremio tras ganar las elecciones internas de la organización con un 85% de los votos, controla territorialmente la región. Tanto que ni empresas productoras ni firmas de servicios pueden ingresar ni sacar equipos de la provincia sin autorización de Vidal.

Le pasó a Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, que no pudo utilizar un equipo de San Antonio por negativa del sindicato y también a AESA, que se vio impedida de reparar uno de sus equipos de perforación en Comodoro Rivadavia, del otro lado de la frontera con Chubut, porque el gremio no permitió el traslado.

Estratégico

La oferta de AESA por los equipos de San Antonio es no vinculante: es sólo una propuesta formal que la habilita a realizar un due dilligence del negocio, pero no incluye un precio específico por los activos involucrados. La compañía quiere primero conocer el detalle del estado de los equipos, la cantidad de personal empleado y la existencia o no de contratos de servicios con empresas productoras, entre otros elementos.

Vidal revalidó el sábado su liderazgo en el gremio petrolero de Santa Cruz y confirmó que en 2023 irá por la gobernación.

AESA está presente en Santa Cruz, donde opera equipos torre que son propiedad de YPF, que los adquirió de la firma SP cuando ésta se fue a la quiebra en 2017. Es lógico, por eso, que explore la posibilidad de incrementar la cantidad de equipos para hacer sinergias con su operación existente. La propuesta no vinculante le permite a la subsidiaria de YPF indagar los números de San Antonio y proyectar escenarios. Pero la decisión de ofertar en firme se tomará en la torre de Puerto Madero.

Aunque en los últimos años YPF desinvirtió en Santa Cruz, lo que le valió un conflicto recurrente con Vidal, que denunció a la conducción política de la petrolera en múltiples ocasiones, la provincia sigue explicando casi un 20% de la producción de crudo a nivel nacional de la compañía controlada por el Estado. A raíz de eso, por más que haya transferido su inversión hacia los campos no convencional de Vaca Muerta, YPF no puede desentenderse de lo que suceda en el Golfo San Jorge. En esa clave, San Antonio juega un rol importante. En especial si se tiene en cuenta que uno de los actores va por los activos de SAI en Santa Cruz es el propio sindicato petrolero que conduce Vidal, tal como publicó este medio a mediados de noviembre.

Riesgo

“El riesgo para YPF es que si Vidal se queda con esos equipos o digita al que termine siendo comprador, tendrá mayor margen para presionar a YPF. No sólo para que levante más equipos en la provincia, sino también en la cantidad de operarios en las dotaciones de los equipos de torre y en los subcontratistas. Todo eso implicará un encarecimiento de las tarifas de los servicios y por ende, de los costos de operación en toda la cuenca del Golfo”, explicó un directivo de una empresa de servicios.

Desde esa óptica, propiciar que AESA adquiera los activos de San Antonio en Santa Cruz podría funcionar para YPF como un dique de contención. No sólo en su operación petrolera, para evitar un desmadre de los costos. Si no también en el plano político, ya que para Pablo González, que aspira a ser gobernador de la provincia en 2023, la expansión del poder de Vidal es un factor de riesgo de cara las próximas elecciones provinciales.

Contexto complejo

Durante 2020 y 2021, San Antonio atravesó momentos críticos que pudieron ser transitados con un fuerte compromiso de los gremios de Neuquén y a partir de los apoyos de los gobiernos locales en donde la empresa de servicios tiene operaciones (Neuquén, Chubut, Mendoza y Santa Cruz). Sin embargo, desde el gobierno nacional no mostraron la mejor predisposición. Prueba de eso es que la AFIP no hizo lugar a una reprogamación de la deuda impositiva de San Antonio, que ronda los US$ 26 millones. Eso puso una fuerte presión sobre las finanzas de la compañía de servicios.

En esa situación, San Antonio tomó la decisión de retirarse de Santa Cruz. Queda por ver si YPF termina aprovechando esa oportunidad para cubrir tanto sus necesidades técnico-operativos en el plano petrolero como así también el proyecto de la conducción política que encarna en Pablo González.

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El secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila, apuntó contra YPF por el monto de inversiones en proyectos hidrocarburíferos que la empresa de mayoría accionaria estatal anunció para el 2022. “Para nosotros el desembolso de 290 millones de dólares en la cuenca del Golfo San Jorge es nulo”, manifestó el líder gremial al medio El Comodorense.

En sintonía, Ávila señaló que “lo que da trabajo a la cuenca son los equipos de perforación. Hasta que no haya más equipos de workover o pulling trabajando, será imposible que la actividad hidrocarburífera se recupere”, y agregó: “La inyección de plata que pondrá la operadora de bandera estatal está destinada a la reparación de yacimientos. No es plata que va a destinarse a la actividad en sí”.

Jorge «Loma» Ávila, secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado del Chubut

Salarios

“YPF tiene un enorme sobrante de gente en la cuenca con sueldos miserables y si no hay posibilidades de mejoras salariales, tomaremos medidas. Dirán que somos un arma de choque, pero es la única manera de defender lo que tenemos”, sostuvo el secretario general.

Asimismo, el titular de uno de los gremios más poderosos del país sugirió que estar a la deriva pone en peligro la paz social: “Nosotros no tendremos buenas expectativas en tanto las inversiones no se reflejen en trabajo para la gente. En donde más hemos perdido gente es en YPF. Además, en la actualidad un trabajador petrolero con una jornada de 8 horas tiene el sueldo más bajo en la historia del petróleo en Comodoro Rivadavia. Y, precisamente, la gente de YPF es la más castigada”.

Después, “Loma” Ávila apuntó: “Queremos ser socios en Vaca Muerta, no regalar el laburo. Sabemos que somos una herramienta fundamental para ayudar. El gobierno provincial nos dijo que va a acompañar todas las medidas que decidamos tomar en caso de no tener ninguna solución favorable. Pero la idea es esperar la reunión del 25 de enero, si no hay acuerdo ese día, lamentablemente tomaremos medidas de acción directa. Nosotros laburamos para el récord de producción de todas las operadoras, pero a cambio ¿qué tenemos?”, concluyó el sindicalista.

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“Nos pidieron (ayer) por teléfono desde la Secretaría de Energía que intentemos bajar la carga de nuestra planta principal entre las 13 y las 16. Sabemos que hicieron lo mismo con varias empresas. Pero no era una decisión sencilla porque no hay ninguna resolución formal ni nada por escrito, ni siquiera un mail”, admitió el gerente general de una compañía metalmecánica, que pidió la reserva de nombre.

Su opinión se repite entre la mayoría de los altos directivos del sector industrial consultados por EconoJournal. Frente la ausencia de una instrucción formal, las empresas relevadas se mostraron renuentes a bajar el ritmo de producción de sus instalaciones como pidieron desde la cartera que dirige Darío Martínez.

La recomendación a los grandes usuarios de reducir “solidariamente” el consumo eléctrico en el horario pico de ayer (se registró un nuevo record de demanda, superior a los 27.400 MW) y que se espera para hoy fue una de las dos medidas que tomó el gobierno para palear los efectos de la ola de calor. La otra fue decretar un asueto en las oficinas públicas del Estado nacional. En los hechos, son dos anuncios superficiales que no incidirán de manera determinante en el curso de los acontecimientos.

¿Qué podría, entonces, haber hecho el gobierno para mitigar la crisis del sector eléctrico?

Si bien lidia con un condicionantes climatológicos (como la sequía histórica de los ríos Paraná y Uruguay) y la ola de calor con temperaturas récord y también con cuestiones propias de la geología, como la declinación de la producción de gas desde Bolivia, el Ejecutivo podría haber afinado la gestión de dos aspectos claves para atemperar el alcance de la crisis del sector eléctrico.

En primer lugar, podría haber optimizado la oferta de combustibles para que el parque termoeléctrico, que se vio resentida por la aletargada reacción de Cammesa y la Subsecretaría de Energía Eléctrica a la hora de salir a comprar más gasoil y fuel oil para reforzar la provisión de líquidos para las usinas. En segundo término, podría haber articulado con los generadores —Pampa Energía, Central Puerto, Enel, AES, Albanesi, Orazul y Genneia, entre otros— para reactivar centrales térmicas pequeñas y medianas que están indisponibles —suman un número altísimo, cercano a los 7000 megawatt (MW) de potencia— a fin de contar con una capacidad de generación algo más holgada.

«El temor del gobierno (en el día de hoy) era que la generación disponible en el sistema (unos 29.000 MW, según los cálculos más optimistas) no alcance para cubrir la demanda. Tenían combustible, pero estaban preocupados porque la oferta estaba muy justa, incluso computando la importación de energía desde Brasil», explicó un ejecutivo de una empresa generadora.

Corto de combustibles

El sector eléctrico flaquea por las fallas estructurales de las redes de distribución, en especial en el AMBA donde los tendidos de Edesur y Edenor, afectados por años de congelamiento tarifario, aún están por debajo de los niveles de calidad que exigen los contratos de concesión que se firmaron en los ’90. En ese plano, no hay mucho que el gobierno pueda hacer en el corto plazo para mejorar esa endeblez estructural. Distinto es el caso del aprovisionamiento de combustibles, que se puede corregir con movimientos tácticos si el ritmo de gestión es el adecuado.

Cammesa, la empresa que se encarga del despacho, cuyo gerente general, Sebastián Bonetto, responde político al subsecretario Federico Basualdo, se demoró en reforzar las reservas disponibles de gasoil y fuel oil para el parque termoeléctrico. Existió un primer error en la programación estacional que se preparó a fines de noviembre, que estimó el consumo de combustibles para el verano. Proyectar la demanda de líquidos del sector de generación eléctrico para los meses de calor es mucho más simple que calcular los consumos de invierno porque en verano la única variable que incide realmente es la temperatura.

Las líneas de alta tensión trabajan al límite, pero ayer la principal preocupación estuvo en la generación disponible.

Como los técnicos de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, que hoy coordinan con los directivos de Cammesa, ya sabían que 2021 era año extra seco en las cuencas del Paraná y del Comahue (por lo que las reservas hídricas son más bajas), y también conocían cuál era la disponibilidad de gas para el segmento eléctrico (el consumo residencial de gas no varía en verano), lo único que debían ponderar era cuál sería la demanda de combustibles alternativos (gasoil y fuel oil) para el verano. Dentro del universo de esas hipótesis, se debe contemplar el escenario de tener que despachar el sistema con olas de calor como las de esta semana.

Entonces, el error primario fue en la programación. Ahora bien, si en la planificación el gobierno se quedó corto con la cantidad de líquidos proyectados, el segundo error fue no haber reaccionado a tiempo y salir a comprar antes más derivados del petróleo. Cammesa ya sabía a mediados de diciembre que había consumido gran parte de las reservas de combustibles líquidos que tenía en sus tanques. Sin embargo, recién salió a importar gasoil el 10 de enero, a las apuradas y precios más caro, como informó EconoJournal.

«Si vieron que los stocks bajaban tan rápido, deberían haber salido a licitar antes la importación de gasoil porque compraban contra el vacío de los tanques, es decir, no había hay riesgo de que sobre y no tengan donde guardar el combustible», comentó el gerente de una empresa que provee combustibles a Cammesa. «Entonces, el primer error fue trazar una mala programación y luego, hubo una clara falta de reacción. Esto último es, claramente, un error de gestión», cuestionó.

Al mismo tiempo, ni desde la Subsecretaría de Energía Eléctrica ni desde Cammesa optaron aún por reforzar logística de camiones ni barcos alijadores para transportar los combustibles líquidos que requerirá el parque de generación durante este año. Cammesa había tomado en septiembre pasado la decisión de reducir su flota de buques tanque, pero la realidad imperante parece ir en la dirección contraria. Por lo que más temprano que tarde, es probable que la compañía que gerencia Bonetto deba ampliar la cantidad de barcos contratados, así como también la de camiones de transporte.

Alta indisponibilidad

A este escenario se suma que existen alrededor de 7.000 MW indisponibles por centrales que están fuera de servicio por distintos motivos. Fuentes del mercado de generación coinciden en que al menos 2000 MW podrían estar hoy en operación si el gobierno hubiese negociado con los generadores un plan de contingencia para enfrentar el verano con una oferta de energía algo más robusta.

Por el contrario, la relación hoy de Basualdo con las generadoras es prácticamente inexistente. Y la remuneración de las centrales que no cuentan con un contrato de Cammesa está congelada desde mayo 2021 y antes había permanecido sin cambios desde febrero de 2020.

«Si el gobierno hubiese mostrado voluntad de ofrecer una remuneración que cubra los costos fijos, como salarios, mantenimientos y repuestos básicos, la capacidad del sistema hoy podría haber trepado por encima de los 30.000 MW y no estar tan apretada«, explicó el presidente de una generadora.

Por la demora en actualizar la remuneración que se prevén en la resolución 31, algunas empresas como Genneia sacaron de servicio dos turbinas de gas y también se perdieron motores a diesel que en un día de altas temperaturas (como el de ayer) podría haber contribuido a palear la situación sin tantos estrés operativo.

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Pampa Energía, la empresa independiente integrada de energía más grande de Argentina, completó la emisión de un bono verde por 3.107 millones de pesos con el objetivo de financiar la ampliación del Parque Eólico Pampa Energía III ubicado en Coronel Rosales, provincia de Buenos Aires. El proyecto permitirá incrementar la potencia en 81 MW y al concluir la obra el parque aportará 134,2 MW de energía al sistema.

“Este es el primer bono verde emitido por Pampa y refleja el compromiso de financiar proyectos con impacto positivo para el medioambiente y de diversificar la matriz de generación de energía del país. En esta oportunidad recibimos ofertas por 9.646 millones de pesos y finalmente emitimos un bono por $3.107 millones”, expresaron desde la compañía.

El proyecto

La empresa que preside Marcelo Mindlin invertirá en total más de U$S120 millones en la ampliación del tercero de los parques que la firma instaló en el país: Mario Cebreiro de 100 MW, Pampa Energía II de 54 MW y Pampa Energía III que tiene una potencia instalada de 53,2 MW. Este último se inauguró en 2019 y es el destinatario de la inversión.

Pampa III cuenta actualmente con 14 aerogeneradores y su producción está destinada a atender el segmento de grandes usuarios, a través de contratos privados. La expansión estará comprendida principalmente por el montaje e instalación de 18 aerogeneradores adicionales que sumarán una potencia adicional de 81 MW. Las tareas de ampliación requieren sofisticadas obras en las plataformas y fundaciones que serán llevadas a cabo por la empresa de infraestructura SACDE.

El proyecto de ampliación, sumado a las obras que se están realizando en la Central Térmica Ensenada Barragán junto a YPF y a las inversiones comprometidas en las tres rondas del Plan Gas Ar, forman parte de la estrategia de Pampa de concentrar sus inversiones en el aumento de la capacidad instalada para la generación de energía, y en la exploración y producción de gas natural.

Bono Verde

Los inversores recibirán una tasa variable de Badlar+2%, con pagos trimestrales y amortización de capital bullet, con fecha de vencimiento para el 18 de julio de 2023.

Además, el bono integrará el Panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables de BYMA, producto que promueve las condiciones para que el Mercado de Capitales argentino sea cada vez más sostenible. Fue lanzado por la Bolsa de Valores como parte de los desarrollos que apuntan a generar impactos positivos en el medio ambiente y en la sociedad.

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La demanda eléctrica registró este martes un nuevo récord histórico de consumo de 27.178 MW de potencia producto de la ola de calor que suscitó temperaturas por encima de los 38°. Inmediatamente, el sistema colapsó y se perdieron 2000 MW, un 20% de lo que consume el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

La jornada del miércoles empezó a la madrugada con más de 35.000 usuarios sin suministro en las áreas de concesión de las distribuidoras Edenor y Edesur y se estima que los cortes se incrementarán a lo largo del día con el aumento de la demanda. Para el resto de la semana, el Servicio Meteorológico Nacional pronosticó alerta amarilla con máximas de 40°.

Fallas en el sistema

El primer incidente ocurrió a las 13:14 horas del martes cuando la sensación térmica estaba por encima de los 41°. La falla de la línea 46 de 220 kilovoltios (kV) que vincula la estación transformadora Morón con la estación Malaver operadas por Edenor ocasionó la pérdida de 1000 MW. Minutos después, cayó una segunda terna y la sub-frecuencia del sistema hizo que se soltaran varias máquinas del ciclo combinado Central Puerto y se perdieran otros 1000 MW. En menos de 20 minutos el consumo descendió de 27.178 MW a 24.450 MW, tal como informó Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista.

Cortes en el AMBA

Los cortes de suministro afectaron a más de 700.000 usuarios en numerosos barrios de la Capital Federal y el Gran Buenos Aires, principalmente al norte y al oeste del conurbano. En CABA, las localidades de Palermo, Recoleta, Belgrano, Núñez, Colegiales, Villa Urquiza, Saavedra, Villa Santa Rita, Villa del Parque, Villa Pueyrredón, Almagro, Agronomía, San Telmo, Flores, Caballito y Liniers fueron en principio las zonas más complicadas por la falta de luz. En el Gran Buenos Aires, los usuarios denunciaron numerosos cortes en Pilar, Vicente López, Villa Adelina, San Isidro, Tigre, Tres de Febrero, Pilar, Lomas de Zamora, Morón, Moreno, Merlo, La Matanza, Ezeiza, Marcos Paz, General Rodríguez, Lanús y Quilmes.

En rigor, cabe destacar que la interrupción masiva del suministro eléctrico trastocó el normal funcionamiento de la ciudad con semáforos apagados, accidentes de tránsito y cierre de vacunatorios y centros de hisopados de Covid-19, entre otros servicios y actividades que se vieron afectadas.

Ante el colapso, las distribuidoras Edenor y Edesur se justificaron a través de distintos posteos en Twitter. Edenor informó que la salida de servicio de una línea de alta tensión en el partido de San Martín se produjo por el incendio de una vivienda en la zona. Por su parte, Edesur definió a la contingencia como «ajena a la compañía».

“Normalizamos el suministro al 50% de los clientes afectados por el corte en alta tensión”, publicó a las 16:30hs la empresa adquirida por el consorcio de José Luis Manzano, Daniel Vila y Marcelo Filiberti. Dos horas después, Edenor comunicó que «el servicio se repuso al 80% de los usuarios. Continuamos trabajando para la normalización total que está asociada al proceso de arranque de los generadores de las centrales térmicas, los cuales se encuentran actualmente en curso”.

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La minera canadiense Cerrado Gold registró un récord de producción de oro en el proyecto Don Nicolás, ubicado en la provincia de Santa Cruz. En el cuarto trimestre de 2021 la mina tuvo una producción de 15.368 onzas equivalentes de oro, marcando un aumento de 46% (10.549 onzas equivalente) respecto al trimestre anterior. Pero también obtuvo un incremento en la producción anual en 2021 y alcanzó el récord de 43.559 onzas equivalentes de oro, un 61% por encima de 2019 (27,043 onzas, el récord anterior) y un 94% (22.472 onzas) de 2020.

El proyecto Don Nicolás acumula el quinto trimestre consecutivo de aumento de la producción de oro en Santa Cruz. Para este 2022 espera una producción de 50.000 onzas de oro equivalente. Abarca alrededor de 260 kilómetros cuadrados en el Macizo del Deseado, un área con gran potencial minero. En la misma provincia, la compañía canadiense también posee el proyecto Mariana.

Adquisición

La minera canadiense adquirió el proyecto en marzo de 2020 por 45 millones de dólares luego de varios meses de negociaciones con la Compañía Inversora de Minas (Ciminas), una firma conformada por las empresas Mirgor, controlada por Nicolás Caputo (amigo del expresidente Mauricio Macri), Newsan y BGH, entre otras compañías de tecnología con base en Tierra del Fuego. Desde que Cerrado Gold asumió el control de Minera Don Nicolás en el segundo trimestre de 2020, la producción de oro viene experimentando aumentos constantes.

Mark Brennan, director ejecutivo y copresidente de Cerrado Gold, comentó: «estamos muy contentos con este nuevo récord de producción trimestral de oro en Don Nicolás, que refleja el tremendo esfuerzo de todo el equipo de operaciones a pesar de un entorno Covid todavía muy desafiante«. Y continuó: «estos resultados brindan confianza en nuestra tesis de inversión cuando Cerrado Gold adquirió el proyecto para las expectativas de producción de 50.000 onzas de oro anuales sobre una base normalizada. El equipo está actualmente comprometido en entregar una estrategia para expandir la producción».

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Edesur indicó que la inversión de 32.700 millones de pesos desde el 2019 ubicó a la firma del grupo Enel como la distribuidora que más dinero desembolsó en Argentina. El monto invertido permitió a la empresa mejorar en más del 50% la calidad del servicio eléctrico y anunció recientemente que reforzará sus equipos y sumará nuevas cuadrillas técnicas para sortear la creciente demanda de energía por la ola de calor en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

El Servicio Meteorológico Nacional (SMN) prevé varias jornadas con temperaturas que alcanzarían los 41° en la zona de concesión de la empresa que tiene más de 2,5 millones de clientes en la zona sur de CABA y en 12 Partidos de la Provincia de Buenos Aires. El calor intenso durante los últimos días del 2021 provocó un récord de demanda del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) de 27.019 megavatios (MW) de potencia.

“Con el objetivo de estar preparados para solucionar cualquier posible contingencia que sufra la red eléctrica y a la espera de una demanda extraordinaria, que ya anotó un récord a fin de año y promete superar esos números esta semana, nos adelantamos y colocamos sistemas de generadores Four Packs en distintos puntos estratégicos de Capital Federal y Provincia de Buenos Aires. Asimismo, afianzamos el contacto con nuestros clientes a través de los canales oficiales de atención”, señalaron desde Edesur.

Tips para cuidar la salud y la energía

Usar el aire acondicionado a 24° y limpiar los filtros para que el equipo enfríe mejor.Cerrar las habitaciones a refrigerar. Oscurecer los ambientes y apagar las luces de aquellos lugares que no se usen.Desenchufar aparatos que se encuentren en stand by innecesariamente.Tomar mucho líquido, evitar bebidas azucaradas y alcohol.Vestirse con ropas claras y evitar hacer ejercicio en horario de calor extremo.

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La industria petrolera y las terminales automotrices mostraron preocupación por la decisión del presidente Alberto Fernández de enviar el proyecto de Ley de Movilidad Sustentable (o Ley de Electromovilidad) para que se trate en sesiones extraordinarias en el Congreso, que podrían concretarse a fines de enero o desde febrero, según confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales.

La sorpresiva decisión del gobierno encendió la alarma en la industria de refinación de derivados del petróleo, pero también de automotrices y productores de biocombustibles. Son sectores que muchas veces no comparten la opinión sobre diferentes temas de agenda, pero que en esta oportunidad coinciden en el análisis. El punto del proyecto que más preocupa a los privados es el que prohíbe taxativamente la venta de autos a combustión interna (fósil) a partir del 31 de diciembre de 2041.

«En un contexto de crisis cómo este, es riesgoso tomar decisiones a largo plazo que luego pueden ser contraproducentes. La flota de autos eléctricos en la Argentina es ínfima y el país prácticamente no tiene desarrollo de infraestructura eléctrica ni tampoco regulatoria para garantizar el suministro eléctrico a futuro. De hecho, las redes de distribución de AMBA están al límite en cada verano», advirtieron desde una empresa petrolera.

Según indicaron fuentes oficiales, la idea en la Casa Rosada es retomar la iniciativa política este año con seis proyectos que el gobierno considera estratégicos, entre ellos el de Movilidad Sustentable. También planea avanzar con los proyectos de Ley de Inversiones Hidrocarburíferas, la Ley de Industria Automotriz, una norma para desarrollar la industria del cannabis, la Ley de Compre Argentino y el régimen de fomento al desarrollo agroindustrial. Es el presidente Alberto Fernández quien impulsa el tratamiento legislativo de esas seis iniciativas.

La norma

El proyecto de Ley de Movilidad Sustentable no tiene estado legislativo ya que todavía no se presentó formalmente en ninguna comisión de Diputados o Senadores. Sin embargo, como la idea del Ejecutivo es tratarlo en sesiones extraordinarias, la norma podría votarse directamente en el recinto sin pasar por comisiones ni precisar dictámenes previos.

Tal como publicó este medio en octubre, se trata de un proyecto de Ley que tiene la intención de reemplazar el parque automotor que funciona a combustión interna por autos eléctricos. Embanderado bajo el paraguas argumental de impulsar la transición energética, busca reducir las emisiones de CO2 y, al mismo tiempo, desarrollar la tecnología y la industria nacional del sector.

«El riesgo del proyecto es que convierta en un cascarón vacío y que sólo quede el prohibicionismo de los autos a combustión. Para avanzar con una iniciativa así, habría que trabajar en conjunto con automotrices, empresas de energía, de infraestructura, distintas carteras de gobierno. No alcanza sólo con escribir una meta recontra ambiciosa (prohibir la venta de autos a combustión en 20 años) para transformar la realidad», cuestionó, enojado, el directivo de una automotriz.

El presidente Alberto Fernández impulsa el tratamiento de la Ley de Electromovilidad en sesiones extraordinarias.

El proyecto es impulsado por el Ministerio de Desarrollo Productivo, que está a cargo de Matías Kulfas. Abarca metas ambientales para combatir el cambio climático y, además, cuenta con incentivos a la oferta y la demanda de los vehículos eléctricos. La semana pasada el jefe de Gabinete, Juan Manzur, se reunió en Casa Rosada con directivos de ADEFA (Asociación de Fabricante de Automotores) y el proyecto de Ley de Movilidad Sustentable estuvo en la agenda del encuentro.

Cuestionamientos

Fuentes de la industria petrolera señalan que prohibir la venta de autos a combustibles para 2042 es contradictorio con el proyecto de incrementar la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta para apalancar el crecimiento económicos y la generación de divisas frente a la restricción externa que tiene contra las cuerdas a la macroeconomía del país.

«La prohibición absoluta nunca es el camino. Terminan generando fundamentalismos como los que se oponen al offshore sin evidencia técnica, sólo por oponerse. Está perfecto que exista un proyecto de Ley que otorgue todos los incentivos y beneficios para promocionar el desarrollo de autos eléctricos. Pero prohibir lo que ya existe sin que por detrás exista un plan consistente o una hoja de ruta definida, no parece ser el mejor camino», razonaron en una empresa petrolera.

Entre las refinadoras, son varias las que están encarando o terminando proyectos de inversión para mejorar la calidad del combustible que refinan. Son inversiones que requieren un período de repago a largo plazo. Empresas como YPF, Axion Energy y Raízen tienen proyectos en marcha de esa naturaleza.

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Vista, la compañía que lidera Miguel Galuccio, registró en diciembre una producción total de hidrocarburos de 42.167 barriles equivalentes por día (boe/d) con una explotación de petróleo de 33.724 barriles diarios (bbl/d), la mayor cifra desde que la empresa inició sus operaciones en Argentina en 2018.

Se trata de la producción más alta registrada por la firma desde que inició sus trabajos en el país hace cuatro años. Las cifras la posicionan como el tercer productor de petróleo del país, detrás de YPF y PAE, y el segundo operador de shale oil, sólo por detrás de la petrolera controlada por el Estado.

Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista

Plan de inversión

La empresa presentó una actualización de su plan estratégico en el que proyecta un crecimiento de su actividad en Vaca Muerta. La firma planea invertir 2.300 millones de dólares en los próximos cinco años con el objetivo de duplicar su producción a más de 80.000 barriles de petróleo equivalente en 2026, año en el que también espera alcanzar un EBITDA ajustado de 1.100 millones de dólares.

Además, la operadora dueña de concesiones de 35 años que vencen en 2053 para el desarrollo de la actividad en la cuenca neuquina registró una reducción de su lifting cost en un 46% y una reducción en el costo de perforación y completación del 40%, según fuentes de la compañía.

Por otro lado, en materia de transición energética, Vista aspira a convertirse en una compañía net zero en emisiones de gases de efecto invernadero para el 2026.

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La ola de calor que se registró en la zona centro del país la última semana de diciembre tomó de improviso a los funcionarios que gestionan el sector eléctrico. Tanto que, frente al pronóstico de altísimas temperaturas para los próximos 10 días, la conducción de Cammesa, que está en cabeza del gerente general Sebastián Bonetto y en lo político responde verticalmente al subsecretario Federico Basualdo, salió el viernes de apuro a intentar importar un importante volumen de gasoil para el parque de generación eléctrica.

Es una medida al filo de la desesperación: apunta a recuperar el nivel de reserva de combustibles para las centrales eléctricas a fin de asegurar el suministro eléctrico sin tener que recurrir a cortes programados para grandes usuarios. Es lo que ocurrió entre 2013 y 2015, durante el segundo gobierno de Cristina Kirchner, cuando se planificaban restricciones al consumo de industrias por falta de potencia disponible en el sistema.

En total, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) licitó el viernes la adquisición de 150.000 metros cúbicos (m3) de gasoil. Como la oferta de gas natural está limitada por la ausencia de capacidad de transporte disponible desde la cuenca Neuquina (los gasoductos están saturados) y la declinación de la producción en las cuencas Austral y Noroeste, sumado a los problemas de Bolivia para enviar más gas hacia la Argentina, los combustibles líquidos terminan jugando un papel central para cubrir el pico de consumo en los días de mucho calor. Con pronósticos de más de 40 grados en Santa Fe, Córdona y Buenos Aires para los próximos días, se descuenta que el sistema de generación operará el límite y es probable que se registre un nuevo récord de demanda eléctrica, por encima de los 27.019 MW que se consumieron el pasado 29 de diciembre.

Sobrecosto

Especialistas y directivos de empresas consultados por este medios señalaron que, por distintos motivos, es difícil que el gobierno pueda conseguir todo el gasoil que salió a buscar en el mercado y advirtieron que casi con seguridad el precio adjudicado será más caro que la media que viene pagando Cammesa.

El pliego licitatorio, al que accedió EconoJournal, incluye una particularidad casi inédita: la fecha de entrega de los cargamentos está prevista a partir del 18 de enero. Es decir, el combustible importado deberá estar en la Argentina en apenas 10 días.

Cammesa nunca adquiere combustibles con tan poca antelación. Por lo general, licita con 45-60 días de margen. Por una sencilla razón: de ese modo, se asegura que más petroleras y traders puedan participar del proceso porque disponen de más tiempo para resolver cuestiones logísticas y de preparación de oferta (llegar a Buenos Aires desde cualquier punto global demanda al menos 20 días). A mayor cantidad de ofertas, más competencia y por consiguiente, mayores probabilidades de conseguir mejores precios.  

Tras desempeñarse en IEASA, Bonetto asumió como gerente general de Cammesa en junio de 2020.

En este caso, por el contrario, se descarta que participarán apenas un puñado de empresas y que el precio adjudicado será más caro que la media. Podrían anotarse, incluso, sólo tres compañías: todos traders, Trafigura, Vitol y Glencore, que son los que disponen de capacidad de almacenaje instalado en la Argentina y suelen transportar derivados combustibles en Paraguay y Bolivia, por lo que disponen de un mayor margen de maniobra en el plano comercial para redireccionar producto hacia Cammesa.

“Por ejemplo, si algún trader iba a colocar un cargamento a Paraguay por 50.000 m3 de gasoil, puede entregar 40.000 m3 y ofrecerle los 10.000 m3 restantes a Cammesa”, explicó el directivo de una petrolera. La redacción del pliego da lugar a ese razonamiento. Permite que los interesados ofrezcan cargamentos de entre 8000 y 50.000 m3 de gasoil para hacerle lugar a volúmenes más pequeños.

“Lo estándar es importar cargamentos de 50.000 m3. Pero como no hay tiempo para garantizar ofertas por ese volumen de gasoil, Cammesa bajó el umbral para que barcos con 10.000 o 15.000 m3 de gasoil puedan participar”, explicaron desde otra petrolera. “Aún así, es difícil que pueda conseguir los 150.000 m3 que busca”, agregaron.

Atemporal

Cammesa no suele importar combustibles durante enero. ¿Por qué? Por una razón fundamentalmente administrativa. Desde hace años, la Ley de Presupuesto incluye un artículo que autoriza a la compañía eléctrica a comprar gasoil en el exterior sin pagar el correspondiente Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL). Instrumentar ese esquema de exención lleva tiempo porque requiere la validación conjunta del Ministerio de Economía, AFIP y la Aduana. Conseguir que autoridades de los tres organismos firmen el expediente de importación les demanda a los directivos de Cammesa algunas semanas. A veces, casi todo enero. Por eso, no suelen importarse combustibles durante el primer mes del año. Al no contar con la exención aprobada, no pueden desgravar el ICL del gasoil importado.

Eso es lo que muy probablemente termine sucediendo este año, dado que Cammesa aún no cuenta con el aval tripartito para desgravar impositivamente la compra de gasoil. Existe un agravante: como el gobierno no logró aprobar el Presupuesto 2022 en el Congreso, debe replicarse el de 2021. En el plano administrativo, eso implica una complejidad adicional. Por eso, lo más factible es que Cammesa deba abonar el ICL del gasoil que termine adjudicando.

El impuesto representa alrededor del 30%, por lo que el problema terminará impactando en los subsidios que requiere Cammesa para operar. Como cada cargamento de 50.000 m3 de gasoil cuesta hoy unos US$ 30 millones, la imposibilidad de desgravar el ICL le terminará costando a Cammesa unos US$ 30 millones más de los previstos si se adjudican los 150.000 m3 licitados. Una fuente gubernamental relativizó el problema. “Lo que Cammesa paga de más va directo a las arcas del Tesoro. En los hechos, va de un bolsillo del Estado a otro. Se netea y su impacto es nulo”, explicó.  

En aumento

En septiembre del año pasado, cuando empezaron a proyecta el consumo de gasoil de las centrales eléctricas para 2022, los técnicos de Cammesa preveían que requerirían unos 600.000 m3. Sin embargo, frente al encarecimiento del precio del LNG, la sequía que se mantiene en la cuenca del Paraná-Uruguay, el bajo nivel de reservas hídricas en el Comahue y los problemas para traer gas desde Bolivia, sumado al descenso de producción de gas en la cuenca Austral, las proyecciones actuales son mucho más importantes y más que duplican y hasta triplican esa cantidad.

Por lo pronto, el viernes compró otros seis cargamentos de gasoil por un total de 300.000 m3, tal como informó EconoJournal el 28 de diciembre. Trafigura se quedó con tres barcos de 50.000 m3; Vitol con otros dos y el restante fue para Shell. Para febrero también se licitó la compra de 200.000 m3 de fuel oil.

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El negocio Grid Solutions de la compañía GE Renewable Energy se adjudicó un contrato de servicios por parte de la distribuidora Edesur, parte del grupo Enel Argentina, para proporcionar el mantenimiento preventivo y repuestos estratégicos para tres subestaciones claves en la Ciudad de Buenos Aires. En conjunto, estas subestaciones suministran energía a más de 500 mil hogares e industrias. Edesur posee, en total, una red de 28 mil kilómetros y la demanda de energía ronda los 20 TWh.

El proyecto de modernización global incluye la ejecución de un mantenimiento mayor en todas las bahías de las subestaciones, incluyendo inspección de los principales componentes de los equipos GIS y ejecución de las reparaciones aplicables, además del suministro de repuestos estratégicos para el stock de Edesur, según informó en un comunicado la compañía GE Renewable Energy.

“Los equipos GIS fabricados por GE en los años 80 y 90 operan en 220 kV y 132 kV. Debido a su posición estratégica dentro de la red de Edesur, el trabajo de mantenimiento debe realizarse con un impacto mínimo en las operaciones del cliente. Con ese fin, Edesur en coordinación con el SACME entregará a GE un plan de apagado para cada subestación y una definición de las etapas de trabajo por equipo alineados con el pronóstico de demanda de suministro de energía y las restricciones operativas de Edesur, para maximizar la confiabilidad del sistema durante la ejecución de las obras”, continúa el texto.

“El sector energético debe cambiar rápidamente para ser sostenible a largo plazo, la transición energética es imprescindible para combatir el cambio climático y sin duda la red es la infraestructura que habilita esta transición, interconectando la generación de energías renovables y los consumidores finales; es así como las redes de distribución se convierten en el actor principal para conseguir un mundo sostenible. Por lo tanto, este gran proyecto que estamos llevando adelante con GE, uno de nuestro stakeholder, es necesario para realizar inversiones para la renovación, modernización, digitalización y rediseño de las futuras redes de distribución para que sean más resiliente con el fin de garantizar el mayor nivel de calidad del servicio a los clientes”, señaló Gianluca Palumbo, gerente General de Edesur.

«Apoyar a los operadores de distribución como Edesur para garantizar un suministro de energía confiable y sostenible a las comunidades e industrias locales es nuestro enfoque y compromiso diario», destacó Maria Fernanda Locarnini, líder de Ventas Senior de Grid Solutions de GE en el Cono Sur de América Latina. Y agregó: “hace décadas nos asociamos con Edesur para construir estas tres subestaciones encapsuladas en gas. Hoy, GE ofrece un programa de modernización personalizado para ayudar a extender la vida útil de estas subestaciones”.

Para llevar a cabo la modernización de los equipos GIS de Edesur, “GE aporta su experiencia de campo y productos como fabricante original de los equipos para mantener, reparar y suministrar repuestos de alta calidad para equipos de alta tensión. Con su cobertura global y local de servicios, GE moviliza las competencias técnicas necesarias para construir un equipo dedicado para ayudar a los clientes a modernizar sus redes eléctricas como parte de su transformación energética”.

Grid Solutions es una unidad de negocio de GE Renewable Energy y cuenta con más de 13.000 empleados a nivel global. Proporciona equipamientos, sistemas y servicios a concesionarias de energía e industrias de todo el mundo con el fin de suministrar energía de manera confiable y eficiente desde el punto donde se genera hasta el consumidor final.

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La empresa estatal Integración Energética Argentina (IEASA, ex Enarsa) puso en marcha el proceso licitatorio para recontratar el buque regasificador de Bahía Blanca. El año pasado el servicio lo prestó el barco Excelsior de Excelerate Energy, la compañía que siempre estuvo a cargo de la operación de la terminal regasificadora, desde que esta empezó a funcionar en 2008.

La principal novedad que se desprende del pliego licitatorio que confeccionó IEASA es que, en lugar de entrar en operación el 31 de mayo como el año pasado, en 2022 el barco empezará a operar antes, el 18 de mayo. El gobierno busca, de esta manera, que no lo suceda lo mismo que el año pasado, cuando debió consumir combustibles líquidos por la falta de gas natural.

El buque que regasifica el LNG (Gas Natural Licuado) estará en funcionamiento hasta el 31 de agosto de 2022.

EconoJournal accedió a las bases de la licitación que lanzó IEASA, donde se especifica que durante este mes se realizarán las respuestas a las consultas de los interesados en el proceso licitatorio. La ex Enarsa recibirá las propuestas hasta el 8 de febrero.

IEASA es la compañía que está a cargo de la importación de LNG en el país e YPF es la empresa que opera la terminal de Bahía Blanca. Según las bases y condiciones, ambas compañías harán la evaluación de las propuestas de la licitación, donde tendrán que “seleccionar la más atractiva a más tardar el 1° de marzo”. La propuesta seleccionada tendrá hasta el 1° de marzo para presentar una garantía de US$ 5 millones.

En la licitación se aclara: “dado que se espera que el sistema de gas natural argentino requiera nuevamente que la terminal de regasificación de Bahía Blanca esté operativa durante el período invernal de 2022, IEASA está emitiendo esta solicitud de propuesta para asegurar la adquisición de una FSRU (Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación) confiable y económica, y los servicios relacionados, con el requisito de tenerlo en pleno funcionamiento antes del 18 de mayo de 2022”.

Recontratación

La terminal de Bahía Blanca había dejado de operar en 2018, pero el invierno de 2021 retomó el funcionamiento para abastecer el fuerte aumento de la demanda de gas que tiene la Argentina en los meses de bajas temperaturas. A pesar del incremento de la producción de gas natural que registró el país el año pasado con el Plan Gas (y de la caída de los envíos desde Bolivia), todavía no es suficiente para abastecer la demanda invernal y se requiere de la importación de LNG.

En los últimos 13 años, IEASA importó LNG en las terminales de Bahía Blanca, que comenzó a operar en 2008, y de Escobar, que inició su actividad en 2011. La terminal de Bahía Blanca dejó de funcionar en octubre de 2018.

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En pleno debate en torno al proyecto de exploración offshore que la petrolera noruega Equinor llevará a cabo junto a YPF y Shell en tres áreas ubicadas a 300 kilómetros de las costas de Mar del Plata, el ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación, Juan Cabandié, se refirió a la iniciativa y remarcó que “a partir de ahora, la actividad offshore en nuestro país, tendrá un componente ambiental para revisar, asistir y tener técnicos y científicos en la prospección sísmica que puedan dar el visto bueno a cada uno de los procesos”.

El titular de la cartera ambiental, que autorizó a través de la Resolución 436/2021 los trabajos de exploración hidrocarburífera en los bloques CAN 100, CAN 108 y CAN 114 del Mar Argentino, sostuvo que «aunque hubo diversas prospecciones sísmicas en los últimos años, es la primera vez que el Ministerio de Ambiente participa del estudio de impacto ambiental y esto es un dato positivo”.

“Las actividades de exploración que efectuará un buque que recorrerá el área se realizarán cumpliendo los más altos estándares de seguridad internacionales, tomando las experiencias de Canadá y Brasil”, explicó el funcionario y agregó que “el Plan de Gestión Ambiental aumentó las medidas de control como el radio de exclusión para proteger la fauna marina”.

Juan Cabandié, ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible

Las declaraciones de Cabandié en favor del proyecto cuestionado por grupos ambientalistas con Greenpeace a la cabeza, se sumaron a las voces defensoras de varios funcionarios públicos como el ministro de Desarrollo Productivo Matías Kulfas, el gobernador de la Provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof y la portavoz de Presidencia, Gabriela Cerruti, además de entidades del sector hidrocarburífero como el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).

“Tenemos actividad hidrocarburífera desde 1970. Hoy el 17% del gas que usamos proviene de la actividad offshore que se realiza en plataformas en el Mar Argentino y las actividades de exploración permitirán mejorar el conocimiento de los recursos existentes en el lecho submarino para poder planificar el uso de los hidrocarburos en el marco de la transición hacia una matriz energética sostenible y baja en emisiones de gases de efecto invernadero”, subrayó el ministro de Ambiente.

En la misma línea, respecto de la necesidad de descarbonizar el planeta a nivel global, el funcionario aclaró que el uso de gas y petróleo “no se puede cortar de la noche a la mañana porque entraríamos en un colapso social y económico inimaginable. Por eso, si Argentina tiene sobrantes de gas, podemos exportarlo y eso puede redundar en que países que tienen su matriz energética en base a carbón reduzcan emisiones y consigamos dólares para comprar molinos eólicos”, concluyó Cabandié.

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El interventor del Enargas, Federico Bernal, reactivó a fines de noviembre los contactos con distribuidoras y transportistas de gas para modificar los cuadros tarifarios. Tal como adelantó EconoJournal el 8 de diciembre, les ofreció una mejora de sus márgenes de entre 31% y 55%, convocó a la audiencia pública del 19 de enero e incluso negoció la letra chica del informe que presentaron las empresas. De este modo, dejó allanado el camino para instrumentar la suba de tarifas y ahora solo resta conocer cuál es el número que validará la primera línea política del gobierno. Por el contrario, el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, el otro emergente energético del Instituto Patria, eligió una estrategia institucional opuesta frente a las eléctricas. Si bien fue el encargado de filtrar la semana pasada ante la prensa que los aumentos no superarán el 20% para los hogares, aún no se reunió con Edenor y Edesur, las dos distribuidoras del Área Metropolitana de Buenos Aires, ni con las empresas eléctricas del interior del país. Tampoco fijó fecha para la audiencia pública.

Diferencias

Entre las empresas de gas, el escenario está relativamente claro. Las empresas plantearon sus necesidades tarifarias para 2022 a fin de poder cumplir con la cadena de pagos (es decir, pagarle el gas que comprar a las petroleras) y reactivar su plan de inversiones. En esa dirección, reclamaron una suba promedio de tarifas del 80% para este año (con la excepción de Camuzzi Gas del Sur que pidió un aumento del 118%), con un impacto final en la factura de los usuarios de entre un 23% y un 30%. Durante los encuentros que mantuvieron en diciembre, Bernal ofreció una mejora del margen de distribución del 31% (menos de la mitad de lo que plantearon los privados). A las transportistas les ofreció un aumento del margen del 55% porque en 2021 sus tarifas se mantuvieron congeladas. Los privados aspiran a conseguir algún punto de aumento más, pero las condiciones de borde de lo que les espera está claro.

Desde el martes a primera hora, el informe con el que cada una de las compañías gasíferas reclama una recomposición tarifaria está colgado en la página web del ente regulador. Cualquiera que quiera analizar los planteos técnico-económicos de las empresas puede descargar los documentos y leerlos.

Para los eléctricos, en cambio, la desorientación es total. Desde la Subsecretaría de Energía Eléctrica, Basualdo controla la operatoria del Ente Regulador de la Electricidad (ENRE), que formalmente está cargo de la interventora Soledad Manin, una de sus colaboradoras más cercanas. Ni Basualdo ni Manin convocaron aún a los representantes de las empresas distribuidoras. Este medio relevó entre las principales empresas del segmento y todos los directivos consultados negaron haber iniciado algún contacto con funcionarios del área de energía eléctrica del gobierno.

El plazo temporal del proceso burocrático lleva a pensar que será difícil que los aumentos tarifarios de Edenor y Edesur se apliquen el 1 de febrero, como filtraron desde la Subsecretaria. Se requieren, mínimamente, unos 45 días para convocar a la audiencia pública, realizarla y luego confeccionar los informes respectivos antes de implementar los incrementos en las facturas de luz.

“Aún falta mucho tiempo. Primero el ENRE debe convocar a la audiencia e iniciar formalmente el proceso de discusión. Nada de eso pasó. Lo principal para nosotros es discutir un programa técnica para defender la calidad del servicio. Estamos esperando que nos convoquen”, dijeron fuentes cercanas a Edenor, la distribuidora controlada por el grupo liderado por José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti.

Competencias

La mayor institucionalidad de Bernal puede explicarse por diferentes motivos. Uno central es que la competencia del Enargas es federal. Es decir, la definición de las tarifas de gas —tanto para hogares como para comercios y PyMEs— tiene alcance nacional. “Por eso no puede dejar que se le caiga ninguna distribuidora, porque puede generarle un conflicto político con el gobernador o el poder político de cualquier provincia. El ENRE, en cambio, tiene potestad sólo sobre Edenor y Edesur, sólo importa a Capital Federal y el Conurbano. Políticamente, Basualdo está mucho menos expuesto”, analizó el presidente de una empresa eléctrica.

También inciden estilos de construcción disímiles. Bernal llegó al gobierno con el beneplácito de Cristina Fernández de Kirchner y participa activamente del Instituto Patria, el think tank kirchnerista, pero tiene un rol definido en la estructura de poder del espacio que lidera la vicepresidenta de la Nación. Basualdo, por el contrario, es un cuadro de La Cámpora, está enrolado en la organización que lidera Máximo Kirchner y sus decisiones están validadas por la mesa de conducción de la agrupación.

Bernal juega más libre. Acumula poder desde la estructura del ente regulador, donde sumó personal y fondos por medio de la tasa de fiscalización que les cobra a las empresas gasíferas (distribuidoras como Metrogas y Naturgy y transportistas como TGN y TGS), con las que mantiene una relación cordial y hasta cercana con algunos directivos del sector.

Basualdo no precisa establecer ese tipo de vínculo de proximidad con las empresas. Instrumenta las decisiones que valida previamente con la conducción de La Cámpora en función de una agenda política que cruza variables que exceden largamente las meramente ligadas al sector de energía eléctrica.

Pese a esas diferencias y estilos de gestión diferentes, en 2021 ambos funcionarios terminaron validando una mejora de margen de distribución —tanto de gas como para Edenor y Edesur— del 24% en el año. ¿Se repetirá este año la misma historia o el nivel del aumento de tarifas en uno y otro segmento seguirá patrones distintos?

Basualdo y Bernal son los dos referentes energéticos del Instituto Patria.

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Vestas, la empresa líder en diseño y fabricación de aerogeneradores para el sector de energías renovables a nivel global, firmó un acuerdo con la compañía argentina Pampa Energía para desarrollar un proyecto de ampliación de 81 megawatts (MW) del Parque Eólico de la Bahía II, ubicado en las cercanías de la ciudad de Bahía Blanca, en la provincia de Buenos Aires.

Con la expansión del parque que funciona desde 2019, la capacidad combinada del complejo eólico alcanzará un total de 187 MW. La entrega de 18 turbinas eólicas V150 de 4,5 MW de potencia está prevista para el tercer trimestre de 2022 y se estima que la puesta en marcha se concretará durante el segundo trimestre de 2023.

«En Vestas, nos complace hacer crecer nuestra asociación con Pampa Energía, la compañía líder independiente e integrada en energía en Argentina. Estamos seguros de que la fiabilidad y competitividad de la plataforma de 4,5 MW combinada con el acuerdo de servicio de 20 años, diseñado para garantizar un rendimiento eficiente de los activos y optimizar la vida útil del proyecto, proporcionará a Pampa Energía seguridad a largo plazo para su negocio», expresó Eduardo Ricotta, presidente de Vestas América Latina.

Por su parte, Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, aseguró: «La importante expansión que la empresa llevará a cabo en este sitio será de gran valor para la generación de energía limpia. A través de esta inversión, Pampa Energía refuerza su compromiso con la producción sostenible de recursos energéticos y la revalorización del cuidado del medio ambiente».

Cabe destacar que no es la primera vez que Vestas y Pampa se unen para desarrollar un proyecto. En 2018, por iniciativa de ambas compañías, entró en funcionamiento el Parque Eólico Mario Cebreiro de 100 MW, ubicado a 18 km de Bahía Blanca. Con la reciente firma del acuerdo, la empresa danesa consolida su presencia en Argentina con una cuota de mercado de más del 50% de la flota de 1.5 GW en operación, al tiempo que Pampa Energía lidera la generación de energía eléctrica en el país.

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El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas; el gobernador de la Provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof; y la portavoz de la Presidencia, Gabriela Cerruti, desmintieron acusaciones de grupos ambientalistas y expresaron el aval político con el que cuenta el proyecto que autorizó a la petrolera noruega Equinor a realizar trabajos de exploración hidrocarburífera offshore en tres áreas del Mar Argentino.

El eje central de las declaraciones que realizaron los funcionarios este miércoles desde la Casa de Gobierno giró en torno a la gestión de la seguridad medioambiental como parte fundamental de la actividad exploratoria que el Ministerio de Ambiente habilitó el 30 de diciembre, a través de la resolución 436/2021 publicada en el Boletín Oficial.  

«Estamos absolutamente a favor del desarrollo de la actividad petrolera off shore con los resguardos ambientales necesarios”, aseguró Matías Kulfas y agregó: “No estamos de acuerdo con el productivismo que se desentiende de la cuestión ambiental y también rechazamos el prohibicionismo. El camino es hacer actividades productivas con resguardos ambientales y trabajar la transición ecológica”.

Matías Kulfas, ministro de Desarrollo Productivo de la Nación

Respecto de las reacciones de agrupaciones ambientalistas en contra de la prospección sísmica —que promovieron este martes manifestaciones en distintas ciudades de la costa bonaerense— el ministro de Desarrollo sostuvo que “lo de Greenpeace es propaganda: nos parece absolutamente falaz esa imagen que circuló de gente empetrolada en una playa. Esta plataforma está a 300 y 400 km de Mar del Plata. Los riesgos ambientales son muy leves y es absurdo decir que hay un 100% de probabilidad de derrame de petróleo. Río de Janeiro tiene plataformas a 200 km y la gente sigue yendo a la playa”, enfatizó el funcionario.

En sintonía, Axel Kicillof remarcó que “la exploración en el Mar Argentino viene de los años ‘60 y no ha generado ningún problema ambiental. Por eso hay que ser cautos y hablar con información precisa sobre el tema”. Sobre Equinor, la empresa que operará el proyecto en sociedad con YPF y Shell, el gobernador de Buenos Aires aseguró que la firma noruega “perforó 6000 pozos (en distintas partes del mundo) y no registró ningún accidente”.

Asimismo, el ex ministro de Economía destacó los beneficios del desarrollo offshore en materia de ingresos: “Para la Provincia, podría ser una actividad económica muy importante. Para los municipios también. Hasta ahora, en el único lugar que perforaron hay US$ 32.000 millones”.

Axel Kicillof, gobernador de la Provincia de Buenos Aires

Transición energética

La portavoz de la Presidencia, Gabriela Cerruti, puso el foco en la necesidad de avanzar con el proceso de descarbonización de la matriz energética de la forma más sustentable y consensuada posible, asumiendo que la transición llevará tiempo: “Los cambios de producción y consumo van a llevar 20 o 30 años y, hasta que lleguemos a ese momento en que el mundo tenga energías renovables, el gas va a ser la principal fuente de energía y vamos a tener que seguir consumiendo petróleo”.

“No estamos de acuerdo con las posturas de un productivismo extremo o del extractivismo a cualquier costo. Tampoco estamos de acuerdo con prohibir algunas actividades. Estamos hablando de una etapa de exploración con una empresa noruega junto a YPF y Shell que cumplieron con toda la normativa y no tuvieron antecedentes de accidentes ambientales. La aprobación tiene mucho control por parte del organismo gubernamental de investigación científico-tecnológica Pampa Azul. Pasó también por Ambiente, porque somos firmantes de acuerdos internacionales que nos obligan a realizar este tipo de procesos”, explicó la funcionaria.
Y concluyó: “Necesitamos un diálogo profundo incluso con las organizaciones ambientales, para poder llevar adelante este proceso de transición”.

Gabriela Cerruti, portavoz de Presidencia

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YPF, la compañía con mayoría accionaria estatal, presentó el estudio de impacto ambiental (EIA) para adquirir la sísmica 3D de un nuevo bloque en la Cuenca Argentina Norte (CAN) para buscar hidrocarburos en el Mar Argentino. Se trata del área CAN 102, donde YPF es el operador con un 50% y está asociada a la noruega Equinor, que posee el otro 50% del área.

Fuentes de la industria confirmaron a EconoJournal que “YPF ya presentó el estudio ambiental de CAN 102”. Se trata de un dato relevante ya que la información se conoce luego de la aprobación del estudio de impacto ambiental que realizó el pasado 30 de diciembre el Ministerio de Ambiente para que Equinor realice la sísmica 3D en los bloques 100, 108 y 114, donde es operador y está asociada con YPF.

El bloque 102

La compañía que preside Pablo González opera el bloque CAN 102 y está asociada con Equinor (al revés que en CAN 100, 108 y 114). Realizar el estudio sísmico 3D en este bloque demandará USD 23.825.000, según la información que se dio a conocer cuando se presentaron en 2019 las adjudicaciones de las áreas offshore en el Mar Argentino luego de la licitación del año anterior.

El bloque CAN 102 está al norte de la Cuenca Argentina Norte y está ubicado en el límite lateral marítimo argentino uruguayo. Tiene 8.964 kilómetros cuadrados y se encuentra a un poco más de 300 kilómetros de la costa, frente al extremo atlántico de la Bahía de Samborombón. El bloque es de aguas ultraprofundas, que van de los 1.200 a los 4.000 metros en la plataforma continental argentina.

MLO 123

Además, la sociedad entre Total, YPF y Equinor tiene previsto para este año avanzar en la realización de la sísmica 3D en el bloque 123 de la Cuenca Malvinas Oeste (MLO), ubicado a menos de 100 kilómetros frente a la costa de la provincia de Tierra del Fuego. Este bloque también es parte de las 18 áreas de la Ronda 1 de la licitación offshore lanzada en 2018 para la exploración hidrocarburífera en el Mar Argentino, donde 13 petroleras comprometieron inversiones por US$ 724 millones.

En el área MLO 123, la inversión de la sísmica 3D podría trepará a USD 44,6 millones. La francesa Total cuenta con el 37,5% y es el operador del bloque, mientras que YPF posee otro 37,5% y Equinor tiene el 25% restante.

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El sector químico y petroquímico registró en noviembre un incremento internual de sus exportaciones del 117% en dólares, en tanto que las ventas en el mercado local aumentaron 44% en dólares respecto al mismo mes de 2020, según informó la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP). La mejora fue consecuencia de los mayores volúmenes vendidos y el aumento de precios informado por las empresas, considerando también algunas exportaciones puntuales, siendo los productos finales termoplásticos quienes han contribuido a ese mayor ingreso de divisas.

En los primeros once meses del año el crecimiento interanual de las exportaciones fue del 51%, mientras que en el mismo período las ventas locales en dólares treparon 28%.

El informe detalla también que la producción creció 7% con respecto a octubre debido a la puesta en marcha de las plantas que se encontraban paradas durante los meses anteriores, principalmente de los productos finales termoplásticos y finales agroquímicos.

Con respecto al mismo mes del año pasado, la producción se mantuvo estable, mientras que en el acumulado de enero a noviembre mostró una caída interanual de 4%

Las ventas totales -provenientes del mercado local más las exportaciones- de los productos informados por las empresas participantes del informe durante noviembre de 2021 alcanzan los US$ 480 millones (un total de US$ 3.907 millones en los primeros 11 meses del año).

Si bien en noviembre se contrajeron levemente los niveles de producción en el sector, se estima que las cifras subirán a medida que avance la puesta en marcha de las plantas de productos intermedios y finales que estaban paradas por la situación pandémica.

“Continuamos observando una recuperación acumulada en las ventas locales y exportaciones del sector, lo cual es alentador teniendo en cuenta el excelente potencial petroquímico de Argentina en función de los recursos no convencionales de Vaca Muerta”, señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP.

Déficit de la balanza comercial

El informe destaca que la capacidad instalada del sector durante noviembre tuvo un uso promedio del 48% para los productos básicos e intermedios y del 85% para los productos petroquímicos. No obstante, la balanza comercial marcó un déficit de US$ 632 millones, un 45% menos que el mismo mes del 2020 aunque con variaciones positivas del 60% en las importaciones y del 91% en las exportaciones.

Por su parte, la Pequeña y Mediana Industria Química (PyMIQ) registró en noviembre valores positivos en la producción, las ventas locales y las ventas externas del 17%, 11% y 21% respectivamente, si se compara con octubre del 2021. La variación acumulada también se mostró al alza: la actividad productiva creció un 14%, el comercio interno, un 13%; y el comercio externo, un 107%.

“El informe evidencia que el sector de la industria química y petroquímica muestra una recuperación, aunque con una diversidad hacia su interior por la baja en la producción. Aun así, lo importante es que, en el ámbito de las empresas PyMEs químicas, se destaca un crecimiento favorable, sin llegar a los mejores valores de años pasados”, enfatizó Jorge de Zavaleta.

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La Comisión Europea reveló su propuesta para incluir al gas natural y la energía nuclear en la taxonomía europea para las actividades sostenibles. Se proponen criterios diferenciales para considerar cuándo las usinas termoeléctricas a gas y centrales nucleares constituyen actividades económicas “verdes”. De esta forma, Bruselas ingresa en la recta final de aprobación de una propuesta que sigue generando diferencias entre los Estados miembros.

A través de un comunicado, la comisión informó que comenzó el viernes consultas con el Grupo de expertos de los Estados miembros en Finanzas Sostenibles sobre un proyecto para cubrir ciertas actividades vinculadas con el gas natural y la energía nuclear dentro de la taxonomía. “Teniendo en cuenta el asesoramiento científico y el progreso tecnológico actual, así como los diferentes desafíos de transición entre los Estados miembros, la Comisión considera que el gas natural y la energía nuclear juegan un rol como medio para facilitar la transición hacia un futuro predominantemente basado en energías renovables”, señala el comunicado.

El poder ejecutivo de la Unión Europea había prometido formalizar una propuesta antes de que finalizara el 2021. Su presidenta, Ursula von der Leyen, había dado una primera señal favorable en octubre. “Necesitamos una fuente estable, nuclear, y durante la transición, el gas. Es por eso que presentaremos nuestra propuesta de taxonomía”, manifestó. En cambio, otros funcionarios europeos expresaban por ese entonces una mayor cautela sobre el tema.

Taxonomía, energía y emisiones

La taxonomía europea para las actividades sostenibles es una herramienta de la Unión Europea en materia de finanzas verdes que entró a regir oficialmente el primero de enero. Establece una serie de criterios para determinar cuándo una actividad económica es ambientalmente sostenible o “verde” y, por lo tanto, elegible para recibir financiamiento público de la Unión Europea. Sirve además como guía para que el sector privado invierta en actividades que según la Unión Europea están en línea con los objetivos de mitigación y adaptación al calentamiento global.

En materia de generación de energía eléctrica la Comisión Europea anunció en abril que trataría en una segunda instancia la inclusión en la taxonomía del gas natural y la energía nuclear. Finalmente, el borrador remitido a los países miembros el viernes por la noche propone criterios diferenciales para determinar la sostenibilidad del gas natural y la energía nuclear.

La taxonomía ya incluye criterios para evaluar la sostenibilidad ambiental de las actividades de los generadores de electricidad. En general, reciben la etiqueta de actividades “verdes” si sus emisiones directas se mantienen por debajo de los 100 gramos equivalentes de CO2 por kWh. Pero cuando las emisiones de una fuente de generación superan los 270 g de CO2/kWh se considera que su actividad viola el principio de “no causar un daño significativo” al cumplimiento de los objetivos ambientales. Por lo tanto, no podría ser considerada como actividad verde o transicional.

Criterios para el gas natural

En el caso del gas natural, la Comisión Europea propone reconocer como actividad “transicional” la construcción y operación de nuevas usinas a gas siempre que cumplan con los siguientes criterios:

Deben obtener un permiso de construcción antes del 31 de diciembre de 2030.Las emisiones directas de la energía generada deben ser inferiores a 270 g de CO2/kWh, o no deben superar un promedio de emisiones anuales de 550 kg de CO2/kW sobre la capacidad instalada durante 20 años.Toda nueva usina debe reemplazar a una tecnología de combustibles fósiles que sea más contaminante (como el carbón), demostrar que la energía generada no puede ser efectivamente provista por fuentes renovables y permitir la cocombustión de combustibles gaseosos bajos en carbono.

El dato saliente es que la Comisión Europea accedió al pedido de algunos Estados miembros de reconocer en la taxonomía al gas natural como combustible o actividad de transición. No obstante, los criterios dispuestos parecen ir en la dirección de facilitar la construcción de usinas con un bajo factor de planta (como lo son las plantas para cubrir los picos de demanda) y de incentivar el desarrollo y adopción de tecnologías para la captura de carbono.

Energía nuclear

Por el lado de la energía nuclear, el borrador destaca que es una fuente baja en carbono que debe ser considerada “en ausencia de una alternativa baja en carbono, tecnológica y económicamente viable, a una escala suficiente para cubrir la demanda de energía de manera continua y confiable”. También se advierte que la gestión y disposición de los residuos debe respetar el principio de “no causar un daño significativo”. Se proponen criterios tanto para las centrales existentes como para las que sean construidas en el futuro:

El ciclo de vida de las emisiones en la generación eléctrica de origen nuclear debe mantenerse por debajo de los 100 g de CO2/kWh.Para futuras centrales, serán consideradas las que obtengan un permiso de construcción antes de 2045. Pueden estar destinadas a la generación de electricidad y/o calor, ya sea para calefacción urbana o procesos industriales, como la producción de hidrógeno.Las centrales existentes y futuras deben cumplir con las normativas europeas relativas al almacenamiento y disposición final de los combustibles gastados. Los Estados miembros que habiliten la construcción de nuevas centrales deben tener un fondo para financiar la gestión de residuos radiactivos y un fondo para su desmantelamiento, demostrar que las centrales dispondrán de recursos al final de su vida útil estimada correspondientes al costo de gestión de residuos y desmantelamiento, y disponer de instalaciones operativas de disposición final de todos los residuos radiactivos. Todos deberán tener una instalación de disposición de desechos de alta actividad para el 2050.

Recta final

Se desprende que la Comisión Europea confía en que evitará bloqueos a su propuesta en el resto de los órganos de gobierno de la Unión Europea.

La propuesta será evaluada por la Plataforma sobre Finanzas Sostenibles y el Grupo de Expertos de los Estados miembros sobre Finanzas Sostenibles. Si no hay objeciones mayores, se espera que la Comisión Europea la adopte a través de un acto delegado a fines de enero. Luego será enviada a los Estados miembros y al Parlamento Europeo para una revisión que durará cuatro meses.

Para que la iniciativa sea rechazada en el Consejo Europeo, que agrupa a los gobiernos de los Estados miembros de la Unión Europea, se necesita de una mayoría cualificada equivalente a no menos de veinte Estados miembros que representen como mínimo al 65% de la población europea. En el Parlamento Europeo podría ser bloqueada por una mayoría simple de 353 diputados.

Diferencias públicas

Que la propuesta fuera elevada en las últimas horas del último día del 2021 es una muestra de la complejidad de las negociaciones llevadas adelante. Las primeras reacciones públicas a la iniciativa del ejecutivo europeo muestran a los gobiernos oscilando entre las objeciones a la inclusión del gas natural y/o de la energía nuclear y las necesidades energéticas reales.

España y Austria reiteraron su objeción a reconocer a la energía nuclear y al gas natural como actividades transicionales o sostenibles. “Incluir ambos en la taxonomía verde representa una señal errónea para los mercados financieros y no proporciona la claridad necesaria para enfocar los flujos de capital hacia la economía descarbonizada, resiliente y sostenible prevista en el Pacto Verde Europeo”, dijo el Ministerio de Transición Ecológica de España en un comunicado. En Austria, el ministro de Clima amenazó con presentar una demanda en contra de la Comisión Europea si avanza con su propuesta.

En Alemania, la nueva coalición de gobierno rechazó la inclusión de la energía nuclear pero volvió a mostrar diferencias sobre la generación a gas natural. El ministro de Economía y Clima, Robert Habeck, rechazó darle a la energía nuclear la etiqueta de sostenible y dijo que la inclusión del gas natural es “cuestionable”. En cambio, el ministro de Finanzas Christian Lindner respaldó su inclusión. «Siendo realistas, Alemania necesita centrales eléctricas modernas de gas como tecnología de transición porque estamos prescindiendo del carbón y la energía nuclear», declaró.

Varios países planifican un incremento significativo en la generación termoeléctrica a gas natural en los próximos años. Por caso, Alemania y Bélgica lo necesitarán para reemplazar sus centrales nucleares. BDEW, la principal asociación de la industria de la electricidad en Alemania, venía reclamando por la inclusión del gas y felicitó la decisión de la Comisión. “Las inversiones en centrales eléctricas de gas con capacidad de hidrógeno son imperativas para la transición a un suministro de energía completamente neutro para el clima en la Unión Europea”, dijo Kerstin Andreae, directora de BDEW. RWE, una compañía multinacional alemana generadora de energía, advirtió que Alemania necesita construir entre 20 y 30 GW de generación a gas para reemplazar a las centrales nucleares y usinas a carbón.

Pero no esta claro que la propuesta en materia de generación a gas resulte satisfactoria. Para que una usina califique como actividad transicional aún debe cumplir con el criterio de un techo máximo de emisiones directas de 270 g de CO2/kWh, que varios países consideran difícil de cumplir, aún con captura de carbono. Los criterios propuestos sugieren que las futuras usinas a gas deberán operar con un bajo factor de capacidad, típico de las usinas para cubrir picos de demanda, no una demanda continúa.

En cuanto a la energía nuclear, su inclusión es bienvenida por el grupo de diez países que demandaron su reconocimiento como actividad sostenible. Bulgaria, Croacia, República Checa, Finlandia, Francia, Hungría, Polonia, Rumania, Eslovaquia y Eslovenia tienen planes para construir centrales nucleares. El primer ministro de Eslovaquia celebró en su cuenta de Twitter «la promesa cumplida de la Comisión de presentar su propuesta e incluir la energía nuclear y el gas natural en la taxonomía de la UE: la energía nuclear como sostenible y el gas como fuente de transición».

La elevación de la propuesta por parte de la Comisión Europea sugiere que existe cierto consenso entre Francia y Alemania para saldar la discusión y reconocer sus respectivos intereses energéticos. En ese sentido, es sugerente que en el acuerdo programático sellado por los tres partidos que formaron la nueva coalición de gobierno en Alemania no se menciona la taxonomía.

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Luego de la críticas que recibió el gobierno nacional por autorizar a la noruega Equinor a avanzar con los trabajos de prospección sísmica en tres áreas offshore de la costa argentina, el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) defendió desde su cuenta de Twitter la posibilidad de realizar explotación offshore de manera segura. “desde hace décadas existe producción de gas en pozos marinos de la Cuenca Austral (Tierra del Fuego y sur de Santa Cruz). Y, de hecho, el 17% del gas que producimos en el país (y que se relaciona con tu consumo) viene hoy de 36 pozos operativos en el mar”, aseguró la entidad.

El Ministerio de Medio Ambiente habilitó el jueves pasado, a través de la resolución 436/2021 publicada en el Boletín Oficial, la exploración offshore de Equinor en las áreas CAN 100, CAN 108 y CAN 114. Aunque en todos los casos la firma noruega será la operadora, en el área CAN 100 tiene como socios a YPF y Shell; mientras que en la CAN 114 trabaja junto con YPF.

La decisión oficial motivó una dura reacción de grupos ambientalistas encabezados por Greenpeace e incluso el intendente PRO de Mar del Plata, Guillermo Montenegro, anticipó que buscará frenar la actividad, pese a que fue el gobierno de Mauricio Macri quien llevó adelante la licitación y adjudicó las áreas.

La actividad offshore

En respuesta a las críticas, IAPG aseguró que la exploración offshore es “una iniciativa del Estado Nacional y no de empresas extranjeras que vienen a `saquear` un recurso local”. “Es el propio Estado el interesado en el desarrollo del recurso e invita al sector privado a participar, como ocurre en la mayoría de los países”, agregó el instituto que preside Ernesto López Anadón.

El IAPG recordó que entre las compañías concesionarias, hay de capitales extranjeros, pero también de capitales locales, como YPF; de capitales estatales y también privados y mixtos.

La entidad buscó dejar en claro además que la actividad offshore no es nueva en el país. “La Argentina busca hidrocarburos en su mar desde hace más de 90 años. Desde entonces, se han perforado 187 pozos en el lecho marino y se han producido algunos hallazgos de interés, sin incidentes ambientales significativos”, aseguró. Fue entonces que puso como ejemplo la actividad offshore que se lleva adelante desde hace décadas en la Cuenca Austral.

El impacto ambiental

“Durante el más de medio siglo de búsqueda en lecho del Mar Argentino se ha utilizado la `sísmica` como técnica exploratoria. Sólo entre 2017 y 2020 se registraron unos 120.000 km de sísmica en el Mar Argentino, pero la técnica se usa en nuestro mar desde fines de los 50”, aseguró el IAPG. A continuación citó el caso de las costas bonaerenses donde desde 1960 se han registrado unos 50.000 km de sísmica y se perforaron 18 pozos; el último en 1997.  “¿Ocurrió algún desastre ecológico? La respuesta es un rotundo NO”, remarcó.

“Las poblaciones de ballenas no han dejado de crecer en los últimos 50 años. Y hay que decir que se salvaron de una casi segura extinción, cuando las ciudades comenzaron a iluminarse con querosene (derivado del petróleo), en lugar de aceite de ballena”, precisó el instituto.

Además, buscó disipar las dudas de los pescadores. “La actividad pesquera enfrenta problemas propios relacionados con la presión sobre el recurso. Nada tiene que ver la actividad hidrocarburífera. Países que son potencias pesqueras, como Noruega, tienen desarrollos intensivos de gas y petróleo en el mar”, remarcó.

IAPG denunció “una embestida sin precedentes en contra de los hidrocarburos, que hoy representan la mitad del consumo mundial de energía”. “No es cierto que en el corto plazo puedan ser reemplazados con energías renovables. Y la demanda energética va en aumento”, remarcó.  

El proyecto en el Mar Argentino

En lo que refiere al proyecto de Equinor en el Mar Argentino, IAPG sostuvo que las operaciones se harán en aguas profundas y ultraprofundas. “Se llevarán a cabo en zonas muy alejadas de la costa, a cientos de kilómetros, en donde el mar puede alcanzar profundidades de hasta 4000 metros”, sostuvo. 

“Decir que las operaciones se harán en las costas bonaerenses es relativo y hasta tendencioso. El punto más cercano a Mar del Plata, de hecho, son 307 kilómetros, tan lejos de la localidad balnearia como Brandsen, por ejemplo. Nadie en Mar del Plata verá plataformas ni petróleo”, agregó.

Por último, el instituto remarcó que “las operaciones implican tecnología de punta, controles, protocolos, estudios de impacto ambiental, y más controles. Cientos de plataformas en todos los mares del mundo generan el 30% del petróleo a nivel mundial. Los incidentes son cada vez menos y de menor importancia”.  “Hablar de bombardeos acústicos, del fin de la vida en el Mar Argentino y de “100% de posibilidades de derrames” es pseudociencia, y solo demuestra el escaso nivel técnico científico y la irresponsabilidad de quienes difunden este tipo de información”, insistió IAPG.

Combustibles fósiles y renovables

El instituto reivindicó además la importancia de los hidrocarburos en la matriz energética. “Hoy no existe prácticamente ningún país en el mundo cuya matriz energética no tenga un mínimo de 70% de combustibles fósiles. Mucho menos, si hablamos de países industrializados. Y casi todos queman carbón mineral, el más contaminante de los combustibles fósiles”, afirmó.

Luego relativizó la posibilidad de que las energías renovables puedan garantizar por si solas el abastecimiento. “La creencia de que las llamadas `energías limpias` son la solución al problema es un mito, divulgado en forma irresponsable. Estas fuentes son valiosos complementos, pero con serias limitantes técnicas e impactos ambientales de los que no se habla”, sostuvo la entidad.  

Además, remarcó que incluso las energías renovables requieren, por ejemplo, de la actividad minera: “El Sol y el viento contienen energía renovable. Pero los paneles solares y los aerogeneradores no lo son. Por ejemplo, requieren la intensificación de actividades extractivistas y no renovables, como la minería. Y dado que básicamente se genera electricidad, sería necesaria la electrificación de todos los servicios (transporte, calefacción, cocina) y la construcción de grandes redes de transporte y distribución (basadas en el cobre, que no es renovable)”.

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El sector petrolero es el que tiene el efecto multiplicador más grande en la generación de empleo directo e indirecto del país. Por cada empleo directo nuevo, la industria de oil & gas genera 6,1 puestos de trabajo en toda la economía. Además, es el sector de mayor calificación ocupacional requerida para los puestos laborales en el país, ya que por cada empleo directo se generan 1,5 puestos de trabajo de alta calificación. Los datos surgen del informe “La densidad de la estructura productiva y el empleo” elaborado por el Centro de Estudios para la Producción (CEP XXI), del Ministerio de Desarrollo Productivo.

Julián Hecker, director Nacional de Compre Argentino y Desarrollo de Proveedores, que depende de la cartera que dirige Matías Kulfas, indicó en un hilo de twitter que la producción de petróleo y gas “demanda empleos calificados y bien pagos. De acuerdo a un estudio del CEP XXI el sector es el de mayor empleo indirecto de toda la economía”.

Además, destacó que la actividad petrolera “demanda bienes y servicios de alta complejidad, desde servicios geológicos hasta la fabricación de productos metalmecánicos o químicos que pueden operar a 3.000 metros de profundidad o bajo el mar”.

El funcionario subrayó que en la Argentina hay más de 9.000 empresas que son proveedoras del sector petrolero y que, en total, la cadena de valor de esta industria genera 65.000 empleos directos y otros 260.000 indirectos. Y remarcó que “muchos de los proveedores también exportan por alrededor de 500 millones de dólares al año”.

El sector petrolero

“Por cada puesto que se crea en el sector petrolero y sus refinados, se generan 6,1 puestos en toda la economía, de los cuales 5,1 (es decir el 83,6%) están explicados por los efectos indirectos”, señala el informe, que abarca datos comprendidos entre 2011 y 2019 según la Clasificación Nacional de Ocupaciones (CNO) utilizada en la Encuesta Permanente de Hogares (EPH).

A su vez, el informe del Ministerio de Desarrollo Productivo destaca que “entre los sectores de mayor multiplicación de puestos de trabajo se destacan el ligado a la actividad petrolera, con la generación de 1,5 puestos de trabajo de alta calificación por cada puesto directo”. Además, el sector extracción y refinación de petróleo genera 3,8 empleos semicalificados y 0,9 de baja calificación.

Ejemplos de proveedores

Julián Hecker mencionó también algunos “casos interesantes” de proveedores petroleros para destacar la cadena de valor de esta industria. Por ejemplo, señaló a la firma marplatense QM, que produce equipos de fractura y coiled tubing y que “con apoyo de nuestro Prodepro (Programa de Desarrollo de Proveedores), comenzó a fabricar tanques criogénicos para transportar GNL”. Además, destacó a Motomecánica (Provincia de Buenos Aires), que fabrica válvulas, cabezales y sistemas de control de fluidos y que “exporta sus productos a distintos mercados y emplea 250 personas” y “vende sistemas para explotación offshore”.

También se refirió al proveedor Tassaroli, de San Rafael (Mendoza), que “produce cañones de punzado. Emplea a 200 personas y exporta cerca de US$ 5 millones anuales a mercados como EE.UU., Brasil, Chile o Colombia. Recientemente se diversificó y actualmente brinda soluciones de ingeniería para proyectos de energía renovable”.

Por último, aludió a la empresa Wenlen de la localidad bonaerense de Bella Vista “que produce cabezales y válvulas y emplea a casi 400 personas. Tiene una acería propia y certifica sus productos en normas de alta exigencia, como son las normas API”.

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El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) informó este lunes que le aplicó a Edesur una multa de 239,2 millones de pesos. Unos 105,5 millones fueron por la deficiente calidad del servicio y otros 133,7 millones por el trato brindado a los usuarios en las oficinas comerciales. La sanción llegó luego de los cortes que sufrieron miles de hogares este fin de año, pero no está vinculada con esos hechos, aunque en la gacetilla el organismo evitó en todo momento mencionar a qué período corresponden las multas favoreciendo de ese modo la confusión que llevó a varios medios de comunicación a informar que habían sido en respuesta a lo ocurrido en estos últimos días.  

El comunicado oficial del organismo regulador que conduce María Soledad Manin comienza diciendo que “a través de las resoluciones ENRE N° 1 y 2/2022, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad sancionó a Edesur en razón de los incumplimientos verificados respecto de obligaciones establecidas en su Contrato de Concesión y en la Ley N° 24.065”.

El portal «Transporte y Energía» advirtió que el ENRE estaba vendiendo “gato por liebre” al “dibujar sanciones viejas a Edesur como si fueran actuales”. A raíz de ello, EconoJournal consultó las resoluciones 1 y 2/2022 del organismo y pudo verificar que allí si figuran las fechas.

María Soledad Manin, interventora del ENRE.

Qué dicen las resoluciones

La resolución 1/2022, todavía no publicada en el Boletín Oficial, dice que la sanción de 133,7 millones es por incumplimientos registrados en las oficinas comerciales entre julio y diciembre de 2018, hace más de 3 años. Los cargos contra Edesur se formularon a través de la resolución 8 del 25 de enero de 2019 y la sanción fue por los pesos equivalentes a 25.845.000 kWh, cifra equivalente a 133,7 millones de pesos.

Resolución 1/2022 del ENRE.

A su vez, la resolución 2/2022 dice que la multa de 105,5 millones de pesos por la deficiente calidad en el servicio (45,4 millones, por un lado, y 60 millones, por otro) corresponde al período que va del 1 de marzo de 2017 al 31 de agosto de 2017, hace más de 4 años. En los considerandos se aclara que el ENRE instruyó sumario y formuló cargos contra Edesur a través de la resolución 58 del 8 de agosto de 2018 “con relación al incumplimiento derivado de la auditoría de las interrupciones mediante Registradores de Eventos de Tensión”  

El ENRE no solo no aclaró en la gacetilla que la multa era por hechos ocurridos en el pasado sino que intentó vincular aquellos incumplimientos con los cortes de luz actuales al incluir un par de párrafos donde especificaba qué tenía que tenía que hacer el usuario si en los últimos días sufrió un corte prolongado de suministro eléctrico o sufrió daños en algún artefacto eléctrico provocados por oscilaciones en la tensión u otras deficiencias del servicio eléctrico.

Artículos 1 y 2 de la resolución 2/2022

Artículos 3 y 4 de la resolución 2/2022.

La declaración de Manin

La interventora del ENRE, María Soledad Manin, le concedió este lunes por la tarde una entrevista al periodista Jorge Rial en Radio 10 y allí tampoco aclaró que las multas informadas por la mañana correspondían a incumplimientos registrados hace más de 3 años en un caso y más de 4 años en el otro.

Al conversar sobre los cortes de luz registrados en los últimos días y la designación de una veedora en la empresa, Rial le preguntó a la funcionaria, que responde al subsecretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo, sobre las sanciones:

-Más allá de esta primera multa que pusieron, ¿a partir del paso de la veedora podría haber más sanciones?

-Sí, seguramente que sí, en la medida en que la empresa incumpla con los deberes tanto de garantizar un regular servicio como de brindarnos a nosotros toda la información que le requerimos. –respondió Manin sin aclarar que la sanción era por hechos ocurridos en el pasado.

-¿Cuándo hizo una inversión real Edesur? -le preguntaron luego a Manin.

-Las inversiones más importantes de los últimos tiempos fueron en 2014/2015. –respondió, reconocimiento lo poco que supuestamente invirtió la empresa no solo durante los cuatro años del gobierno de Mauricio Macri sino también durante los dos años del gobierno del que forma parte.  

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El Ministerio de Ambiente autorizó el jueves a la firma noruega Equinor a avanzar con los trabajos de prospección sísmica en tres áreas offshore de la costa argentina, una de las menos exploradas del mundo. La habilitación llegó luego de dos años en los que el gobierno no hizo prácticamente nada para facilitar esa exploración.  La inacción oficial llegó a poner en riesgo la adjudicación de las 18 áreas petroleras offshore que realizó Cambiemos en mayo de 2019. Ahora que se le dio luz verde a Equinor, paradójicamente quien salió a oponerse es el intendente de Mar del Plata, Guillermo Montenegro, uno de los referentes territoriales de Cambiemos.

La licitación

La licitación que llevó adelante el gobierno de Mauricio Macri logró captar el interés de empresas líderes del segmento a nivel internacional y en términos geopolíticos, comprometió cuantiosos desembolsos con la intención de generar valor sobre la plataforma continental, fundamentalmente en cuencas aledañas a las islas Malvinas.

En total, 13 petroleras comprometieron una inversión de 724 millones de dólares. La lista incluyó a ExxonMobil, Total, Shell, British Petroleum, Wintershall, Equinor, Qatar Petroleum, Mitsui, ENI, Tullow, Pluspetrol, Tecpetrol y la propia YPF. Sin embargo, luego del cambio de gobierno la llegada de esos capitales quedó en duda por la inacción oficial

La inacción

El Ministerio de Ambiente convocó solo a una de las audiencias públicas previstas, en julio de 2021, y hasta ahora no había aprobado ninguno de los Estudios de Impacto Ambiental (EIA) que se requieren para iniciar las campañas de prospección sísmica.

El ministro Juan Cabandié, que llegó al cargo con el apoyo de una serie de entidades de defensa del medio ambiente que están en contra de cualquier tipo de actividad petrolera, no hizo prácticamente nada para avanzar con este tema. Solo realizó una de las audiencias públicas previstas a raíz del pedido de Equinor para avanzar con la exploración sísmica en tres de los seis bloques que se adjudicó (CAN 100, CAN 108 y CAN 114).

La audiencia tuvo lugar a partir del jueves 1 de julio en un ambiente hostil en el que participaron más de 500 oradores, en su mayoría miembros de organizaciones ambientalistas que se manifestaron en contra de autorizar la actividad. La Secretaría de Energía es la que debería haber defendido la conveniencia de que se lleven adelante estos proyectos que ya tienen inversiones garantizadas, sobre todo en un contexto en el que el gobierno argentino, por ejemplo, elabora un proyecto de ley de hidrocarburos con la intención de atraer inversiones petroleras. No obstante, el Director Nacional de Exploración y Producción, Nicolás Taiariol, quien estuvo presente en la audiencia, no habló.

La paradoja

Luego de haber postergado la aprobación durante dos años, finalmente Cabandié emitió la Declaración de Impacto Ambiental aprobando el Proyecto Norte. “Gracias a un trabajo en conjunto con organismos del Estado Nacional y una Audiencia Pública, con un amplio margen de participación, obtuvimos la declaración de Impacto Ambiental”, declaró el Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez. A su vez reafirmó que: “Se dio un paso fundamental para más producción de gas viable para las y los argentinos”.

La campaña está dividida en dos y abarca profundidades que van desde 1.000 a 3.500 metros en la plataforma continental argentina. La primera será sobre las licencias CAN 100 y 108, ubicadas a 307 kilómetros frente a la ciudad de Mar del Plata, y la segunda campaña será sobre el área CAN 114, que está a 443 kilómetros de la costa. Equinor tiene ocho permisos de exploración distribuidos en el norte y sur del Mar Argentino, donde es el operador en seis y participa en dos como socio.

Aunque en todos los casos Equinor será la operadora, en el área CAN 100 la empresa noruega controla el 35%, YPF otro 35% y Shell el 30% restante; mientras que en la CAN 114 tiene el 50% e YPF controla el otro 50%. Por último, en el área CAN 108 por ahora no sumó socios.

Cuando parecía que los problemas finalmente se habían resuelto, ahora es Montenegro el que se opone a una iniciativa que fue impulsada por el gobierno de Cambiemos, gobierno al que Montenegro representó como embajador en Uruguay y como diputado nacional.

“Vengo a renovar mi compromiso con todos los marplatenses. No voy a defender solo el trabajo sino también la calidad de vida de todos los que viven en mi ciudad. Y por eso voy a manifestar públicamente mi rechazo a cualquier tipo de explotación petrolera en las costas de General Pueyrredon”, aseguró el ahora intendente de Mar del Plata al anticipar que el municipio realizará una presentación judicial. “Quiero que haya más laburo y más industria en nuestra ciudad, pero no a cualquier costo”, agregó.

El intendente planteó como principal argumento “no tener los elementos necesarios para saber que este tipo de investigación no pueda llegar a dañar lo que tiene que ver con nuestra pesca y con nuestro turismo, que son dos grandes motores de la ciudad”. De este modo, desconoció la Declaración de Impacto Ambiental que aprobó el proyecto.

“Muchos de ustedes me eligieron, otros no. Lo que yo tengo claro es que mi mandato es pasajero, pero el daño que se puede generar en nuestra ciudad puede ser permanente y eso es lo que a mi me impone que esta semana vamos a realizar una presentación judicial para poder determinar cuáles son los alcances que puede llegar a tener este tipo de maniobras en la costa de nuestra ciudad”, aseguró el hombre del PRO. De este modo, Montenegro pone en riesgo una de las iniciativas de la gestión macrista que logró comprometer mayores inversiones para tratar de incrementar la producción de hidrocarburos.

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Las altas temperaturas que oscilaron este miércoles entre los 32°C y los 38°C en varias provincias del país provocaron un nuevo récord de demanda del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) de 27.019 megavatios (MW) de potencia. Fuentes consultadas por EconoJournal expresaron al respecto que, si bien el sistema eléctrico está apretado, se mantuvo con un nivel consistente de operación.  

La región del Litoral, con epicentro en las provincias de Santa Fe y Entre Ríos, fue la más afectada durante la jornada de ayer. En Rosario, por ejemplo, la Empresa Provincial de la Energía de Santa Fe (EPE) se vio obligada a instrumentar cortes rotativos de prevención con el fin de enfriar los cables que están al límite de resistencia de calor. Se trata, en rigor, de una estrategia de reparto de cortes para evitar fallas que requieran soluciones mucho más complejas.

En el caso del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) la demanda de energía eléctrica creció, pero suscitó problemas relativamente menores. Una línea de Transener de 500 kilovatios (kV) sufrió una falla que afectó el abastecimiento en un área de la concesión de Edesur. No obstante, se realizaron diversas maniobras tácticas para recuperar el óptimo funcionamiento del tendido y el inconveniente fue resuelto. Algo similar pasó en Tucumán, con la ruptura de un cable que pudo repararse.

Importación de energía

Ayer, el récord de demanda a nivel nacional superó la última cifra de 26.450 MW registrada por la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (Cammesa) el 25 de enero del 2021. Pese a eso, el sistema funcionó con reservas rotantes de 1200 MW, el nivle óptimo que requiere el despacho normal del sistema.

Aun así, fue necesario importar energía para complementar el parque de generación local. Es una práctica extendida cada verano cuando se intercambia energía con Brasil para cubrir los picos de demanda en cada país. Ayer se importaron alrededor de 950 MW de Brasil, 350 MW de Uruguay y 20 MW de Paraguay. La potencia reemplazó la baja generación disponible en las centrales hidroeléctricas Yacyretá y Salto Grande, que siguen afectadas por la bajante del Paraná. También se registraron bajas en algunas centrales termoeléctricas, como por ejemplo en la central de TermoAndes y en la de Enel Costanera, que tienen máquinas fuera de servicio.

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El Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral que conduce José Llugdar inauguró esta semana un Centro Recreativo en Comodoro Rivadavia, provincia de Chubut, ante la presencia de autoridades del poder político, del sector empresarial, de otras instituciones sindicales y de los afiliados y socios adherentes a la mutual.

La torre de 8 pisos y 12.600 metros cuadrados cubiertos —ubicada en la calle Bouchardo N°1350 —destina los tres primeros pisos sobre la planta baja a un centro de salud con modernos equipamientos, ascensores de gran capacidad de carga y acceso vehicular apto para el ingreso de ambulancias.

Asimismo, el edificio que demandó ocho años de obra funciona como un polideportivo con salones de medidas profesionales para realizar eventos internacionales de Voley, Handball y Básquetbol. La instalación cuenta con un sector de tribunas, amplios vestuarios y sanitarios, dos canchas de pádel, piscina semiolímpica con sistema deshumidificador de última generación y multiplicidad de filtrado del agua, dos piletas auxiliares, sector de sauna y spa, cabinas solares de última generación, sector de confitería y hall de acceso principal; área de fitness, musculación, spinning y artes marciales/mixtas, cocina industrial, sector de parrillas y asadores, entre otros.

“Podemos cambiar la realidad, pasamos un año difícil y jamás nos detuvimos. Junto a los trabajadores hicimos lo que debíamos hacer, porque estamos convencidos que desde el lugar que nos corresponde, se pueden hacer las cosas bien y después la suerte determinará si hay éxito o no”, expresó el secretario general José Dante Llugdar.

El acto inaugural contó con la presencia del vicegobernador de Santa Cruz, Eugenio Quiroga, del Intendente comodorense, Juan Pablo Luque; los intendentes de Caleta Olivia, Fernando Cotillo y de Pico Truncado, Osvaldo Maimo, el secretario general Petroleros Privados del Chubut, Jorge Ávila; los directivos de YPF, Pablo González y Sergio Affronti, y Marcos Bulgheroni de Pan American Energy; además de la Comisión Revisora de Cuentas y el Cuerpo de Delegados Gremiales, entre otras autoridades.

El Centro en números

12.600 m2 de superficie construida8 años de obra300 a 400 personas trabajaron en la construcción de manera itinerante6 equipos de ascensores de última generación200 pilotes de 8 a 12 mts de profundidad por promedio 1 m de diámetro de fundación285 toneladas de hierro4.500 m3 de hormigón1.600 kva de potencia de energía propia instalada con generador de 800 kva.3.200 m2 de vidrios8.000 m lineales de bandejas portacable11.000 ml de cable de red3.2 millones frigorías y 3.5 millones calorías instaladas en equipos de aire acondicionado

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El grupo minero chino Hanaq y Jemse, la empresa provincial de energía y minería de Jujuy, firmaron un acuerdo por el cual la empresa asiática explorará la mina Aguiliri para evaluar su potencial para el desarrollo de yacimientos de litio, plata, plomo y zinc. El convenio es por el término de dos años con opción a compra.

“En caso de que el yacimiento entre en producción, Hanaq deberá abonarle a Jemse una suma en pesos equivalente al 3% del retorno neto de fundición sobre el valor de la venta de los minerales que se extraigan de Mina Aguiliri”, señaló la empresa jujeña en un comunicado.

El grupo Hanaq tiene otras operaciones en la Argentina y Perú, entre otros países. En octubre del año pasado, inició sus primeras exportaciones de cloruro de litio en el proyecto que opera en el Salar de Diablillos, en la provincia de Salta. Hanaq controla el 1% de la extracción de litio del mundo.

El proyecto

La mina Aguiliri se ubica en el Triángulo del Litio, la zona que comparten Argentina, Chile y Bolivia donde está la reserva más grande del mundo de este mineral. Cuenta con una superficie de 7.000 hectáreas ubicadas al norte de Paso de Jama, en el departamento de Susques.

El acuerdo incluye además un compromiso de inversión por parte de Hanaq Argentina relacionado a trabajos de exploración por US$ 160.000 en el plazo de 24 meses. Asimismo, el grupo chino asumirá el pago de cánones, costos de mensuras, reposición de linderos, impuestos, indemnizaciones por servidumbres o compromisos que se asuman con superficiarios y actualización de informes de impacto ambiental.

Felipe Albornoz, presidente de Jemse, expresó que “este acuerdo es muy importante para el desarrollo socio-económico local, dado que se sigue generando puestos genuinos de trabajo de manera directa e indirecta en la provincia de Jujuy, además de continuar gestionando y accionando para que se concreten numerosas inversiones en la zona”.

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El cristinismo salió a instalar en los medios de comunicación que el año próximo el aumento en las tarifas de luz y gas será de entre 17% y 20% para cerca del 80% de los hogares, mientras que el 20% de mayor poder adquisitivo debería enfrentar una suba sustancialmente mayor debido a la quita de subsidios, aunque no se precisó de cuánto podría llegar a ser ese ajuste.

El encargado de filtrar la información, que no cuenta con el aval del ministro de Economía, Martín Guzmán, fue el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, a quien el propio Guzmán intentó desplazar sin éxito a comienzos de este año. El funcionario le transmitió a los periodistas que el tope de 20% será para las tarifas de luz y gas. De este modo, se mostró como una especie de secretario de Energía en los hechos, pese a que sus funciones formales se limitan al área eléctrica.

Lo que buscó el cristinismo con esta acción de prensa coordinada es anticiparse a Guzmán e instalar en la opinión pública que la suba tendrá un tope del 20%. De este modo, será difícil desandar ese camino sin dejar en evidencia una vez más el descalabro interno. La falta de coordinación es lo que explica que el anuncio se haya filtrado como un off the record sin que ningún funcionario haya salido a poner la cara.

En el caso de la electricidad, el gobierno nacional define solo las tarifas de Edenor y Edesur en el área metropolitana de Buenos Aires, pero en el caso del gas su alcance es nacional.

El tope del 20% cuando la mayoría de los economistas proyectan una inflación del 50% para 2022 deja en claro que los subsidios volverán a crecer con fuerza. De hecho, algunas proyecciones privadas estiman que si el precio del GNL se ubica en torno a 20 dólares y el aumento de tarifas es solo del 20% los subsidios podrían trepar hasta los 14.000 millones de dólares. Ese nivel de subsidios es incompatible con las recomendaciones que viene formulando puertas adentro el Fondo Monetario Internacional.   

Desde el cristinismo aseguraron que el aumento será superior al 20% para el sector de mayor poder adquisitivo, a quienes a partir de la política de segmentación se le recortarán los subsidios pudiendo incluso llegar a eliminarlos. Sin embargo, en este caso no hubo precisiones sobre a cuánto podría llegar el incremento. Lo único que se dijo fue que los afectados por la segmentación serían cerca del 20% de los hogares. Fuentes oficiales y privadas coincidieron en señalar a EconoJournal que los avances en la segmentación han sido prácticamente nulos. Por eso Basualdo no ofreció detalles sobre ese punto.

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Puma Energy continúa con los preparativos rumbo al Rally Dakar 2022, la competencia deportiva más exigente a nivel internacional que se desarrollará del 2 al 14 de enero del próximo año en Arabia Saudita con formato reducido y sin cruce de fronteras. Así, con el fin de impulsar acciones para acompañar esta gran aventura, la empresa líder en el mercado global de la energía presentó la nueva “Promo Salvaje”, un beneficio exclusivo para sus clientes. Quienes deseen participar deberán cargar 20 litros de combustibles o lubricantes en una Estación de Servicio de la Red Puma y, con la suma adicional de $990, se llevarán la botella oficial del Puma Energy Rally Team.  

De esta manera, la compañía mantiene firme la intención de fortalecer sus lazos con el deporte y unir fuerzas con los mejores representantes del automovilismo. En este sentido, el Puma Energy Rally Team ya ultima detalles de su preparación con el propósito de realizar una buena performance en el campeonato motor más difícil del mundo. Juan Manuel “Pato” Silva, piloto chaqueño de 49 años e ícono de este deporte, integrará la categoría Truck T4 de un certamen en el que debutó hace una década (Argentina – Chile 2011). En esta oportunidad, estará al volante de una Man TGA 4×4 Especial T4. Por su parte, Andrea Lafarja, corredora paraguaya que cuenta con una extraordinaria trayectoria en su nación, conducirá un Borgward BX7 DKR correspondiente a la clase Cart T1.

Desde Puma Energy se encuentran muy entusiasmados con el plantel que se ha conformado para esta competición. Ambos representantes poseen valores promovidos constantemente por la compañía, como la calidad, la innovación y la excelencia, gozan de un desempeño destacado en el mundo de esta actividad y sitúan a este equipo regional de Argentina y Paraguay como uno de los más sólidos del Rally Dakar 2022.

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La industria del petróleo y gas en Brasil proyecta que el sector podría generar hasta 50.000 empleos nuevos en 2022, impulsados por la recuperación del precio del barril y la venta de activos de Petrobras ya que usarán esas ventas para financiar el capex para upstream. La estimación es del Instituto Brasileño del Petróleo y Gas (IBP), entidad que agrupa a las principales empresas del sector. El presidente del IBP, Eberaldo Almeida, dijo que el sector proyecta que la producción de petróleo casi se duplicará para el 2030. “La producción de petróleo en Brasil, si se toma en cuenta desde hace dos décadas, ha crecido un 140%. Eso es casi 3 millones de barriles por día. La previsión que hacemos, como instituto, es que esta producción llegará a 5,4 millones de barriles diarios en 2030. Para ello hay que incrementar mucho la inversión. De 2020 a 2024, estimamos 50 mil millones de dólares. Con las inversiones también vienen los empleos”, afirmó Almeida.

Miles de nuevos empleos en upstream

El IBP proyecta que los empleos en el sector del upstream podrían trepar de alrededor de 330.000 puestos de trabajo en la actualidad a unos 610.000 para el 2025. En ese trayecto, estima que la industria podría crear entre 30 y 50 mil empleos nuevos solo en 2022.

Para Almeida algunos de los factores que explican el crecimiento futuro son las decisiones de porfolio de Petrobras, la liberación de proyectos para empresas más pequeñas tanto en tierra como en aguas poco profundas y la reducción de regalías en campos maduros para atraer inversiones. Para el presidente del IBP, estos factores ya están provocando cambios relevantes en estados como Rio Grande do Norte y Bahía.

Una parte del repunte esperado en la creación de empleos en el upstream se explica por la destrucción de los mismos durante la pandemia. Un relevamiento de la firma LCA Consultores, en base a datos oficiales de empleo, señala que el sector tuvo un saldo negativo en materia de empleo en los trece meses que van de marzo de 2020 hasta abril de 2021.

Plan estratégico de Petrobras

El crecimiento de la producción nacional de petróleo descansará en buena medida en las inversiones de Petrobras en exploración y producción. La petrolera de mayoría accionaria estatal aprobó en noviembre un plan estratégico que incrementa considerablemente el gasto de capital en upstream y confirma desinversiones en downstream y otros activos.

El Plan Estratégico 2022-2026 contempla un aumento del 22% en el CAPEX de la compañía respecto del plan 2021-2025. Petrobras planea invertir U$S 68.000 millones hasta 2026, con un 84% del CAPEX destinado a exploración y producción. El incremento en los gastos de capital está respaldado por el aumento de los precios internacionales del crudo.

El financiamiento para estas inversiones provendrá en parte del desprendimiento de activos, que comprenden principalmente campos terrestres y de aguas poco profundas, activos internacionales, refinerías, ductos terrestres, una participación restante en Gaspetro, la empresa petroquímica Braskem, plantas de generación térmica a petróleo y unidades de producción de fertilizantes. Petrobras espera embolsar entre 15 y 25 mil millones de dólares por estas ventas.

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Existe preocupación entre los técnicos del área energética del gobierno —tanto en la Secretaría que dirige Darío Martínez como en Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico— sobre el abastecimiento de combustibles para cubrir la demanda de energía durante los meses de verano. La importación de gas desde Bolivia promedió en los últimos meses los 8 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), muy por debajo de lo estipulado en el contrato vigente entre ambos países, y la reserva hídrica en las represas de la cuenca del Paraná sigue muy deprimida (en especial la de Salto Grande).

A raíz de eso, en Cammesa asumen que durante los días de calor que se registren en el período enero-marzo habrá que cubrir el pico de consumo quemando combustibles líquidos. Prueba de eso es que la compañía mixta salió esta semana a licitar la importación de grandes volúmenes de gasoil y fuel oil para reforzar el stock de combustibles en el parque de generación.

Ayer por la noche presentó un tender para comprar 200.000 m3 de fuel oil, en tanto que unos días antes había hecho lo propio para adquirir 300.000 m3 de gasoil en el mercado internacional. Serán, en total, unos 10 cargamentos de derivados del petróleo que arribarán a la Argentina en el primer trimestre de 2022 con un costo total cercano a los 250 millones de dólares, según indicaron a EconoJournal tres fuentes del mercado de trading de combustibles.

“Estamos justos para garantizar el suministro de combustibles y reservas hidroelectricas para el verano. La cuenca del Paraná sigue muy baja y Bolivia es una incertidumbre”, explicaron en un despacho oficial del Poder Ejecutivo.

Exportación incremental

Pese a eso, la Secretaría de Energía autorizará esta semana un nivel incremental en las exportaciones de gas hacia Chile entre el 1° de enero y el 30 de abril de 2022. Según la Nota N° 8354 firmada por Darío Martínez, que tiene fecha del 16 de diciembre, el Ejecutivo habilitó a las productoras de gas con compromisos de producción bajo la órbita del Plan Gas.Ar a elevar sus envíos de gas hacia el mercado chile por hasta 5 MMm3/día. El precio de venta del fluido no podrá ser inferior a los US$ 4,47 por millón de BTU según consta en la norma a la que accedió este medio.

Las petroleras tenían tiempo para presentar ofertas hasta el 24 de diciembre. En total se recibieron 11 propuestas de seis empresas: Tecpetrol, Pampa Energía, YPF, Total, PAE y Vista, según el detalle de la Nota N° 0802 firmada por la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Videla Oporto.

Para el mes de enero se recibieron ofertas para exportar 3,205 MMm3/día de gas. Para febrero 3,7 millones y para la segunda quincena de marzo, 4,230 MMm3/día.

La Secretaría de Energía deberá informar ahora cuántas de esas operaciones de venta de gas serán oficialmente aprobadas. De todas, la más llamativa es la de YPF, la petrolera controlada por el Estado, que presentó una venta de gas a sí misma (a su subsidiaria YPF Chile SA), tal vez pensando en tomar la exportación como buffer para colocar su producción en días en que la demanda argentina esté amesetada.

Detalle de las operaciones de venta de gas a Chile recibidas por la Secretaría de Energía entre enero y abril de 2022.

Las dos notas redactadas por la Secretaría de Energía advierten que las exportaciones incrementales hacia Chile “no podrán ser detraídas de aquellos volúmenes comprometidos con Cammesa”. Es decir, la empresa encargada del despacho eléctrico tendrá prioridad para seguir tomando el gas comprometido por las petroleras en las rondas del Plan Gas.Ar. “La duda es si los volúmenes ofertados por las empresas son excedentes a lo que ya está comprometido en el Plan Gas.Ar o no. Habrá que ver qué exportaciones autoriza la autoridad de aplicación”, reconocieron en una compañía.

¿Por qué Ejecutivo avanzó con un proceso de autorización de nuevas exportaciones de gas a Chile si el suministro de combustibles para el verano está justo?

En primer lugar, para dar una señal más a los productores de la cuenca Neuquina, que son los que más inversión comprometieron en el Plan Gas.Ar. Chile está importando LNG a precios record (por arriba de 30 dólares por MMBTU). Para los productores argentinos es un buen negocio tratar de captar parte de ese mercado que está dispuesto a pagar precios mayores a los que se abonan en la Argentina (el precio medio del Plan Gas es de 3,55 dólares).

Más teniendo en cuenta que el sistema de transporte desde la cuenca Neuquina está saturado durante los días de baja demanda de gas en el mercado local. Durante esas jornadas, buena parte de la inyección de gas de las petroleras termina rebotando en la punta de ingreso al sistema porque la capacidad de transporte de gas ya está completa. Frente a ese escenario, varias empresas pidieron que se le permite ampliar las exportaciones con transporte firme hacia Chile para no tener que cerrar pozos en producción.

“Es una forma también de premiar a las petroleras que comprometieron producción incremental para el próximo invierno como Tecpetrol y Pampa Energía”, reconoció una fuente oficial.

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Después de varios meses y de repetidos anuncios, el gobierno publicará la resolución para liberar la prioridad de despacho en proyectos de energías renovables del programa Renovar que no se construyeron. Según cálculos de distintas fuentes del sector privado, se trata de proyectos que suman alrededor de 2.000 MW que no fueron construidos o que, en el mejor de los casos, tuvieron un mínimo avance, pero no continuaron por falta de financiamiento y por la crisis económica desatada en 2018. Era una medida esperada por el sector privado, que está prácticamente frenado, ya que -así- se libera capacidad de transporte para nuevos proyectos.

La Resolución 1260/21, que lleva la firma del secretario de Energía Darío Martínez, le da una salida a los proyectos mediante el pago de una multa o la posibilidad de pedir una prórroga bajo nuevas condiciones contractuales, como la reducción de plazos y de la potencia original contratada. La rescisión de los contratos deberá presentarse ante Cammesa (la empresa que administra el mercado mayorista eléctrico) en un plazo no mayor a 30 días hábiles a partir de la publicación de esta medida en el Boletín Oficial.

En concreto, la resolución, a laque accedió EconoJournal, otorga una salida a los titulares de los proyectos eólicos y solares para rescindir el contrato de abastecimiento firmado con Cammesa abonando US$ 17.500 por cada megavatio de potencia contratada (US$/MW). Para los proyectos más chicos, generalmente vinculados a desarrollos de biogás, biomasa, biogás de relleno sanitario y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, el pago de salida es de US$ 12.500 por cada MW contratado. Así, por ejemplo, un proyecto eólico de 100 MW adjudicado en la Ronda 2 del programa Renovar (que implicaba un contrato PPA con Cammesa por 20 años y en dólares) que no se construyó, deberá desembolsar US$ 1.750.000 para rescindir el contrato.

Los proyectos involucrados en la resolución fueron adjudicados en las rondas 1, 1.5, 2 y 3 (también en la Resolución 202 de 2016) del programa Renovar, impulsado entre 2016 y 2018 por el gobierno de Mauricio Macri y ejecutado por el exsubsecretario de Energías Renovables, Sebastián Kind. En total, en el programa Renovar hay 185 proyectos adjudicados en todas las rondas por casi 4.750 MW de potencia contratada y habría alrededor de 2.000 MW sin avances y ocupando prioridad de despacho.  

Además, los titulares de los proyectos deberán renunciar a cualquier acción o reclamo judicial ante tribunales nacionales o internacionales y la presentación de una declaración jurada de “renuncia a los beneficios fiscales contemplados en el Artículo 9º de la Ley Nº 26.190, modificado por la Ley Nº 27.191, por aquellos beneficios otorgados y no gozados”.

La firma

En los considerandos, la Resolución 1260/21 hace referencia a la complejidad de la medida, ya que advierte la necesidad de liberar capacidad de despacho para motorizar nuevamente al sector, pero, al mismo tiempo, que esas condiciones de salida no generen desigualdades ante los proyectos que sí avanzaron en las mismas condiciones y hoy están en operación comercial.

En este sentido, en los considerandos del texto que firmó Darío Martínez, a cargo de la Secretaría de Energía como autoridad de aplicación, se remarca que “resulta necesario para el Estado Nacional recuperar la capacidad de transporte de los nodos de la red comprometidos con los proyectos que no se encuentran habilitados comercialmente y que presenten dificultades para concretarse, de manera que se permita la eventual suscripción de nuevos contratos en los referidos nodos”.

Además, subraya: “en consecuencia, esta autoridad de aplicación debe adoptar las medidas necesarias para afrontar las circunstancias que se presentan con el debido respeto a los contratos suscriptos oportunamente, y resguardando los intereses del Estado Nacional, el adecuado desarrollo del sector eléctrico y el cumplimento de los objetivos definidos por el marco legal vigente”.

Pedidos de prórroga

La medida permite que las empresas titulares de los proyectos que están demorados y no alcanzaron la fecha de habilitación comercial puedan “solicitar una prórroga de hasta 365 días corridos para la fecha programada de habilitación comercial, para lo cual la sociedad titular del proyecto deberá suscribir con Cammesa una adenda a su contrato de abastecimiento en la que se establecerán los términos de su reconducción”. También habrá un plazo de hasta 30 días hábiles desde la publicación de la medida.

Para obtener la prórroga, las empresas deberán:

a) Aceptar una reducción del período de abastecimiento del contrato, equivalente a dos veces la cantidad de días corridos transcurridos entre la fecha programada de habilitación comercial original (teniendo en cuenta cualquier extensión de esta última por el otorgamiento de las prórrogas solicitadas o la suspensión de plazos dispuesta por esta Secretaría de Energía, según corresponda) y la fecha de habilitación comercial”.

b) Aceptar una reducción del precio del contrato de abastecimiento en base a la siguiente fórmula:

c) Incrementar la garantía de cumplimiento de contrato en un 30% de su monto original.

d) Acreditar un mínimo de componente nacional declarado (CND) del 30% en las instalaciones electromecánicas del proyecto. En caso de que este valor haya sido comprometido en la oferta original, se tendrá por cumplida esta condición.

e) Incrementar al menos el 5% del CND cuando el proyecto hubiera comprometido un porcentaje inferior al 30%.

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El Ministerio de Economía destacó la semana pasada que hasta el 17 de diciembre de este año se recaudaron 247.503 millones de pesos provenientes del impuesto a las grandes fortunas y ya se ejecutaron 180.205 millones, el 73% de esos fondos. El objetivo del informe oficial es mostrar un avance significativo en el gasto de los recursos a un año de la creación del impuesto porque eso es sinónimo de buena gestión. Sin embargo, el 25% del dinero debía ser destinado a proyectos de inversión en gas natural y lo que en ese caso se presentó como gasto fue simplemente la transferencia a la cuenta de la empresa estatal IEASA. Desde el punto de vista contable, lo que hizo el gobierno es correcto, pero políticamente es una decisión polémica poner en una gacetilla que se lleva gastado el 73% de lo recaudado cuando, como máximo, se desembolsó sólo el 48,4%.

En el área energética, a las recurrentes internas que vienen dificultando el avance de la gestión, se les sumaron en esta ocasión las limitaciones que impuso el propio oficialismo al momento de sanción de la ley de creación del impuesto.    

Qué dice la ley

La ley 27.605, sancionada en diciembre de 2020, establece en su artículo 7 que el 25% de lo recaudado por el impuesto a las grandes fortunas debía ser destinado “a programas y proyectos que apruebe la Secretaría de Energía de la Nación, de exploración, desarrollo y producción de gas natural, actividad que resulta de interés público nacional, a través de Integración Energética Argentina S.A., la cual viabilizará dichos proyectos proponiendo y acordando con YPF S.A., en forma exclusiva, las distintas modalidades de ejecución de los proyectos”.

El mismo artículo aclara luego que IEASA debe reinvertir las utilidades “en nuevos proyectos de gas natural durante un plazo no inferior a 10 años a contar desde el inicio de la vigencia del presente régimen”.

Qué se hizo

Desde la sanción de la ley la secretaría de Energía no informó en ningún momento haber aprobado programas o proyectos de exploración, desarrollo y producción de gas natural para ser financiados con los recursos del impuesto a las grandes fortunas.

En el informe de Economía se aclara que “la elevada ejecución del área corresponde principalmente a la transferencia de fondos a Integración Energética Argentina (IEASA), con el objetivo de que sean utilizados exclusivamente en los destinos determinados por esa Ley”. En total se recaudaron 60.876 millones de pesos y se giraron a IEASA 60.190 millones de pesos, el 97%

EconoJournal consultó a fuentes de la secretaría de Energía quienes se limitaron a aclarar que los fondos “están depositados en una cuenta  especial con destino específico a lo dispuesto en la ley. La Secretaría de Energía resolvió girar todo (unos 600 MM USD al momento) y el ritmo depende de Hacienda”. Este medio también se puso en contacto con el Ministerio de Economía, pero no dieron mayores precisiones.

El destino de los fondos

El informe de Economía dice que el gobierno nacional inició el proceso para la construcción de la primera etapa del gasoducto Néstor Kirchner y del Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional, cuya implementación tiene por objeto “promover el desarrollo, el crecimiento de la producción y abastecimiento de gas natural; sustituir las importaciones de GNL y de Gas Oíl – Fuel Oíl que se utilizan para abastecer la demanda prioritaria y las centrales de generación térmica respectivamente”.

Luego precisa que la primera etapa del Sistema Transport.Ar tendrá un costo aproximado de 1566 millones de dólares y, cuando esté finalizada, generará un incremento en la capacidad de transporte de 24 millones de m3 diarios con un ahorro de divisas de 1450 millones de dólares y un ahorro fiscal de 1060 millones de dólares.

“A fines de completar el financiamiento requerido para ejecutar esta primera etapa del Sistema Transport.Ar y del Gasoducto Néstor Kirchner, se tomó la decisión de transferir inmediatamente a IEASA los fondos recaudados por el Aporte Solidario y Extraordinario”, precisa Economía. Sin embargo, la ley es clara al explicitar que los fondos deben ser destinados “a exploración, desarrollo y producción de gas natural”. En ningún momento habla de obras de transporte de gas. Además, deben ser IEASA e YPF las empresas encargadas de consensuar cómo ejecutar esos fondos.

Para poder destinar recursos del impuesto a las grandes fortunas a la construcción de un gasoducto que beneficiará a la mayoría de las petroleras, el proyecto de Presupuesto 2022, que obtuvo dictamen de mayoría en la comisión de Presupuesto y Hacienda este mes, modificaba en su artículo 101 el inciso 5 del artículo 7 de la ley 27.605 para que los fondos no solo tuvieran que ser destinados a “a exploración, desarrollo y producción de gas natural” sino a “exploración, desarrollo, construcción y mantenimiento de infraestructura, transporte y producción de gas natural”. El problema es que el proyecto de Presupuesto fue rechazado por el Congreso Nacional y esa modificación todavía se encuentra pendiente. 

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Edenor, la principal distribuidora de energía eléctrica de Argentina, creó un nuevo canal de atención por WhatsApp que permitirá a sus clientes residenciales (enviando un mensaje al número 15-3900-0000) realizar el cambio de titularidad de la factura de manera sencilla: con los datos del DNI y un correo electrónico.

“En Edenor, entendemos que actualizar el servicio a nombre de uno permite agilizar los trámites y gestiones. Además, la titularidad puede ser utilizada como certificado de domicilio y posibilita la adjudicación de la Tarifa Social que —en caso de corresponder—, solo se otorga a los titulares del servicio eléctrico”, aseguraron desde la compañía que cuenta con un área de concesión 21 municipios en los que habitan más de 9 millones de personas.

El diferencial de la herramienta se evidencia en el trámite que consta de una serie de preguntas que deberán responderse por “sí” o por “no” en menos de cinco minutos. Adicionalmente, este nuevo canal permitirá a los usuarios adherirse a la factura digital y realizar el pago mediante billeteras electrónicas utilizando un Código QR Interoperable.

Segmentación tarifaria

La implementación de la herramienta tecnológica por parte de la empresa controlada por los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti, se inscribe en el contexto de discusión por la segmentación de subsidios de la tarifa eléctrica en función de los distintos deciles de la población.

El 10 de noviembre del 2021, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) emitió un comunicado solicitando a las distribuidoras Edenor y Edesur que “adecuen sus mecanismos de gestión a fin de promover el reempadronamiento de más de 1.500.000 usuarios residenciales. Este universo comprende domicilios de suministro en los que se registran como titulares personas fallecidas y que poseen inconsistencias en los datos registrados, por ejemplo, omisiones o errores en los números de DNI”. Además, “se incluye el caso de personas que se declaran como titulares de una pluralidad de domicilios”, tal como indicaron desde el organismo.

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De forma sorpresiva, el sindicato de petroleros privados de Santa Cruz, que dirige Claudio Vidal, envío ayer, poco después de las 18, un comunicado por WhatsApp informando el inicio de un paro en todos los yacimientos de YPF en la provincia patagónica. A Vidal lo esperaban a última hora de ayer en la torre de Puerto Madero y leyeron su amenaza como un intento de robustecer su posición antes de sentarse a negociar, justo un día después de que el voto del flamante diputado nacional en representación del frente SER fuera uno de los que utilizó el gobierno para aprobar la reforma al régimen de Bienes Personales.

Allegados a YPF señalaron que la visita de Vidal ayer a YPF no tenía relación con su voto en el Congreso, pero la proximidad temporal entre uno y otro hecho dificulta no vincular ambos sucesos. “El acuerdo de Vidal en el Congreso es político y no tiene nada que ver con YPF. Pero, bueno, mezclan todo. Se supone que un sindicalista tiene que estar ideológicamente alineado con lo que se votó ayer (por el martes)”, indicaron a EconoJournal fuentes cercanas a la petrolera estatal.

La relación de Vidal con YPF es tensa desde hace años y durante el gobierno de Alberto Fernández estuvo lejos de ordenarse. Por un lado, porque para la petrolera bajo control estatal implica articular con un actor díscolo e impredecible como Vidal en un contexto de restricciones. La prioridad de YPF está hoy en Vaca Muerta. La rentabilidad está en el desarrollo de sus yacimientos no convencionales de Neuquén y no en los campos convencionales declinantes de Santa Cruz. Por eso, más allá de los anuncios políticos que realizó la empresa —como el del 1 de julio de 2020, en el que se comprometió a levantar 22 equipos torre en la provincia—, la realidad es mucho más modesta.

Disputa de fondo

El otro motivo que explica el cortocircuito entre Vidal e YPF es estructural e imposible de resolver en el corto plazo. Sólo puede gestionarse en el tiempo con el objetivo de ir llevando la situación. Está dado por la ambición de Vidal de ser gobernador de Santa Cruz en 2023, exactamente el mismo deseo que tiene el presidente de YPF, Pablo González. Es una silla para dos candidatos, que en estos dos años lejos de trabajar juntos buscarán neutralizarse mutuamente.

De los resultados legislativos de noviembre se desprende que la conducción política del Frente de Todos en Santa Cruz —donde conviven referentes de La Cámpora y representantes históricos del kirchnerismo— subestimó a Vidal, que se terminó quedando con el segundo lugar de los comicios, por encima del candidato del oficialismo, ambos por detrás de Roxana Reyes de Juntos por el Cambio.

Si los mismos resultados se repitieran en 2023, Vidal sería virtualmente gobernador, debido a que en la provincia rige el sistema de Lemas, por lo que en caso de no conseguir la mayoría absoluta, las fuerzas partidarias deben conformar bloques mayoritarios. Con doble sombrero —como sindicalista y ahora como diputado nacional—, Vidal aspira a socavar el armado de González, que a priori parecía el elegido de Frente de Todos para pelear por la gobernación en dos años. Habrá que ver cómo evoluciona ese escenario.

Lo concreto, en lo inmediato, es que Vidal deberá ratificar el 15 de enero su liderazgo dentro del gremio petrolero. Se descuenta que se impondrá en los comicios, aunque tendrá competencia porque se presentarán listas opositoras, algunos dicen que apalancadas por YPF, aunque desde la petrolera descartan de plano esa posibilidad y hasta reconocen que no hay ninguna chance de que Vidal pierda la elección. Mientras tanto, el sindicalista tensiona con YPF, amenaza con llamar a un paro imprevisto a pocos días de fin de año e intenta capitalizar su posición de poder.

Declaraciones

En el comunicado que difundió ayer por WhatsApp, Vidal señaló que “después de levantarse de la mesa de negociación sin ningún avance se frenó la actividad en todos los yacimientos de la Corporación YPF ante el incumplimiento del Convenio Colectivo de Trabajo (CCT) y las políticas de desinversión y abandono que la operadora nacional está llevando adelante en Santa Cruz”.

“Desde el gremio que represento demandamos la suspensión del programa de desinversión que la Corporación YPF está aplicando en Santa Cruz. Los datos que demuestran lo que decimos están a la vista. La producción hidrocarburífera de YPF en 2021 cayó por debajo de los 7.000 metros cúbicos por día. El promedio hasta el último mes es de unos 6.900 m3 y sigue cayendo”, sentenció Vidal y agregó: “Además, abandonaron 51 pozos de manera definitiva y de enero a diciembre bajaron 20 pozos de extracción efectiva”.

A su vez, cuestionó que «en Santa Cruz la Corporación YPF tiene casi el 55% de sus pozos parados o inactivos. Muchos millones de pesos pierde la provincia ante este panorama y las autoridades políticas no hacen nada para solucionar esto”, indicó el secretario general.

Despidos

Asimismo, el sindicato denunció la violación de los artículos 1 y 39 del CCT y la aplicación injustificada del artículo 223 bis de suspensiones que debió cesar el 31 de marzo del 2021: “Solicitamos la inmediata vuelta al trabajo de todo el personal afectado por este artículo y el cumplimiento inmediato de los artículos vulnerados. También rechazamos la política de retiros voluntarios que la empresa busca reinstalar en este período. Este tipo de medidas han fracasado a lo largo del tiempo, sobre todo en escenarios de cierre de posibilidades de recontratación como estamos viviendo”, destaca el documento.

“Está claro que la Corporación YPF busca ajustar sus cuentas a través del trabajo y la desinversión, obligando a las empresas de servicios a despedir trabajadores y bajar equipos. Aquellos que hace años vienen destruyendo a la operadora estatal siguen en sus cargos tomando malas decisiones y de ninguna manera pretenden levantar la actividad. Le pido a Sergio Affronti que tome cartas en el asunto y ordene la situación, es necesario que revea la dirección que se está tomando”, enfatizó Vidal.

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Mauricio Cordiviola, gerente de Operaciones de Camuzzi, analizó los planes y las expectativas a futuro de la mayor distribuidora de gas natural del país. En una entrevista exclusiva con EconoJournal, el ingeniero dueño de una amplia trayectoria en el sector gasífero enfatizó que los cuadros tarifarios actuales no son suficientes para afrontar los costos del servicio que brinda la compañía.

A través de un sistema de gasoductos y redes de distribución que superan los 50.000 kilómetros de extensión, Camuzzi abastece a 2 millones de usuarios en 7 provincias: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

–¿En qué situación está la empresa en la actualidad?, ¿Cuáles son los principales ejes a considerar para apuntalar el crecimiento económico del sector energético en general y de Camuzzi en particular?

-Camuzzi no es ajena a la realidad que atraviesa el sector en su conjunto. Nuestros ingresos provienen únicamente del margen de distribución contemplado en la factura que abonan los usuarios. La factura de gas que abona un usuario está conformada por 4 componentes básicos: el gas propiamente dicho (que remunera la actividad del productor de hidrocarburos), el transporte (que renumera la actividad de las empresas transportistas por acercar el gas desde las cuencas productoras hasta los centros de consumo), los impuestos y finalmente el margen de distribución, componente que renumera nuestra actividad y con el cual debemos afrontar nuestra actividad cotidiana. En este sentido, los cuadros tarifarios dispuestos están muy por debajo del aumento de costos que la compañía viene afrontando desde el 2019.

–¿En qué medida la volatilidad macroeconómica y los marcos regulatorios impactan en el accionar de la compañía?

-Somos una empresa regulada por el Estado argentino a través del ENARGAS, con una fuente de ingresos determinada por dicha autoridad regulatoria. Por ello, toda medida que se tome en materia tarifaria u otras medidas de impacto económico-financiero que no hayan sido previstas en la determinación de los respectivos cuadros tarifarios a aplicar durante un periodo determinado, tienen una incidencia directa en nuestra operación.

–¿Cuáles son las expectativas para el sector a futuro?

-El gas natural es un factor protagónico para el desarrollo de las economías regionales y del país en su conjunto. Como actores relevantes de este proceso esperamos y necesitamos que Argentina fije una política tarifaria que pueda sostenerse en el tiempo y que asegure el cumplimiento del marco regulatorio. Estos son factores determinantes para garantizar la sustentabilidad de las operaciones en el tiempo. 

El rol del gas en la transición energética

–¿Cuál es la perspectiva de la empresa respecto del rol del gas natural como vector hacia la transición energética?

-Argentina no está ajena a la mitigación del cambio climático. Seguramente en un futuro no muy lejano el mundo consumirá mayores volúmenes de fuentes renovables y el gas natural se convertirá en el combustible de la transición porque representa una energía limpia, competitiva, con muy buena disponibilidad en nuestro país (particularmente en materia de no convencionales). Es una opción muy realista y sustentable para acompañar este proceso hasta que las renovables alcancen un mayor nivel de desarrollo. Hoy el gas natural tiene una importante contribución en los consumos energéticos de distintos sectores de la economía. En un escenario de crecimiento de la demanda de energía, el gas natural podrá permitir satisfacer las necesidades térmicas, atender esa mayor demanda, y al mismo tiempo contribuir con la reducción de emisiones y la calidad del aire, permitiendo además la integración de las energías renovables.

Pandemia y digitalización

-¿Cuáles fueron los desafíos que asumió la compañía, en tanto empresa de servicio esencial, ante el advenimiento de la pandemia y las medidas de contención y protocolos que dispuso el gobierno?

-A través de protocolos de actualización permanente y una nueva forma de realizar las tareas operativas pudimos hacer frente a todas las necesidades propias del área, sin afectar ni demorar la respuesta a nuestros usuarios. La fortaleza estructural con la que ya contábamos nos permitió adaptar rápidamente cada operación a un entorno nuevo y sin antecedentes.

–¿Qué lugar ocupó la tecnología en ese proceso?

-La tecnología jugó un papel preponderante y de hecho la propia pandemia nos ayudó a profundizar un proceso de incorporación de tecnología que ya habíamos iniciado tiempo atrás. Por eso, aunque la virtualización de procesos en Camuzzi ya era una realidad en avance, el 2020 mostró resultados mucho más allá de lo esperado. El cierre obligatorio de la totalidad de los centros de atención al público no impidió la continuidad de los servicios brindados propios de la actividad, que fueron instrumentados a través de distintas herramientas tecnológicas. Aun en plena etapa de aislamiento seguimos gestionando solicitudes de servicio, requerimientos de inspección de instalaciones internas (tanto domiciliarias como industriales) y continuamos desarrollando proyectos de extensiones de redes y atención de reclamos.

-¿Prevén la incorporación de nuevas herramientas digitales?

-Sí. Queremos continuar con el plan de transformación digital. Implementamos, por ejemplo, la plataforma online de gestión de proyectos de instalaciones internas denominado “Portal Matriculados”. Es un portal web desde el cual los instaladores matriculados pueden administrar el proyecto de una instalación de gas desde su inicio, ingresando el pedido de factibilidad, además de los pedidos de inspecciones parciales de cañerías y ventilaciones, e inspecciones finales de artefactos colocados. Esta plataforma está integrada con nuestra Oficina Virtual que permite que los futuros usuarios pueden seguir en tiempo real el estado de su proyecto de instalación. Desde su implementación, en abril de 2020, el portal administró un total de 18.727 proyectos de instalación. Y con relación al usuario final, hoy tenemos más del 73% de nuestros usuarios digitalizados. 

-¿Cómo se manejó la empresa a la hora de organizar las tareas del personal?

-Nos propusimos no alterar los plazos en la operación, pero con una premisa clara para lograrlo: proteger adecuadamente al personal de Camuzzi. Por ello, se trabajó en la elaboración y sucesivas revisiones de protocolos de operación con cuidados sanitarios en las diferentes actividades: atención a usuarios, contacto en trabajos de habilitación de servicio, inspecciones de obra, acceso a viviendas e industrias, operación en plantas, transporte de gas por carretera (GNC/GLP). La sinergia entre diferentes áreas de Camuzzi hizo posible el diseño, prueba, mejora de protocolos y capacitaciones permanentes del personal en desempeño laboral bajo las condiciones impuestas por la pandemia.

-¿Cómo impactó en términos generales la caída de la producción de gas en los meses más duros de la pandemia?

-Si bien somos uno de los eslabones de la cadena del gas natural, es oportuno señalar que nuestra competencia está estrictamente asociada a la instancia final de ese recorrido, que es justamente la distribución del gas a los distintos medidores. Desde la óptica comercial y del despacho de gas, uno de los desafíos del año fue lograr la adecuada contractualización de la demanda prioritaria a partir del mes de abril hasta diciembre de 2020, teniendo en cuenta las condiciones vigentes a marzo de dicho año. Esto se pudo alcanzar gracias a distintas conversaciones mantenidas con los productores de hidrocarburos y la participación de la Secretaría de Energía extendiendo la vigencia de los contratos. Sin dudas fue un enorme desafío para todos los actores de la industria.

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Edesur denunció que fueron vandalizadas seis torres de alta tensión ubicadas en la zona de Esteban Echeverría (provincia de Buenos Aires), “poniendo en riesgo la normal provisión del servicio eléctrico para cientos de miles de clientes”. Según pudieron corroborar equipos técnicos de la compañía distribuidora, personas que no fueron identificadas robaron perfiles de hierro galvanizado de las bases de estas torres. “El servicio se presta con normalidad por el momento, pero la afectación de una línea como ésta sería muy impactante para el sistema”, resaltó Leonardo Bednarik, responsable de Operaciones de la Red de Edesur.

Se trata de varias estructuras metálicas de las líneas 33/34, que recorre los partidos de Esteban Echeverría, Almirante Brown, Glew, Presidente Perón y Ezeiza. Las torres están a 800 metros entre sí, en una zona descampada.

“Son redes de transmisión de 220 KV que llevan la energía desde las generadoras hacia las subestaciones. Hablamos de estructuras de hierro reticulado que resisten los esfuerzos del sistema. En este caso nos robaron los perfiles de la primera fase de la torre, probablemente para revender”, explicó Bednarik.

Los equipos técnicos ya están en el lugar trabajando para reparar los daños, “tarea que llevará varios días, este tramo de la red está en riesgo”, advirtió Edesur. “Este tipo de vandalizaciones pone en riesgo la estabilidad de las torres, es inaceptable”, resaltó Bednarik.

Edesur remarcó que, mientras se trabaja contrarreloj para reparar los daños, realizará la presentación correspondiente en la Justicia tras corroborar los daños con escribano público.

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La temporada invernal en Europa comenzó con nuevos precios récord del gas. El mercado anticipa que los almacenes de gas terminarán en los niveles más bajos de su historia al finalizar el invierno y proyecta precios altos también para el invierno de 2023.

En el Dutch TTF, punto de comercio virtual de referencia para el continente, los contratos de entrega de gas para enero cerraron la jornada del martes en € 180/MWh, una suba del 23% con respecto al lunes. Es un nuevo máximo histórico que coloca al gas en la zona de los U$S 60 por MMBTU. El mercado abrió la jornada del miércoles con precios superiores a € 170/MWh.

El mercado del gas también da señales de que la situación de precios altos persistirá al menos hasta el próximo invierno. Los contratos a diciembre de 2022 en el TTF treparon a € 126/MWh, un salto del 40% en una jornada.

Almacenamiento y tensión con Rusia

Los niveles bajos de gas en almacenamiento en Europa siguen siendo el principal factor detrás de los altos precios. El invierno encuentra al Viejo Continente sin haber reforzado lo suficiente su stock de gas y en tensión con Rusia por el conflicto en Ucrania.

El gas en los sitios de almacenamiento en los países de la Unión Europea se encuentra por debajo del 60% de la capacidad total. Es un nivel bajo que suele ocurrir en la segunda mitad de enero y que refuerza en el mercado la perspectiva de que el continente tendrá niveles críticamente bajos antes de que finalice el invierno.

Las fluctuaciones en la oferta de gas desde Rusia también inciden en esa perspectiva. Rusia detuvo los envíos de gas a través del gasoducto Yamal-Europa para atender su demanda interna en una semana de bajas temperaturas.

Pero cualquier decisión de Rusia con respecto a los envíos de gas también será leída en el marco de las crecientes tensiones en Ucrania. Las conversaciones entre Europa, Ucrania y Rusia para avanzar en la resolución del conflicto iniciado en 2014 se estancaron y el gobierno ucraniano denuncia la posibilidad de una invasión militar rusa en el este del país en los próximos meses. Estados Unidos respaldó a Ucrania y acordó con la Unión Europea la aplicación de sanciones si Rusia invade el país.

El presidente de Ucrania pidió la semana pasada a la Unión Europea aplicar sanciones preventivas para desincentivar una avanzada militar sobre su territorio. La diplomacia europea ve poco factible esa posibilidad pero reafirmó su compromiso con la integridad territorial de Ucrania. “Cualquier agresión nueva contra Ucrania tendrá consecuencias masivas y en respuesta un costo severo, incluidas medidas restrictivas coordinadas con socios”, advirtió la Unión Europea en un comunicado. El presidente de Rusia, Vladimir Putin, demandó a Europa y Estados Unidos garantías de que la OTAN no incorporará a Ucrania en la alianza militar atlántica.

Energía cara

Los altos precios del gas están llevando a industrias y usinas termoeléctricas a reducir la demanda. En el caso de las segundas, están cambiando a combustibles más baratos como el carbón y el petróleo. Pero la moderación en la demanda de gas no se ve reflejada en una baja de los precios de la electricidad. Todo lo contrario, registraron fuertes alzas en las últimas semanas.

Los precios diarios en los mercados mayoristas eléctricos superan los € 300/MWh, con picos de más de 500 euros. Francia, el principal exportador de energía en la Unión Europea, tiene problemas con su flota de reactores nucleares, que representan el 70% de la energía que se genera en el país. Hay al menos 17 reactores fuera de servicio por retrasos en las tareas de mantenimiento. El gobierno solicitó a EDF acelerar las tareas, de lo contrario, aproximadamente el 30% de la capacidad nuclear de Francia estará fuera de servicio a principios de enero. La situación europea podría agravarse con el comienzo del cierre definitivo en Alemania de las centrales nucleares que siguen en operación, programado para enero.

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Genneia, la principal generadora de energía renovable del país, invertirá US$ 60 millones en el desarrollo de un nuevo parque solar ubicado en Sierras de Ullum, en la provincia de San Juan. El proyecto impulsado por la compañía —que cuenta con un total de generación de energía limpia de 866 MW—, tendrá una capacidad instalada de 80 MW, equivalente al consumo de 50 mil hogares.

El presidente de Genneia, Jorge Pablo Brito, el CEO, Bernardo Andrews, y el director de Asuntos Corporativos, Gustavo Castagnino, se reunieron este martes con el gobernador sanjuanino Sergio Uñac para conversar sobre la iniciativa. Tras el encuentro, Uñac aseguró: “más inversión es más empleo genuino y más desarrollo, y este proyecto viene a fortalecer ese importante pilar de crecimiento que tenemos en San Juan”.

La construcción del Parque Sierras de Ullum iniciará la próxima semana en un predio de 100 hectáreas localizado sobre la Ruta Nacional 54. Se trata de la misma zona en la que se encuentran los parques fotovoltaicos de Genneia Ullum I, Ullum II y Ullum III, con una capacidad instalada de 82 MW. El desarrollo del nuevo parque tiene una duración aproximada de 14 meses y la puesta en marcha se estima para fines del 2022.

Desde Genneia prevén que el proyecto empleará a más de 400 personas de manera directa y contará con más de 150 mil paneles solares bifaciales de última tecnología con una característica particular: no sólo toman la energía directa del sol, sino que también toman la energía del reflejo producido en el suelo, aumentado en un 6% la generación de energía.

Inversiones

“Trabajamos fomentando las inversiones y la adquisición de capital de trabajo en empresas. Sin duda, el camino está en la articulación público-privada para avanzar en conjunto», aseguró el gobernador y agregó que “la nueva inversión fortalece el desarrollo del empleo privado”.

Por su parte, Jorge Brito explicó que la empresa tiene planes futuros en el país: “San Juan es un lugar en donde queremos seguir invirtiendo”. Asimismo, el directivo destacó la importancia del trabajo conjunto con la Agencia de Inversiones de San Juan y con la Empresa Provincial de Energía (EPSE).  

(De izquierda a derecha) Bernardo Andrews, Sergio Uñac, Jorge Brito y Víctor Doña.

El presidente de EPSE, Víctor Doña, también participó de la jornada y señaló: “en San Juan hay 16 plantas solares y la realidad es que el recurso solar en la provincia está entre los primeros del mundo”.

Finalmente, Bernardo Andrews puso en valor “el trabajo que realizó San Juan para potenciar las inversiones en materia de energía solar. Desde Genneia apostamos a seguir creciendo y liderando este mercado en Argentina. Ullum será uno de los principales conjuntos solares del país luego de la ampliación, superando los 160 MW de potencia instalada”.

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La industria hidrocarburífera mantuvo en noviembre 51 torres de perforación de pozos en actividad (el 50% corresponde al shale) y 67 torres de workover, según un relevamiento realizado por Mariano de la Riestra, un experto en materia de estadística hidrocarburífera con más de 20 años de experiencia en el sector de Oil&Gas. En este contexto, y ante un récord que superó las 1.100 etapas de fractura no convencionales, el informe de Riestra destaca que se impone como necesaria una reducción en los tiempos de trabajo y la incorporación de nuevos equipos para abastecer el stock intermedio de pozos entre las instancias de perforación y completación. A la vez, de cara al 2022 se prevé un ligero crecimiento de la actividad del orden del 5%.

Perforación y Workover

La industria hidrocarburífera argentina registró, en noviembre del 2021, un total de 51 equipos de perforación distribuidos principalmente en la cuenca Neuquina (31) y la cuenca del Golfo San Jorge (17) y en menor medida en la cuenca Austral, la Noroeste y la Cuyana. Las operadoras YPF y PAE encabezan la lista con 19 y 11 equipos respectivamente seguidas por Tecpetrol y Shell con 4, Total Austral con 2 y Pluspetrol y Vista Oil&Gas con uno cada una.

En paralelo, los equipos shale mantuvieron en general la tendencia del tercer trimestre del 2021 con 25 máquinas activas. YPF sumó 2 equipos a los 9 que tenía en julio de este año y Total Austral, incorporó uno más que se suma al que ya tenía. En noviembre del 2021 la actividad del no convencional abarca el 50% del total de equipos activos de perforación con 11 equipos en YPF, 4 en PAE, 3 en Tecpetrol y otros 7 entre Shell, Total, Vista, Phoenix y Capex.

En cuanto a los equipos de workover (67 en total), en noviembre, YPF y PAE se mantienen igualmente a la cabeza con 33 equipos para la empresa controlada por el Estado y 16 para la estadounidense. Por su parte, Capex y PCR suman 3 cada una. Le siguen Capsa, Phoenix, Tecpetrol y Vista con 2 y, por último, Total y Pluspetrol con 1.

La evolución mensual en materia de equipos de reacondicionamiento de pozos en noviembre dejó en primer lugar a la provincia de Chubut con 20 torres de workover. Por debajo, figura Santa Cruz con 16, Mendoza con 14 y Neuquén con 12.

Etapas de Fractura

Como indica el reporte, se llevaron a cabo en noviembre un total de 1.307 etapas de fractura, de las cuales 160 pertenecen al segmento convencional, 1.118 al shale y 29 al tight. La distribución de etapas shale de los últimos 6 meses determina que las compañías Halliburton y Schlumberger hicieron el 80%, (3477 HASA y 2224 SLB). El resto se divide entre Weatherford 277 (4%), Calfrac 641 (9%) y Tenaris 476 (7%).

Si se toma como referencia el período diciembre del 2020/noviembre del 2021, YPF pasó de desarrollar 229 etapas de fractura el último mes del año pasado a 564 en el anteúltimo mes del corriente año. Aun así, la cifra disminuyó respecto de las 655 etapas de octubre del 2021. PAE realizó este año 196 en noviembre, 81 más que a fines del 2020. No obstante, la petrolera registró, al igual que la firma bandera, una baja de 73 etapas versus octubre.

Se destaca también el desempeño de Vista, la empresa fundada por Miguel Galuccio, que aumentó las fracturas de 3 a 218 en un año. Asimismo, Tecpetrol pasó de desarrollar 68 a 114 y CGC de 1 a 24 etapas en el mismo período.

Con respecto a las etapas es necesario aclarar que las etapas de Vaca Muerta son todas iguales. Por cuestiones contractuales y como facturan las empresas de servicios, todas las etapas tienen 1500m3 de agua y 250 toneladas de arena (si el productor quiere mas densidad, lo que hace es poner las etapas mas cerca y jugar con los clusters), pero las etapas de tight son muy variadas en volumen y mas chicas que las de Vaca Muerta, mientras que las etapas convencionales son todavía más chicas y aún más variadas.

Estados Unidos

En Estados Unidos, con un nivel de precio del petróleo de US$ 81,54 para el Brent y de US$ 79,83 para el WTI (+54% vs Nov-20) —sumado al nivel de actividad que está en un 80% por arriba de los valores de noviembre del 2020—, los pronósticos para el sector son positivos.

En materia de equipos de perforación, el país norteamericano tiene activas en la actualidad 576 torres versus las 320 del anteúltimo mes del 2020. Los precios se contrajeron en noviembre del 2021, pero están muy por encima de los US$ 45 del 2020.

Con poco apalancamiento bancario para las inversiones de perforación y producción, las empresas no anuncian grandes desembolsos para proyectos en el sector. Se prevé que en 2022 las inversiones más relevantes se concretarán en mercados emergentes, como Guyana, Suriname o nuevas áreas del Golfo de México.

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La Legislatura de Santa Cruz aprobó el proyecto de Acuerdo de Prórroga de Concesiones Hidrocarburíferas, firmado entre el gobierno provincial y la empresa CGC por las áreas en que la china Sinopec había suspendido las inversiones. La extensión obtuvo 16 votos a favor y 8 en contra. El dato llamativo fue que los legisladores que responden a Claudio Vidal, líder del sindicato de petroleros privados de Santa Cruz y diputado electo en los últimos comicios de noviembre, se abstuvieron de avalar la iniciativa que reportará un incremento de la actividad hidrocarburífera en el norte de la provincia.  

Como consecuencia de la aprobación de ese acuerdo de prórroga por 10 años que había sido firmado el 15 de noviembre, entró en vigencia también el acta-acuerdo en el que las partes se comprometieron el pasado 16 de diciembre acelerar actividad prevista para 2022 y activar durante ese ejercicio un total de 3 equipos de Workover y un segundo equipo perforador durante el segundo semestre de ese mismo año.

El impulso a la inversión en el norte de Santa Cruz llega luego de un largo período de abandono por parte de Sinopec, concesionaria que antes de retirarse había suspendido paulatinamente sus inversiones hasta llegar a niveles mínimos históricos, con el consecuente deterioro en los niveles de actividad y de contratación de mano de obra.

CGC se comprometió ahora a establecer una oficina permanente en la ciudad de Caleta Olivia con funciones de reporte en el ámbito de compras y contrataciones, en donde se asignará personal para la atención de consultas con relación a las operaciones de la compañía en las áreas de la Cuenca del Golfo de San Jorge.

En lo que refiere a las inversiones, el acuerdo firmado por el vicegobernador de la provincia Eugenio Salvador Quiroga y el titular de CGC Hugo Eurnekian no explicita cifras, pero se afirma que “CGC ha desarrollado y acordado con las autoridades provinciales, un ambicioso programa de inversiones que apunta a revertir estas situaciones, a poner en valor las concesiones y a dinamizar rápidamente toda la actividad vinculada a su ejecución”.  

Hugo Eunekian junto al vicegobernador de Santa Cruz Eugenio Quiroga.

También se aclara que las partes trabajarán en el diseño de un plan de desarrollo regional que involucre a las comunidades de la zona norte de Santa Cruz, Golfo de San Jorge. “Como puntapié inicial CGC se compromete a contratar dentro de los primeros meses de 2022 a una consultora con experiencia y conocimiento adecuado para iniciar las actividades pertinentes”, señala el acta.

A su vez, las partes acordaron la priorización en la contratación de empresas locales del norte de Santa Cruz en primer lugar, y regionales del Golfo de San Jorge en segundo, “siempre y cuando las condiciones de contratación sean competitivas técnica y económicamente”.

Asimismo, las partes acordaron la priorización de contratación de mano de obra local santacruceña del 75%, lo que representa un incremento del 5% respecto de lo establecido en la normativa vigente. Por último, se acordó también la utilización en primera instancia del personal de la zona que todavía se encuentre sin tareas efectivas debido al impacto de la pandemia de coronavirus.

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La Legislatura de la provincia de Chubut derogó la ley de zonificación minera, una iniciativa impulsada por el gobernador Mariano Arcioni y aprobada por los mismos diputados provinciales hace sólo seis días. Con la aprobación del proyecto número 128 del miércoles pasado se había habilitado la actividad minera en la Meseta de Chubut. La reciente derogación por unanimidad (23 legisladores presentes sobre 27) sepultó esta posibilidad. En este marco, el Consejo Federal de Minería (COFEMIN), organismo integrado por el Estado Nacional (Ministerio de Desarrollo Productivo y la Secretaría de Minería) y a las provincias mineras, emitió un comunicado rechazando la derogación de la ley.

En concreto, el COFEMIN señaló: “reiteramos nuestro apoyo a la Zonificación Minera de Chubut propuesta, y somos también los primeros en trasmitir que todo desarrollo minero debe ser realizado siempre en el marco fundamental de respeto a la Constitución Nacional Argentina, a la legislación vigente provincial y nacional, a las autoridades electas democráticamente, a las comunidades locales, y a la ciudadanía en general, respetando las instituciones que consolidan un sistema democrático”.

El Consejo Federal de Minería repudió también los hechos de violencia que sucedieron en los últimos días en Chubut y resaltó que “queremos manifestar que somos los primeros que defendemos la soberanía de cada provincia para administrar sus recursos naturales, tal cual lo dicta nuestra Constitución Nacional, entendiendo que el desarrollo integral de los mismos, y en especial los recursos naturales mineros, son fundamentales para contribuir al desarrollo humano, económico y de infraestructura que Argentina y sus ciudadanos necesitamos”.

Además, indicó que “desde el COFEMIN nos ponemos nuevamente a disposición de la provincia y del pueblo de Chubut para participar en el diálogo para acercar voluntades genuinas interesadas en contribuir con su trabajo al bienestar social y al cuidado del ambiente, comentando desde otras provincias nuestras experiencias, los beneficios e importancia del desarrollo de la actividad, y la necesidad siempre del diálogo genuino, transparente y respetuoso. El diálogo y el debate, las coincidencias y disidencias, los aciertos y errores deben ser planteados y reclamados siguiendo siempre los mecanismos que manda nuestra democracia y cada una de sus instituciones”.

CAEM

La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) indicó en un comunicado que “nuestra democracia volvió a dar un paso atrás. Una ley aprobada por los representantes del pueblo y por especialistas, y expuesta a la consulta y consideraciones de la sociedad civil –a partir de las cuales se efectuaron importantes modificaciones- fue derogada a consecuencia de los hechos de extrema violencia que grupos opositores a la misma perpetraron en la provincia”. Y agregó que “el proyecto derogado tenía el papel de cumplir con la Ley 5.001, que desde hace más de 18 años dicta que deben determinarse las zonas permitidas para la industria minera”.

Además, CAEM subrayó: “una vez más, el pueblo de la Meseta del Chubut pierde sus oportunidades, porque valen más las amenazas desde afuera que la opinión de quienes viven en la zona y se han informado en profundidad. Una vez más, gana la impunidad, porque pareciera que para algunos grupos ´todo vale´ y el incendio de edificios públicos, la destrucción, las amenazas y los heridos, todo está permitido, sin consecuencias legales como suele haberlas para cualquier otro ciudadano. Y perdemos quienes creemos que nuestro país necesita ampliar sus fuentes laborales, brindando oportunidades reales de progreso en las comunidades y para la juventud, federalizando el acceso al progreso”.

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Pan American Energy (PAE) lanza una nueva edición de su programa de Jóvenes Profesionales, cuyo proceso de selección abarca todas las universidades públicas y privadas del país. La compañía incorporará 30 jóvenes recién recibidos o próximos a graduarse, con buen desempeño académico, manejo de idioma inglés y con el objetivo que a mediano plazo puedan asumir roles de mayor nivel de responsabilidad. A través de este programa, PAE ya incorporó a más de 140 profesionales desde 2018.

La compañía se enfocará en nuevas generaciones de profesionales de las carreras de ingeniería, geociencias, ciencias económicas, sistemas y afines. El programa se iniciará en abril de 2022, tendrá una duración de 10 meses y se desarrollará en las principales localidades en donde opera la compañía. 

Los interesados podrán inscribirse hasta el 14 de enero de 2022 en la siguiente dirección: https://www.grupociadetalentos.com/pae2022/

El programa cuenta con tres líneas de carrera: Upstream, Downstream y Tecnología,a través de la Tech Academy,cuyo objetivo escontinuar impulsando el negocio a través de la tecnología. Los profesionales se sumarán a áreas como I+D, Construcción de Aplicaciones, Tecnología aplicada a Procesos de Negocios, Infraestructura Informática, Business Intelligence, Seguridad y Telecomunicaciones.

“El programa en su conjunto es un fuerte acelerador y semillero de nuevos talentos. Los protagonistas de esta experiencia vivirán desafíos en primera persona, en una compañía global líder de energía, desarrollándose bajo el modelo 70-20-10, donde el 70% del aprendizaje se da a través de la experiencia en proyectos desafiantes; el 20% mediante el acompañamiento permanente de tutores y mentores referentes del negocio; mientras que el 10% restante corresponde al aprendizaje formal en prestigiosas universidades, con instructores internos y simuladores de última tecnología”, afirmó Victoria Traverso, Gerente de Desarrollo de Talento de PAE.

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En la estación de YPF de Avenida Maipú al 700, a pocas cuadras del Puente Saavedra, uno de los límites entre Capital Federal y el Gran Buenos Aires, se repitió la semana pasada un episodio que llamó la atención de los automovilistas del barrio de Florida, al norte del conurbano: durante dos días consecutivos la gasolinera estuvo virtualmente inactiva durante un lapso de varias horas por falta de combustible. El viernes la reingreso del camión cisterna para recargar los tanques se extendió por más de cinco horas.

Si bien aún no se registran problemas serios en el suministro, durante el último mes se empezaron a registrar faltantes puntuales en varias estaciones de la región metropolitana de Buenos Aires. El estrés logístico no es un inconveniente que aqueje sólo a la petrolera que preside Pablo González. El resto de los refinadores —Raízen (Shell), Axion Energy y Puma (Trafigura), Depsa, Gulf y Voy, entre otros— también están complicados.

Sucede que, como los precios de venta están congelados, a las petroleras se les hace cada vez más costoso importar a pérdida combustibles para abastecer su red local. YPF, por caso, trae del exterior unos 160.000 metros cúbicos (m3) mensuales de gasoil de alto octanaje. La petrolera bajo control estatal licúa el costo a pérdida de esa importación en su masa total de ventas, pero en los últimos meses ese proceso se hizo cada vez más complejo por el encarecimiento del Brent y los derivados del crudo. Entre otros motivos, eso explica por qué las petroleras tratan de cuidar al detalle la logística de combustibles para no vender un litro más de lo que estrictamente se necesita para mantener abastecido el mercado.
“Estamos trabajando con stocks de inventario equivalentes al 40% de lo que usualmente tenemos. Con estos precios, hoy es preferible no vender y esperar a ver qué pasa en la primera semana de enero, cuando debería haber algún movimiento”, reconoció el gerente de Planeamiento de una petrolera.

¿De cuánto es el atraso en los surtidores locales?

El atraso del importe de los combustibles en los surtidores locales es del 12%, según coincidieron tres altos directivos de empresas refinadoras consultados por EconoJournal sin contacto entre sí. Para ser más preciso, eso es lo que debería incrementarse el precio de las naftas y gasoil para recuperar el margen de refinación que tenían las petroleras en mayo, cuando se registró la última suba en las pizarras de las estaciones de servicio. Desde ese mes se mantiene un congelamiento —acordado de manera extraoficial entre YPF y el gobierno— que ya se extiende por siete meses.

En ese lapso, todas las variables que afectan el negocio subieron:

– El tipo de cambio se elevó un 6,6% y para los próximos se espera una aceleración del ritmo devaluatorio, al menos en línea con la inflación.  

– El crudo local se comercializa en los contratos que definen el precio del crudo que se entregará en enero un 8% más caro en promedio del importe que regía en mayo. El petróleo Medanito, de Neuquén, que se vendía entre 53 y 55 dólares por barril, hoy se llega a pagar 57 o 58 dólares (la media sigue siendo 55 dólares). Al mismo tiempo, el precio del Brent, que funciona como parámetro global para definir el precio local, se incrementó desde mayo un 22 por ciento y presiona a una suba del precio interno del barril.

– El precio regulado del biodiesel que se corta con gasoil, que es definido por la Secretaría de Energía, aumentó un 38%. En tanto que el importe del bioetanol que se mezcla con las naftas, se elevó un 16 por ciento.

– Por último, el componente impositivo que grava la venta de naftas y gasoil, que está dado por el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono, aumentó un 6,7% desde junio. Con una salvedad importante: para mantener el congelamiento en los surtidores, el gobierno decidió postergar dos actualizaciones trimestrales de los impuestos que debían aplicarse en septiembre y diciembre. A raíz de eso, se generó un fuerte atraso impositivo, que solamente en ese ítem llega al 10% del precio final de las naftas y gasoil. Es decir, para trasladar la suba del ICL y del Impuesto al CO2 que está pendiente de los últimos seis meses, los combustibles deberían aumentar un 10% el próximo 1º de marzo (la fecha en que debería aplicarse la nueva actualización trimestral).

Además, la inflación registrada desde junio ronda un 20%, lo que impacta de lleno en los costos laborales del sector de refinación.

YPF negociará durante las últimas dos semanas del año cuánto aumentarán las naftas en enero.

“En realidad, el atraso del 12% en los surtidores es sólo para recuperar el margen de refinación que teníamos en mayo de este año. Si se apunta a actualizar los impuestos y a reconocer un precio más alto del petróleo a los productores, la suba de los combustibles que se necesita es mucho más alta, cercana al 25%”, reconocieron desde una empresa.

Timing

Algunas empresas tenían expectativas en lograr un descongelamiento de los combustibles a partir de diciembre. Pero con el paso de los días, esa opción se fue diluyendo. Las petroleras —tanto refinadoras como productores— descuentan que a más tardar en la primera semana de enero habrá novedades en los precios de las naftas y gasoil. Se espera alguna señal de YPF, el mayor jugador del sector, con un market share en combustibles que orilla al 60%. Durante las últimas dos semanas del año, los directivos de la empresa buscarán generar un espacio de discusión con el gobierno acerca de cuándo aplicar la próxima suba y de qué envergadura será la recomposición.

Los más optimistas todavía creen que YPF podría elevar los precios durante la última semana de diciembre, para aprovechar la dispersión natural y el vaciamiento de la agenda pública que generan las fiestas. Sin embargo, teniendo en cuenta que los primeros de enero expira el congelamiento de precios que impulsó el secretario de Comercio, Roberto Feletti, esa opción no es del todo probable.

Es más, el ministro de Economía, Martín Guzmán, declaró ayer en diálogo con la agencia Télam que el gobierno busca un nuevo acuerdo de precios a partir del 7 de enero. Habrá que ver cómo calza el precio de los combustibles en esa ecuación, pero la mayoría de las fuentes privadas consultadas señala que algún tipo de corrección en las pizarras de las estaciones de servicio se va a producir.

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Chile adjudicó la construcción y explotación de una línea de corriente continua de alta tensión (conocida como HVDC por sus siglas en inglés) de 1500 km que facilitará el transporte de energía renovable del norte al área metropolitana del país. El proyecto Kimal-Lo Aguirre demandará una inversión millonaria y transformará al país trasandino en el segundo de la región en contar con una línea de corriente continua de alto voltaje.

El Coordinador Eléctrico Nacional de Chile (CEN) adjudicó esta semana la obra al consorcio Yallique, conformado por las empresas ISA Inversiones Chile, Transelec Holdings y China Southern Power Grid International. Por la explotación futura de la línea el consorcio percibirá U$S 116 millones anuales.

Con una inversión de U$S 1500 millones, la obra de transmisión eléctrica será la más importante de Chile en tiempos recientes y una de las más relevantes en Sudamérica. “La línea Kimal-Lo Aguirre se transformará en la primera línea de corriente continua del país y por sus características contribuirá sustancialmente en el desafío de avanzar sobre el desarrollo sustentable y alcanzar la carbono neutralidad para el 2050”, dijo el subsecretario de Energía de Chile, Francisco López, en ocasión del lanzamiento de la licitación internacional.

Características e impacto del proyecto

El proyecto Kimal-Lo Aguirre permitirá conectar directamente la región de Antofagasta en el norte del país con la región metropolitana de Santiago. Facilitará la integración y el transporte de más generación con fuentes renovables desde el norte al centro del país.

La línea de 600 kV de tensión recorrerá 1.500 kilómetros y tendrá una potencia de transporte de 3000 MW. La construcción tomará al menos 84 meses y podría estar operativa hacia fines de 2028. “Durante el período de construcción de esta línea, se estima que se generaran algo más de 5.000 empleos”, declaró el presidente del CEN, Juan Carlos Olmedo.

Chile cuenta actualmente con tres sistemas de interconexión: el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), el Sistema de Aysén (SEA) y el Sistema de Magallanes (SEM). El sistema SEN es el de creación más reciente e importante, fruto de la unión en 2017 del Sistema Interconectado Central con el Sistema Interconectado del Norte Grande.

Una vez operativa, la línea Kimal-Lo Aguirre se integrará al sistema SEN aunque operará en paralelo a las líneas de corriente alterna que componen dicho sistema. Esto permitirá una conexión directa entre el norte y centro del país, facilitando la integración y transporte de energía principalmente solar desde Antofagasta y aliviando las congestiones existentes en el sistema de corriente alterna. “Permite un sistema más robusto y resiliente en el centro-norte de nuestro país”, subrayó López.

Ventajas de la corriente continua

El interés por los sistemas de corriente continua de alta tensión crece a medida que los países van integrando mayores cuotas de generación renovable. Con la línea Kimal-Lo Aguirre, Chile será el segundo país de Sudamérica en contar con un sistema de este tipo dentro de sus fronteras, luego de Brasil.

La principal ventaja de los sistemas HVDC sobre los de corriente alterna radica en las distancias. “Un sistema de corriente continua tiene un costo fijo más alto que un sistema en alterna, pero cuando las distancias son grandes se comienza a licuar ese costo fijo y comienza a ser más competitiva una línea HVDC que la misma potencia en alterna”, explicó el ingeniero eléctrico Adrien Sergent, consultado por este medio. También destacó que las líneas HVDC no requieren de subestaciones y reducen las pérdidas en grandes distancias, además de permitir acoplar distintos sistemas de corriente alterna.

En el mundo existen sistemas HVDC que totalizan una potencia de transporte superior a los 300.000 MW. El 70% de la potencia se encuentra en Asia, principalmente en China. Luego vienen Europa con un 12% y América del Norte con un 10%. En la cola se encuentran América del Sur con un 6% y África con un 1%.

Brasil cuenta con dos líneas HVDC de 4000 MW. La más reciente es la línea que conecta Belo Monte con el Estado de Río de Janeiro, finalizada en 2019 y con una extensión de 2.539 kilómetros que hacen de esta la mayor línea de transmisión de América Latina. Con la línea Kimal-Lo Aguirre, Chile se transformará en el segundo país de Sudamérica en contar con esta tecnología dentro de sus fronteras. El Ministerio de Energía y Minas de Colombia deslizó este año la posibilidad de licitar una línea HVDC en el futuro.

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DAPSA (Destilería Argentina de Petróleo SA) invirtió US$ 26 millones de dólares en el posicionamiento y desarrollo de su red comercial de 125 estaciones de servicio presentes en 18 provincias. La compañía -que elabora el 10% de los lubricantes y el 60% de las grasas que se comercializan en Argentina con un volumen anual del orden de 24.000 metros cúbicos- abastece a más de 350 bocas de expendio y llevará adelante la etapa inicial de un ambicioso proyecto de expansión a nivel país. Al mismo tiempo invertirá US$ 5 millones para modernizar su terminal logística de Dock Sud.

“DAPSA es una empresa de capitales nacionales con más de 100 años de historia que pertenece al holding de inversión Sociedad Comercial del Plata (SCP). Nuestra estrategia de negocios está enfocada en el crecimiento y consolidación de la red de estaciones de servicio, además del fortalecimiento de nuestras operaciones industriales y logísticas, que son un pilar importante para el sistema energético argentino. Por eso, seguimos invirtiendo con el objetivo de brindar servicios y productos de calidad, a partir del know how de nuestros equipos”, destacó el director General Ejecutivo de DAPSA y CEO de SCP, Pablo Arnaude.

“Estamos enfocados en la renovación de las primeras 125 estaciones de servicio ubicadas en puntos estratégicos de nuestro país, que constituyen un muy importante escalón en la estructuración de nuestra matriz de abastecimiento”, expresó Arnaude y agregó: “Hemos avanzado rápidamente, pero a paso firme privilegiando la previsibilidad y sustentabilidad de nuestros negocios, lo que nos permitió entablar sólidas relaciones comerciales con nuestros operadores. Sobre la base de vínculos contractuales de largo plazo, podemos asegurar la comercialización de 500.000 metros cúbicos de combustibles por año, superando el 3% de un muy competitivo mercado interno”, indicó el directivo.

Modernización de la terminal Dock Sud

DAPSA presta servicios de logística para el almacenaje y el movimiento de hidrocarburos líquidos en su terminal logística de 140.000 metros cúbicos emplazada en el Puerto de Dock Sud, en la provincia de Buenos Aires. La instalación cuenta con un muelle exclusivo en la Dársena de Inflamables y está intercomunicada a través de ductos con las principales refinerías y plantas de generación eléctrica de la región.

La firma que emplea a más de 250 personas anunció recientemente inversiones por US$ 5 millones para la modernización de la terminal, contribuyendo a fortalecer la matriz energética y a ampliar la oferta de servicios que brinda la empresa tales como la gestión de la recepción, el almacenamiento y el despacho de combustibles y otros derivados de petróleo a través de buques, poliductos y camiones.

Las obras, que incluyen mejoras operativas, contemplan la renovación de los 140 millones de litros de capacidad de almacenaje de combustibles en el parque de tanques y la modernización de la red de ductos que interconectan la planta con el muelle.

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Aunque la primera línea del Frente de Todos aún no decidió cuál será la política tarifaria para los servicios públicos en 2022, por lo que todavía es temprano para saber qué pasará con las boletas de gas y electricidad durante el año que viene, el interventor del Enargas, Federico Bernal, sigue negociando —en forma independiente sin articulación con el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía— con las empresas del segmento regulado una suba de las tarifas a implementarse el próximo 1° de marzo.

Bernal, que llegó a la conducción del ente regulador en marzo de 2020 a partir de su buena relación con al vicepresidenta Cristina Kirchner, encaró en las últimas dos semanas una ronda de conversaciones con distribuidoras y transportistas para establecer cuánto se incrementará el componente regulado de las tarifas de gas durante el primer trimestre del año que viene. A las primeras les ofreció un aumento del 31% a aplicarse sobre el margen de distribución, es decir, sobre los ingresos brutos de las empresas distribuidoras, tal como informó EconoJournal la semana pasada. Esa suba del margen implica una suba en la factura final que pagan los usuarios residenciales del orden del 10 por ciento.

Esta semana Bernal avanzó en la negociación con las dos transportistas de gas del país, TGN y TGS, con las que el año pasado mantuvo una relación conflictiva debido a la decisión unilateral del interventor de dejar congelada las tarifas que cobran ambas compañías. A diferencia de lo que sucedió con Metrogas, Camuzzi, Naturgy y el resto de las distribuidoras, que pudieron incrementar sus ingresos un 24% en 2021, la remuneración de TGN y TGS se mantuvo congelada en los últimos dos años (aumentó por última vez en marzo de 2019).

Oferta

Para enderezar esa relación, y asumiendo que no hay argumentos técnicos para seguir extendiendo el congelamiento durante 2022, Bernal propuso a las transportistas una suba del 55% en sus ingresos a partir del 1° de marzo. Como el peso del cargo de transporte en la factura es inferior al del margen de distribución y al del precio del gas en boca de pozo (la variable que más incide en lo que terminan pagando los consumidores), el impacto final de esa suba en la boleta que llega a los hogares no llegará al 5 por ciento.

“Primero ofreció (Bernal) un 45% y luego fue subiendo. Hoy está en 55%”, reconoció un alto directivo del sector gasífero, que pidió la reserva de nombre.

“Intentaremos lograr que Bernal se comprometa, aunque sea informalmente, a discutir un nuevo aumento de tarifas para agosto o septiembre de 2022”, agregó.  

Audiencia pública

A contramano de lo que fue su primer año de gestión en el ente regulador, cuando solía participar de manera recurrente en medios de comunicación, Bernal evita desde hace algún tiempo cualquier exposición periodística. Pero del diálogo que mantuvo con las empresas reguladas se desprende que apunta convocar a una audiencia pública para mediados de enero. Es más, aspira a publicar ese llamado a fines de diciembre en Boletín Oficial para que la audiencia se realice el 18 o 19 de enero próximo.

Bernal no mantiene una buena relación con el ministro Martín Guzmán ni con el secretario de Energía, Darío Martínez.

Es difícil saber cuánto de lo que el interventor está negociando con las empresas se terminará materializando. No existe, hasta el momento, una acción coordinada con el ministro Martín Guzmán ni con el secretario de Energía, Darío Martínez. Bernal se mueve en su terreno: el componente regulado de las tarifas. Pero para definir cuánto terminarán aumentando las facturas, la clave es saber qué decidirá el gobierno con relación al precio del gas que está incluido en las tarifas. Ese componente se mantiene congelado desde abril de 2019 en 192 pesos por millón de BTU. En ese momento, representaban 4,68 dólares. Devaluación mediante, hoy esos pesos apenas presentan US$ 1,90 por MBTU.

Incógnita

Casi tres años después, es evidente que el precio del gas debería elevarse, a fin de reducir el nivel de subsidios que paga el Estado. Esa discusión integra la agenda que Economía negocia con el FMI, pero el resultado final es impredecible. En el mientras tanto Bernal abrió una negociación con las empresas gasíferas que, a tono con el nivel de descoordinación que exhibe el Ejecutivo, bien podría derivar en una suba de tarifas a partir de marzo o, por el contrario, puede diluirse frente a otra acción futura que termine definiendo la conducción del Frente de Todos.

Las empresas reguladas están resignadas a bailar ese ritmo incierto. En última instancia, si bien intentarán mejorar el porcentaje de aumento tarifario, los privados terminarán aceptando la cifra que Bernal ponga sobre la mesa. Como mecanismo de defensa, buscarán que el texto del acuerdo que figurará en el expediente del Enargas sea lo más laxo posible.

“Con el nivel de inflación de este último año, (las empresas) deberían aplicar un aumento dos veces superior al que ofrece el Enargas. Pero no hay mucho margen de negociación. Los privados terminarán aceptando lo que se ofrezca y buscarán cubrirse evitando que lo que firmen las obligue a cumplir con el plan de inversión y a mantener la cadena de pagos con los productores”, explicó un consultor del sector.

La entrada Gas: Bernal propuso a TGN y TGS una suba de sus ingresos del 55% en 2022 y convocará a una audiencia pública para enero se publicó primero en EconoJournal.

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El presidente del Grupo Techint, Paolo Rocca, cerró en La Rural el 20° Seminario ProPyme, un programa de apoyo a la cadena de valor con pequeñas y medianas empresas del país impulsado por el grupo que ya lleva 20 años. En el mismo panel de cierre del evento, que se llamó “ProPymes y la Generación de una Argentina posible”, también participó Juan Manzur, jefe de Gabinete de Ministros de la Nación. La definición más destacada de la intervención de Rocca fue: “las distorsiones de la macro hacen difícil hacer muchas cosas, pero también hay que leer la dinámica de fondo, la oportunidad que existe en el país, no es el momento de dejar la Argentina”. Y agregó que “es importante mantener un acuerdo con el Fondo porque estabiliza una visión a largo plazo para la Argentina”.

Además, el presidente de Techint señaló que “en el sector industrial se ven los resultados de las inversiones a lo largo del tiempo, no en tres meses. La estabilidad macroeconómica y previsibilidad son importantísimos para que la cadena de valor pueda tener todo el potencial y expresarlo”.

“El nivel de confianza es muy importante para el crecimiento de las empresas. Las distorsiones de la macroeconomía hacen muy difícil conseguir crédito, pero hay que leer la oportunidad de largo plazo que existe en la Argentina. La dinámica de fondo permite pensar proyectos sólidos con un futuro en el país, pero debemos trabajar para que las dificultades se resuelvan y que el corto plazo permita mantener un proyecto”, remarcó Rocca.

También añadió que “el rol del estado es muy importante, pero el crecimiento viene de un motor que es el sector privado. Si no logramos promover y estimular ese motor no vamos a poder terminar con la pobreza. La señal de relevancia y centralidad del sector privado es muy importante para llevar adelante un cambio”.

ProPymes

Paolo Rocca destacó el rol del programa ProPymes del Grupo Techint y dejó otras definiciones:

Hace 20 años con la creación de ProPymes nos preparamos para defendernos mejor en las crisis en forma colectiva y para fortalecernos con una visión industrial basada en la inversión e incorporación de conocimiento y formación del capital humano para ayudarnos a salir de la crisis. En estos 20 años tuvimos que superarnos y logramos a través del diálogo, hacer frentes comunes para mejorar la eficiencia y formación de nuestra gente. Todo esto existe gracias a las más de 900 empresas que forman parte del programa.Gracias a la colaboración y visión positiva de todo un país, contribuimos a lograr algo importante con nuestra cadena de valor de ProPymes en estos 20 años. En particular este año hubo un crecimiento de la actividad del 36% y un crecimiento del 56% de las exportaciones, en comparación con el 2020, y aún más que en el 2019, de acuerdo con la encuesta anual que hacemos en nuestra cadena de valor. Este enfoque ha contribuido a defender y aprovechar las oportunidades para todos. Hay un clima de optimismo en toda nuestra cadena de valor, las empresas y la Argentina con crecimiento para el 2022.Está misma encuesta muestra que aumenta la facturación de las empresas, pero el empleo aumenta mucho menos, por lo que es importante mantener un acuerdo con el Fondo, porque estabiliza una visión a largo plazo para la Argentina. Hacer inversiones en capital humano para aprovechar la cadena de valor, una vez que se encamine la dinámica a largo plazo.La salida de la pandemia está promoviendo una redefinición y relocalización de las cadenas de valor globales. Argentina ha desarrollado a lo largo de muchos años, y con ayuda del potencial de Vaca Muerta, la posibilidad de integración con Brasil y Chile, en un momento en el cual el mundo está entrando en una transición hacia la transformación energética. La necesidad de desarrollar el gas es indispensable. La transición energética abre caminos para poder competir con productos que tienen condiciones ambientales únicas.El gas es la materia prima más eficiente. La exportación y la integración con Brasil es una oportunidad extraordinaria. El valor agregado del gas va más allá de un gasoducto o de la instalación de otra planta que produzca derivados del gas. Va a una integración regional que incluya a la Argentina. De esta manera, aumenta la credibilidad de nuestro país. Un país con una matriz de energías renovables y baja emisión de co2 tiene oportunidades en el sector industrial, es una manera de pensar las exportaciones en Argentina.

La entrada Paolo Rocca: “No es momento para irse de la Argentina” se publicó primero en EconoJournal.

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Se realizó hoy en La Rural el 20° seminario ProPymes, una jornada de apoyo a la cadena de valor del que participan referentes pequeñas y medianas empresas del país que es impulsado por el Grupo Techint. La de hoy fue la 20° edición del evento, que se realizó por primera vez a fines de 2001. En distintos paneles participaron los principales directivos del grupo liderado por Paolo Rocca.

El presidente ejecutivo de Ternium Argentina, Martín Berardi, presentó los resultados de la encuesta a clientes y proveedores de esta compañía y de Tenaris, Tecpetrol y Techint Ingeniería & Construcción, todas pertenecientes a Techint. Además, dejaron definiciones el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, y el presidente de Tenaris Cono Sur, Javier Martínez Álvarez.

Las pymes relevadas fueron en total 184 empresas de diferentes regiones del país que reportaron un aumento de las exportaciones del 56% durante el 2021 con respecto al año anterior. “Cabe aclarar que ya durante el 2020, la actividad había alcanzado los niveles pre-pandemia, con un primer semestre muy afectado por las restricciones impuestas por el Covid-19 y un segundo semestre con una recuperación muy fuerte, impulsada por el crecimiento de sectores como la construcción, línea blanca, maquinaria agrícola y la industria automotriz”, señala un comunicado del grupo.

Asimismo, las inversiones (+41%), el empleo (+8%) y las ventas (+33%) tuvieron un desempeño muy positivo en términos interanuales comparando el año 2021 con el 2020. Para el 2022, la cadena de valor del Grupo Techint prevé una continuidad del crecimiento que se vio este año, con un aumento de las inversiones del 16%, de exportaciones 16%, del empleo 4% y de las ventas del orden del 10%.

Tecpetrol y Tenaris

Uno de los bloques temáticos del seminario se llamó “ProPymes y la Generación de oportunidades de la mano de Vaca Muerta”. Allí, participaron en el panel el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, y el presidente de Tenaris Cono Sur, Javier Martínez Álvarez. El ejecutivo de la petrolera resaltó que “la transición energética ha llegado al mundo con una agenda que tiene que adaptarse a las condiciones de cada país. El gas natural que tenemos en Vaca Muerta es el combustible de esta transición. En Tecpetrol con Fortín de Piedra demostramos que podíamos pasar muy rápidamente de producir 0 al 15% del consumo en la Argentina”. Además, destacó que el país “tiene una oportunidad enorme con Vaca Muerta, con una productividad desarrollada similar o mejor a la de Estados Unidos. Claramente necesitamos reemplazar el gas y el gasoil que se importa, sobre todo en invierno; con recursos nuestros que son muy buenos. Aún falta infraestructura. Hay que aumentar la capacidad de transporte para producir más gas. Así podríamos constituirnos como el hub energético del Cono Sur”.

El presidente de Tenaris, Javier Martínez Álvarez, dejó algunas definiciones:

“En Estados Unidos, el desarrollo del shale gas permitió desplazar el carbón y revertir por primera vez el crecimiento de las emisiones de CO2. India, China y Alemania son países que todavía se apoyan en el carbón para generar energía. El gas es el aliado estratégico para reducir emisiones, y Argentina tiene a Vaca Muerta”.

«Vamos hacia un mundo más electrificado. La gran cuestión va a ser cómo abastecer de esa energía eléctrica a los países. Se puede complementar el crecimiento de las renovables en la matriz energética con el gas. Argentina no tiene el problema de Alemania, por ejemplo, que depende de importarlo de terceros. En nuestro país el gas es abundante, barato, hay infraestructura disponible, un precio establecido, localmente se vende a 3-4 dólares y en el mundo se ha llegado a vender arriba de 20 dólares. Es un recurso que reduce la emisión de CO2, no emite partículas al ambiente y disminuye la emisión de ruidos. La oportunidad que hay es extraordinaria pero el desafío también es muy grande».

“El desafío del cambio climático y la transición energética es de todos. Tenaris tiene una agenda con historia: en los últimos años invertimos 30 millones de dólares en un sistema de captación de humos de la Acería, otros 20 millones en una Planta de Agua para reducir el impacto de nuestros efluentes. Y ahora asumimos el compromiso global de reducir en un 30% las emisiones de C02 hacia 2030. Esto implica una reconfiguración de nuestro proceso industrial, introduciendo un mayor uso de chatarra reciclada, de luces LED, la mejora de nuestra utilización de energía y proyectos para estudiar el uso de hidrógeno como energía alternativa”.

Ternium

El primer bloque del seminario ProPyme contó con el panel “La Generación ProPymes, y su rol en la Argentina”. Uno de los disertantes fue el presidente ejecutivo de Ternium Argentina, Martín Berardi, que señaló: “América Latina muestra una recuperación extraordinaria, que se explica por los rebotes de Brasil y Argentina, que venían de años de recesión. Las oportunidades para el crecimiento del mercado del acero están en la micro, con el empuje de sectores como la construcción, el agro, automotriz y energía”. Y advirtió que “hay un correlato del acero con el PBI, nosotros vemos que cuando nuestras ventas llegan a 200 mil toneladas por mes, Argentina no pasa de ese nivel. Tenemos que superar el 16% o 17% de inversión respecto al PBI para poder lograr un crecimiento sostenido y tiene que venir del sector privado”, agregó el ejecutivo.

Berardi hizo referencia además a la oportunidad que se presenta para la Argentina y la región en el proceso de relocalización que se está discutiendo en las cadenas de valor global, tras el shock que implicó la pandemia para la cadena de suministros. “La pandemia evidenció la debilidad de las cadenas logísticas. Ejemplos como el encalle de un barco en el Canal de Suez que provocó graves problemas de abastecimiento o el problema de los chips. Por esto es que se habla de reshoring, de acortar las cadenas de suministro, lo que genera una gran oportunidad para región”, afirmó.

Por su parte, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol remarcó: “cuando desarrollamos Fortín de Piedra, lo hicimos en tiempo récord y esto fue posible gracias a la participación de más de 1.000 empresas argentinas, de 15 provincias distintas. Logramos que la estructura metalmecánica del centro del país, habitualmente dedicada al agro, participe en el proyecto, tomando buena parte de su capacidad instalada. Esto demostró que existe capacidad y potencial en la Argentina, nuestro programa ProPymes pasó de 50 empresas antes de Fortín de Piedra a casi 200, manteniendo el ADN federal clave para Tecpetrol”.

El caso de una PyME modelo

En el marco del primer panel, se presentó el caso de Esteban Cordero, una de las primeras empresas en sumarse al programa ProPymes, que cumple 20 años. Se trata de una pyme familiar autopartista de la ciudad de Luján, fundada en 1954. Rosana Cordero, Socia Gerente y parte de la segunda generación de la empresa, destacó una de las claves para poder crecer a lo largo de los años: “Es un mercado global. Competís con grandes jugadores y no te podés quedar quieto, por eso tenemos un equipo 100% dedicado a la mejora continua, la innovación y la incorporación de nuevas tecnologías, que estructura indicadores y busca oportunidades en toda la cadena”, afirmó.

La empresa ha crecido gracias a inversiones en la línea de estampado y de robots para ampliar la producción de las piezas que tienen como destinos vehículos y motos para marcas como Toyota, Fiat, Peugeot, Volkswagen, Honda y Yamaha, entre otros.

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Nala Renewables, la empresa de desarrollo e inversión en energía renovable fundada en 2020 por Trafigura —uno de los mayores traders de combustibles del mundo—, firmó un acuerdo de adquisición de un portafolio de 13 proyectos de energía solar fotovoltaica ubicados en cinco regiones de Chile. Se estima que el conjunto de iniciativas, a cargo de la firma desarrolladora de energía renovable Solek, estará en pleno funcionamiento durante los próximos dos años con una potencia máxima de 150 MW.

Subsidiaria de la multinacional holandesa Trafigura, Nala Renewables posee activos en Bélgica, Chile, Francia, Holanda, Polonia y Estados Unidos. “Para 2025 el objetivo de Nala es construir una cartera global de proyectos de energía renovable con una capacidad generativa acumulada de 4 GW en operación, en construcción o en etapa avanzada de desarrollo”, dijo Jasandra Nyker, CEO de Nala Renewables”, y apuntó: “nos complace trabajar con Solek y junto con nuestros co-inversionistas en Chile y planeamos continuar expandiendo nuestra presencia tanto dentro como fuera de la región”.

El portafolio operará bajo el régimen especial de Chile para proyectos de generación distribuida (PMGD), asegurando una remuneración estable para la energía limpia. Solek, el holding fundado en 2010 que desarrolla, construye y opera numerosos activos renovables en Europa y América Latina, ejecutará los contratos de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) y los contratos de operación y mantenimiento (O&M) para los proyectos.

“Estamos muy complacidos de cooperar con Nala Renewables. Asociarse con un inversionista que está en camino de construir una cartera global de 4 GW es un paso importante que está en línea con la estrategia de nuestra compañía y abre el potencial para una mayor cooperación en otras regiones”, expresó Zdeněk Sobotka, fundador y CEO de Solek Group. 

El proyecto fotovoltaico será propiedad mayoritaria del negocio de Nala Renewables en Chile, Nala Renewables Chile Spa, junto a la firma de servicios financieros Moonvalley Capital, y la compañía finlandesa de energía renovable Korkia, como inversionistas minoritarios. Nala Renewables establecerá una oficina en Santiago. Moonvalley Capital también actuó como asesor financiero exclusivo de Nala y los inversionistas minoritarios en esta transacción.

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El proyecto de presupuesto 2022 que obtuvo dictamen de mayoría en la Comisión de Presupuesto y Hacienda, y que el oficialismo intentará aprobar este jueves en el Congreso, delega en el Poder Ejecutivo las facultades para avanzar con la segmentación de tarifas y la habilita a crear un “Registro de Capacidad Económica de Usuarios y Usuarias de Servicios Públicos” como instrumento para la gestión de evaluación y valoración de precios y tarifas.

Registro de Capacidad Económica

El artículo 145 habilita a la secretaría de Energía a crear un registro de capacidad económica y luego precisa que “la magnitud de la capacidad económica financiera tarifaria de cada usuario y/o usuaria se efectuará por segmentación, loteo y caracterización codificada, estableciendo rangos o parámetros indicativos de dicha capacidad sin valorarse cuestiones específicas que alteren el instituto del secreto fiscal”.

El gobierno viene prometiendo avanzar con la segmentación tarifaria desde comienzos del año pasado, pero hasta el momento los avances han sido prácticamente nulos. Desde la secretaría de Energía se dejó trascender en algunas ocasiones que se está desarrollando una herramienta para aplicar esa segmentación. “Ya hemos relevado el 80% de una gran base de dato de más de 16 millones de usuarios, compatibilizando la forma de cargar las direcciones, los DNI. Sobre esa gran base de datos seguimos trabajando”, aseguró el secretario de Energía, Darío Martínez, el lunes pasado en la reunión de la comisión de Presupuesto y Hacienda. Sin embargo, más allá de lo que refiere a la implementación, hasta ahora no se han dado precisiones sobre a quiénes alcanzarían los aumentos y de qué magnitud serían.

Darío Martínez durante su presentación en la comisión de Presupuesto el pasado lunes 13 de diciembre.

Delegación de facultades

El proyecto de presupuesto que obtuvo dictamen de mayoría contempla en el mismo artículo 145 la delegación de facultades al Poder Ejecutivo Nacional para implementar la segmentación tarifaria “con el fin de garantizar la equidad distributiva y la sustentabilidad productiva”. La delegación está prevista hasta el 31 de diciembre de 2023 o hasta que se encuentren concluidas las renegociaciones de las Revisiones Tarifarias Integrales implementadas a través del DNU 1020/20.

El DNU 1020/20 puso en cabeza de los entes reguladores, controlados por delegados de la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, la responsabilidad de avanzar con la renegociación de tarifas. Sin embargo, en este artículo no se hace mención alguna ni al Enargas ni al ENRE. Por lo tanto, al menos en lo formal, le otorga ahora a la secretaría de Energía la responsabilidad absoluta de avanzar con la segmentación.

En concreto, según establece el proyecto de presupuesto en los distintos incisos del artículo 145, la función del Poder Ejecutivo consisistirá en:

a) Generar mecanismos de eficiencia creciente en la asignación de los subsidios y de la utilización de los recursos públicos desarrollando, progresiva y crecientemente, mecanismos que asignen focalizadamente subsidio a la demanda de los usuarios y grupo de convivientes que efectivamente lo necesiten;

b) Ejecutar, a través de la Secretaria de Energía, un proceso de segmentación de precios y tarifas en función de las características y capacidades socioeconómicas, patrimoniales, regionales y de nivel de ingresos de los usuarios y sus grupos convivientes. A tales efectos, la Secretaria de Energía deberá contemplar el impacto de las condiciones climáticas de cada región o provincia, su nivel de desarrollo económico, la situación socioeconómica de sus habitantes y los perjuicios que provoque la imposibilidad de acceso a alguno de los servicios indicados en el presente artículo evaluando y segmentando de manera individual y diferencial la situación socioeconómica particular de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, por un lado, y, por otro lado, la de los 40 municipios de la Provincia de Buenos Aires que integran el conurbano bonaerense.

c) Asegurar la sostenibilidad del sistema de servicios públicos y regulados previstos en las leyes No 24.076, No 24.065, No 26.221 y No 27.078 y en la normativa que regula el transporte terrestre y ferroviario y los peajes nacionales, conforme lo previsto en la presente ley y los parámetros objetivos previstos dentro de cada uno de los regímenes que regulan los mismos;

d) Ejecutar, a través de la Secretaria de Energía, la creación del “Registro de Capacidad Económica de Usuarios y Usuarias de Servicios Públicos” como instrumento para la gestión de evaluación y valoración de precios y tarifas. A estos efectos, la magnitud de la capacidad económica financiera tarifaria de cada usuario y/o usuaria se efectuará por segmentación, loteo y caracterización codificada, estableciéndose rangos o parámetros indicativos de dicha capacidad sin valorarse cuestiones específicas que alteren el instituto del secreto fiscal dispuesto en el artículo 101 de la ley 11.683, texto ordenado en 1998 y sus modificaciones, no rigiendo el mismo frente a los requerimientos previstos en el inciso d).

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La Legislatura de la provincia de Chubut aprobó esta noche en una sorpresiva sesión el proyecto de Ley de Zonificación para la Meseta que habilita la actividad minera en los departamentos de Gastre y Telsen, una extensa área poco habitada en el centro-norte de la provincia. El proyecto de Ley Número 128 de Desarrollo Productivo Sustentable de la Meseta contó con 14 votos a favor y 11 en contra en el tratamiento general. Luego, los legisladores provinciales pasaron a votar algunos artículos en particular.

La habilitación de la minería en la Meseta es un tema que genera mucho debate social en Chubut y tiene un impacto político trascendente en los distintos bloques de legisladores. Con la aprobación del proyecto, la compañía Pan American Silver tiene el visto bueno para comenzar a desarrollar Navidad, un proyecto millonario donde se encuentra una de las reservas de plata más grandes del mundo.

Estaba previsto que el proyecto, que ya tenía estado parlamentario, se debata mañana, pero, en los hechos, los legisladores comenzaron a tratarlo a última hora de la tarde de hoy. De hecho, se había conocido en las últimas horas que iba a haber un fuerte operativo de seguridad en las adyacencias de la Legislatura en Rawson. Si el proyecto no se trataba, a fin de año iba a perder estado parlamentario.

La iniciativa elimina la restricción para la minería en la Meseta de Chubut. La zonificación, como se la conoció, en realidad es una diversificación productiva que ya había sido rechazada en 2003 en Esquel y que, luego, atravesó varias idas y vueltas con algunos intentos fallidos para su aprobación en la Legislatura, como ocurrió en diciembre de 2020 y febrero de este año.

El gobernador Mariano Arcioni, que a nivel nacional se referencia con Sergio Massa pero que en los últimos tiempos tuvo desencuentros con el gobierno nacional, manifestó anteayer en Comodoro Rivadavia: “Ojalá se pueda discutir la zonificación minera cuanto antes”. En este tema cuenta con el aval de la Casa Rosada y también con el del presidente de la Cámara de Diputados.

Sindicatos

Varios sindicatos habían convocado para mañana movilizaciones a la Legislatura en apoyo el proyecto de zonificación. Entre los gremios que se destacan por su peso en la provincia figuran Camioneros, conducido por Jorge Taboada, los petroleros de Jorge “Loma” Ávila, el personal jerárquico de petroleros, cuyo titular es José Lludgar, la UOCRA de Raúl “el conejo” Silva, entre otros.

También se esperaban concentraciones de organizaciones que rechazan la iniciativa. Los grupos antimineros ponen el foco en el impacto ambiental que tendría el proyecto Navidad en particular, aunque rechazan la megaminería en general. Por otro lado, buena parte de la población de los departamentos de Gastre y Telsen respaldaban el proyecto por el impacto que podría tener en la zona a nivel de empleo.

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El secretario de secretario de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación, Rodrigo Rodríguez Tornquist, número dos de la cartera que dirige a nivel nacional Juan Cabandié, renunció a su cargo. Coloquialmente se lo conoce como el secretario de Ambiente. Según fuentes consultadas por EconoJournal, el funcionario confirmó que dejará este viernes el Ministerio de Ambiente.

Rodríguez Torquinst deja su cargo para irse a Presidencia, en particular al área de Asuntos Estratégicos que lidera Gustavo Beliz. No trascendieron lo motivos de la salida del funcionario, que es un abogado con experiencia en el área ambiental. Tornquist ocupaba un rol clave dado que era el encargado de autorizar la exploración de bloques offshore, que permanece frenado por la dilación en la habilitación de la firma de los estudios de impacto ambiental

La última participación pública de Tornquist junto a Cabandié había sido el 6 de diciembre, cuando el ministro presentó la última reunión del año del Consejo Federal de Medio Ambiente (COFEMA).

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Compañía Mega fue reconocida con el Premio Anual de Seguridad que otorga el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG). La distinción fue en el marco de la celebración del Día Nacional del Petróleo y del Gas realizado el 13 de diciembre y que por vigésimo año consecutivo reconoce a las compañías que han logrado la más destacada actuación en materia de seguridad durante este año.

Juan Pablo Sitá, Gerente de Riesgos de Compañía Mega, destacó el reconocimiento “que refuerza firmemente nuestra cultura de seguridad e integridad y que se encuentra plasmado en la Política de Gestión de la compañía que prioriza la seguridad y la salud de nuestros colaboradores, junto con la calidad, la eficiencia energética y el respeto por el medio ambiente, como pilares fundamentales del desempeño global del negocio, de las relaciones con los clientes y con nuestros grupos de interés”.

Este reconocimiento tiene particular importancia debido a las obras de infraestructura y trabajos de mantenimientos preventivos y correctivos realizados a lo largo de este año que permiten continuar con una gestión operativa de excelencia, implementando nuevas tecnologías, optimización de los procesos y la aplicación de las mejoras prácticas de la industria en materia de seguridad, informó la compañía en un comunicado.

La Comisión de Seguridad, Salud Ocupacional y Medio Ambiente del IAPG estuvo a cargo de la elección luego de una evaluación de la Gestión de Seguridad y estadísticas de las empresas participantes pertenecientes a la industria del gas y petróleo.

Mega es una empresa argentina líder en la industria del gas y la petroquímica. Desde el año 2001 se posicionó como un actor clave en el procesamiento de gas natural de la cuenca Neuquina agregándole valor a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos, recuperando el etano que constituye la principal materia prima de la industria petroquímica en el país, y aprovechando el resto de los componentes líquidos (propano-butano-gasolina natural) para abastecer al mercado interno y externo. La planta fraccionadora se encuentra ubicada en el Polo Petroquímico de Bahía Blanca, el más grande del país, aprovechando la infraestructura de un complejo industrial integrado y un puerto de aguas profundas. La compañía cuenta con un poliducto 600 km de longitud, que lo convierte en el único en el país que conecta Vaca Muerta con el puerto internacional de aguas profundas en Bahía Blanca.

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Las estadísticas de producción de hidrocarburos del mes de octubre cristalizaron una acentuación de una tendencia que se viene dando en los últimos 18 meses. El reposicionamiento de la cuenca Neuquina como principal polo petrolífero del país en desmedro de la cuenca del Golfo San Jorge. De la mano de Vaca Muerta, la extracción de crudo desde la provincia de Neuquén —y en menor medida de campos de Río Negro, parte de Mendoza y La Pampa que integran la misma cuenca— aumentó significativamente en el último año. En contrapartida, los números de producción de petróleo de Chubut y el norte de Santa Cruz, bastiones del Golfo San Jorge, que supo ser la mayor cuenca petrolífera del país, se encuentran en los niveles más bajos del último quinquenio.

Un dato concreto deja en evidencia ese movimiento tectónico que se da puertas adentro de la industria petrolera: en octubre por primera vez en 13 años la producción de crudo de la cuenca Neuquina superó los 306.900 barriles diarios (bbl/d). Para encontrar un dato similar hay que remontarse hasta mediados de 2008. Desde entonces la extracción de petróleo desde la cuenca Neuquina registró un declive y nunca más a lo largo de 13 años pudo superar esa barrera.

En oposición, la producción de la cuenca del Golfo San Jorge, que cuando los grandes yacimientos convencionales descubiertos en los ’70 de la cuenca Neuquina empiezan a declinar se había posicionado como mayor pulmón petrolífero del país, registró en octubre su producción más baja en años. Apenas promedió en ese mes una producción de 200.700 bbl/día de crudo, según se desprende de un informe elaborado por la consultora Economía y Energía en base a datos de la Secretaría de Energía.

En detalle, en la cuenca Neuquina se produjeron 190.300 bbl/d desde yacimientos no convencionales de petróleo y 116.600 bbl/d desde campos convencionales. En total, 306.900 bbl/d. La participación de los reservorios no convencionales sobre la producción total de Neuquén fue del 35 por ciento. El crecimiento del shale, de la mano de la recuperación de la actividad en Vaca Muerta, se verifica en la variación porcentual respecto de los dos años anteriores. En octubre del 2021, la producción de crudo dio un salto en octubre de 2021 del 64,7% y del 86,5% versus el mismo período del 2020 y del 2019, respectivamente.

La cuenca del Golfo: a la baja

El Golfo San Jorge produjo 200,7 Kbbl/d en octubre del 2021. Es un dato significativo teniendo en cuenta que la cuenca del Golfo, que hasta hace tres años peleaba por ser la mayor productora de petróleo del país, quedó 100 Kbbl/d por debajo del desarrollo de la cuenca neuquina.

En términos de variación interanual, la producción de los yacimientos ubicados en las provincias de Chubut y Santa Cruz disminuyó en octubre un 3,7% respecto del mismo mes del 2020 y un 12,6% respecto del 2019.

Empresa por empresa

En total, YPF produjo, en octubre del 2021, 259.400 bbl/d de los cuales 114,4 corresponden al desarrollo no convencional, registrando en ese sector un importante salto del 71,6% versus octubre del 2020 y del 70,5% versus el mismo mes del 2019.

Vista Oil&Gas, la petrolera creada por Miguel Galuccio, alcanzó en total los 30.100 bbl/d y marcó, con 20.200 bbl/d de no convencional, un incremento del 75,8% respecto de octubre del 2020 y del 210,4% respecto del 2019.

Por su parte, Shell produjo 19.500 bbl/d de shale oil, con una variación positiva del 83% en comparación con el décimo mes del 2020 y del 190% con el 2019.

Con una caída del 0,5% versus octubre del 2019, Pluspetrol extrajo en total 29.200 bbl/d, aunque registró un incremento del 49,4% contra el 2020 y del 176,1% contra el 2019 en el sector no convencional.

El desarrollo de Pan American Energy (PAE) fue de 99.400 bbl/d en total, un 4,7% menos que en 2020 y un 9% menos que en 2019. Para el shale, en octubre la firma produjo 10.500 bbl/d y marcó una suba de más del 20% en comparación con el mismo período de los dos años anteriores.

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El ministro de Economía, Martín Guzmán, aseguró durante la presentación del proyecto de Presupuesto 2022 que los subsidios energéticos se reducirán durante el año próximo por el fin de la resolución 46 del viejo Plan Gas, que implicaba un precio diferencial para la producción de 6 dólares por millón de BTU frente a los 3,5 dólares del nuevo Plan Gas.Ar, y por la suba de tarifas segmentada, aunque sobre este último punto siguió sin dar precisiones sobre cómo avanzara, pese a que se viene prometiendo la segmentación desde hace un año y medio. También expuso el secretario de Energía, Darío Martínez, quien defendió el ahorro fiscal y de divisas logrado con el Plan Gas.Ar, el cual el cristinismo había intentado frenar durante el año pasado.

Guzmán expuso los lineamientos centrales del presupuesto 2022 durante unos 50 minutos en la comisión de Hacienda y Presupuesto de la Cámara de Diputados y luego respondió preguntas de los legisladores.

El diputado Víctor Hugo Romero, del bloque UCR-Córdoba, le preguntó puntualmente sobre cómo se va a lograr la reducción de los subsidios que plantea el texto.  “Al 30 de noviembre tenemos un presupuesto vigente de 694.007 millones de pesos (en CAMMESA). El presupuesto de 2022 es de 609.198 millones. Hay una reducción del 12,2% en CAMMESA. Y después para la empresa IEASA hay un presupuesto de 271.811 millones contra 132.117 millones este año, una reducción del 51,4%. Ahí está reflejada la reducción del gasto. ¿Cómo va a caer esa disminución de subsidios? ¿Cómo va a ser la política de incremento de tarifas?”, aseguró Romero.

Guzmán atribuyó el recorte al fin del Plan Gas que había implementado el ex ministro de Energía Juan José Aranguren y a la puesta en marcha de la segmentación de tarifas.

“Hay un factor que explica principalmente la caída de los subsidios en el área energética que es que caduca la llamada resolución 46 que es del viejo Plan Gas que daba un precio por el gas que inicialmente era de 7,5 dólares por millón de BTU y convergía en el corriente año a 6 dólares por millón de BTU. Esa resolución caduca el 31 de diciembre del corriente año y el Plan Gas vigente tiene un precio promedio que ha resultado significativamente inferior, alrededor de 3,5 dólares el millón de BTU. Eso implica una reducción importante de los subsidios y además ese Plan Gas ha estado asociado con poder lograr dar vuelta el declino en la producción de gas. Se ha reactivado la producción de gas en la Argentina”, sostuvo Guzmán en primer término.

Luego se refirió a la segmentación. “El resto lo que buscamos es lograrlo a través de la segmentación de los subsidios. Hemos estado durante todo el año trabajando en este asunto que es un tema complejo y que va a estar implementándose durante el 2022 y va a ser un avance estructural porque va a permitir poder focalizar en la población que más lo necesita y que por lo tanto el Estado pueda reasignar los recursos hacia otras partidas que resultan centrales para el desarrollo económico como las que planteábamos en este debate parlamentario”.

El gobierno viene prometiendo desde mediados del año pasado la puesta en marcha de la segmentación tarifaria, pero hasta ahora los avances han sido prácticamente nulos. Las empresas reconocen por lo bajo que no hay ninguna propuesta concreta sobre cómo avanzar y el gobierno tampoco ofreció ninguna precisión sobre cómo se llevaría adelante esa segmentación. Hasta ahora los distintos funcionarios que se han referido al tema no hay logrado pasar de una definición genérica. Más allá de lo compleja que puede ser la implementación, lo que falta es una definición política sobre quiénes son los que van a tener que enfrentar un aumento y, sobre todo, de cuánto sería el aumento.

Sin detalles de la segmentación

Guzmán se recostó también en la exposición de Martínez, quien se refirió al tema, pero una vez más de modo muy general. Incluso el secretario de Energía comenzó diciendo que el objetivo del gobierno es reducir el peso de las tarifas dentro del gasto de los hogares, sin trazar ninguna distinción de acuerdo al poder adquisitivo de esos hogares. “Tenemos una línea muy clara y un mandato que nos ha dado el presidente de la nación y la vicepresidenta que tiene que ver con un esquema tarifario que en términos reales ayude a sostener el salario. Esto quiere decir que la evolución de las tarifas vaya por debajo de la evolución del salario. Lo que estamos buscando es que no que tengan que dejar de consumir bienes y servicios para tener que pagar el costo de la energía. Lo que buscamos ahí claramente es recuperar el salario real”, sostuvo el funcionario.

Luego se refirió a la segmentación. “Para avanzar en la reducción de los subsidios se está desarrollando una herramienta de segmentación con un trabajo importantísimo que se está llevando adelante. Ya hemos relevado el 80% de una gran base de dato de más de 16 millones de usuarios, compatibilizando la forma de cargar las direcciones, los DNI. Sobre esa gran base de datos seguimos trabajando”, aseguró Martínez, quien destacó un supuesto trabajo conjunto con el ENRE, el Enargas, la subsecretaría de Planeamiento, la subsecretaría Eléctrica y de Hidrocarburos. Fue su única referencia a la propuesta de segmentación.

El plan Gas.Ar

El secretario destacó luego los logros del Plan Gas, programa que le costó llevar adelante por la resistencia inicial del cristinismo, en particular del interventor del Enargas, Federico Bernal, quien hizo todo lo que estuvo a su alcance para frenar su puesta en marcha.   

“En noviembre del año pasado el presidente y la vicepresidenta tomaron la decisión de lanzar el plan Gas.Ar dándole previsibilidad a una industria que la había perdido y nosotros de venir de un esquema de un declino anual superior al 8%, con el Plan Gas.Ar logramos frenar ese declino e incrementar la producción. Esto nos llevó en el 2021 a tener un ahorro de divisas de más de 1250 millones de dólares y un ahorro fiscal del orden de los 88 mil millones de pesos”, remarcó Martínez.

“El precio promedio fue de 3,5 dólares cuando si analizamos el valor del GNL el millón de BTU  llegó a estar en 35 dólares y si analizamos el gas futuro para el invierno que viene está en el orden de los 17 dólares el millón de BTU frente a lo que acá podemos lograr con 3,5 dólares, sin tener en cuenta además el apalancamiento que genera esta excelente decisión del presidente porque además de ese ahorro fiscal y de ese ahorro en divisas, se recuperaron 11 mil puestos de trabajo, de trabajadores que estaban suspendidos y ahora están nuevamente en sus puestos de trabajo y se generó un incremento de actividad de las pymes regionales y nacionales sumándose a la cadena de valor”, insistió el funcionario.

El gasoducto Néstor Kirchner

Martínez también hizo referencia a la saturación del trasporte de gas y destacó el proyecto para construir un nuevo gasoducto. “También hemos sacado una última ronda del Plan Gas que nos permitió bajar 7 centavos de dólar más, de 3,50 dólares promedio a 3,43 dólares, pero esos millones que hemos licitado es el máximo de capacidad de transporte que tenemos en el día de hoy, con lo cual nos pone ante un nuevo desafío y ante ese nuevo desafío el presidente y la vicepresidenta tomaron la decisión de avanzar en la licitación de gasoducto Néstor Kirchner”, remarcó.

Luego aseguró que esa obra “va a permitir en una primera etapa colocar 25 millones de metros cúbicos más para el invierno de 2023 y eso va a ser un ahorro importantísimo de divisas y ahorro fiscal y en una segunda etapa llegar a los 44 millones de metros cúbicos diarios una vez que esté finalizada la traza integra del gasoducto Néstor Kirchner”. “Ese gas nos va a permitir dejar de importar definitivamente GNL, no tener más la dependencia de esta volatilidad del precio internacional del GNL y también en un camino de transición energética nos va a permitir dejar de quemar combustible para generar electricidad en la república argentina”, concluyó.   

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El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, sostuvo este lunes en el discurso de apertura del tradicional almuerzo que la institución organiza todos los años con motivo del Día Nacional del Petróleo, que “el desarrollo de los recursos hidrocarburíferos en Argentina constituirá el principal motor de crecimiento del país con inversiones del orden de los US$15.000 millones al año”.

En rigor, se trata de una explotación intensiva que requerirá de la perforación de 1000 a 1500 pozos al año, entre desarrollos convencionales y no convencionales. En esta línea, el ingeniero indicó que “Vaca Muerta tiene el potencial para producir 500.000 barriles diarios de petróleo (BDO) y entre 100 y 150 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d) de gas con un adecuado aumento de la actividad”, y agregó: “Esto daría saldos exportables anuales de gas, petróleo y derivados por un valor de US$15.000 millones al año, comparado con los 4000 millones que se exportan actualmente”.

El pleno desarrollo de la actividad permitiría, en los primeros 10 años, acumular un saldo exportable de 600 MBO por US$35.000 millones y 3 TCF de gas por US$10.000 millones. La recaudación por regalías rondaría los US$8000 millones y el acumulado de inversiones sería de US$100.000 millones, tal como especificó López Anadón ante los principales referentes de la industria energética que asistieron a la jornada en el Hotel Sheraton.

Asimismo, el incremento de proyectos petroquímicos y la construcción de una planta de GNL por US$6000 millones de inversión, agregaría otros US$2000/3000 millones a las exportaciones.

La producción de petróleo terminará el año con un aumento del 5% con respecto al año pasado, con una suba del desarrollo no convencional del 33 %. Por su parte, la producción de gas natural estará 1% arriba de lo producido en 2020, con la explotación no convencional por encima del 4 %. El 2021 finalizará con 600 pozos terminados, contra 382 en 2020.

Ernesto López Anadón, presidente del IAPG

Condiciones de mercado

“Sin embargo, estamos muy lejos de lo que nuestra industria puede lograr si se estableciesen las políticas adecuadas para gestionar la actividad”, manifestó el presidente del IAPG y añadió: “Celebramos el día del petróleo porque llevamos más de 100 años impulsando las economías regionales y nacionales. Demostramos nuestro compromiso con el cuidado del medio ambiente y contamos con las tecnologías de última generación para llevar a cabo estos desarrollos de manera responsable y sustentable. Pero será necesario recrear las condiciones de mercado que permitan realizar estas inversiones, dirigiendo los subsidios exclusivamente a las clases de menores recursos económicos”.

A continuación, Anadón hizo hincapié en la importancia del establecimiento demecanismos ágiles para la libre exportación e importación de hidrocarburos y sus derivados y de la libre disponibilidad de divisas para mantener un alto flujo de dinero de fuentes extranjeras.

Transición energética: una agenda propia

“Las discusiones en materia de reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) empezaron en 1990, hace nada menos que 31 años atrás. En aquél entonces, de los más de 150 países, solo 12 o 15 eran responsables de más del 60% de la concentración de CO2 en la atmósfera y emitían en ese momento cerca del 65% del total. Lo curioso es que después de 31 años, estos países siguen siendo los responsables de la mayor parte de la contaminación actual y a pesar de que han desplegado energías renovables, poco han hecho en lo relativo a la responsabilidad que les cabe”, señaló el directivo del IAPG.

En cuanto a las metas que se fijaron los distintos países de cara a la descarbonización, López Anadón enumeró:

La Unión Europea busca el camino de la electrificación de la mayor parte de la economía, con metas de cortar las emisiones a la mitad en 2023 respecto de las emisiones que tenían en 1990, entre otras medidas. Esto probablemente les reste competitividad a sus economías, por eso está se hablando de aplicar tarifas a los productos de países que tengan mayor huella de carbón. India se fijó la meta de llegar a emisiones netas cero en 2070, pero aclaró que continuará utilizando combustibles fósiles dado que está privilegiando el desarrollo del país en primera instancia.

Estados Unidos fue el país que más redujo sus emisiones en los últimos cinco años, no por una política específica al respecto ni por la utilización de renovables, si no gracias al gas natural que desplazó la generación a carbón. Y China, el principal emisor y consumidor de carbón, se fijó la meta de llegar a emisiones netas cero para 2060.

El caso de Sudamérica -y Argentina dentro de ella- es particular, porque tiene muy bajas emisiones de CO2 con respecto al total de emisiones globales. Además, todos los países de la región tienen, a la vez, una imperiosa necesidad de desarrollarse y combatir la pobreza.

Los países desarrollados establecieron sus agendas sobre cómo y cuándo reducir emisiones atendiendo a sus propias razones sociales, económicas y geopolíticas y Argentina también debe formular su propia estrategia: “Para ello, será necesario contar con mecanismos de financiamiento provistos con largos plazos de pago y con bajas o nulas tasas de interés”, subrayó el ingeniero, y agregó que “si bien la región no es responsable de la excesiva acumulación de CO2, sufrirá de igual modo las consecuencias del cambio climático si los grandes emisores fallan en el cumplimiento de sus metas, con lo cual es preciso fortalecer a las economías más débiles a través del pleno desarrollo de los recursos naturales. Es importante establecer una agenda de transición propia, que contribuya a la diminución de emisiones sin dejar de privilegiar el crecimiento de la economía”.

¿Cómo lograrlo? Algunos ejemplos:

La incorporación de CCS (captura y almacenamiento de carbono) a la producción de hidrógeno azul con bajas emisiones a partir del gas natural de nuestros yacimientos y a la generación eléctrica. La incorporación del gas natural en el transporte urbano y de cargas y el uso de la tecnología híbrida en los vehículos livianos.El aprovechamiento de las zonas de alta radiación o de buenos vientos para desplegar energía eólica y solar en combinación con el gas natural cercanas a centros de consumo o a líneas de alta tensión existentes.La fabricación de paneles fotovoltaicos, generadores eólicos y baterías, que hoy se construyen en países de altas emisiones y que de ser fabricados en la región darían una mayor contribución global a la baja de emisiones.

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Edenor, la mayor distribuidora de electricidad de la Argentina, implementó a principios de diciembre la tecnología conocida como “QR interoperable”. Se trata de una función que permitirá a los clientes abonar sus facturas a través de billeteras electrónicas como Mercado Pago, MODO, Tap y Ank.

Desde la compañía aseguraron que “la nueva herramienta se suma a los procesos de digitalización y transformación tecnológica que viene realizando la empresa en los últimos años para mejorar la calidad del servicio y la atención de sus clientes. Además, al incorporar esta novedad, también conocida como Transferencias 3.0, EDENOR acompaña la iniciativa del Banco Central de la República Argentina (BCRA)”.

¿Cuáles son las ventajas de esta nueva modalidad de pago?

Reemplaza el uso de dinero en efectivo.Permite pagar en efectivo, pero desde cualquier teléfono.Es fácil, seguro, rápido y gratuito.La transferencia de dinero es en forma inmediata.No es necesario entregar tarjeta ni firmar comprobantes.Permite ahorrar tiempo.

¿Cómo se usa el QR Interoperable?

Elegir la aplicación a usar (billetera electrónica o banco).Escanear el código QR de la factura.Seleccionar el método de pago (saldo en billeteras, saldo en cuenta bancaria, tarjetas de débito o crédito) y confirmar la operación.Pagar el saldo total.

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El secretario de Energía Darío Martínez anunció que “las principales empresas del sector —con YPF a la cabeza— están planificando inversiones por US$ 8700 millones para el año próximo”, esta tarde durante el almuerzo por el Día Nacional del Petróleo.

“Se trata del mayor nivel de inversiones de las últimas dos décadas que se traducirán en más producción para las Pymes y la industria nacional y permitirán, además, aumentar las exportaciones y e incrementar el ingreso de divisas en una Argentina que pelea para resolver un contexto macroeconómico complejo”, expresó el funcionario en el evento organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).

“Lo estamos haciendo bien”, dijo Martínez y apuntó que “la producción de gas y petróleo mantiene un ritmo creciente que llevó a saturar los gasoductos y oleoductos alcanzando permanentemente récords de producción no convencional, de fractura y de exportaciones”.

Un año del Plan Gas.Ar

Un año después de la implementación del plan que incentiva la producción de gas, el secretario de la cartera energética repasó la decisión y la coyuntura: “Las inversiones en la producción de gas y petróleo entraron en un tobogán de caída desde el 2019 que se agudizó hasta la parálisis con la crisis de precio y la baja en la demanda que generó la pandemia en 2020. Sin embargo, a pesar de la incertidumbre, decidimos poner en marcha el Plan Gas.Ar como herramienta que brinde estabilidad a las reglas y previsibilidad a los precios y los volúmenes demandados”.

“Transcurrió un año de la puesta en marcha de este programa y estamos satisfechos. Los resultados muestran que el crecimiento de la actividad gasífera detuvo el declino superior al 8% anual que teníamos y superó los valores no solo del año pasado sino también el promedio del período 2016-2019. En octubre, la producción de gas fue de 127 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d). A la vez, Vaca Muerta aumentó la producción hasta los 77 Mm3/d”, señaló Martínez.

En sintonía, el funcionario sostuvo que el esfuerzo inversor de las empresas generó récords de perforación de pozos: “En 2021 alcanzaremos las 10.000 etapas de fractura. y el Plan Gas permitirá producir 3194 Mm3/d adicionales, lo que significa dejar de importar combustibles y generar un ahorro en divisas del orden de los US$1250 millones y un ahorro fiscal de 88.000 millones de pesos”.

Darío Martínez, secretario de Energía de la Nación

Capacidad de transporte: al límite

De cara a la saturación de la capacidad de transporte de hidrocarburos, el secretario aseguró que el problema de infraestructura constituye el techo del éxito tanto del Plan Gas.Ar como de la actividad petrolera.

“Desde que asumí en la Secretaría de Energía di instrucciones para diseñar un plan de expansión del sistema de transporte de gas que tuviera por objeto sustituir todo el GNL que hoy debemos importar para abastecer la demanda prioritaria. Así, avanzamos con el desarrollo del Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional que tiene como obra emblema el ducto Néstor Kirchner que transportará el gas desde Tratayén, en la cuenca Neuquina, hasta Salliqueló en la provincia de Buenos Aires”, apuntó el funcionario.

El programa permitirá transportar desde Vaca Muerta 44 millones de metros cúbicos adicionales hasta los centros de consumo y las centrales térmicas con un costo aproximado de US$3471 millones. Esto permitirá un ahorro anual de divisas de US$2690 millones y un ahorro fiscal de casi US$2000 millones.

“El presidente Alberto Fernández aseguró el financiamiento de la primera etapa del programa e incorporó los fondos necesarios para asegurar la partida presupuestaria entre 2021 y 2022 por más de US$1000 millones que se sumarán a los US$520 millones que tiene asignados la empresa IEASA (ex ENARSA) provenientes del Aporte Solidario. Firmé el proyecto de DNU que instrumenta este programa y en breve llegará la firma del Presidente”, concluyó Martínez.

Por su parte, en la apertura de la jornada, el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, sostuvo que «será necesario recrear las condiciones de mercado que permitan realizar inversiones, dirigiendo los subsidios exclusivamente a las clases de menores recursos económicos, aprovechando que la abundancia de gas y petróleo dará precios competitivos a la economía«, y añadió que «establecer mecanismos ágiles para la libre exportación e importación de hidrocarburos y sus derivados y permitir la libre disponibilidad de divisas mantendrá el alto flujo de dinero de fuentes extranjeras».

Ernesto López Anadón, presidente del IAPG

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“Oldelval informa que continúa con los trabajos de remediación en la zona. El crudo derramado ya fue colectado y el operativo actualmente incluye la limpieza del lugar, tanto en el suelo, como en la vegetación. Además, la zona se encuentra aislada para evitar el paso de animales. El incidente, que no presentó heridos, fue contenido en su totalidad durante el viernes. Hay más de 100 personas, camiones de recuperación y maquinaria pesada abocadas a la solución del hecho. Como se informó anteriormente, ningún curso de agua se vio afectado por el hecho. Asimismo, el sistema integral de ductos continúa trabajando con normalidad en los demás tramos”, informó Oldeval ayer a última hora mediante un comunicado con la información actualizada relativa a la contención del importante derrame de crudo registrado el viernes a las 11.45 en Río Negro.

¿Qué se sabe hasta ahora de las posibles causas del acontecimiento?

EconoJournal consultó a distintas fuentes privadas, de empresas productoras, allegados a Oldelval y también a funcionarios públicos a fin de conocer más sobre el incidente medioambiental, el más grave en los últimos 10 años en la cuenca Neuquina.

A las 11.45 horas del viernes se detectó una falla en el ducto trocal de Oldelval, más precisamente en el lapso Medanito-Puesto Hernández. No se presentaron personas heridas, pero sí un gran impacto en el plano ambiental.

El lugar de la falla se originó dentro del yacimiento Medanito, perteneciente a la empresa Petróleos Sudamericanos, a 30 km de la ciudad de Catriel, en Rio Negro.

Las coordenadas donde se produjo el incidente son 37°59’06.3″S 67°57’20.6″W

Al momento del incidente, el sentido de bombeo era Medanito–Puesto Hernández, es decir, el bombeo era ascendente porque iba en contra de la altimetría del terreno (contra de la gravedad). El tramo en cuestión no se encuentra en un estado de saturación de capacidad, ya que se suelen almacenar las entregas de los cargadores en tanque y luego —una vez que se reúne un volumen relevante—se envía hacia la Estación Puesto Hernández. El tramo que en la actualidad se encuentra saturado es el que une la estación Allen con el puerto de Bahía Blanca.

Causas del incidente

Por lo general, este tipo de incidentes se origina por fallas en los materiales. En este caso, se rompió uno de los caños de 16 pulgadas por donde circulaba petróleo. Una de los principales causantes de estas fallas es por corrosión del caño. La pared del ducto va perdiendo espesor por la corrosión y, en algún momento, no soporta la presión interna por el bombeo y se termina rompiendo.

Para prevenir las fallas por corrosión, las empresas de midstream realizan inspecciones internas de ductos con unas herramientas especiales conocidas en el sector como ‘chanchos inteligentes’. Existen varias tecnologías, pero las principales son MFL, TFI y UTCD.

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Según una presentación interna de Oldelval a la que accedió este medio, la empresa tenía previsto inspeccionar en 2021 un total de 2166 kilómetros de la red de ductos, mediante 36 inspecciones. A junio de este año llevaba inspeccionados 893 Km. Para esa fecha, aún restaba realizar casi un 60% de las intervenciones previstas.

Cuando se produce una ruptura de este tipo, lo más probable es que los planes de integridad y mantenimiento preventivo de las instalaciones de Oldelval, que están a cargo de Fernando Zárate, hayan fallado en algún aspecto.

¿Contención fallida?

La falla se originó 1 kilómetro aguas arribas de la estación de bombeo de Medanito. Casi al mediodía de ese día el centro de control detectó una pérdida de presión en el tramo (indicio de rotura), por lo que dispuso el cierre de la válvula de corte para contener el derrame.

Sin embargo, esa válvula que se cerró para contener el derrame se encuentra a más de 30 kilómetros del lugar del incidente. Como al momento de la rotura el bombeo era ascendente, sólo por efecto de gravedad el bombeo decantó todo hacia la estación de bombeo hasta que empezó a brotar. Por eso en los videos e imágenes de la zona se podía percibir una especie de río de petróleo en el lugar.

Fuentes de empresas de servicios que aún trabajan en el lugar coincidieron en que, si al momento del incidente, se hubieran realizado barreras de contención con retroexcavadoras, se habría mitigado la acumulación de petróleo, minimizando el impacto medioambiental.

La entrada Qué se sabe hasta ahora de las causas que provocaron el derrame de petróleo en Río Negro se publicó primero en EconoJournal.

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Más de 20 camiones de vacío —comúnmente conocidos como de ‘chupe’ en la jerga— trabajan desde el mediodía en las zonas aledañas a la estación de bombeo de Oldelval en Medanito, en Río Negro, a fin de contener un derrame de petróleo que se produjo por razones aún desconocidas a las 11.45 de hoy. Las fotografías y videos subidas a las redes sociales por personas y operarios que trabajan en el lugar dejan en evidencia que se trata de un derrame de grandes proporciones. «Es el más grande, al menos, de los últimos 10 años en la cuenca Neuquina», aceptaron desde una petrolera.

«Hoy a las 11.45 horas ocurrió un incidente en el ducto troncal de Oleoductos del Valle S.A. (Oldelval) y produjo un derrame en el tramo que se encuentra entre las Estaciones de Bombeo Crucero Catriel y Medanito», informó la empresa a través de un comunicado. Además, agregó que no hay heridos y que se desconocen las causas del acontecimiento.

Bajo el paraguas de un plan anti-contingencia, Oldelval salió de urgencia a contratar todos los camiones de vacío disponibles en la región. A última hora de la tarde, más de 20 unidades trabajaban en el lugar para contener la expansión del derrame. No es sencillo controlar un derrame de estas características porque la red de Oldelval —la más grande del país— cuenta con válvulas de corte separadas por una buena cantidad de kilómetros. Es decir, por más que la empresa haya cortado el tramo afectado pasarán horas hasta el hidrocarburo cargado en los caños deje de fluir.

El principal accionista de Oldelval es YPF, la petrolera controlada por el gobierno. «Se activó el plan de contingencias previsto para estos eventos y se activaron todos los recursos para contener el derrame. Las causas están bajo investigación. Hemos ofrecido toda la asistencia que requieran», explicaron a EconoJournal fuentes cercanas a YPF.

Sin conducción

Si bien las fuentes consultadas indicaron que el derrame obedece a cuestiones de índole netamente técnica, el incidente medioambiental deja en evidencia a las principales compañías petroleras del país, que en más de tres meses no llegaron a un acuerdo para definir a un nuevo gerente general en la compañía tras la salida de Jorge Vugdelija a fines de agosto. Oldelval es una empresa estratégica porque transporta el petróleo que se extrae desde la cuenca Neuquina hasta las refinerías de Buenos Aires. Está atravesando un momento delicado porque está operando sus instalaciones al máximo de su capacidad para atender el incremento de la producción de petróleo en Vaca Muerta, que en octubre superó los 190.000 barriles diarios de crudo.

La producción está topeado porque la red de ductos no puede evacuar más petróleo. La pregunta, que va más allá del derrame que se produjo hoy, es: ¿Es lógico que una compañía que está operando con un alto nivel de demanda, con el estrés operacional que eso supone, afronte esta particular coyuntura sin un gerente general y un equipo de conducción validado por los socios?

El mayor accionista de Oldelval es YPF, que está asociada con varias de los grandes jugadores de la industria como Pan American Energy, Pluspetrol, Chevron, Exxon, Tecpetrol y Pampa Energía. En dos de las empresas reconocieron que lo ideal sería enfrentar este contexto con un nuevo líder gerencial avalado por los socios. «Hemos sido bien explícitos en la necesidad y generosos en proponer a los mejores profesionales. Debería resolverse en breve«, reconocieron a este medio desde una de esas compañías.

Respecto de la saturación de la capacidad de transporte por el salto de la producción de petróleo en Vaca Muerta, desde la empresa señalaron que el incremento inesperado de la actividad productiva en la cuenca neuquina llegó en un momento complejo debido a las obras que hubo que frenar durante el contexto de pandemia: «Estamos trabajando en un plan de inversión que ronda los US$ 50 millones para aumentar la capacidad de bombeo a 42.000 metros cúbicos diarios para mediados del 2022».

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Excelerate Energy L.P. (Excelerate) anunció que el 8 de diciembre, dio inicio a las operaciones de regasificación en la Terminal de Bahía (TR-BA) en Salvador Bahía en Brasil. Las operaciones comenzaron con la primera entrega de gas natural licuado (GNL), a través de su unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU), Sequoia, que tiene una capacidad de almacenamiento de GNL de 173.400 metros cúbicos. La terminal, en tanto, tiene una capacidad de regasificación de hasta 20 millones de metros cúbicos por día.

Excelerate y Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) firmaron el contrato de arrendamiento de TR-BA el 28 de septiembre, tras un competitivo proceso de licitación internacional. A través de su exclusiva subsidiaria, Excelerate Energy Comercializadora de Gás Natural Ltda., Excelerate espera vender gas natural a una diversa cartera de clientes en este nuevo mercado recientemente abierto. Las operaciones de la terminal fueron optimizadas por Excelerate en TR-BA, siguiendo el modelo de la Terminal Integrada Flexible de Excelerate (E-FIT), tras su éxito en Moheshkhali, Bangladesh

“Es una responsabilidad y un privilegio proporcionar gas natural a Brasil en un momento crítico como este en el que nuestro servicio es tan requerido. Nuestro historial de excelencia operativa en el mercado nos convierte en el socio ideal para atender a los clientes locales y garantizar la disponibilidad y confiabilidad de la energía a largo plazo”, declaró Steven Kobos, presidente y director general de Excelerate. “Felicito a Petrobras por llevar a cabo un proceso de licitación transparente como parte de los esfuerzos del gobierno brasileño para aumentar la competitividad de la industria local de gas natural. Nos complace que Excelerate Sequoia, el buque más nuevo de nuestra flota FSR, líder en la industria, entregue energía segura y confiable a Brasil”.

Desde 2012, Excelerate ha prestado servicios de regasificación en Brasil en las terminales de GNL de Petrobras en Bahía, Bahía de Guanabara y Pecém. El FSRU Experience de la compañía batió un récord de la industria para la capacidad de envío al alcanzar 30 millones de metros cúbicos en la Terminal de Regasificación de GNL de la Bahía de Guanabara en 2020. 
Como líder en soluciones flexibles de regasificación de GNL, Excelerate ha desarrollado y operado 13 terminales de GNL para suministrar energía fiable y más limpia a mercados de todo el mundo. Para más información sobre Excelerate y la oferta de terminales E-FIT, visite: excelerateenergy.com

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El embajador de Alemania en Argentina, Ulrich Sante, el secretario de Asuntos Estratégicos, Gustavo Béliz y los principales líderes de la industria automotriz analizaron el martes las condiciones de desarrollo y las posibilidades de cooperación internacional de cara al pasaje a la electromovilidad durante un encuentro organizado por la Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK).

Los objetivos mundiales de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero para lograr un planeta con clima neutro para mediados de siglo presentan grandes desafíos y requieren cambios estructurales en diversas industrias, nuevos paradigmas de funcionamiento y el compromiso y trabajo conjunto de los gobiernos, el sector privado y el académico para acompañar esta transición.

En lo que respecta al transporte y la movilidad, los desafíos son grandes, pero hay oportunidades clave. En Argentina el transporte representa el 30% de la demanda energética total y según el Inventario Nacional GEI, este sector representa el 15% de los gases de efecto invernadero y el 24% del CO2 emitidos cada año.

Ulrich Sante, embajador de Alemania en Argentina.

«La descarbonización de este sector de la economía no es una utopía. Es el futuro que viene de forma acelerada», afirmó el embajador de Alemania en Argentina, Ulrich Sante, quien, además, ratificó el compromiso del país europeo para seguir estrechando los vínculos comerciales y la cooperación entre ambas naciones. En cuanto al compromiso del nuevo gobierno alemán que tomó funciones recientemente, el embajador destacó: “El gobierno se ha fijado objetivos muy ambiciosos en lo referente a las energías renovables y a la electromovilidad: hasta el año 2030 aspiramos a contar con 15 millones de vehículos eléctricos y un millón de estaciones públicas de carga.”

Por parte del gobierno nacional, el secretario de Asuntos Estratégicos, Gustavo Béliz, ratificó que Alemania es un “socio estratégico” del país y que la electromovilidad forma parte de la agenda del Consejo Económico y Social.

En la misma línea, Alejandro Köckritz, CEO de Siemens Argentina, afirmó: “La movilidad en el mundo está cambiando y nosotros tenemos que ser parte del cambio, no debemos esperar que el cambio se nos venga encima. En Argentina tenemos el potencial para ser artífices de ese cambio y, en unión con Alemania, podemos generar oportunidades para lograr un mundo mejor».

Alejandro Köckritz, CEO de Siemens Argentina.

Deconstruir la movilidad

La electromovilidad suscita un cambio de paradigma que implica modificaciones en la forma misma de entender el transporte de las personas y debe ir acompañado del desarrollo de tecnología e infraestructura.  “Desde el punto de vista del producto, el tema está resuelto. Lo que falta es la infraestructura que acompañe”, afirmó Manuel Mantilla, presidente de Mercedes-Benz Argentina.

En la misma línea, Thomas Owsianski, presidente y CEO de Volkswagen Group Argentina, hizo hincapié en el ecosistema que se necesita para poder sostener una transformación tan radical en esta industria. “No solo se requieren políticas públicas que acompañen la transición, sino también marcos regulatorios que den seguridad, y acompañamiento de todos los sectores involucrados”, afirmó Owsianski.

Las oportunidades que se desprenden del desarrollo de la movilidad eléctrica en el país son muchas. El sector automotriz argentino, que genera alrededor de 130.000 empleos y representa el 7% del PBI industrial posee todas las condiciones para ser protagonista de este cambio a nivel local. Su extensa tradición exportadora lo coloca en un lugar de privilegio y con gran potencial para consolidarse como industria líder y referente de la región. 

Además, este impulso ayudará a desarrollar nuevas cadenas de valor en la industria digital, con la oportunidad de generar empleos de alto valor agregado. “La industria 4.0 no va a ser un expulsor de mano de obra, sino un impulsor de mano de obra calificada”, afirmó Alberto Belluschi, gerente General Central & Spanish South America en Festo. 

El desarrollo de la electromovilidad en el país se presenta como una oportunidad para descarbonizar este sector de la economía, a partir de un cambio en la matriz de abastecimiento. El hidrógeno se posiciona, en este sentido, como una pieza clave para poder abastecer de energía limpia el transporte eléctrico, con un enorme potencial de desarrollo local. Asimismo, la industria del litio – insumo fundamental para las baterías de vehículos eléctricos -, representa otro de los mayores potenciales para la economía argentina, teniendo en cuenta que, junto a Bolivia y Chile, el país concentra más del 60% de las reservas de litio disponibles alrededor del mundo.  

“Argentina tiene una plataforma de recursos extraordinarios, no solo naturales, sino humanos. Lo más importante es tener claro dónde queremos estar”, afirmó Carlos Galli, consultor especialista en desarrollo de proyectos de litio.

En concreto, ya existen varios proyectos activos que representan los primeros pasos para la lograr una movilidad sostenible.  En el caso de BMW, por ejemplo, la empresa anunció este año un acuerdo para abastecerse de litio en Argentina por más de 300 millones de dólares desde 2022.

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Vista, la compañía que lidera Miguel Galuccio, presentó hoy su Plan Estratégico por los próximos cinco años, en el que planea invertir 2.300 millones de dólares con el objetivo de duplicar su producción a más de 80.000 barriles diarios de petróleo equivalente en 2026, lo que la consolida como el segundo operador de shale oil del país.

Además, anunció que en ese mismo año espera alcanzar un EBITDA ajustado de aproximadamente 1.100 millones de dólares y aspira a ser una compañía de cero emisiones netas, potenciando su compromiso con la transición energética y el desarrollo de una operación sustentable.

Vista planea aumentar progresivamente su actividad de perforación y completación en Vaca Muerta, en el bloque Bajada del Palo Oeste, que se duplicará de 20 pozos en 2021 a 40 por año para 2026. Y espera continuar reduciendo sus costos, estableciendo objetivos de USD 6/boe en lifting cost y USD 6.5/boe en costo desarrollo para 2026, respectivamente.

“Construimos una compañía con un equipo de trabajo y una cultura que fomentan el desempeño de excelencia y que está lista para crecer y ser protagonista en la transición energética. Nuestros logros durante los últimos cuatro años me dan la certeza de que estamos preparados para un mejor futuro, haciendo una compañía cada vez más eficiente y sustentable”, afirmó Galuccio quien encabezó el primer Investor Day de Vista junto al equipo ejecutivo de la empresa.

Durante el encuentro, también remarcó que la sustentabilidad es un mandato para Vista: “aspiramos a convertirnos en una compañía net zero en emisiones de alcance 1 y 2 en 2026. Vamos a enfocarnos primero en reducir un 75% la intensidad de emisiones de nuestra operación con respecto a los niveles que registramos en 2020. Esto nos permitirá reducir las emisiones en un 35% en términos absolutos para 2026, al tiempo que se duplica la producción de la compañía. Además, complementaremos este esfuerzo con el desarrollo de nuestro propio portafolio de proyectos de Soluciones Basadas en la Naturaleza a partir de 2022”

Mercado de exportación

Vista destinará el 60% de su producción total de petróleo al mercado de exportación para 2026, frente al 30% que exportó este año.

Sobre Vaca Muerta, donde Vista concentra el grueso de su producción y proyecta su crecimiento, Galuccio remarcó que “ya cambió el paradigma energético de la Argentina, en la medida que un tercio de la producción de petróleo y gas del país proviene del shale. Esta tendencia debería resultar en un aumento de los volúmenes de exportación, posicionando a Vaca Muerta en el camino a convertirse en una plataforma de exportación de crudo, que permitirá el ingreso de divisas para la economía del país”.

En los próximos cinco años espera generar 1.000 millones de dólares de caja neta acumulada. Planea utilizar 200 millones de dólares para reducir un tercio de su deuda bruta a 400 millones de dólares para 2026. Los 800 millones de dólares restantes serán destinados para distribuir capital a los accionistas, acelerar el crecimiento de la producción o para la ejecución de selectivas transacciones de compra/venta de activos.

Vista presentó su nueva identidad corporativa donde reemplazó el Oil and Gas de su logo por el lema Energy for Tomorrow, una evolución que surge del objetivo de la compañía de convertirse en líder de la transición energética mientras se consolida como un jugador de bajas emisiones de carbono.

Vista opera desde el 4 de abril de 2018 y cotiza en la Bolsa de Valores de México y en NYSE. La compañía desarrolla activos de alta calidad y bajo costo en la Argentina. En Vaca Muerta, Bajada del Palo Oeste es su principal desarrollo de shale oil en el que actualmente hay 40 pozos en producción y un inventario de 700 pozos, aproximadamente.

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Hace dos días se conoció que Alberto Hensel dejó la Secretaría de Minería, cargo que ocupó desde que Alberto Fernández llegó a la Casa Rosada. En las últimas horas se conoció que la catamarqueña Fernanda Ávila reemplazará al sanjuanino en la cartera minera. Ya lo confirmó el presidente y Matías Kulfas, ministro de Desarrollo Productivo, de quien depende Minería. La nueva funcionaria es de confianza del gobernador peronista de Catamarca, Raúl Jalil.

«El presidente Alberto Fernández tomó la decisión de designar a la doctora Fernanda Ávila como nueva secretaria de Minería de la Nación», señaló Kulfas ante periodistas en Casa Rosada. Previo a la designación hubo una reunión en la casa de gobierno donde participaron Alberto Fernández, Kulfas y Raúl Jalil y Fernanda Ávila.

Nueva secretaria

Ávila tiene 33 años y es abogada. Desde agosto de 2020 era la titular del Ministerio de Minería en la gestión de Jalil en la gobernación catamarqueña. Cuando asuma a nivel nacional, será la segunda mujer en ocupar la Secretaría de Minería de Nación luego de Carolina Sánchez, que asumió en julio de 2018 hasta diciembre de 2019.

Anteriormente, desde diciembre de 2019 había sido asesora General de Gobierno de esa provincia. Entre marzo de 2016 y diciembre de 2019 fue directora General de Despacho de la Municipalidad de San Fernando del Valle de Catamarca. Y entre enero de 2014 y marzo de 2016 había sido administradora de Reforma del Estado.

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Ingener, lamayor constructora de infraestructura eléctrica de Uruguay, firmó un contrato con la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) para construir e interconectar el sistema eléctrico de alta tensión de Paraguay. En presencia del presidente paraguayo Mario Abdo Benítez, se suscribieron los acuerdos para iniciar la ejecución de obras de la Subestación Valenzuela en 500 kilovoltios (kV) por una inversión de US$ 85 millones.

Se trata de un importante desarrollo que permitirá a Paraguay, por primera vez en la historia, disponer del ciento por ciento de la energía que genera la Central Hidroeléctrica Itaipú, construida sobre el río Paraná, en la frontera con Brasil.

Participaron de la licitación en Asunción 10 empresas oferentes por un monto estimado de US$ 103 millones. Finalmente, la obra se adjudicó al Consorcio San José, -integrado por las empresas uruguayas Ingener, Saceem y la paraguaya Concret Mix- por una inversión de US$ 85 millones (un 27% por debajo del costo estimado). El financiamiento se llevará a cabo a través de un préstamo del Fondo Financiero para el Desarrollo de la Cuenca del Plata (FONPLATA) – Banco de Desarrollo.

El presidente de Paraguay, Mario Abdo Benítez, durante la firma del contrato de construcción de la línea de 500 kV.

Interconexión regional

El proyecto está contemplado en el Plan Maestro de Transmisión 2021-2030 que nuclea distintas obras consideradas prioritarias y estratégicas para asegurar la soberanía energética de Paraguay. En concreto, el desarrollo consiste en la construcción de una subestación de transformación en la localidad de Valenzuela (departamento de Cordillera) y de las líneas de transmisión de energía de la Subestación Yguazú, interconectada con la Subestación Margen Derecha de Itaipú Binacional.

Durante la jornada de la que participó el mandatario Mario Abdo Benítez, el titular de la estatal ANDE, Félix Sosa, expresó: “Señor presidente, uno de los objetivos de la planificación estratégica del sector eléctrico de su Gobierno, es la soberanía energética. Y para que esto se concrete, necesitamos ejecutar todas las obras necesarias para poder retirar el 100% de la potencia que nos corresponde desde la Itaipú Binacional. Y también, ejecutar todas las obras de transmisión y distribución, para que esa energía retirada podamos llevar con calidad y confiabilidad hasta el último hogar paraguayo”.

Asimismo, en representación de las empresas adjudicadas para ejecutar las obras, Rubén Darío Bogarín manifestó: “Hoy es un día histórico para nosotros, porque asumimos un compromiso grande, importante para la República, para su desarrollo y de su gente. Hoy firmamos un contrato que le va dar un impulso a toda una zona, a toda una región que es la subestación de 500 kV, la cual vamos a llevar con mucha responsabilidad en tiempo y la forma que precisa. Como consorcio que armamos con empresas del Uruguay que nos acompañan en este proyecto”.

“Estamos orgullosos de este nuevo paso en el crecimiento de Ingener, que ha pasado de ser la mayor constructora en infraestructura energética de Uruguay a consolidarse como un actor relevante en el mercado regional, construyendo parques eólicos, solares, centrales de generación térmica y subestaciones de alta tensión en Argentina, Bolivia y ahora también asumiendo para la empresa ANDE el gran desafío que se ha propuesto el sector eléctrico de Paraguay” concluyó el country manager de Ingener en Argentina, Alejandro Hunko.

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La producción de petróleo proveniente de yacimientos en Vaca Muerta representó en octubre un 35% del total que se extrajo en el país. La oferta de shale oil ascendió en el mes a los 190.300 barriles diarios (bbl/d), según datos de la Secretaría de Energía consolidados por la consultora Economía y Energía. Por primera vez en más de una década, este año el aumento de la producción de petróleo generó espacio para que los productores empiecen a sistematizar saldos exportables desde la cuenca Neuquina. Prueba de eso es que en diciembre se despacharán desde el puerto de Buenos Aires cuatro buques Panamax cargados con petróleo extraído en Vaca Muerta. En total, se exportarán casi 300.000 m3 de petróleo.

Vista Oil&Gas, la petrolera creada por Miguel Galuccio, exportará un buque tanque del shale oil que produce en el área Bajada del Palo. La compañía malaya Petronas, que está asociada a YPF en la explotación del bloque La Amarga Chica, charteará por primera vez un cargamento de petróleo de manera individual (hasta ahora venía despachando en forma conjunta con otras empresas).

El tercer cargamento estará a nombre de Compañía de Hidrocarburos No Convencionales (CHNC), el vehículo con el que Chevron comercializa el crudo que extrae desde el área Loma Campana, el principal desarrollo de shale oil del país, que es operado por YPF. Ese buque cargará también una porción de petróleo que será aportado por Petrolera Pampa y Tecpetrol. En tanto que la petrolera del grupo Techint despachará junto con ExxonMobil un cuarto barco de exportación de petróleo.

La producción de petróleo no convencional creció casi un 10% en octubre contra el mes anterior. Fuente: Economía y Energía

Destinos variados

Los destinos del crudo liviano que se extrae desde Vaca Muerta son variados: dos cargamentos se vendieron en la región, uno hacia Chile (adquirido por Enap) y otro a Brasil para una refinería de Petrobras. En tanto que los dos restantes se vendieron a refinerías en el Golfo de México y Hawai, respectivamente, según detallaron a EconoJournal fuentes del mercado de trading de combustibles. En agosto se habían exportado tres barcos de petróleo desde Neuquén.

La producción de crudo en la cuenca Neuquina, que en total, sumando también la oferta proveniente de campos convencionales, promedió los 305.000 bbl/d de petróleo, supera la capacidad del sistema de oleoductos, por lo que algunas petroleras incluso están evaluando transportar por camión una parte de su producción desde Neuquén hasta Chubut para exportar un blend de Escalante y shale oil de Vaca Muerta desde la boya que está frente a las costas de Comodoro Rivadavia.

Válvula de descompresión

La exportación de petróleo desde Neuquén se convirtió para las petroleras en una especie de válvula para defender la rentabilidad del negocio frente a la decisión del gobierno de congelar el precio de los combustibles desde mayo, lo que implicó en la práctica un descalce, cada vez más pronunciado, del precio interno del crudo Medanito con relación al importe de paridad de exportación que se calcula sobre la variación del Brent menos algunos descuentos (retenciones, fletes de transporte y calidad del hidrocarburo).

Producción de petróleo total y no convencional por operador y propietario. Fuente: Economía y Energía.

Si el precio del Medanito en el mercado doméstico ronda los US$ 55, el mismo crudo colocado en el mercado de exportación se puede comercializar por encima de los 65 dólares. Son 10 dólares más por barril, una diferencia significativa. Por eso, de alguna manera, el desarrollo de canales comerciales de exportación de las petroleras que operan en Vaca Muerta (a lo largo de 2021 hay exportado la mayoría de las empresas, con la única gran excepción de YPF, que refina toda su producción en el país) contribuyó a descomprimir la tensión entre productores y refinadores para abastecer el mercado interno.

“Está claro que con esta diferencia de precios, todos los productores preferiríamos exportar la mayor cantidad de crudo posible. Pero también sabemos que si no llegamos a un acuerdo con los refinadores para garantizar el abastecimiento del mercado interno no podríamos exportar porque los refinadores cruzarían los permisos», explicaron desde una petrolera. «Este año la industria se auto-regulo, veremos qué pasa a partir del año que viene», agregaron.

La entrada Record de exportación desde Vaca Muerta: seis petroleras despacharán cuatro cargamentos de crudo se publicó primero en EconoJournal.

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Directivos de empresas con refinerías en Sudamérica debatieron acerca del futuro del sector de refinación en Latinoamérica y el Caribe en la transición energética. Las refinerías en la región estudian las oportunidades de inversión en un contexto de incertidumbre y márgenes decrecientes provocados por las transformaciones energéticas globales. El debate tuvo lugar en un webinar organizado por la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL).

Como está ocurriendo con otros sectores económicos, el transporte comienza a ser un foco de los esfuerzos para eliminar las emisiones de gases de efecto invernadero. La transición hacia nuevas formas de movilidad y fuentes de energía generan un entorno de incertidumbre para el sector de refinación de combustibles.

Las opiniones de directivos de refinerías

Daniel Ciaffone, gerente ejecutivo de Integrated Supply & Trading de Pan American Energy, destacó que la transición se dará con distintas velocidades en el mundo y que el desafío para las refinerías en la región es poner un ojo en las regulaciones en materia ambiental impuestas por los grandes países consumidores y otro en las actividades internas en sus países. “¿Cómo evitamos que estas oleadas de cambios tecnológicos y regulatorios sigan ahondando las brechas sociales en los países de nuestra región?”, se preguntó.

Ignacio Millán, gerente ejecutivo de Planeamiento e Innovación en Dowstream de YPF, destacó que existen oportunidades para cambios transformacionales en la producción de petroquímicos y las mejoras en materia de eficiencia y emisiones introducidas por la compañía. “La región en los próximos años va a seguir siendo importadora, tanto de combustibles como petroquímicos. La refinación tiene allí una oportunidad, la eficiencia también va a ser importante. Hay que ver en dónde invertimos cada dólar, vamos a tener que ser muy quirúrgicos en nuestras decisiones”, dijo Millán.

Desde Uruguay, José Pastorino, gerente de Producción de Energéticos de ANCAP, mencionó que la empresa tiene el foco puesto en la reducción de costos en el corto plazo y la proyección de la petroquímica en el largo. “La integración con la petroquímica la estamos proyectando. Para nosotros la amenaza mayor es la del margen, tenemos que generar un margen porque sino no vamos a poder seguir funcionando”, apuntó Pastorino.

A su turno, Walter Fabián Canova, VP de Refinación y Procesos Industriales de Ecopetrol, consideró que el sector de refinación en Latinoamérica irá a la cola de los cambios que ya se están viendo en Europa y Estados Unidos. “Ustedes saben bien que ya pasó con el tema de la calidad de los combustibles, Europa comenzó con ese tema unos 30 años atrás y Estados Unidos hace unos 15 o 20. Todavía estamos evolucionando, no hemos llegado a esos niveles y creo que en transición energética nos va a resultar algo similar”, evaluó.

El director de Refinación de Raízen, Alejandro Vago, fue más optimista en cuanto a las oportunidades para realizar inversiones. “El timing es bueno como dijo Ignacio y tenemos que ser quirúrgicos para hacer las inversiones y que estén alineadas con la transición y nos den margen”, marcó.

Vago destacó que Raízen está trabajando en eficiencia energética, con inversiones en cogeneración y plantas con eficiencia energética integrada. “Hay que encontrar esos nichos adentro de la región o en exportaciones que nos puedan ayudar a mantener los márgenes y hacer una transición energética que funcione y sea razonable”, explicó.

Ciaffone expresó su expectativa de que las fronteras entre los tipos de inversión se difuminen. “El horizonte para la industria de los hidrocarburos y la refinación es largo, de muchas décadas todavía. La transición no viene a comerse a la industria del petróleo, viene a mejorarla. Hay décadas por delante para aprovecharlo y amortizarlo. Es vital que la industria tenga amplia capacidad de decisión”, apuntó el gerente de PAE.

Escenarios

ARPEL compartió algunas de las conclusiones de un estudio sobre los escenarios para el sector de refinación en América Latina y el Caribe como consecuencia de los procesos de transición energética.

Las transformaciones en el sector energético para hacer frente al calentamiento global impactan en las perspectivas del sector de refinación a nivel internacional y en la región en particular. “Estamos en un contexto difícil, en el que los combustibles son un tema ya resuelto, el tema ahora son las emisiones y la eficiencia. ARPEL ha encarado estos temas a través de este estudio, que va a seguir siendo de referencia durante muchos años por delante”, explicó Miguel Moyano, secretario ejecutivo interino de la asociación.

Daniel Monzón, socio de la consultora Arthur D. Little y co autor del estudio, explicó que las refinerías en la región ya tienen desafíos fuertes, a los que ahora se le suman los desafíos de la transición. “La capacidad de refinación en la región no consigue con su capacidad de procesamiento satisfacer la demanda de la región, que aún es creciente, ni en volumen ni en calidad. Es exportadora de crudos, es importadora de productos de alta calidad y exportadora de productos de baja calidad”, dijo Monzón.

El sector de refinación a nivel internacional enfrenta márgenes decrecientes en su actividad económica, lo que supone mayores dificultades a la hora de atraer inversiones. “Algún grado de estancamiento de la demanda global y la continua incorporación de capacidad de refinación en el mundo nos hacen creer que van a mantener márgenes estrechos. Posiblemente esta va a ser una característica de la industria a nivel global, que tiene un impacto en la industria regional”, analizó el socio de Arthur D. Little.

Felipe Pérez, director consultor de Mercados Midstream y Downstream de IHS Markit y también coautor del estudio, coincidió en que los márgenes seguirán cayendo. “Los días de gloria en los márgenes de la refinación sabemos que ya no van a existir, se estrecharán aún más”, advirtió.

El estudio señala que los cambios en la movilidad son un factor central que está afectando las perspectivas del sector. Pérez cree que es el más importante debido a la incertidumbre: no está claro cuáles serán los combustibles o las tecnologías energéticas vehiculares dominantes del futuro, o cómo será la relación del consumidor con su vehículo. “A nivel mundial vemos que el número de vehículos no subirá tanto como sucedió en otras décadas. La relación que tenemos con el carro, con la movilidad, está cambiando”, apuntó.

Según el estudio, las refinerías tienen tres opciones de inversión. Operacionales para ser más eficientes y reducir costos. Estructurales para incrementar la producción de combustibles. Transformacionales en el sentido de avanzar en nuevas líneas de negocio ante una demanda que está cambiando. En cualquier caso, Pérez explica que la ventana para invertir está condicionada por la incertidumbre sobre los cambios en la movilidad y su velocidad y cómo repercuten en el retorno de la inversión. “Quizás la ventana de inversión estructural sea más estrecha, porque para cambiar lo que tenemos pero aún enfocado en combustibles tradicionales, ese espacio estaría más corto de tiempo”, advirtió.

En cuanto a las oportunidades de inversión, Pérez enfatizó que las refinerías tienen en la petroquímica una opción muy atractiva. “La escala de volumen de productos refinados a combustibles es mucho más grande de lo que es a la petroquímica, pero la petroquímica sigue creciendo.Una de las opciones que se discutió mucho en los años 90 y que ahora es mucho más importante debido a la transición energética es la integración con la industria petroquímica”, marcó el hombre de IHS Markit.

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Profertil, la compañía productora de fertilizantes para el suelo, fue distinguida en la categoría Campaña Social Media General con el Eikon de Oro por la iniciativa #modoCosecha que buscó conectar al campo con la opinión pública nacional. La entrega de premios se realizó el 6 de diciembre en el hotel Sheraton de Buenos Aires.

Desde el año 1998 la revista IMAGEN gestiona, administra y entrega estos galardones a la excelencia en la comunicación institucional. Respecto de la campaña de Profertil, el jurado destacó la originalidad de #modoCosecha, que narra el espíritu de un momento especial del mundo del agro. Las piezas inspiradoras y creativas, difundidas en el ecosistema digital de la compañía, cuentan historias que generan identificación y conexión con el sector.

De izquierda a derecha: Valeria Caliva (Coordinadora de Comunicación Corporativa), Marcelo Bertolino (Gerente de Relaciones Institucionales), José Hipedinger (Coordinador de Comunicación interna y Cultura), Cristian Hanel (Jefe de Planeamiento Comercial)

La firma recibió también el Eikon de Plata en la categoría Campaña General Digital: Web, Social Media y Comunicación Digital Móvil por su plan de Comunicaciones Integradas. Liderada por una visión innovadora, la empresa integró las relaciones institucionales, el marketing y la comunicación interna, para generar conversaciones superadoras, que apuntalen el mensaje y los objetivos de la compañía.

De Eikon participan año a año decenas de empresas de todo el país, cuyos casos de comunicación buscan alcanzar las preciadas estatuillas. Este año, junto con Profertil, fueron reconocidos Pan American Energy, McDonald’s, Andreani, Grupo Clarín, el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires, Camuzzi, San Cristóbal, Osde y Ualá, entre otras importantes empresas argentinas.

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Mientras una delegación argentina integrada por funcionarios de Economía y del BCRA negocia en Washington un nuevo acuerdo con el FMI que debería incluir, según reconocen funcionarios del Ejecutivo, un plan de contención de los subsidios energéticos para el año que viene, el interventor del Enargas, Federico Bernal, mantuvo ayer una reunión virtual con los principales ejecutivos de las distribuidoras de gas en la que se empezó a delinear —a priori sin el aval concreto del ministro Martín Guzmán— la discusión tarifaria para 2022.

Vía Webex, una plataforma similar al Zoom o Teams, el funcionario que responde al ala cristinista del gobierno les ofreció a las empresas —entre las que se destacan Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas— un aumento cercano al 30% en el margen de distribución a lo largo del año que viene, según indicaron a EconoJournal dos ejecutivos de empresas productoras de gas sin contacto entre sí. Para las grandes petroleras —como YPF, PAE, Total, Tecpetrol o Wintershall Dea y CGC— la discusión por tarifas es tan importante como las distribuidoras dado que, en última instancia, suelen ser los productores los que terminan financiando el funcionamiento de todo el sector de gas.

Fuentes de compañías distribuidoras evitaron realizar comentarios ante la consulta de este medio. En tanto que allegados a la Secretaría de Energía, que dirige Darío Martínez, negaron estar al tanto de las gestiones del Enargas.

En rojo

El impacto en la factura final de los usuarios de la recomposición del margen de distribución que propuso Bernal estará al torno al 10%, aunque —claro está— para conocer la suba total de las facturas de gas habrá que adicionar el aumento del precio del gas en boca de pozo en 2022, que es la verdadera variable que incide en el nivel de subsidios del Tesoro al sector gasífero.

La novedad es que, por primera vez en meses, Bernal se reunió con los privados para discutir qué pasará con las tarifas del segmento regulado —hogares, comercios y pequeñas industrias— en el futuro inmediato. Tras un año y medio de gestión, el interventor del ente regulador no avanzó con la nueva Revisión Tarifaria Integral (RTI) que debería entrar en vigencia a partir de 2022, como había prometido al inicio de su gestión. Tampoco gestionó una asistencia financiera para que las distribuidoras realicen el plan de inversiones que debían concretar en el período 2017-2022, tal como había declarado en varias entrevistas periodísticas.

Por el contrario, como efecto indirecto de pisar las tarifas de gas durante 2021 —sólo autorizó una suba final del 7%— convalidó a que las empresas suspendan sus desembolsos comprometidos en la RTI acordada con el gobierno anterior.

Insuficiente

La propuesta que puso sobre la mesa ayer Bernal no cubrió las expectativas de los privados. Es que, como era previsible, al habilitar un aumento tarifario de un dígito para todo 2021, el interventor se compró un problema de magnitudes. Como titular del ente regulador del gas, su primera responsabilidad es fijar tarifas que permitan a los concesionarios realizar las inversiones en la red que garanticen la seguridad de las instalaciones.

Con una inflación interanual superior al 50%, la decisión de casi congelar tarifas en los primeros dos años del gobierno de Alberto Fernández le deja poco margen de acción. Para cumplir con los programas de operación y mantenimiento del tendido de gasoductos que diseñaron las empresas, los ingresos de las distribuidoras deberían aumentar más del doble de lo que ofreció ayer el interventor. Cerca de un 70 por ciento en todo 2022.

Al pisar las tarifas de gas durante los últimos dos años, Bernal se compró un problema de difícil solución en el corto plazo.

El director comercial de una empresa productora analizó el escenario en estos términos: “Hay tiempo aún mejorar la negociación. Frente a estos niveles de inflación, una suba del 30% de la facturación de las distribuidoras no permitiría cumplir con las inversiones en seguridad de las instalaciones ni tampoco garantizar el pago del gas a nosotros (los productores), por lo que es probable que la cadena de pagos se interrumpa hacia mediados del año que viene”.

El número mágico

No es claro si la propuesta tarifaria de Bernal a las distribuidoras de gas cuenta con el respaldo del ministro de Economía, Martín Guzmán, que por estos días negocia con el FMI las condiciones de borde un acuerdo de refinanciación de la deuda de US$ 44.000 millones que tomó con el organismo el gobierno anterior. Las fuentes consultadas sugieren lo contrario. “Pasa lo mismo que el año pasado. Bernal cuida su quintita (sic) y sólo le interesa llegar a un entendimiento con las distribuidoras. No existe ninguna acción conjunta ni con Economía ni con la Secretaría de Energía. Así como este año la instrucción política fue que las tarifas debían aumentar menos del 10%, ahora se empezó a hablar que el aumento final en las tarifas de gas y electricidad no debería superar el 17% en 2022”, advirtieron en un despacho oficial.

“Eso implicaría pagar subsidios astronómicos. Hay que esperar. El ministro (Guzmán) aún no comunicó internamente a cuánto deberían ascender los subsidios energéticos en 2022 (el presupuesto presentado en septiembre preveía que representarían un 1,7 puntos del PBI). Ese dato está cerrado en el Palacio de Hacienda y lo conocen muy pocas personas. Bernal se cortó sólo y abrió una negociación sin el respaldo de Economía”, agregó.

La falta de coordinación en el gobierno deja de manifiesto una curiosidad: el gobierno inició  la discusión tarifaria con los privados por el eslabón de la cadena que prácticamente no tiene impacto (salvo por alguna cuenta marginal) en el nivel de subsidios que recibe el sector de gas, que este año rondarán en total los US$ 4000 millones.

Subsidios

La mayor parte de las subvenciones del Estado se destina a cubrir el costo de la importación de gas desde Bolivia y del LNG que llega por barco, así como también a pagar el costo de los programas de estímulo a la producción, que depende indirectamente de las tarifas que se fijen a la demanda pero que no se canalizan a través de las distribuidoras, sino que se abonan directamente a las petroleras (YPF, PAE, Total, Wintershall Dea, Tecpetrol y CGC, entre otras).

“La definición del margen de distribución casi no tiene impacto fiscal. Pero sí es importante para que las empresas tengan caja para realizar las obras de mantenimiento en la red. Las distribuidoras no son kioscos de golosinas. Operan redes de distribución que atraviesan ciudades. La seguridad debería ser la prioridad. El gobierno sólo autorizó una suba del 7% en dos años, cuando la inflación se acerca al 90%. Pisar tarifas otro año sería una decisión negligente porque imposibilitaría realizar inversiones que la red necesita”, analizó un reconocido consultor del sector, que pidió la reserva de nombre.

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ArreBeef Energía inauguró la primera planta a nivel mundial capaz de generar energía eléctrica a partir de los residuos orgánicos provenientes de la industria frigorífica de ganado vacuno. La instalación ubicada en Pérez Millán, partido de Ramallo, provincia de Buenos Aires, requirió una inversión de US$ 6,5 millones y producirá 7.200 MW anuales.

El proyecto energético comenzó a diagramarse en 2017 con el objetivo de satisfacer las necesidades de la sociedad sin comprometer los recursos de las generaciones futuras y se concibió finalmente como una nueva división del Frigorífico ArreBeef. El objetivo de esta unidad de negocio consiste en generar energías renovables a partir de un tratamiento más eficiente de los residuos, en el marco del programa RenovAr II.

Cambio climático

La planta obtuvo la habilitación comercial el 8 de julio y desde ese momento hasta el 30 de noviembre aportó a la red nacional 2.643 MW eléctricos de origen renovable, evitando la emisión a la atmósfera de unas 1020 toneladas de dióxido de carbono. Esta cifra es el equivalente a 157.000 automóviles menos circulando durante un día, y se hubiesen necesitado unos 14.000 árboles adultos para mitigar el impacto ambiental de estas emisiones.

Para lograr producir energía la empresa se embarcó en la construcción de un biodigestor que transforma todos los residuos orgánicos del frigorífico en el biogás necesario para el funcionamiento de un motor de cogeneración. Este motor convierte el metano presente en el biogás en energía eléctrica, entregando 1.5 MW de potencia, equivalente al consumo energético de una población de 7.000 habitantes.

“ArreBeef Energía es sin dudas un proyecto innovador, que nos trae una nueva mirada sobre la producción y se sostiene en la sólida trayectoria de nuestra empresa”, comentó el vicepresidente del frigorífico, Hugo Borrell, y agregó: “Sabemos que este es el punto de partida para otros proyectos que nos permitirán crecer y potenciar el trabajo en la región. Además, seguiremos afianzando nuestros pilares motivados por el desarrollo de acciones sostenibles que busquen contagiar proveedores, clientes y colaboradores, contribuyendo a la protección del medioambiente”.

La compañía nació en 1921 en la localidad de Arrecifes.

La historia de ArreBeef

La historia de la compañía inicia en 1921, cuando Don Jaime Borrell comenzó a desempeñarse como carnicero en la localidad de Arrecifes. Con el paso del tiempo y la profesionalización de varias tareas, las nuevas generaciones fueron tomando un rol protagónico en la empresa. Con ellas llegaron nuevas formas de hacer negocios y se produjo un cambio de paradigma orientado a la innovación y la eficiencia.

De este modo, la empresa familiar, que cuenta con más de 1000 empleados y una producción anual aproximada de 80.000 toneladas de carne destinadas a la exportación y al mercado local, se abocó a la sostenibilidad de las operaciones.

“La inauguración de esta planta es un logro que hemos conseguido junto a nuestros colaboradores, que nos acompañan en este camino y se suman a este nuevo paradigma de producción sostenible. Estamos orgullosos de ser pioneros en la generación de este tipo de energía en nuestra industria y ser protagonistas del cambio consolidando a Arrebeef como una empresa sostenible”, comentó Borrell.

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El secretario de Minería, Alberto Hensel, dejará su cargo para retornar a San Juan como nuevo funcionario del gobernador Sergio Uñac. El cargo que ocupará será el de Ministro de Gobierno (jefe de Gabinete) de San Juan, provincia donde fue intendente de la localidad de Sarmiento durante cuatro mandatos y diputado provincial. Todavía no se conoce quién lo reemplazará en la cartera de Minería, que depende del Ministerio de Desarrollo Productivo de Matías Kulfas.

Hensel siempre fue un funcionario de plena confianza del gobernador sanjuanino. La vuelta de a San Juan la confirmó el propio Sergio Uñac con un mensaje en redes sociales donde señala: “Quiero comunicar que Alberto Hensel será el nuevo ministro de Gobierno de San Juan a partir del próximo 10 de diciembre”. Y agregó: “conozco su capacidad y confío plenamente en él esta cartera tan importante”.

Dos años de gestión

Alberto Hensel estuvo en la Secretaría de Minería de la Nación desde que asumió Alberto Fernández en la Casa Rosada en 2019. En su gestión en Minería, Hensel y Alberto Fernández redujeron las retenciones del 12% (heredada de la segunda parte del gobierno de Macri) al 8% en 2020 para proyectos de oro y plata a través de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva, aunque también implementó por decreto una retención máxima de 4,5% para otros metales (este régimen finaliza el 31 de diciembre de este año). Quedó pendiente en su gestión la implementación de las retenciones “proyecto por proyecto” y el avance del Plan Estratégico para el Desarrollo Minero Argentino (PEDMA).

Lo último que informó su cartera hace pocos días fue que desde que asumió como presidente Alberto Fernández y, por lo tanto, Hensel en Minería, los anuncios de inversión en el sector alcanzaron los US$ 8.757 millones.

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El Chief Digital and Information Officer de Tenaris, Alejandro Lammertyn, anunció los avances de la compañía en materia de automatización y digitalización de procesos en la 23ª Conferencia del Acero del Instituto Argentino de Siderurgia (IAS). Durante el panel abocado a la Industria 4.0 el ejecutivo explicó cómo funciona el tracking digital de tubos y la tecnología Pipe Trace, entre otros desarrollos.

Por un lado, Lammertyn hizo especial foco en la capacidad de Tenaris de crear un doble digital para cada tubo fabricado, que hace posible su tracking en tiempo real a lo largo de toda la línea de producción. En ese sentido, subrayó la importancia de contar con un sistema de recolección, almacenamiento e interpretación robusto de información: «El dato es el rey, por eso la confianza en su procedencia debe ser total»,  remarcó.

«En el centro de nuestra transformación está la huella digital que usamos para identificar cada tubo, que nos permite vincularlo con cada instancia de la línea, sabiendo por dónde y cuándo pasó, y qué resultados hubo. Almacenar esos datos en la nube nos permite un nivel de visibilidad, control y previsibilidad que aseguran una calidad inusitada hasta hace pocos años, pudiendo intervenir desde cualquier lugar», explicó el directivo de la firma del Grupo Techint.

En paralelo, a través de la aplicación de un esquema de programación dinámica, la empresa logró reducir el work in progress de las líneas y monitorear los indicadores de performance. La Torre de Control centraliza las decisiones, permitiendo acciones preventivas y correctivas más precisas referidas tanto a la operación como al mantenimiento y la logística.

En sintonía, bajo el modelo de RigDirect, los clientes pueden acceder a esta “huella digital” con aplicaciones como PipeTracer, que -entre otras tareas- ahorra la necesidad de medir la longitud de los tubos, facilitando las operaciones petroleras en pozo.

«La digitalización nos permite tomar el control total del tubo hasta el momento de su bajada. Pero visto con un lente más amplio, nos otorga una planificación integral de la supply chain, desde el pronóstico de la demanda hasta que se produce la corrida del material y se retorna material no utilizado», amplió Lammertyn.

Para el referente digital de Tenaris, «el gran desafío de la industria 4.0 no es la tecnología, que está disponible, sino las personas y su skilling correcto” con el objetivo que la innovación y el desarrollo de soluciones informáticas “deje de ser un patrimonio de los departamentos de IT y Automación y sea un valor compartido por toda la organización. Para eso es esencial mantener una visión de liderazgo desde el management y bajar una línea estratégica clara”, apuntó el Chief Officer.

La cadena de valor local

El panel de industria 4.0 del IAS puso en discusión la manera en que el sector siderúrgico puede contribuir al desarrollo tecnológico de sus cadenas de valor. En este punto, Lammertyn destacó el aporte que realiza Tenaris en el marco del Programa ProPymes, que pasó “de promover el entrenamiento y la mejora de la ingeniería industrial a tener una fuerte impronta de transformación digital. Para Argentina es clave consolidar un polo PyME orientado a la innovación en el área industrial y hay que trabajar en su aplicación real”, afirmó.

A modo de ejemplo, el personal que ingresa a las áreas operativas del Centro Industrial de Campana se capacita mediante un simulador de grúas creado por la pyme argentina Delta3. Este equipo reproduce las condiciones reales de planta y disminuye los riesgos. Tras ser implementada con éxito localmente, esta tecnología se exportó a plantas industriales de Tenaris en Italia, Estados Unidos, Rumania, México y va rumbo a otras plazas como Colombia. 

Junto a Lammertyn, participaron del evento Mauricio Caggioli (AcelorMittal), Roberto Demidchuk (Ternium) y Gustavo Silva De Fraça (Gerdau). El panel tuvo como moderador a José Luis Roces (Instituto Tecnológico de Buenos Aires). La 23ª Conferencia del Acero del IAS contó además con la participación de Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur, en el Steel Executive Forum que cerró las actividades.

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La petrolera Tecpetrol, perteneciente al Grupo Techint, adquirió la totalidad de las acciones de la firma Parques Eólicos de la Buena Ventura (PEBV) a la empresa alemana ABO Wind Energías. PEBV está desarrollando el Parque Eólico de la Buena Ventura, un proyecto de 105 MW ubicado en el partido de Gonzales Chaves, en la provincia de Buenos Aires.

Tecpetrol, que ahora desarrollará el parque Buena Ventura, tuvo una participación minoritaria en un proyecto eólico en Chubut que se lo vendió a la compañía ENEL en septiembre de 2017, antes de que avancen la Ronda 2 del programa Renovar.

El nuevo parque de Tecpetrol

Según la nota que Tecpetrol presentó este lunes en la Comisión Nacional de Valores (CN), la petrolera “ha adquirido de ABO Wind Energías Renovables S.A. y ABO Wind AG 100.000 acciones ordinarias de la sociedad Parques Eólicos de la Buena Ventura S.A. (PEBV)”, que son “representativas del 100% del capital social y de las acciones con derecho a voto de la misma”.

ABO Wind es una empresa alemana que cuenta con proyectos en varios países. En la Argentina tiene más de 1,5 GM de potencia instalada entre parques eólicos y solares en las provincias de Buenos Aires, Neuquén y Catamarca. Fue una de las empresas adjudicadas en proyectos del programa Renovar.

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El gobierno viene prometiendo desde mediados del año pasado avanzar con un aumento segmentado de tarifas para ponerle un freno al crecimiento de los subsidios. Sin embargo, hasta el momento no dio precisiones sobre a quienes alcanzarían las subas y de cuánto podría llegar a ser el aumento para quienes no formen parte de los sectores considerados vulnerables. La consultora Analytica avanzó en esa dirección al elaborar un modelo que permitiría reducir los subsidios un 0,7% del PIB con aumentos que van del 100% al 220%, pero sin tener que aumentarle al 50% más pobre de la población.

El informe comienza detallando que el atraso tarifario de los últimos dos años permitió modificar la estructura de consumo de las familias, ya que las boletas de luz, gas y agua pasaron de representar un 7% del gasto de los hogares en 2018 a un 3% en 2021. La contracara de ese proceso fue el incremento sostenido de los subsidios que en los últimos dos años treparon del 1% al 2,7% del PIB. Esa suba de subsidios impactó en el déficit fiscal, el cual ahora tiene que empezar a ser recortado como parte de la negociación con el Fondo Monetario Internacional para refinanciar los vencimientos de deuda de 2022.

Analytica sostiene que si el gobierno decidiera desandar el camino de incremento de subsidios y llevar las tarifas domiciliarias de luz, gas y agua a los niveles vigentes en el comienzo de su gestión, en diciembre de 2019, debería aplicar un ajuste superior al 100% que, si se implementara de una vez y para todos, implicaría 14 puntos más de inflación, ubicando el índice en la zona del 65% anual.

La propia consultora reconoce que esa medida es “claramente insostenible desde lo social y pone a la economía al borde un cambio de régimen inflacionario”. Es por ello que propone avanzar con una segmentación tarifaria que minimice el impacto inflacionario, permita un ahorro significativo en subsidios y mantenga el poder adquisitivo de las familias vulnerables.

“Nuestra propuesta es eficiente desde el punto de vista distributivo porque no castiga a los sectores más vulnerables y además permite avanzar con un ahorro fiscal significativo de cara a lo que va a pedir el Fondo, que no afecta partidas sensibles como jubilación y obra pública”, aseguró a EconoJournal Ricardo Delgado, presidente de la consultora Analytica.

La propuesta

El modelo que propone Analytica consiste en mantener sin cambios las tarifas del 50% más pobre de la población e incrementarle al otro 50% un 155% en promedio, con variaciones entre los distintos deciles. Por ejemplo, el sexto decil pagaría un aumento de 100% y el decil de mayores ingresos una suba de 220%. De este modo, el monto destinado a las tarifas de luz, gas y agua seguiría representando el 3,5 por ciento del gasto del 50% de los hogares más pobres, pero treparía a 7,9% promedio en el 50% más rico, elevando el gasto global promedio al 6,2%.

En cifras absolutas esto significa que el 50% más pobre de la población continuaría destinando 2571 pesos a las tarifas de luz, gas y agua en promedio, mientras que el 50% más rico aumentaría su gasto en esos tres servicios de 3756 a 9800 pesos mensuales en promedio. En el caso puntual del decil de mayor poder adquisitivo hoy destina 4750 pesos por mes en los tres servicios mencionados y con el aumento propuesto pasaría a pagar 15.200 pesos por mes 

Si los precios de la energía se mantienen constantes el año próximo, ese esquema de segmentación permitiría concretar un ahorro en subsidios de 0,7% del PIB en un año y significaría un aumento de 2,4 puntos porcentuales en la tasa de inflación del mes en que se implemente.

El impacto en la inflación se modera ya que sólo el 2% del gasto del decil 10 de hogares se destina a electricidad, gas y agua. “Esa escasa porción es importante a la hora de medir su impacto sobre la inflación, porque el relevamiento del IPC se realiza según facturas promedio para los diferentes cuadros tarifarios”, se destaca en el informe.

Dado su elevado nivel de gasto agregado, la actualización de tarifas sobre el 10% de los hogares más acomodados implica un ahorro fiscal de 0,24% del PIB en un año. Al incluir al restante 40% de mayores ingresos, el ahorro alcanza al comentado 0,7% del producto. “La actualización para los segmentos medios y altos de familias de las tarifas de electricidad, gas y agua, que concentran el 70% de los subsidios y cuentan con una ponderación relativamente baja en la canasta alimentaria, es prioritaria”, se remarca en el documento.

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Fundación Siemens realizó ayer el cierre del ciclo anual de sus programas de formación técnica, con un evento del que participaron docentes y más de 4.000 estudiantes de distintos puntos del país. El evento “Protagonistas del Futuro” tuvo lugar en el Centro Cultural de la Ciencia C3 y contó con la presencia de la primera dama de la Nación, Fabiola Yáñez, el ministro de Ciencia y Tecnología de la Nación, Daniel Filmus y las ministras de educación de la Ciudad de Buenos Aires, Soledad Acuña, Florencia Perata de Chubut y Mercedes Jara Tracchia de Río Negro. 

A través de un formato híbrido, asistieron en forma virtual más de 3.000 alumnos de localidades del interior del país y presencialmente 270 de la ciudad y la provincia de Buenos Aires. Ente los participantes se destacaron, además de los mencionados, Fernando Moreira, intendente de San Martín; Mariano Ferrari, director de Escuelas Técnica de la provincia de Buenos Aires; Alejandro Kökcritz, CEO de Siemens Argentina y presidente de Fundación Siemens; Paula Elías, vicepresidente de Fundación Siemens, y autoridades de Fundación YPF, Fundación Telefónica-Movistar, Fundación Pampa Energía, Aluar, Genneia, Fundación Acindar, AHK Argentina, y escuelas de CABA y Provincia, entre otros.

En el marco del cierre de los programas educativos de la Fundación y dando apertura al evento, Alejandro Kökcritz, presidente de Fundación Siemens expresó: “Estamos transitando momentos de cambios profundos en nuestras sociedades. Digitalización, sostenibilidad, relocalización, innovación permanente, inclusión, cuidado ambiental, son solo algunos de los conceptos que se volverán centrales en la nueva etapa y son los grandes desafíos que Fundación Siemens propone encarar fortaleciendo la educación de nuestro país. Porque nos estamos transformando y una verdadera transformación social requiere poner el foco en la educación de los jóvenes”.

Durante el año 2021, Fundación Siemens llevó adelante 25 programas educativos fomentando las habilidades digitales en más de 4.000 estudiantes y docentes de todo el país, asegurando practicas profesionalizantes para cada uno de ellos. Con foco en innovación, formación técnica, educación STEAM, industria 4.0, ingeniería social, energías renovables y diseño CAD 3D, estos programas han permitido profundizar el proceso de transformación digital y capacitar a los jóvenes para que puedan afrontar sus desafíos laborales futuros con todas las herramientas necesarias. 

Por su parte, Pablo Aldrovandi, gerente ejecutivo de Fundación Siemens destacó: “a través de la cooperación con organizaciones, gobiernos y empresas colaboramos en la formación de los líderes del futuro, brindándoles los conocimientos y competencias para que puedan desarrollarse en el siglo XXI. De esta manera, estamos buscamos reconocer, estimular y desarrollar sus talentos, desde la creatividad y la innovación”.

Así mismo, la primera dama de la Nación y presidenta honoraria de la Fundación Banco Nación entrevistó a los tres jóvenes estudiantes de la Universidad Nacional del Sur, oriundos de Bahía Blanca que viajaron a Rusia a la competencia mundial de programación representando al país. 

Fabiola Yañez destaco que es “sumamente importante trabajar para seguir desarrollando la educación STEM, tanto desde las Fundaciones y ONG´s como a través de políticas de Estado”. Recordó además que, desde su lugar como miembro de la Alianza de Cónyuges de Estado y Representante (ALMA), se alientan actividades que permiten visualizar y apoyar incitativas que tiene a la educación STEM como protagonista y celebro que, “a través de la educación pública, del esfuerzo conjunto del Estado y el sector privado, miles de jóvenes de todo el país desarrollen las capacidades que necesitarán en el futuro para desplegar todo su talento y creatividad.

El ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación, Daniel Filmus felicitó a los jóvenes ganadores “me llena de orgullo que salieron de la universidad pública” y expresó que “el Ministerio de Ciencia se dedica a apoyar el desarrollo de la ciencia y la tecnología y la importancia, como ustedes señalaron, de transferirlo a resolver problemas concretos, para eso existe la Agencia I+D+i que apoya a las pyme y los emprendimientos que quieran tener desarrollos tecnológicos nuevos, distintos”, e instó que desde la Fundación presenten un proyecto para que pueda ser financiado desde la Agencia y “para que le sirva a la comunidad”. Filmus, remarcó que “necesitamos más técnicos, y específicamente de la carrera Ciencias de la Computación. Argentina necesita 10 mil profesionales más para los próximos años. El país tiene un gran desarrollo tecnológico en software y demanda de graduados y profesionales, que antes de recibirse son demandados por la industria. Estas carreras en Argentina hacen falta”.

El evento además contó con una batalla de freestyle entre los jóvenes artistas Underdann y Blas y se realizaron sorteos de accesorios tecnológicos como tablets, auriculares inalámbricos y suscripciones gratuitas a la plataforma Disney Plus.

Durante el cierre del evento, Paula Elías, vicepresidenta de Fundación Siemens, agradeció a todos los asistentes y enfatizó: “Estamos viviendo tiempos muy interesantes. En los que todo está en discusión y el valor está puesto en el cuidado e inclusión. La sociedad ya no juzga a las empresas por su balance de resultados si no por el aporte que pueden realizar para mejorar el mundo en el que vivimos, para hacer frente a los desafíos más urgentes que tenemos: la desigualdad, el ambiente.Y todo esto es gracias a una generación nueva que irrumpió, que rompió el molde de lo establecido. Que nos exige cambiar la mirada, poner el centro en las personas en su cuidado y desarrollo integral”.

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La compañía británica President Energy (ex President Petroleum) concluyó con éxito la perforación de un pozo petrolero en el yacimiento Dos Puntitas, dentro de la concesión Puesto Guardian, ubicado en la provincia de Salta. El costo del pozo exploratorio demandó una inversión de alrededor de US$ 3 millones y la compañía estima una producción de 40 metros cúbicos diarios (m3/d) de petróleo. La firma británica comenzará la próxima semana la perforación de un nuevo pozo en la concesión, que pertenece ciento por ciento a la compañía.

President Energy es una pequeña petrolera británica independiente que cotiza en la Bolsa de Londres. Controla ocho áreas en la cuenca Neuquina y otras tres en la cuenca Noroeste. Históricamente esta cuenca fue muy importante para la producción de petróleo del país, pero en los últimos años se encuentra en un marcado declive.

“La perforación del pozo DP-2001 alcanzó de manera segura y exitosa la profundidad deseada planificada de 3.225 metros dentro del plazo y del presupuesto y con resultados alentadores”, informó la petrolera en un comunicado. Se trata del primer pozo completado dentro del plan de perforación planeado por la compañía británica en el yacimiento Dos Puntitas. Luego del DP-2001, la próxima semana la petrolera comenzará con la perforación inicial del pozo DP-2003.

El pozo

El nuevo pozo petrolero DP-2001 es prácticamente análogo al pozo DP-1001, perforado en el mismo yacimiento en el año 2010 por otro operador. El comunicado de President destaca que “es alentador que el DP-1001, el pozo más antiguo, perforado a un costo de aproximadamente 6 millones de dólares, siga produciendo de forma continua y que haya tenido un nivel de producción inicial de 40m3/d de petróleo. Después de 11 años, el pozo continúa produciendo 9m3/d”.

El nuevo pozo DP-2001 fue perforado “con mayor rapidez y por casi la mitad del costo”, según President, y “tras los alentadores resultados, se está llevando a cabo la colocación de la tubería y el nuevo pozo se probará en enero”. “En la actualidad está siendo ensamblado y posteriormente cementado antes de ser completado y probado con un equipo de mantenimiento (workover rig). Este equipo se movilizará para empezar a trabajar en el yacimiento en enero de manera que, si todo va bien, pueda completar y probar tanto este pozo como el siguiente DP-2003”, destacó la compañía.

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Pan American Energy y el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (Conicet) firmaron un convenio de cooperación mutua para la investigación y desarrollo (I+D) de proyectos científicos sustentables.

De la firma del acuerdo participaron Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, y Ana María Franchi, presidenta del Conicet. Asistieron también Analía Álvarez, responsable técnica por el Conicet del Convenio de Investigación y Desarrollo en conjunto con PAE, y Sergio Romano, gerente de Vinculación Tecnológica del Conicet.

Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, y Ana María Franchi, presidenta del Conicet.

PAE aportará el capital para el trabajo, además de investigadores propios que se integran al equipo del Conicet.

Las autoridades de Pan American Energy y el Conicet pusieron en valor el fomento de proyectos de investigación y destacaron la importancia de la articulación público-privada entre una compañía global líder de energía como PAE y el sistema científico nacional a través del principal organismo dedicado a la promoción de la ciencia y tecnología en Argentina.

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La empresa estatal rusa Uranium One desembolsará 30 millones de dólares para adquirir el 15% de una empresa conjunta que conformará con la minera canadiense Alpha Lithium, que tiene a cargo el proyecto de litio Salar Tolillar, ubicado en la provincia de Salta. La nueva firma será para llevar adelante este proyecto, que forma parte del Triángulo del Litio, una zona compartida por la Argentina, Bolivia y Chile donde se ubica la mayor reserva mundial de este mineral. Es toda una novedad que una compañía de Rusia desembarque en la exploración del litio argentino, que está dominada por mineras australianas y canadiense.

El pago concreto será en enero y el acuerdo también permite que, después del estudio de factibilidad, la empresa de Rusia haga uso de la opción de ampliar su participación un 35% más invirtiendo 185 millones de dólares, que se utilizarían para la construcción de la planta de producción inicial de 10.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente (LCE, por sus en inglés). En ese caso, cada compañía se quedaría con el 50% de Tolillar, que hoy está en etapa de exploración. Según el acuerdo, la firma rusa podría quedarse en un futuro con el 100% de la producción del proyecto.

La intención de Alpha Lithium es conseguir fondeo para poder avanzar a la etapa de operación comercial del proyecto de 27.500 hectáreas, según informó la minera en un comunicado. Además, la canadiense quiere avanzar también en la exploración del Salar del hombre Muerto en Catamarca, donde tiene otro proyecto. En ese salar está Fénix (a cargo de la estadounidense FMC), uno de los dos proyectos de litio que están en operación comercial en el país.

Desembarco ruso

Uranium One es una firma que pertenece a la Rosatom (Corporación de Energía Atómica del Estado de Rusia), que genera el 18% de demanda energética de Rusia. En los últimos tiempos, definió convertirse en proveedor mundial de litio grado batería. También está avanzando en proyectos en Bolivia. La llegada de la empresa rusa es toda una novedad en el sector del litio en la Argentina, ya que las compañías que están explorando y operando son principalmente de Canadá, Australia, Estados Unidos, Corea del Sur, Francia, China y de capitales nacionales.

Además de los dos proyectos en operación comercial y otros dos en construcción, el gobierno tiene puesto el ojo en 20 proyectos de litio que están en etapa de exploración, aunque en total hay entre 40 y 50 en distintas fases exploratorias. De ese total, la mitad están a cargo de empresas canadienses y australianas.

La Argentina cuenta con el 17% de los recursos de litio a nivel mundial. Según datos de la Secretaría de Minería, este año el país terminará recibiendo 470 millones de dólares de inversión en proyectos del llamado “oro blanco”.

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El presidente Alberto Fernández dio luz verde a fines de la semana pasada para avanzar con la construcción del gasoducto Néstor Kirchner. Luego de una reunión con el secretario de Energía, Darío Martínez, garantizó los fondos para avanzar con el primer tramo y ordenó concretar el llamado a licitación pública. El objetivo oficial es que Integración Energética Argentina (IEASA) se haga cargo de la operación del gasoducto una vez concluido. Por lo tanto, de modo paralelo legisladores del oficialismo que responden a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner presentaron en el Congreso un proyecto que modifica la denominación y el objeto social de IEASA, la cual volverá a llamarse Enarsa y podrá prestar servicios de transporte y distribución de gas natural, entre otras funciones. El proyecto también busca preservar a la compañía frente a futuros intentos de venta.

Los fundamentos del proyecto

En los fundamentos del proyecto, al que accedió EconoJournal, se recuerda que en 2004 el gobierno de Néstor Kirchner creó Enarsa como parte de la puesta en marcha del Plan Energético Nacional que permitió vincular al Sistema de Interconexión (SADI) a 10 provincias y regiones que hasta 2003 no accedían a electricidad, mediante la construcción de 5.800 kilómetros de tendido eléctrico que suministraron por primera vez electricidad a más de 4.600.000 hogares. A su vez, recuerda el proyecto, se ampliaron también los gasoductos que le llevaron calefacción a más de 2.300.000 hogares.

El texto agrega que el rol de ENARSA fue clave también para la integración energética regional, con Bolivia para el aprovisionamiento de gas, con Brasil, Paraguay y Uruguay para la comercialización de la electricidad producida de las interconexiones binacionales y de la hidroelectricidad producida por Yacyretá y Salto Grande.

Incluso se afirma que “la empresa ejecutó obras estratégicas como la construcción de las represas hidroeléctricas Kirchner-Cepernic en Santa Cruz de 1740 Mw de electricidad, limpia y constante (sic), aportando a la diversificación de la matriz energética mediante el aprovechamiento de las capacidades nacionales”. El dato es realmente llamativo porque esas dos represas aún no se construyeron y, por lo tanto, obviamente, no han aportado un solo Mw de electricidad.

Luego de la descripción de los avances que ejecutó el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner, el texto la emprende contra la gestión de Mauricio Macri porque “la política energética, como el país entero, se subordinó a las necesidades financieras de los grupos económicos concentrados”.

“Por medio del decreto 882/17 se resolvió fusionar a ENARSA con EBISA (Emprendimientos Energéticos Binacionales S.A), sustraerla de todos sus activos estratégicos mediante su privatización y venta espuria, así como modificar la denominación social. Estas acciones expresaban un nuevo ciclo de desindustrialización, desaprendizaje, extranjerización de la economía y la vuelta a la utilización de la energía como herramienta de negocios, de ajuste y de empobrecimiento ciudadano”, agrega el proyecto.

En respuesta a ello, se afirma que el gobierno de Alberto Fernández “ha decidido elevar la política energética como instrumento de desarrollo social y económico, para lo cual es imprescindible la línea programática original de Enarsa y adecuarla a las necesidades actuales y futuras del sector energético.

Los cambios

Para retomar a la línea programática original de Enarsa, lo primero que se hace, en el artículo 1, es volver a denominar a IEASA como Energía Argentina S.A. (Enarsa). “Resulta de gran importancia la recuperación simbólica del nombre original de Enarsa, ya que traduce la esencia y finalidad de la compañía”, dice el proyecto.

Otra de las claves del proyecto es la ampliación de las funciones de Enarsa, la cual es presentada como parte de la diversificación de facultades necesaria para encarar la transición energética.

Como parte de esa diversificación es que en el artículo 2 modifica la ley 25.943 de creación de Enarsa y la habilita no solo a la exploración, explotación, transporte, almacenaje, refinación y comercialización de hidrocarburos sino también la prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural. “A tales efectos la Sociedad podrá procesar, comprar, vender, permutar, importar o exportar gas natural”, se aclara.

También podrá generar y comercializar energía eléctrica y se la habilita puntualmente a fabricar tecnología renovable, generar, comercializar y transportar electricidad a partir de energía solar y eólica e involucrarse en la política minera nacional para el aprovechamiento de los recursos naturales. De hecho se precisa que podrá “solicitar a las autoridades mineras competentes la realización de tareas de cateo, prospección y exploración de yacimientos y salares de litio, para lo cual podrá asociarse con instituciones, empresas u organismos públicos o privados especializados en la temática”.

Por último, se afirma que “para evitar la venta indiscriminada, el vaciamiento premeditado de la empresa y la realización de negocios a espaldas de los argentinos, es fundamental proteger los activos de la empresa”. Es por ello que el artículo 3 del proyecto determina que “los activos de los que Enarsa sea propietaria sólo podrán ser enajenados, con autorización expresa del Congreso de la Nación, por medio de una ley que establezca las condiciones bajo las cuales se procederá a su venta, individualizando el bien mueble, inmueble objeto de la misma, así como también especificando todas las circunstancias y condiciones particulares de la operación”.

“Quedaran exceptuados de la autorización mencionada precedentemente la enajenación de activos que hagan al giro comercial normal y habitual de la empresa en función de la actividad para los que se encuentren afectados”, agrega el artículo 3.

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El gobierno aprobó este jueves otorgar una asistencia económica de 148.234.891 pesos a 29 empresas subdistribuidoras de gas natural en todo el país. Se trata de una erogación con carácter transitorio correspondiente al mes de julio de este año. La medida se instrumentó a través de la Resolución 1160 publicada en el Boletín Oficial y firmada por Darío Martínez, que está a cargo de la Secretaría de Energía, de donde salen los fondos para afrontar el subsidio.

Las empresas de subdistribución de gas fueron las más afectadas por los cuadros tarifarios de junio porque es un segmento que no llega a los usuarios industriales, que es donde más impacto tuvo la recomposición de las tarifas de mitad de año.

La Federación de Subdistribuidoras de Gas (FESUBGAS) y el Instituto de Subdistribuidoras de Gas (ISGA) habían advertido que este segmento, que llega casi exclusivamente a usuarios residenciales y le compran gas directamente a las compañías distribuidoras, estaba afrontando una crítica situación financiera. A mitad de año habían presentado una nota al Enargas para pedir ayuda económica. El universo total de este sector es de 64 empresas -la mayoría cooperativas-, aunque la resolución tiene impacto para 29 firmas.

Cuestión de fondo

Las empresas que subdistribuyen gas natural pagan el fluido a precio del Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), un valor que está congelado desde 2017. Al mismo tiempo, las subdistribuidoras quedaron al margen del aumento de las tarifas de gas del primer semestre del año, que fue de alrededor del 30%.

El problema para este segmento es que el VAD (Valor Agregado de Distribución) se incrementó para los usuarios residenciales entre un 10% y un 20%, mientras que el aumento para los industriales alcanzó un 90%. Así, las subdistribuidoras quedaron al margen de la mayor actualización tarifaria de 2021. Según cálculos que hacen estas empresas, la recomposición de sus ingresos mediante el aumento de las tarifas osciló entre un 18% y 21% frente a una inflación anual que supera el 50%, una ecuación que genera que el negocio de la subdistribución de gas deje de ser económico.

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