Comercialización Profesional de Energía

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PERMER: lanzaron una licitación por US$ 2,6 millones para abastecer de energía renovable a 11 parques nacionales

La Secretaría de Energía y la Administración de Parques Nacionales anunciaron el llamado a licitación para el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) para la provisión de equipos fotovoltaicos en 60 instalaciones de 11 áreas protegidas por un total de 2.600.000 dólares. La fecha límite para presentar ofertas es el próximo 19 de noviembre.

Se trata de la licitación LPN N°7/2021 para la provisión de equipos fotovoltaicos e instalaciones eléctricas en parques nacionales ubicados en las provincias de Córdoba, Entre Ríos, La Rioja, Neuquén, Santa Fe, Tucumán y un destacamento fronterizo del Ejército Argentino en Pino Hachado (Neuquén). Además, la cartera energética anunció el relevamiento de otras 169 instalaciones que se beneficiarán en la próxima etapa.

El lote N° 1 de la LPN N° 7 corresponde a 33 instalaciones en edificios públicos: 14 en Córdoba, 6 en Entre Ríos, 2 en La Rioja, 4 en Santa Fe y 7 en Tucumán, mientras que en lote N° 2 corresponde a 28 instalaciones en Neuquén. La licitación prevé un plazo de obra de ocho meses para ambos lotes.

Los parques

Los parques nacionales que están dentro de esta licitación son: Nahuel Huapi, Lanín, Laguna Blanca y Arrayanes, en la provincia de Neuquén; Quebrada del Condorito y Traslasierra, en Córdoba; Pre Delta y El Palmar, en Entre Ríos; Aconquija, en Tucumán; Talampaya, en La Rioja; e Isla de Santa Fe, en la provincia homónima.

En el anuncio realizado ayer participaron el coordinador del proyecto PERMER, Luciano Gilardon, la asesora de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, Analía García, el presidente de la Administración de Parques Nacionales, Lautaro Erratchú, la jefa de gabinete Fernanda Álvarez y los directores nacionales de Operaciones y Uso Público, Federico Granato y Matías Poltorak, respectivamente.

«La instalación de dispositivos para utilizar energías renovables son parte de las acciones concretas que estamos desarrollando para asegurar la sostenibilidad de los recursos que se utilizan en las áreas protegidas; es una cuestión esencial para las políticas públicas que impulsamos desde el Estado nacional, en conjunto con el Ministerio de Ambiente», destacó el presidente de Parques Nacionales, Lautarú Erratchú.

“Con estas obras sustentables para el ambiente, llegamos a instalaciones alejadas del tendido eléctrico en las áreas protegidas de Parques Nacionales y contribuimos a la descarbonización de la matriz energética nacional”, sostuvo por su parte el coordinador de PERMER, Luciano Gilardon.

En 2020, a través de PERMER se dotaron de energía eléctrica domiciliaria mediante equipos fotovoltaicos a edificios de los Parques Nacionales Patagonia (Santa Cruz), de Campos del Tuyú (Buenos Aires) y de la Reserva Natural de la Defensa Punta Buenos Aires (Chubut).

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Día Mundial del Ahorro de Energía: el rol de las construcciones sustentables

En 2012, el Foro Energético Mundial (World Energy Forum) proclamó al 21 de octubre como el Día Mundial del Ahorro de Energía. Esta iniciativa tiene como principal objetivo promover el acceso universal a la energía y a su vez visibilizar el impacto que genera su uso en el ambiente. Sin embargo, esta fecha conmemorativa no solo invita a las sociedades a reflexionar sobre el consumo energético, sino también a tomar conciencia sobre la conservación y optimización en el uso de recursos naturales.

En ese sentido, el agua constituye un recurso natural fundamental para la vida y por eso, resulta esencial su cuidado. Veamos algunos datos: el 70% de la superficie del planeta está cubierta por agua, sin embargo, el 97% es agua salada y solamente el 3% es dulce. De este porcentaje total de agua dulce, los glaciares y la nieve componen casi el 70%, y el 30% restante permanece de manera subterránea o en la tierra. Únicamente el 0,025% corresponde al agua dulce de lagos y ríos, que son las fuentes superficiales habituales que la población utiliza para consumo diario.

El agua se utiliza para una multiplicidad de actividades humanas que requieren gasto energético, desde su extracción, potabilización y distribución, hasta el uso que se le dé internamente en cada hogar. Como se señaló anteriormente, existen distintas fuentes de las cuales se extrae agua, pero no todas aptas para el consumo humano. Según indica un estudio sobre calidad del agua del Ministerio de Salud de la Nación, entre el 69 y el 75 por ciento del empleo de agua se destina a la agricultura; entre un 22 y 23 por ciento a las industrias; y entre un 4 y 8 por ciento restante para consumo doméstico (agua para beber, saneamiento, recreación, etc.).

El sector de la construcción, por ejemplo, es uno de los grandes consumidores de energía y recursos, que impacta directamente en las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). En cuanto a los recursos hídricos, se calcula que por cada metro cuadrado cubierto para construir una vivienda se utilizan aproximadamente 684 litros de agua. En ese sentido, las construcciones sustentables minimizan el uso de recursos naturales ya que promueven la utilización de técnicas innovadoras con materiales de bajo impacto en el ambiente, y reducen la demanda energética y de otros recursos durante el uso. 

En Argentina, si bien este sector está modificando sus procesos de operación y continúa con la búsqueda de soluciones y tecnologías más sustentables, el consumo energético y de agua, y el alto volumen de residuos generados aun persiste. Por este motivo, surge la necesidad de continuar con su modernización y, en esa transición hacia construcciones más sustentables, es preciso desarrollar nuevas técnicas constructivas, incorporar materiales más eficientes y capacitar a todos los actores involucrados: desde la mano de obra hasta el usuario.

Actualmente, existen distintas tecnologías que permiten ganar en eficiencia energética, reducir costos de mantenimiento, aumentar la vida útil de las instalaciones y mejorar la calidad del ambiente. A continuación, algunas de ellas:

Pisos drenantes: solución para la reutilización del agua 

Existen soluciones para pisos drenantes como Elastopave® que forman superficies resistentes, durables y permeables hasta en un 90%, permitiendo que el agua siga su curso natural a las napas freáticas y evitando que se estanque en épocas de lluvias. Es decir, al mismo tiempo que se presentan como un importante aliado para captar y reaprovechar el agua, evitan su acumulación y minimizan los impactos de las lluvias.

Los constructores utilizan este tipo de revestimiento para la pavimentación de áreas externas como calles, estacionamientos y ciclovías con el fin de evitar las inundaciones. Además, impide que las raíces de las plantas rompan el pavimento, garantizando una mayor durabilidad en ambientes naturales como parques, plazas y jardines.

Panelería aislante y eficiencia del consumo energético

Asimismo, otra forma de reducir el consumo energético es garantizando un mejor aislamiento térmico. Para ello se utilizan panelerías aislante y sistemas de espuma de poliuretano en spray en fachadas, techos y cámaras. La panelería aislante tiene la capacidad de cubrir térmicamente un espacio, permitiendo una eficiencia superior en todo tipo de construcciones, disminuyendo el consumo de energía en aire acondicionado o calefacción y mejorando el confort. Este es el caso de los paneles sándwich de poli-isocianurato (PIR) que, a su vez, no precisan del uso de agua en todo el proceso productivo, desde su fabricación hasta su construcción.

Las tejas y los paneles isotérmicos compuestos por chapas de acero intercaladas por una capa de espuma rígida reducen hasta 90% la transferencia de calor entre los ambientes. Al mismo tiempo, permiten un acabado estético para coberturas, fachadas y cierres laterales, que son 20 veces más aislantes que el ladrillo y 80 veces más que el hormigón y además, no pierden su capacidad aislante incluso tras un tiempo largo de uso.

Espumas expansivas aplicadas in situ en forma de spray para ahorrar energía

Las espumas de poliuretano tienen propiedades ideales para aplicar en construcciones rápidas, simples, económicas y sustentables. Dicho material ofrece un aislamiento térmico superior y es una alternativa ecológica que puede aplicarse en fachadas de edificios residenciales o comerciales, nuevos o restaurados.

Según diversos estudios, al aplicar cerramientos estancos al paso de aire se puede ahorrar hasta un 40% de energía. La aplicación de este tipo de espumas también crea un aislamiento que actúa como barrera de aire, ya que crea una capa continua, uniforme y sin fisuras en paredes, suelos y cubiertas.

Estas tecnologías avanzadas en materia de sustentabilidad, cuyo foco está puesto en el ahorro energético, la reutilización de los recursos y la disminución de los desechos, componen el universo de materiales que se utilizarán de acá en más en las construcciones. Si bien el recorrido hacia la obtención de construcciones sustentables es gradual y apunta al largo plazo, estas soluciones constituyen un aporte fundamental en el cuidado ambiental y de recursos naturales. 

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Petroleros apoyan a los trabajadores de Salta y Jujuy

La Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustible llamó a realizar asambleas en todas las refinerías de Argentina para protestar contra la presentación de la Ley de Hidrocarburos y exigir una mayor inclusión de Salta y Jujuy en las agendas de trabajo de la Nación y de ambas provincias. El reclamo central se realizará mañana en Salta.

La Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustible (FASiPeGyBio) acompañará al Sindicato de Trabajadores de la Industrialización Privada del Petróleo y Gas de Salta y Jujuy en su reclamo por una mayor inclusión de la región en las agendas de trabajo de ambas provincias y de la Nación, así como en la Ley de Hidrocarburos presentada recientemente en el Congreso.

Con ese objetivo, mañana la Federación encabezará una asamblea informativa que tendrá lugar a las 7 horas en la intersección de la Ruta Provincial N° 54 y el acceso a la destilería Campo Durán, en la provincia de Salta. Además, instó a los otros sindicatos adheridos a que realicen acciones similares en todas las refinerías del país en solidaridad con los trabajadores afectados.

De cara a la medida, el secretario Gremial y de Interior de la FASiPeGyBio, Mario Lavia, indicó: “Nos paramos codo a codo junto a nuestros compañeros de Salta y Jujuy porque fueron ignorados en la discusión sobre trabajo a nivel nacional y provincial”. Al respecto, advirtió: “Recién ahora empiezan a recibir algún apoyo por parte del Gobierno. Desde la Federación, vamos a acompañarlos de cerca para que continúe este camino, que es el de los ideales federales sobre los que se construyó el país”.

En tanto, sobre el reclamo vinculado con la presentación de la Ley de Hidrocarburos en el Congreso, Lavia sostuvo: “Con la Ley, a nuestros compañeros del norte también los dejaron atrás, porque sólo fueron incluídos en el capítulo referido a los pozos de baja productividad”. Y, acerca de esta clasificación, amplió: “Así, los trabajadores quedan como empleados de una actividad residual y sin previsibilidad”.

Vale destacar que ambas exigencias se suman a la denuncia que los petroleros de Salta y Jujuy continúan realizando desde hace cuatro años ante las cámaras que nuclean la actividad y la autoridad de la aplicación. La demanda está vinculada con la falta de inversiones en la cuenca en la que se desempeñan, una carencia que obliga a reducir su actividad.

Presentes junto a los trabajadores de ambas provincias, tanto Pedro Milla como Mario Lavia, llevarán adelante diversas gestiones en búsqueda de la reactivación de la cuenca, solicitando consideraciones especiales que propicien la llegada de las inversiones necesarias.

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EQUINOR Y SCATEC inauguraron la planta más grande de San Juan

Equinor y Scatec, empresas de capital noruego, inauguraron hoy su primer proyecto de energías renovables en la Argentina, el Parque Solar Guañizuil 2A (G2A), la planta comercial más grande de la provincia de San Juan y la tercera del país. La ceremonia de apertura incluyó la presencia del Gobernador de San Juan, Sergio Uñac, y del Embajador de Noruega en el país, Lars Ole Vaagen.

G2A está ubicado en Las Flores, en un área de 270 hectáreas cerca de la Ruta Nacional 150. Tiene una capacidad instalada para 117MW y el potencial de proveer energía a más de 80.000 hogares.

“Nos da un profundo orgullo ser socios inversionistas en G2A, proyecto solar hecho realidad. Este Parque Solar es un fiel ejemplo de nuestro propósito empresarial: convertir recursos naturales en energía para la gente y en progreso para la sociedad”, dijo Gustavo Baquero, Vicepresidente Senior de Estrategia Internacional y Desarrollo Comercial de Equinor.

“Somos transformadores de la realidad y estamos comprometidos actualmente en contribuir a la expansión de las energías limpias. Eso es lo que hacemos, siguiendo los parámetros internacionales más altos en sustentabilidad. Como operadores, Scatec ha liderado este proyecto durante la fase inicial y ahora participará en la operación comercial. Estamos orgullosos también de trabajar junto un co-sponsor como Equinor, un líder mundial en energía. La Provincia de San Juan, como otras regiones en la Argentina, tienen recursos renovables únicos y, por eso, esperamos continuar creciendo en proyectos conjuntos con las autoridades nacionales y provinciales”, expresó Franco Martin, Country Manager de Scatec Argentina y Director de Cordillera Solar VIII S.A.

“Es un privilegio inaugurar oficialmente G2A. La Argentina tiene un enorme potencial en energías renovables y hoy estamos dando un importante paso en línea con la visión de Equinor en la Argentina, donde construimos nuestro portafolio proveyendo energia a partir de hidrocarburos en la provincial de Neuquén, explorando costa afuera de la provincia de Buenos Aires y solar en la provincia de San Juan, y evaluando otras oportunidades de energías renovables en el país. Quiero expresar nuestra gratitud al Gobernador Uñac y al pueblo de San Juan por ser parte de este histórico proyecto”, señaló Nidia Alvarez, Presidente de Equinor en la Argentina y del Board de la sociedad Cordillera Solar VIII S.A.

A su turno, el Gobernador Uñac sostuvo en la inauguración: “Gracias Equinor y Scatec por hacer de este proyecto un paraíso de desarrollo y entrelazar lo que genera la economía al servicio de los ciudadanos. Este es un emprendimiento que es un orgullo para ustedes y para cada uno de los sanjuaninos. Ha sido un gusto para mí acompañar el proceso, cimentado en mi creencia personal de que el Estado debe estar al servicio del sector privado. Cuando esa sinergia se genera, los resultados se notan por la comunidad y los ciudadanos. Estas realidades las construimos entre todos e imaginar que esta diversificación de la matriz económica de San Juan no solo debe ser parte del presente sino mantenerse en el futuro”.

Cordillera Solar VII S.A. es la compañía dueña del Parque solar G2A y quien suscribió un acuerdo de compra de energía (PPA) por 20 años con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), bajo su programa de Energía Renovable RENOVAR en 2017.

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Lanzan una licitación para reforzar la oferta de gas para 2022, pero la fórmula de precios deja en una posición incómoda a las petroleras

Tras más de cuatro meses de discusión interna, la Secretaría de Energía lanzó ayer de manera oficial la ronda 3 del Plan Gas.Ar, el programa de estímulo a la producción del fluido que asegura a las petroleras el cobro de un precio fijo del gas más allá de lo que suceda con las tarifas y la evolución del tipo de cambio. La idea estaba en análisis desde mediados de año. En los hechos, apunta a reforzar la oferta de gas para el invierno de 2022 a fin de limar lo más posible la importación de LNG, gas de Bolivia y combustibles líquidos, que se descuenta que tendrán precios altos porque el precio del Brent supera los 80 dólares y el gas licuado que se vende en Asia y Europa tocó records por encima de los 30 dólares por millón de BTU.

Frente a ese contexto, el pliego que confeccionó la cartera que dirige Darío Martínez pretende adquirir, como máximo, 6 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas a partir de mayo del año que viene. La licitación estipula que se buscará contratar unos 3 MMm3/día desde la cuenca Neuquina, 2 desde la cuenca Austral y uno desde la cuenca del Noroeste, aunque en este último caso es sólo una redacción testimonial para recrear el espíritu federal de la norma, dado que se descuenta que ningún productor ofrecerá gas desde el norte del país. Por lo que, en los hechos, Neuquén terminará asumiendo un cupo de 4 MMm3/día de gas.

Números

Cerca de Martínez descuentan que recibirán ofertas desde productores que tienen desarrollos en Vaca Muerta. Algunas empresas sobrecumplieron sus compromisos de inyección para este año, por lo que están en posición de contractualizar ese adicional en la ronda 3 del Plan Gas.Ar. YPF, por ejemplo, llegó a producir casi 34 MMm3/día de gas cuando su compromiso en la ronda 1 del programa eran de 30 millones. Sólo con una campaña de pozos que compensen la declinación y le permitan mantener su nivel actual de producción, está en condiciones de ofrecer un volumen en la licitación. Tecpetrol, Pampa y Pluspetrol, todas con desarrollos de gas no convencional en Neuquén, también están en una posición similar.

El problema, para los privados, es la fórmula de precios que estableció el pliego de la licitación. Si bien los funcionarios del gobierno rectificaron su posición inicial, que consistía en establecer como precio máximo del gas en torno a los 3,50 dólares, un importe equivalente al valor promedio de la ronda 1 del Plan Gas.Ar, el esquema elegido tampoco dejó conforme a las empresas, según un relevamiento realizado ayer a última hora por EconoJournal.
El pliego establece que se tomará como precio tope del gas al valor máximo ofertado en la ronda 1, que correspondió a YPF y equivale a US$ 3,66 por millón de BTU. Es un importe inferior a los 3,70 dólares que estipuló la primera licitación del Plan Gas.Ar realizada en enero de 2021. Es decir que, en los hechos, el gobierno apunta a conseguir más gas con precios a la baja.

Es entendible que la Secretaría de Energía pretenda avanzar en esa dirección. Incluso, en términos políticos, le serviría a Darío Martínez para ganar casilleros en la interna siempre latente que mantiene con el interventor del Enargas, Federico Bernal, que fue crítico del precio de referencia elegido por el Plan Gas.Ar por considerarlo excesivo.

Incómodas

La decisión de comprar gas con un precio a la baja justo en contexto en el que los precios de la energía están volando a nivel internacional deja en una posición incómoda a las petroleras. La apuesta del gobierno va exactamente a contramano de la tendencia global, con el Henry Hub (la referencia del gas en EE.UU.) arriba de los 5 dólares y el LNG con pico superiores a los 30 dólares.

¿Hace sentido para las petroleras validar la apuesta gubernamental de seguir bajando el precio del gas en un escenario mundial de precios al alza? ¿Por qué vender más barato un producto que en el resto del mundo se está comercializando muchísimo más caro? Es probable que YPF, la petrolera controlada por el gobierno no tenga ese dilema, pero para las petroleras privadas, y más las internacionales, la ecuación es compleja.

El director comercial de una compañía multinacional lo puso en estos términos: “¿Cómo hago para convencer a la casa matriz de que invierta un dólar más en la Argentina para vender gas a US$ 3,60 cuando podría invertir en EE.UU. o África para exportar LNG a más de 20 dólares? Ni siquiera tengo espacio para plantear esa alternativa”, aseguró.

«Si la intención oficial era reemplazar importaciones que van a ser más caras el año próximo, lo mejor hubiera sido poner un precio más alto del de la Ronda 1. La importación de LNG puede llegar a costar 14 dólares. Nosotros no pedimos ese valor, pero por lo menos ofrecé 4,5 o 5 dólares para que la oferta resulte más atractiva», señaló el ejecutivo de otra compañía.

En la ronda 1 del Plan Gas.Ar, que ofrecía un precio más alto que en esta tercera, el gobierno no consiguió cubrir los 70 MMm3/día de gas que buscaba para cubrir la demanda base. Las ofertas recibidas sumaron 67,82 millones. “Si con un precio más elevado no se cumplió ese objetivo, por qué ahora debería aparecer más gas con un precio inferior. Por más que haya más gas en el sistema porque YPF y algunas productoras de gas asociados al petróleo (como Pluspetrol en La Calera), es incómodo validar una señal de precios negativa cuando en el mundo los precios están mucho más altos”, reconoció el gerente comercial de otra petrolera.

Aún así, en la Secretaría de Energía confían en poder conseguir ofertas para cubrir el cupo de 4 MMm3/día previsto para la cuenca Neuquina. Se estima que YPF podría aportar, como mínimo, la mitad de ese volumen, y Tecpetrol, Pampa y Pluspetrol, más alguna empresa más que se pueda sumar, cubrir los 2 millones restantes. “YPF ya tiene el gas y tal vez prefiera contractualizarlo para correr y asegurar un flujo de fondos”, expresó un consultor.

En Austral, la situación es distinta y no está claro que los productores de esa cuenca estén dispuestos a inyectar más gas al precio fijado por el gobierno. “Tal vez les convenga más producir petróleo que, al menos parcialmente, puedan exportar a precio internacional”, analizó el especialista.

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Polémica en la Auditoría General de la Nación por un informe que objetó la suba de tarifas de Edesur y Edenor durante el gobierno de Macri

La Auditoría General de la Nación aprobó el jueves de la semana pasada un informe sobre la Revisión Tarifaria Integral (RTI) de Edesur y Edenor que generó polémica al interior del organismo.

Los cuatro auditores que responden al oficialismo (María Graciela De la Rosa, Juan Ignacio Forlón, Gabriel Mihura Estrada y Francisco Javier Fernández) aprobaron el estudio donde se concluye que el gobierno de Mauricio Macri “benefició a las distribuidoras en detrimento de los usuarios ya que se aprobaron costos operativos mayores a los reales”. Sin embargo, los tres representantes de la oposición (Miguel Ángel Pichetto, Alejandro Nieva y Jesús Rodríguez) se manifestaron en contra del informe al objetar el procedimiento y sus conclusiones.

Juan Ignacio Forlón (izquierda) y Miguel Ángel Pichetto (derecha)

La AGN precisó en el informe de auditoría que los costos que avaló el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) fueron un 54 por ciento superiores a los reales en Edenor y 61 por ciento mayores en Edesur, lo que derivó en ingresos adicionales para esas empresas equivalentes a 2193,9 millones y 2027,21 millones de pesos, respectivamente.

El informe, según el informe de prensa que distribuyó la AGN, sostiene también que los derechos de los usuarios no fueron atendidos de manera prioritaria por el ENRE ya que el monto y la temporalidad de los incrementos tarifarios, que llegaron al 2300% entre 2016 y 2018, se contraponen con la exigencia de metas de reducción de cortes de suministro eléctrico. 

De hecho, se afirma que la fórmula para determinar las bonificaciones que debían otorgarse a los usuarios por cortes de suministro los perjudicaron con respecto a la situación previa y se remarca además que se detectaron desvíos de los planes de inversión comprometidos por parte de las distribuidoras, lo que llevó a que en los dos primeros años del quinquenio persistan esos cortes.

En respuesta al informe, el día de la votación en la AGN Pichetto aseguró que “tenemos una cultura en la Argentina de que todo lo que hizo el gobierno anterior está horrible, está mal. Podemos decir que el gobierno anterior tuvo una aceleración en el marco del ajuste tarifario; también sostuvo una política de tarifa social realmente importante y elevada. Pero inevitablemente la Argentina en algún momento tiene que ser gobernada con orden fiscal, en algún momento tenemos que eliminar la política de subsidios, dejarla únicamente para sectores de exclusión social que requieren del apoyo del Estado y que tienen que ser minoritarios, y tener una visión de un capitalismo medianamente razonable para poder salir adelante y generar empleo”.

Al ser consultado luego por EconoJournal, Pichetto insistió con que lo importante es tratar de “resolver la actualización de tarifas” y agregó que “las críticas del informe fueron para tratar de dañar la figura de Macri”.

La hoja de ruta del informe

El análisis de la RTI que llevó adelante el ENRE estaba previsto inicialmente que comience el 1 de enero de 2018 y concluya el 30 de noviembre de ese mismo año, pero la auditoria comenzó recién el 18 de mayo de 2018 y el primer borrador estuvo listo en agosto del año pasado, ya durante el gobierno de Alberto Fernández.

Luego de la presentación de ese borrador inicial, la gerencia de entes reguladores de la AGN, que responde al oficialismo, decidió reemplazar al supervisor y al jefe de equipo que habían estado a cargo de la ejecución del proyecto y de las respectivas tareas de campo. En febrero de este año, la misma gerencia presentó un informe con cambios sustanciales respecto del trabajo inicial.

La subgerencia de control de entes reguladores, controlada por los auditores designados por la oposición, aseguró que las modificaciones introducidas guardaban estrecha relación con “comentarios” específicos realizados por los asesores del auditor Juan Ignacio Forlón, en particular los relacionados con los temas: VNR, rentabilidad de las empresas y Costos de Explotación, entre los más destacados“. Y en una reunión de asesores de los auditores, realizada el 29 de abril de este año, los hombres que responden a Pichetto, Nieva y Rodríguez también dejaron expresada su disidencia con esos cambios.

Finalmente, en mayo de este año se le dio vista del trabajo al ENRE y a la Secretaría de Energía y en julio, luego del análisis de los descargos de ambos organismos, se concluyó el estudio aprobado la semana pasada.

Objeciones de la subgerencia de entes reguladores

La subgerencia de control de entes reguladores manifestó diferencias con el procedimiento y con las conclusiones del informe final. Primero lo hizo Juan Carlos Salerni, que respondía a Miguel Angel Pichetto, y luego su sucesor Leandro Massaccesi.

“Es dable destacar que habitualmente, de acuerdo a los procesos administrativos internos, son las áreas técnicas de los organismos auditados las que, de acuerdo a su temática, realizan la evaluación y respuesta a los hallazgos realizados por la AGN, este aspecto no se distingue en esta oportunidad”, aseguró la subgerencia.  

Esa misma dependencia también cuestionó que se le haya dado vista del informe de auditoría a la Secretaría de Energía para fundamentar parte de las afirmaciones, ya que la secretaría no fue objeto de la auditoría ni se le requirió información.

Por último, la subgerencia recordó que suele ser el organismo auditado el encargado de ejercer su descargo. Sin embargo, en esta ocasión la respuesta formal a los hallazgos encontrados en el informe no provino de quienes llevaron adelante la RTI en el ENRE sino de la intervención que se hizo cargo del organismo regulador luego del cambio de gobierno. “La falta de oportunidad del envió en vista al auditado, en virtud del extenso plazo transcurrido desde el inicio de las tareas de campo (mayo/2018), repercute directamente en el presente descargo”, agregó la subgerencia.

El voto disidente de Pichetto

El auditor Miguel Angel Pichetto hizo propios los cuestionamientos de la subgerencia y el día de la aprobación del informe votó de modo negativo y pidió que se inserten los fundamentos de su voto en el apéndice del informe. Allí cuestiona el procedimiento al haberle dado vista del informe a la secretaría de Energía y también le apunta al contenido del informe, fundamentalmente cuando se le atribuye al ENRE no haber evaluado el impacto del incremento tarifario en base a los principios de justicia y razonabilidad de las tarifas (establecidos en el artículo 40 de la Ley 24.065).

“Es la autoridad de aplicación, en este caso la Secretaria de Energía, quien implementa la política tarifaria y a quien corresponde contemplar el impacto en la tarifa final (que incluye las tarifas de transporte y distribución, más el precio estacional de la energía) en el ingreso de las familias, la competitividad de la economía, entre otras cuestiones, función que no corresponde al auditado en la instancia de revisión tarifaria, tal como se afirma en el informe. Del mismo modo, se atribuye al ENRE la evaluación del impacto de las tarifas en el proceso de renegociación, conforme a los criterios fijados por el art. 9 de la Ley N° 25561 de Emergencia Económica, función atribuida al Poder Ejecutivo Nacional por dicha ley”, remarca Pichetto en la fundamentación de su voto negativo.

Por último, Pichetto cuestiona que el informe analice la tarifa final y no las tarifas de las distribuidoras, que son las reguladas por el ENRE: “Finalmente -aunque el objeto principal de la auditoría fue verificar en el ámbito del ENRE la revisión de las tarifas de las distribuidoras- se concluye en un análisis de la tarifa final, la cual no sólo está impactada por el componente del costo de distribución de energía eléctrica, sino además por el costo de generación y transporte de la misma”, agregó en su voto.

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El gobierno posterga la reglamentación de la Ley de Biocombustibles por seis meses y le hace un guiño a los productores de bioetanol de maíz

Casi cien días después de haberse aprobado en el Congreso, el gobierno postergó por seis meses los aspectos centrales de la reglamentación de la Ley de Biocombustibles (Ley 27.640). Estableció un plazo de 180 días para que la Secretaría de Energía realice una “revisión” de la norma para establecer un mecanismo consensuado con las cámaras del sector sobre la fijación de precios de los biocombustibles. Al menos en ese plazo, dejó sin efecto el artículo 12, inciso b, de la ley aprobada en julio que establecía una ventaja para los productores tucumanos de bioetanol de caña de azúcar en desmedro del producido a base de maíz, centralmente en plantas ubicadas en las provincias de Córdoba y Santa Fe. Una novedad del decreto es que el precio del bioetanol a base de caña de azúcar y de maíz serán actualizados conforme a la variación del precio de las naftas en surtidor.

El decreto 717/2021, publicado hoy en el Boletín Oficial, lleva las firmas del presidente Alberto Fernández, el Jefe de Gabinete, Juan Manzur, y el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas. Desde la Secretaría de Energía, a cargo de Darío Martínez, destacaron que es “el inicio del proceso de reglamentación”. El primer artículo del decreto reglamenta “las actividades de elaboración, almacenaje, comercialización y mezcla de biocombustibles” de la Ley 27.640. En el segundo artículo, el decreto 717 instruye a la cartera de Darío Martínez para que, en un plazo de 180 días, “lleve a cabo una revisión del marco regulatorio del sector en materia de seguridad, calidad y registración”. Fuentes del sector privado indicaron a EconoJournal que “estos seis meses serán para llegar a un acuerdo para los aspectos centrales de la nueva normativa, como son la fijación de precio, la mezcla y los cupos”.

La Ley 27.640 había sido aprobada en julio, pero todavía no había sido reglamentada. Establece un régimen de promoción para los biocombustibles hasta el año 2030. La nueva norma redujo de 10% a 5% el corte del biodiesel de soja y maíz para su mezcla obligatoria con el gasoil.

Bioetanol

En el caso del bioetanol, el artículo seis del decreto de hoy establece que los precios del bioetanol a base de caña de azúcar y de maíz serán fijados por la resolución 852 del 3 de septiembre, que señala que el valor será actualizado mensualmente por esta Secretaría de Energía “de acuerdo a la variación porcentual del precio en el surtidor de las naftas comercializadas a través de las estaciones de servicio de YPF en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, para lo cual se considerará el promedio ponderado de las ventas de nafta grado 2 y grado 3 llevadas a cabo por dicha empresa en los últimos 12 meses”.

Además, el decreto aclara que “mientras se aplique la metodología establecida en el párrafo anterior, se considerará que no se materializa el supuesto previsto en el artículo 12, inciso “b” de la Ley N° 27.640”. Es decir, deja sin efecto la mezcla obligatoria que establecía la norma votada en julio, que fijaba un corte del etanol con las naftas de 12%, pero con la posibilidad de reducirlo de 6% a 3% sólo el etanol elaborado a base de maíz, mientras que el producido con caña de azúcar, centralmente en la provincia de Tucumán, quedaba fijo en 6%.

Esto generó una disputa entre los ingenios azucareros tucumanos y los productores de etanol de maíz de la provincia de Córdoba porque el etanol de caña tenía una ventaja sobre la producción maicera. Incluso llegó al plano político entre los gobernadores Juan Schiaretti (Córdoba es el mayor productor) y Omar Perotti y, ahora, Osvaldo Jaldo, que era el vicegobernador hasta que Manzur asumió en el gabinete nacional después de las PASO.

Declaraciones de Martínez

El secretario de Energía, Darío Martínez, expresó que «en esta primera etapa avanzamos con definiciones para el bioetanol, mientras seguimos trabajando sobre aspectos específicos de biodiesel en conjunto con la senadora nacional María Sacnun, y el diputado nacional Roberto Mirabella de Santa Fe, y los productores del sector».

Además, indicó que «venimos trabajando por orden del presidente, en permanente contacto con las cámaras de productores, legisladores nacionales de las provincias donde se desarrolla la actividad y los demás actores del sector, recibiendo propuesta, e intercambiando ideas para lograr la mejor reglamentación posible, y junto con todos ellos, hemos decidido hacerlo continuando con esta metodología, aunque lleve algún tiempo más«.

Por último, el secretario de Energía manifestó que con las cámaras de bioetanol caña de azúcar y de maíz “hemos acordado una metodología de actualización que implica la unificación del precio del bioetanol, su actualización mensual con la evolución de los precios en surtidor de las naftas, descartando reducciones del porcentaje de corte«.

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Pablo Popik es el nuevo presidente del Instituto Petroquímico Argentino

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA) anunció la designación del Ingeniero Químico Pablo Popik como presidente de la entidad dedicada a la investigación por el próximo período de dos años. Popik es gerente de Ingeniería y Desarrollo de Infraestructura de la Compañía MEGA, empresa en la que se desempeña desde marzo de 2018.

A lo largo de su desenvolvimiento profesional, el ejecutivo ocupó diferentes posiciones de responsabilidad creciente en YPF, ExxonMobil y Axion Energy. Durante el periodo 2015–2018 fue Subsecretario de Refinación y Comercialización en el entonces Ministerio de Energía y Minería de la Nación. Desde hace más de una década desarrolla actividad docente en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires, y más recientemente en la Universidad Austral.

Pablo Popik, presidente del Instituto Petroquímico Argentino

El directivo fue seleccionado para ocupar el cargo durante la Asamblea Anual Ordinaria de Socios que se llevó adelante de forma virtual y en la posterior presentación frente a las distintas autoridades de la institución, el recientemente designado presidente del IPA agradeció la confianza de los integrantes de la entidad para ejercer su cargo por el período 2021-2023.

Asimismo, Popik enfatizó que entre sus principales ejes de trabajo al frente del IPA se destacarán “fortalecer la sostenibilidad en la petroquímica, continuar fomentando la integración y diversidad en el sector, seguir ampliando propuestas para la formación profesional y viabilizar las cadenas de valor asociadas a esta importante industria”.

Entre las nuevas autoridades que acompañan esta gestión se destacan: Juan Pablo Ceballos de PetroCuyo en el cargo de vicepresidente 1º, y Martina Azcurra de YPF como vicepresidente 2º. Por su parte, como director ejecutivo del IPA continuará Gabriel Rodríguez Garrido.

El listado completo de las nuevas autoridades del IPA 2021-2023

Presidente: Pablo Popik (Mega)Vicepresidente: Juan Pablo Ceballos (PetroCuyo)Vicepresidente 2do: Martina Azcurra (YPF Química)Secretario: Ana Laura Allegue (Dow)Prosecretario: Emilio Nager (Braskem)Tesorero: Ariel Stolar (Pampa Energía)Protesorero: Jorge Maqui (Petroquímica Rio Tercero)Vocal Titular: Federico Veller (Profertil)Vocal Titular: Gustavo Gallino (Techint I&C)Vocal Titular: Miguel Laborde (CONICET)Vocal Titular: Alejandro Chapero (Universidad Austral)Vocal Titular: Verónica Bucala (PLAPIQUI)Vocal Titular: Jorge de Zavaleta (CIQyP)Vocal Titular: Francisco Vadone (Socio Personal)Vocal Suplente: Manuel Díaz (APLA)Vocal Suplente: María Eugenia Otero (Pampa Energía)Vocal Suplente: Raúl Kreiman (Socio Personal)Vocal Suplente: Graciela González Rosas (Socio Personal)

Comisión revisora de Cuentas

Vocal Titular: Marcelo Fermepin (Air Liquide)Vocal Titular: Luis Horacio Rey (PetroCuyo)Vocal Titular: Carlos Alberto Octtinger (Socio Personal)Vocal Suplente: Oscar Lopez (Socio Personal)Vocal Suplente: Fabián Robin (Emerson)

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La Fundación Pampa Energía finalizó su segundo año del programa de Eficiencia Energética en las escuelas de Neuquén

El programa, incentiva a que los jóvenes se comprometan con el cuidado ambiental y la reducción de la huella de carbono, al interpelarlos como protagonistas del cambio y la concientización a nivel individual, familiar e institucional, promoviendo de este modo la sustentabilidad cultural.

Durante 9 semanas, 29 estudiantes, junto a docentes de las escuelas EPET 1 de Cutral Co y EPET 6 de Neuquén, participaron del nivel 2 del programa de Eficiencia Energética, desarrollado junto a la consultora MSI y con el acompañamiento del Ministerio de Educación de Neuquén. Allí, los estudiantes y docentes realizaron 7 encuentros virtuales de formación, y una parte práctica de instalación y reemplazo de equipamientos de medición de eficiencia energética, en base al diagnóstico realizado por los participantes. Además, en cada escuela, se llevó a cabo una plantación de 10 árboles contribuyendo al ahorro de huella de carbono.

Asimismo, en la EPET 17 se lanzó el nivel 1 del programa, que apunta a que los estudiantes puedan primero incorporar los conceptos principales de la eficiencia energética y, a partir de eso, aprendan a diagnosticar para aplicar cambios concretos en sus hogares, que disminuyan el consumo, para luego llevar lo aprehendido a su comunidad educativa.

La Fundación Pampa inició el programa de Eficiencia Energética en 2020. En el nivel 1, la iniciativa propone pensar en la eficiencia energética en los propios hogares; en la segunda etapa, el foco está puesto en las escuelas y en la sensibilización de la comunidad educativa. En ambos casos, expertos en eficiencia energética, junto con los docentes y las autoridades educativas, acompañan a los estudiantes en la adquisición de los contenidos teóricos, la realización de prácticas individuales y lúdico-grupales y los proyectos de ahorro energético, que contemplan la identificación e implementación de acciones de reducción de la huella de carbono, la sustitución de luminarias por lámparas de mayor eficiencia y la plantación de árboles.

En estos dos años, el programa logró un 22,4% de ahorro anual de energía en los hogares, evitando emitir 72,9 ton CO2e al año. En las escuelas, se calcula una disminución en el consumo de 12.085,09 kWh y una captura de gases de efecto invernadero de 6,5 ton CO2 al año gracias a la implantación de los 10 árboles por institución. 

 “Entendemos que las personas incorporamos mejor los conocimientos cuando aprendemos haciendo, manipulando, actuando, siendo parte de la solución y no meramente espectadores. Por eso, para nosotros es tan importante la participación activa de los destinatarios en los programas que desarrollamos”, afirmó Mariana Corti Gerenta de RSE y Fundación Pampa

“Estoy muy orgullosa de estas escuelas neuquinas y muy contenta del trabajo que podemos llevar adelante con la Fundación Pampa” concluyó Cristina Storioni.

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Molesto por los aumentos de combustibles, Bolsonaro dijo que quiere privatizar Petrobras

El presidente de Brasil, Jair Bolsonaro, dijo que quiere privatizar Petrobras y que discutirá esa posibilidad con su equipo económico. La compañía petrolera, de la que el Estado es su accionista principal, viene de subir otra vez los precios de los combustibles en respuesta a la suba creciente de los precios internacionales del petróleo.

Bolsonaro se manifestó cansado de ser señalado por los aumentos en los combustibles y abrió la posibilidad de privatizar la compañía. “Es muy fácil: aumenta la gasolina, culpa de Bolsonaro. Ya quiero privatizar Petrobras. Tengo ganas. Veré con el equipo económico lo que podemos hacer”, dijo el presidente. Horas después, el vicepresidente del país, Hamilton Mourão, respaldó la idea. “En el futuro, habrá que poner a Petrobras en el mercado para que rompamos con esta estructura monopólica, que al final termina perjudicando al país”, dijo el general.

La idea de privatizar Petrobras tomó por sorpresa a todo Brasil y a los mercados. Bolsonaro había descartado hasta ahora la posibilidad de vender las acciones de la compañía. Los papeles de la empresa respondieron de forma positiva en los mercados, con leves aumentos.

Puja por la política de precios

Lo que subyace en el fondo del sorpresivo anuncio es la tensión del poder ejecutivo con Petrobras por su política de precios. La suba creciente de los precios internacionales del crudo complica la política de la compañía.

Petrobras sostiene una política de ajuste de precios en sus combustibles en función de los precios de paridad internacional, que esta fuertemente condicionada por las fluctuaciones de los precios del petróleo y del gas. Precisamente, la suba de los precios internacionales del crudo dificulta el sostenimiento de la misma. La compañía aumentó días atrás la gasolina en un 7,2% en las refinerías. Pero el aumento podría no ser suficiente: la Asociación Brasileña de Importadores de Combustibles sostiene que los precios en las refinerías de Petrobras tras el aumento continúan desfazados en un 13% en la gasolina y en un 17% en el diésel.

Bolsonaro dijo que no debería interferir en la política de precios de Petrobras. “¿Puedo interferir? Puedo, pero no debería. Si interfiero, responderé por el delito de responsabilidad. ¿Puedo bajar el precio en el surtidor a 3 reales? Puedo, pero es un crimen de responsabilidad. El precio del combustible es alto ahora, siempre ha sido alto, recuerdo mi época de niño”, declaró.

Cambio de management

La tensión entre Petrobras y el poder ejecutivo no es nueva. En febrero, Bolsonaro logró remover de forma sorpresiva al presidente de la compañía, Roberto Castello Branco, eligiendo en su reemplazo a Joaquim Silva e Luna, ex ministro de Defensa y hasta ese momento director en la represa binacional de Itaipu. Las acciones de Petrobras se hundieron en aquella oportunidad frente a la perspectiva de una intervención directa sobre la política de precios.

En cambio, los mercados recibieron favorablemente la idea de una privatización. El Estado brasileño es dueño del 42% de Petrobras. El gobierno mantuvo hasta ahora a la compañía al margen de la política de privatizaciones y de apertura en el sector energético. No obstante, Petrobras mantiene una política de desprendimiento de activos. Entre estos figuran ocho refinerías, pero el temor a una intervención directa del gobierno sobre los precios para contener la inflación esta complicando el cierre de estas operaciones.

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Los 10 puntos clave del proyecto de ley de promoción de la movilidad sustentable que impulsa el gobierno para la transición energética

El presidente Alberto Fernández presentó el martes en la plata que Toyota tiene en Zarate el proyecto de ley promoción de la movilidad sustentable como parte de la transición energética destinada a combatir el cambio climático. A través del reemplazo gradual de vehículos de combustión interna por autos eléctricos, se buscan reducir las emisiones de C02 y al mismo tiempo desarrollar la tecnología y la industria nacional.

El objetivo oficial apunta a lograr la convergencia de tres sustentabilidades que reconoce como claves para el desarrollo de la Argentina: la ambiental (fundamental para mitigar los impactos de las actividades productivas), la social (mediante la generación de puestos de trabajo formales, clave para reducir la pobreza y la desigualdad) y la macroeconómica (fundamental para evitar las recurrentes crisis que el país ha venido sufriendo en las últimas décadas).

“La premisa que gobierna este proyecto es que las tres sustentabilidades deben darse en simultáneo: no se puede apuntar a la sustentabilidad social y macroeconómica dejando de lado la ambiental, ni tampoco buscar la sostenibilidad ambiental dejando las otras dos de lado (lo que ocurriría, por ejemplo, si importáramos todos los bienes que mejoran nuestra huella ambiental)”, afirma el mensaje enviado al Congreso Nacional que acompaña al proyecto de ley.

Alberto Fernández el martes en la fábrica de Toyota donde realizó el anuncio.

La presentación incluyó una serie de proyecciones sobre los beneficios que se esperan obtener para 2030 en caso de que la ley se apruebe. El listado incluye inversiones por 8300 millones de dólares, un incremento en las exportaciones por 5000 millones de dólares, la creación de 21 mil puestos de trabajo (12.500 en automotrices, 6000 en autopartistas y 2500 en fábricas de baterías) y un ahorro acumulado de 10,7 millones de toneladas de C02  equivalente.

Lo que sigue es un detalle del proyecto elaborado por el Ministerio de Desarrollo Productivo, que conduce Matías Kulfas, para intentar precisar de qué manera el oficialismo apuesta a lograr estos objetivos.  

1. ¿Qué incentivos establece el proyecto de ley para la oferta de vehículos de movilidad sustentable?

En el mensaje enviado al Congreso Nacional que acompaña el proyecto de ley se afirma que “en lugar de proponer una mera reducción de aranceles a la importación, el proyecto acompaña la demanda de este tipo de tecnologías con un mayor esfuerzo; siempre que ello permita, consecuentemente, dar impulso a la oferta y que la misma sostenga niveles de calidad crecientes y tecnologías evolutivas”.

En línea con ese mensaje, el artículo 24 crea el Registro Nacional de Fomento de la Movilidad Sustentable (Remfoms) que contempla beneficios fiscales sobre las inversiones y sobre la producción. Entre los beneficios fiscales a la inversión sobresalen la devolución anticipada de IVA, la amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias, extensión a 10 años del período para la compensación de los quebrantos previsto en la ley de Impuesto a las Ganancias y deducción de la carga financiera del pasivo financiero. A su vez, entre los incentivos a la producción se destacan distintos tipos de certificados de crédito fiscal.

Hay beneficios fiscales estáticos y otros dinámicos de acuerdo al cumplimiento de determinadas metas: exportaciones, creación de fuentes de trabajo, mejora tecnológica y productividad sostenidas, desarrollo de proveedores e inserción federal.  

Para ser elegible a los beneficios deben presentarse uno o más Proyectos Productivos

2. ¿Qué incentivos tendrá la demanda para comprar vehículos de movilidad sustentable?

Los sujetos que adquieran vehículos para movilidad sustentable para uso individual o comercial serán beneficiarios de un bono verde de crédito fiscal. El artículo 11 aclara que La autoridad de aplicación fijará anualmente el monto o alícuota asignado a este bono con arreglo a la partida presupuestaria asignada a tal fin por el Tesoro, las disponibilidades del Fondo Fiduciario para el Desarrollo de la Movilidad Sustentable  y la cantidad potencial estimada de ventas de vehículos elegibles. El bono podrá ser utilizado para el pago del IVA e Impuesto a las Ganancias. A su vez, será nominativo y transferible a terceros por hasta tres veces, siempre que el cedente no registre deudas con la AFIP.

Otro de los incentivos es que durante la vigencia del régimen de promoción se eximirá al vehículo del pago del Impuesto sobre los Bienes Personales.

El artículo 14 del proyecto remarca que el Poder Ejecutivo Nacional también podrá instrumentar un peaje diferencial para estos vehículos, mientras que el artículo 15 aclara que se coordinarán acciones adicionales con las jurisdicciones locales que adhieran a la ley, tales como a) franquicias sobre tributos, tasas y/o contribuciones locales, b) eximición o descuento en el pago de peajes de rutas provinciales, y c) medidas preferenciales de circulación o estacionamiento.

En el caso de los operadores del servicio de transporte automotor de pasajeros también serán beneficiados con un bono de crédito fiscal denominado “e-BUS”. En lo que respecta al cronograma de renovación de las unidades, el artículo 18 del proyecto de ley establece que el Ministerio de Transporte será el encargado de fijar objetivos anuales de renovación de la flota de ómnibus afectado al Servicio Público de Transporte Automotor de Pasajeros urbanos y suburbanos de jurisdicción nacional

El artículo 46 establece que la secretaría de Industria, que oficia como autoridad de aplicación de la ley, evaluará la oportunidad y velará por el establecimiento de un plan de facilidades de canje de vehículos convencionales obsoletos por vehículos de movilidad sustentable, dentro de los límites de los beneficios establecidos en el proyecto de ley y en modo excluyente con aquellos.

3. ¿Cómo se financiarán los distintos incentivos?

El proyecto de ley habilita al Poder Ejecutivo a aumentar los impuestos sobre los Combustibles Líquidos y el Dióxido de Carbono en un 25% cada uno, con afectación específica al cumplimiento de la ley (artículo 76). A su vez, el proyecto incorpora un párrafo al artículo 39 de la ley de impuestos internos donde dice que “en el caso de los bienes comprendidos en los incisos a), b), c) y d) del Artículo 38, si estos son propulsados por motores de combustión interna deberán adicionar al gravamen que les corresponda ingresar una alícuota de 1,5% adicional, con destino al Fondo Fiduciario para el Desarrollo de la Movilidad Sustentable (Fodems)”.

El Fodems también puede recibir fondeo del Tesoro, de ONG’s, de multilaterales interesados en promocionar la Movilidad Sustentable, etc.

4. ¿Durante qué plazo estarán vigentes los distintos incentivos?

El Régimen de incentivos dura 20 años, con beneficios decrecientes en el tiempo para acelerar las inversiones:

1. Hasta el octavo año de vigencia de la ley, por hasta el 100% de los beneficios.

2. Desde el periodo comprendido entre el año siguiente al de finalización del período a que alude el punto previo y hasta el décimo quinto año de su vigencia, por hasta el 66% de los beneficios.

3. Entre el período comprendido entre el año siguiente al de finalización del período a que alude el punto previo y el año 2040, por hasta el 33% de los beneficios.

5. ¿Cómo se podrá identificar a los vehículos de movilidad sustentable?

El artículo 48 establece que el Poder Ejecutivo, por intermedio del Ministerio de Justicia, diseñará e implementarán un modelo de patente de dominio automotor que identifique claramente a los vehículos de movilidad sustentable..  

6. ¿Quiénes comercializarán la energía para los vehículos eléctricos?

El proyecto establece en su artículo 72 que las personas humanas o jurídicas que manifiesten interés podrán solicitar ser reconocidos como actores del Mercado Eléctrico Mayorista “a los fines de participar como comercializadores exclusivamente para el desarrollo de la movilidad sustentable nacional”.

Luego aclara que quienes obtengan acceso al MEM deberán cumplir con los requisitos establecidos en la resolución 61 de 1992 de la Secretaría de Energía, y sus modificatorias, y estar sujetos al cuadro tarifario de su correspondiente contrato del mercado a término, “quedando alcanzados, por lo tanto, por la prestación de la función técnica de transporte que les aplique la distribuidora correspondiente.

7. ¿Quién se ocupará del fortalecimiento de la infraestructura eléctrica?

El artículo 75 establece que las ampliaciones, obras y extensiones de obras de infraestructura eléctrica requeridas para el adecuado desarrollo de la movilidad sustentable quedan bajo responsabilidad de los agentes que disponen u obtuvieren el reconocimiento como Distribuidoras conforme a la Ley 24.065 que regula el sector eléctrico. No obstante, se aclara que el Fondo Fiduciario para el Desarrollo de la Movilidad Sustentable podrá disponer de programas de fondeo u otras medidas de apoyo financiero con la finalidad de promoverlas.

8. ¿Qué plazos se fija la Administración Pública Nacional para migrar su flota hacia vehículos de movilidad sustentable?

El Poder Ejecutivo Nacional establecerá un cronograma plurianual de metas y objetivos de adquisiciones aplicables a las flotas de vehículos de propiedad de las jurisdicciones y entidades públicas hasta alcanzar una participación de vehículos de movilidad sustentable del 20% en los primeros 4 años de vigencia del régimen, del 40% en los primeros 8 años y del 100% hasta el 31 de diciembre de 2040, con excepción de aquellos vehículos de los cuales no exista producción nacional y/o cuya funcionalidad se vea afectada negativamente

9. ¿Se van a prohibir los vehículos de combustión interna?

El proyecto establece que la comercialización de vehículos que funcionen propulsados exclusivamente por motor de combustión interna quedarán prohibidos a partir del 1 de enero del año 2041, salvo aquellas aplicaciones que por razones técnicas la Autoridad de Aplicación determine que no puedan ser reemplazadas por vehículos de movilidad sustentable

10. ¿Qué función cumplirá la Agencia Nacional de Movilidad Sustentable que crea la ley?

La Agencia funcionará como un organismo descentralizado y tendrá como misión principal promover el desarrollo científico, tecnológico y volcarlo al sistema productivo de la Movilidad Sustentable. También realizará observación y vigilancia de las tendencias internacionales, normativa y certificaciones y cambios tecnológicos en el sector.

El gobierno de la Agencia estará a cargo de un directorio integrado por nueve directores vocales que se desempeñarán con carácter “ad-honorem” y para cuya conformación se procederá del siguiente modo: un presidente designado por el Poder Ejecutivo Nacional a propuesta del Ministerio de Ciencia y Tecnología, con rango y jerarquía de secretario; cinco directores vocales conformados por: un representante de la Secretaría de Industria, uno por la Secretaría Pyme, uno por el Ministerio de Transporte, uno por el Instituto Nacional de Tecnología Industrial y uno por la Secretaría de Minería, con responsabilidades y atribuciones equivalentes a las de Subsecretario; un representante de las universidades nacionales y dos vocales restantes a ser electos por el Ministerio de Desarrollo Productivo a propuesta del presidente de la Agencia.

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MOURA fue seleccionada para equipar con baterías solares a una escuela rural aislada de la red eléctrica

Moura, empresa líder en la fabricación de baterías en América del Sur, fue seleccionada por la Dirección de Recursos Energéticos (DRE), perteneciente al Ministerio de Obras y Servicios Públicos de San Juan, para equipar con baterías estacionarias “Moura Solar” a la escuela rural “Albergue Miguel Cané”. Debido a su ubicación, este establecimiento educativo se encuentra aislado de la red eléctrica convencional y cuenta con sistemas fotovoltaicos que suministran energía solar a todo el lugar. 

A través de la instalación de las baterías estacionarias de la empresa, se hace posible almacenar la energía absorbida por estos sistemas, para que la comunidad cuente con la alimentación eléctrica necesaria para el funcionamiento de heladeras, iluminación, wifi; entre otros equipamientos necesarios para su funcionamiento. 

Esta acción forma parte de un proyecto integral en el que participa la empresa, a través del cual se proveerán baterías a otras instituciones que carecen de acceso a la red eléctrica. 

Al respecto, Nielsen Thiago Silva, Director Ejecutivo de Moura Argentina, destacó: “Es un orgullo que nuestros productos puedan brindar soluciones y ayudar a dar energía a toda una comunidad. Nos genera una profunda satisfacción haber sido elegidos para participar de este proyecto, así como de otros similares que están en curso, los cuales nos impulsan a seguir trabajando para innovar y crecer en Argentina”. 

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TGS consolida su presencia en Vaca Muerta

TGS continúa ampliando sus operaciones de midstream en la provincia del Neuquén, donde está  llevando adelante nuevas obras en sus instalaciones ubicadas en Tratayén, que permitirán incrementar la capacidad de la planta de manera significativa permitiendo de esta manera captar  cantidades crecientes de gas natural a través del gasoducto Vaca Muerta de su propiedad.  

Esta inversión permitirá operar de manera más estable el Sistema Vaca Muerta de tgs, gracias al incremento de la capacidad de recepción y estabilización de los condensados provenientes del gas  natural de 600 m3/día a 1.400 m3/día.  

“A pesar de las múltiples dificultades generadas por la pandemia, seguimos trabajando para el  desarrollo energético de nuestro país. Esta ampliación, consolida nuestra posición como compañía  líder en la provisión de servicios midstream en Neuquén, y refuerza nuestra decisión de asistir a  nuestros clientes con soluciones creativas en todos los eslabones de la cadena de valor del gas  natural”, manifestó Oscar Sardi, CEO de tgs.  

Cabe destacar que, en 2018, tgs invirtió 300 millones de dólares en Vaca Muerta para la  construcción de un gasoducto de 150 km, que atraviesa 30 áreas productivas de la formación, que permitirá el transporte de hasta 60 MMm3/d, que serán acondicionados en la planta construida en  Tratayén, para ser inyectados a los sistemas troncales de transporte de gas natural. 

El año pasado, consolidando su presencia como compañía de servicios midstream en Vaca Muerta,  tgs firmó un acuerdo con Shell por la provisión de servicios de deshidratación, filtrado, regulación y  medición de gas, mediante la construcción y operación de una planta en el yacimiento Bajada de  Añelo, bloque que Shell opera junto a YPF como socia.

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Luego del papelón, Cammesa convocó a una nueva licitación para adjudicar los barcos de transporte de combustible para centrales térmicas

Cammesa convocó finalmente a una nueva licitación para renovar los contratos de transporte naviero de combustibles líquidos para las centrales térmicas, luego de haber anulado la última adjudicación también realizada por licitación. Los buques seguirán siendo 7 con un plazo de contratación que va de 1 a 3 años y que comenzará a regir a partir del 1 de diciembre de este año.

Cammesa ya había convocado a esta misma licitación en agosto y a fines de septiembre adjudicó los contratos para empezar a operar a partir del 1 de octubre. .La empresa Horamar, que tiene como accionista al gigante griego Navios Maritime Holdings, había obtenido el servicio de tres alijadores, la chilena Antares se había quedado con otros tres y Maruba consiguió el restante.

Compañías navieras como Bahía Grande, que cuenta con el sponsoreo político del empresario Horacio Miró, uno operador tradicional del peronismo en Córdoba, la propia Maruba, que venía operando tres barcos y quedó con uno solo, y National Shipping, fueron las grandes perdedoras.

Sin embargo, horas antes de la entrada en vigencia de los contratos el gobierno anuló las adjudicación en un hecho sin precedentes y que motivó una dura reacción de los ganadores. Pese a que la nueva licitación casi 55 millones de dólares en el costo logístico, el gobierno justificó la marcha atrás diciendo que busca un ahorro mayor.

Los contratos

Los contratos que generan mayor interés son los dos que tienen una extensión de 3 años, uno para gasoil y otro fueloil. La licitación para contratar un buque que transporte gasoil por un plazo de 3 años establece que la capacidad de transporte tiene que ser de 16.000 metros cúbicos.

El otro contrato a 3 años es para transportar fueloil entre el 1 de diciembre de 2021 y el 30 de noviembre de 2024. En este caso, el pliego exige una capacidad de transporte de 10.000 metros cúbicos. En la actualidad el servicio es brindado por la firma Antares, que opera un barco alijador con una capacidad de transporte de 13.000 metros cúbicos.

El pliego de CAMMESA licita también la contratación de otros 5 barcos: 2 para transportar gasoil por un plazo de 24 meses, otro para transportar gasoil por 14 meses, otro para transportar gasoil por 12 meses y un quinto fueloil por 12 meses. Al igual que en la última licitación las firmas que compiten por estos servicios son Horamar, Maruva, National Shipping y Transona.

Tarifa tope

El anexo A de la convocatoria establece una tarifa tope para cada uno de los barcos. En el caso del barco de fueloil a 36 meses con una capacidad de 10.000 metros cúbicos el precio 20.516 dólares por día. El buque para transportar gasoil a 36 meses con capacidad de transporte de 16.000 metros cúbicos el tope es de 21.699 dólares por día.

Los dos buques para transportar 10.000 metros cúbicos de gasoil por un plazo de 24 meses tienen un precio máximo de 23.044 dólares por día, mientras que el buque para transportar 8000 metros cúbicos de gasoil por un plazo de 14 meses también tiene un tope de 23.044 dólares por día.

Por último, los dos buques contratados por un plazo de 12 meses, para transportar 10.000 metros cúbicos de gasoil y 10.000 metros cúbicos de fueloil, tienen un precio tope de 21.699 dólares por día y 21.657 dólares por día, respectivamente.

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Minera canadiense adquiere el 75% de un proyecto de oro en Santa Cruz e inicia este mes una campaña de perforación

La compañía minera canadiense Golden Arrow Resources suscribió un acuerdo definitivo con la firma Mirasol para adquirir el 75% del proyecto de oro y plata Libanesa, que está ubicado al norte de la provincia de Santa Cruz. Se trata de una superficie de 14.500 hectáreas que se encuentran en noreste del Macizo del Deseado, un área de minería de oro y plata de clase mundial. La empresa Golden Arrow, que será la operadora del proyecto, planea enviar un equipo de perforación este mismo mes.

El plan inicial es completar trabajos de superficie adicionales que pueden incluir estudios geofísicos, “con la intención de refinar los objetivos para un programa de perforación que comenzará en el primer trimestre de 2022”, según informó la empresa canadiense en un comunicado.

Libanesa, la zona que Golden Arrow comenzará a explorar este mes, está ubicada a 70 kilómetros (km) al oeste del puerto de la ciudad de Puerto Deseado, a 40 km al noroeste de la mina Cerro Moro, operada por la compañía Yamana Gold, y a 100 km al noreste de la mina Don Nicolás, que está operada por la empresa Cerrado Gold.

Acuerdo definitivo

En el acuerdo definitivo, Golden Arrow contará con el 75% del proyecto mientras que Mirasol Resources, otra compañía canadiense, se quedará con el 25% restante. Para esto, Golden Arrow, que es subsidiaria en la Argentina del grupo Grosso Mining (Canadá), tendrá que invertir en exploración durante seis años (período de opción, según el acuerdo firmado) un total de US$ 4 millones distribuidos en un pago anual de US$ 500.000 los dos primeros años y cuatro pagos US$ 750.000 anuales.

En el acuerdo entre ambas mineras, Golden Arrow deberá completar un mínimo de 2.000 metros de perforación al final del segundo año. Además, deberá abonarle a Mirasol US$ 1 millón (US$ 100.000 entre el segundo y cuarto año, US$ 250.000 en el quinto y US$ 450.000 en el sexto año).

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Más países se sumaron al Compromiso Global del Metano de cara a la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático

Veinticuatro países se adhirieron al Compromiso Global del Metano, una iniciativa impulsada por Estados Unidos y la Unión Europea para reducir las emisiones mundiales de gas metano en un 30% para el 2030. El compromiso no es vinculante pero marca la agenda de cara a la 26ª Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de noviembre.

Luego del acuerdo inicial al que suscribieron Argentina, Ghana, Indonesia, Irak, Italia, México y Reino Unido en septiembre, otros 24 países anunciaron el lunes su adhesión. Se trata de Canadá, República Centroafricana, Congo, Costa Rica, Costa de Marfil, República Democrática del Congo, Micronesia, Francia, Alemania, Guatemala, Guinea, Israel, Japón, Jordania, Kirguistán, Liberia, Malta, Marruecos, Nigeria, Pakistán, Filipinas, Ruanda, Suecia y Togo.

La iniciativa será lanzada formalmente en la Cumbre Mundial de Líderes en la 26ª Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP-26) en Glasgow, Reino Unido.

Metano

El metano es uno de los gases de efecto invernadero más potentes. Junto al dióxido de carbono y el óxido nitroso son los gases de efecto invernadero más comunes. Hay 200 veces menos metano que dióxido de carbono en la atmósfera, pero el primero es varias veces más potente que el CO2.

Estados Unidos y la Unión Europea consideran que la reducción rápida de las emisiones de metano es complementaria a la acción sobre el dióxido de carbono y otros gases de efecto invernadero. Pero reducir las emisiones de metano es “la estrategia más eficaz para reducir el calentamiento global a corto plazo y mantener el objetivo de limitar el calentamiento a 1,5 grados centígrados al alcance”, según la diplomacia estadounidense y europea.

Los países que se unen al Compromiso Global de Metano se comprometen a colaborar en el objetivo común de reducir las emisiones globales de metano para 2030 en al menos un 30% desde los niveles de 2020. Se propone avanzar hacia el uso de las mejores metodologías para cuantificar las emisiones de metano, con un enfoque particular en las fuentes de alta emisión.

Las principales fuentes de emisiones de metano incluyen petróleo y gas, carbón, agricultura y basureros. La iniciativa considera que estos sectores tienen diferentes puntos de partida y un potencial variable para la reducción del metano a corto plazo, con el mayor potencial de mitigación en el sector energético.

Regulaciones en carpeta

El Compromiso Global del Metano no es vinculante, pero señala la prioridad que Estados Unidos y la Unión Europea le otorgan al tema. Existen distintas iniciativas en carpeta para reducir las emisiones de metano y desincentivar las inversiones en empresas y sectores con altos niveles de emisiones.

En el plano doméstico, el gobierno estadounidense está preparando nuevas reglas para regular aún más las emisiones de metano en las operaciones de producción de gas y de petróleo. La Agencia de Protección Ambiental podría anunciar las nuevas reglas en los próximos días. El gobierno eliminó en junio una regla de la administración precedente que había desarmado regulaciones existentes sobre las emisiones de metano en dichas operaciones.

Las iniciativas en el plano doméstico tienen su correlato en el plano externo. El gobierno impulsa la adopción de mayores requisitos de apertura de la información en las empresas que cotizan en bolsa y que esté relacionada con el impacto ambiental de sus operaciones. Esta información comienza a ser exigida cada vez más por inversores grandes y pequeños, que guían sus inversiones de acuerdo a criterios ambientales, sociales y de gobernanza, conocidos por la sigla ESG.

El cumplimiento de estos requisitos es mayormente voluntario para las empresas que cotizan en la bolsa estadounidense, pero existe una creciente presión para que la apertura de la información sea obligatoria, a solicitud de los inversores. En la Unión Europea se dio un paso mayor en esa dirección, con la introducción en abril de la Directiva de Reportes sobre Sustentabilidad Corporativa (CSRD). La Ley del Clima obliga legalmente a la Unión Europea a cumplir con las metas de reducción de las emisiones del Acuerdo de París. La directiva CSRD requerirá a las compañías reportar su desempeño en materia de sustentabilidad siguiendo criterios definidos a nivel europeo.

Las empresas productoras de gas y petróleo que cotizan en las bolsas de EE.UU. y Europa vienen tomando nota de los cambios regulatorios, sobre todo luego del fallo de la justicia de Países Bajos que obliga a Shell a reducir sus emisiones. Las estrategias para adecuarse al cumplimiento de los criterios ESG son variadas, pero suelen coincidir en dos medidas: incrementar las inversiones en generación con energías renovables y reducir las emisiones en el sector de upstream. En ese sentido, recortar los escapes de metano aparece como una prioridad para las compañías.

Medidas de ese tipo son las que YPF está tomando. El CEO de la compañía, Sergio Affronti, destacó el tema en su reciente participación en el grupo de Energía y Eficiencia de Recursos del B20 2021. Affronti destacó que “la resiliencia al cambio climático es un eje relevante de la nueva estrategia de la compañía y de su modelo de innovación”. La hoja de ruta de YPF incluye entre sus pilares “la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero de las operaciones de petróleo y gas, para garantizar una producción eficiente y con el menor impacto ambiental, incorporando nuevas tecnologías, la digitalización y la eficiencia energética en todo lo que hacemos” y “el desarrollo de nuevos negocios bajos en carbono, como la generación eólica y solar a través de YPF Luz”.

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Las acciones de Vista subieron más de 150% en lo que va del año

La optimización de los costos de desarrollo en Vaca Muerta, que permitieron este año marcar una recuperación en la producción de gas y de petróleo, se traduce también en la valoración bursátil que están presentes en el play no convencional de la cuenca Neuquina. El caso más evidente es el de Vista Oil & Gas, la petrolera creada por Miguel Galuccio, cuyas acciones subieron 153% en lo que va del año, superando así a otros papeles nacionales.

El desempeño de la acción de la compañía se debe, principalmente, a la consolidación del modelo de negocio y desarrollo en la provincia de Neuquén, que le permitió casi duplicar su producción desde que inició las operaciones hace tres años en la Argentina, pasando de 24.000 barriles diarios a 40.000 barriles diarios en el segundo trimestre de 2021 y reducir sus costos de perforación y completación por encima del 40%.

A principios de año, la compañía liderada por Miguel Galuccio se convirtió en el segundo productor de petróleo no convencional en Vaca Muerta, sólo detrás de YPF. Además, Vista fue el principal exportador de crudo liviano proveniente de la cuenca Neuquina en 2020 con cerca de 3 millones de barriles exportados y más de 1,5 millones en lo que va del 2021, según información de mercado. 

El banco Santander, quien inició la cobertura de la compañía, publicó un informe en donde marcó una recomendación de “compra” y un precio target de 18,8 dólares la acción de la petrolera en el mercado norteamericano para fines del 2022, sumándose así a las proyecciones de analistas que, a futuro, ubican los papeles de Vista Oil & Gas por encima de los 15 dólares.

Crecimiento en Vaca Muerta

Este año, Vista incorporó al gigante suizo Trafigura como nuevo socio internacional en Vaca Muerta a partir de un joint venture con una inversión conjunta de alrededor de 250 millones de dólares para acelerar el desarrollo de Bajada del Palo Oeste, su proyecto insignia de shale oil en Neuquén.

Además, la petrolera amplió su posicionamiento en la Cuenca Neuquina al incorporar acreage de alto nivel productivo tras haber adquirido el 100% de las acciones de ConoPhilips Argentina, convirtiéndose en socio no operador de las áreas Aguada Federal y Bandurria Norte en Vaca Muerta, que están operadas por la alemana Wintershall Dea.

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Affronti en el B20: «La descarbonización debe ser acompañada por transiciones justas»

* Por Sergio Affronti, CEO y miembro del Directorio de YPF, y Co-Chair del grupo de Energía y Eficiencia de Recursos del B20 2021.

Entre el 7 y 8 de octubre se reunieron en Italia los representantes de las empresas más importantes del mundo en el marco de la Cumbre del B20. Así como el G20 reúne a los Jefes de Estado de las 20 economías más grandes a nivel mundial, el B20 es su equivalente del mundo empresarial.

Estuvieron presentes los CEOs de Enel, Amazon, Bayer, Eni, Ericsson, representantes de Gobiernos como el Primer Ministro de Italia, miembros de su gabinete y la Secretaria del Tesoro de Estados Unidos, y los directores de organismos internacionales como OCDE, OMC, FAO, la Convención Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático y el Programa de Naciones Unidas para el Cambio Climático.

En ese marco, YPF participó como Co-Chair del grupo de Energía y Eficiencia de Recursos, destacándose como empresa de energía a nivel regional, ya que dentro de la mesa de liderazgo del grupo es la única empresa de petróleo y gas y de América Latina.

Bajo el lema “Remodelar el futuro: incluir, compartir, actuar”, los principales temas abordados fueron la recuperación post-pandemia, la descarbonización y el desarrollo sustentable; la educación, el acceso a la salud, la equidad y la integridad como motores de progreso; el comercio, la infraestructura y la transformación digital como herramientas para el crecimiento inclusivo.

Ejes

El cambio climático, uno de los desafíos más grandes de nuestros tiempos y un imperativo global, contó con un apartado especial junto a la descarbonización de las economías, las transiciones energéticas y las nuevas preferencias del consumidor, con propuestas que se focalizaron en tres ejes principales: (1) acelerar las iniciativas de reducción de gases de efecto invernadero en cumplimiento con las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional y el Acuerdo de Paris para alcanzar la carbono-neutralidad al 2050, trabajando no sólo en el mix de generación eléctrica en base a la neutralidad tecnológica, sino también en el uso eficiente de la energía y la mejora de la infraestructura asociada; (2) fortalecer un desarrollo sostenible e inclusivo, promoviendo políticas efectivas y sostenibles de transición, que incorporen temas relevantes como la recapacitación y el desarrollo de nuevas competencias, la equidad de género y la diversidad (en una industria donde tenemos mucho trabajo por delante), y el garantizar oportunidades para las nuevas generaciones; (3) fomentar la preservación del ambiente y la de la biodiversidad, así como un uso más sostenible de los recursos promoviendo la economía circular.

YPF, como representante de la Argentina y de las economías en desarrollo, enfatizó que la descarbonización debe ser acompañada por transiciones justas. Esto implica reconocer que existen múltiples caminos y velocidades hacia el objetivo común, de acuerdo con los recursos prexistentes, puntos de partida, herramientas disponibles, prioridades de desarrollo y responsabilidad de cada país en la huella de carbono global (las economías en desarrollo cuentan en gran parte con un impacto menor que los países desarrollados en las emisiones totales de gases de efecto invernadero, nuestro país contribuye con menos del 1% y América Latina con menos del 10%).

Destacamos el rol del gas natural producido de forma eficiente y sustentable como energía de transición, ya que su utilización genera menos emisiones que otros combustibles fósiles, es un socio flexible para la intermitencia de las renovables y la indisponibilidad del almacenamiento eléctrico a gran escala, y permite descarbonizar sectores difíciles de electrificar. Nuestro país posee una matriz energética predominantemente gasífera (más del 50%), lo cual lo posiciona en un lugar privilegiado para la transición. Asimismo, en Vaca Muerta, la Argentina cuenta con un enorme potencial gasífero que permitirá en su desarrollo pleno no sólo abastecer el mercado local, sino contribuir a la descarbonización de otros países a través de exportaciones regionales y al mundo en forma de gas natural licuado. Además de otras soluciones energéticas bajas en carbono como las renovables, las baterías de litio y el hidrógeno, en las que YPF se encuentra traccionando la industria local.

Resiliencia

En este sentido, la resiliencia al cambio climático es un eje relevante de la nueva estrategia de la compañía y de su modelo de innovación. Su hoja de ruta se construye sobre la base de cuatro pilares: (1) reducción de emisiones de gases de efecto invernadero de las operaciones de petróleo y gas, para garantizar una producción eficiente y con el menor impacto ambiental, incorporando nuevas tecnologías, la digitalización y la eficiencia energética en todo lo que hacemos; (2) el desarrollo de nuevos negocios bajos en carbono, como la generación eólica y solar a través de YPF Luz, la extracción de litio y la industrialización de baterías necesarias para la electromovilidad, y evaluando los primeros proyectos de hidrógeno azul a través del consorcio H2Ar liderado por Y-TEC, nuestra compañía de I+D, apostando también a otras tecnologías que se irán consolidando como la captura, almacenamiento y uso del carbono, el hidrógeno verde y el almacenamiento a gran escala; (3) iniciativas de economía circular de nuestros productos y de compensación de emisiones, como los proyectos de forestación con los que contamos en la provincia de Neuquén, con más de 7.000 hectáreas ya forestadas; (4) programas de adaptación de nuestras operaciones a los futuros escenarios y potenciales riesgos.

Otros de los temas incluidos en el B20 fueron el acceso al financiamiento para que las economías en desarrollo logren reducir emisiones de forma competitiva, la necesidad de infraestructura energética y sistemas de interconexión resilientes, la perspectiva de diversidad en la adopción de nuevas habilidades y los empleos de calidad. Todo esto enmarcado en el acceso asequible a la energía, en un mundo donde la pandemia empeoró su acceso especialmente en las poblaciones más vulnerables. Las transiciones deben ser justas e inclusivas, sin dejar a nadie atrás, asegurando los mecanismos para la creación y reconversión de empleos, el fortalecimiento de las cadenas de valor y el fomento a la industria. Enfatizamos por ende que la sostenibilidad debe de ser abordada en su triple dimensión: económica, ambiental y social.

La relevancia de estos debates a nivel mundial, en dónde YPF juega un rol destacado, se vincula con que las recomendaciones de todos los grupos de trabajo del B20, incluidas las de Energía y Eficiencia de Recursos, serán presentadas al G20 en la Cumbre de Jefes de Estado a fines de mes en Roma. Como la empresa líder de energía de la Argentina, estamos comprometidos con el desarrollo pleno de nuestros recursos energéticos, aprovechando la ventana de oportunidad que tenemos para poner en valor los vastos recursos de Vaca Muerta de forma eficiente y sustentable, a la vez que contribuimos a las transiciones energéticas del país a través del desarrollo de nuevas tecnologías y fuentes energéticas bajas en carbono, siempre con foco en nuestros clientes y en la creación de valor para todos los argentinos.

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Los contratos del Renovar que están frenados tienen tomada capacidad de transporte e impiden materializar nuevos proyectos

Los obstáculos en materia de capacidad de transporte y acceso al financiamiento dificultan o imposibilitan el desarrollo de nuevos proyectos renovables que puede traccionar el Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (Mater). Así lo consignaron Gustavo Arbinder, gerente Comercial y Nuevos Negocios de Genneia, y Gustavo Scarini, gerente Comercial de Renovables de la petroquímica PCR, en su exposición durante el Ciclo de Entrevistas de EconoJournal.

“La energía renovable es competitiva. Si miramos el último semestre estamos muy por debajo de los costos del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y los consumidores exigen cada vez más productos con menos huella de carbono con lo cual, es la demanda privada la que está traccionando al mercado y el único vector de crecimiento del sector a mediano plazo va a ser el Mater”, expresó Gustavo Arbinder.

Los límites del sistema de transporte

Entre las complejidades multicausales que se interponen a la oportunidad de despegue del mercado, se destaca la limitación del sistema de transporte. Gustavo Scarini señaló que “hay contratos tanto del programa RenovAr como del Mater que están frenados, -no se sabe si se van a construir o no- pero están tomando capacidad de transporte sobre el sistema, lo que impide que las empresas puedan materializar proyectos nuevos que ya tienen desarrollados porque no hay modo de evacuar la energía en forma segura”.

En sintonía, el directivo de Genneia, la firma líder en el desarrollo de energías renovables, indicó que “si consideramos solo los grandes consumidores que compran al MEM con un porcentaje de contratación como el actual, hay más de 1000 megawatts (MW) de demanda para convertir y la depuración del sistema de transporte permitiría liberar entre 300 y 500 MW de capacidad”.

No obstante, la situación es compleja porque los contratos de las empresas estancadas tienen garantías asociadas y pretensiones de recuperar lo invertido. Al respecto, Arbinder explicó: “En Argentina hay dos tipos de actores, por un lado, los generadores locales que tienen la intención de seguir invirtiendo en el país y saben manejar los riesgos y por otro, hay un grupo de inversores de afuera que entraron para especular y solo les interesaba vender el contrato y salir. Estos últimos van a resistir todo lo que puedan. Pusieron dinero y si se tienen que ir con las manos vacías el nivel de conflictividad va a ser más alto”.

Las grandes compañías del mercado renovable en el mundo no son hoy las que están atrapadas en proyectos que deberían resolverse. “Son empresas que no tienen garantías sólidas y eso genera un círculo que va a llevar tiempo resolver porque es difícil negociar con alguien que no quiere perder nada”, destacó Scarini.

La inestabilidad macroeconómica

Asimismo, el contexto de volatilidad macroeconómica supone un riesgo mayor para avanzar en el desarrollo de proyectos de energía renovable. En palabras del gerente de Genneia, “aun dependemos de tecnología importada, con lo cual el mercado de divisas y el comercio exterior constituyen una preocupación. Además, las tasas de financiamiento son más onerosas entonces hay que pedir más a los proyectos”.

“Necesitamos una política energética de largo plazo”, agregó el ejecutivo de PCR y determinó que “los proyectos renovables suponen capitales intensivos y el retorno de la inversión se da luego de períodos de tiempo prolongados. Por eso, es importante garantizar que durante los 20 años que dure el contrato se va a cobrar lo que se pactó al inicio, porque de lo contrario es inviable”.

En términos de soluciones para motorizar las inversiones en el sector existen modelos de funcionamiento en el mercado internacional que podrían replicarse con éxito en Argentina. Sobre este punto, Gustavo Arbinder apuntó: “Si miramos lo que inyecta hora por hora el sector renovable en su conjunto (2500 MW en los últimos meses) podemos decir que hay una base que ya está establecida y sería factible, por ejemplo, obtener un pago de potencia por energía inyectada. Hay muchas cosas para hacer pero deben darse las condiciones regulatorias», concluyó.

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Falleció Marcos Montefiore, un defensor del desarrollo nacional en la industria energética

El universo de industriales argentinos vinculados al sector energético recibió este fin de semana la triste noticia del fallecimiento de Marcos Montefiore, que en los últimos meses enfrentó una dura enfermedad. Montefiore era director de Favra, una de las empresas de válvulas más reconocidas de la industria hidrocarburífera, y de Soluciones MRO. Además, era miembro del Consejo Directivo de GAPP y tenía una prolífera actividad empresarial, siempre con el objetivo de incentivar la participación de la industria nacional. En esa clave, era vicepresidente de Consejo Consultivo en ADIMRA (CAFMEI) y representante del Observatorio para el Desarrollo Industrial del Petróleo y el Gas.

Marcos siempre entendió que no es viable un país sin industria y dedicó su vida a ese lema, casi como una cruzada personal. En estos breves pero intensos 51 años, no solo dirigió y condujo sus empresas, sino que fue un fuerte impulsor de espacios de discusión sobre la dinámica industrial y luchó por una cadena de proveedores de los sectores petroleros y mineros de calidad y generados de empleo de alto valor agregado.

Se dedicó a su rol de dirigente gremial empresario por más de 25 años, y en estos últimos tiempos, Marcos dedicó sus esfuerzos también a impulsar el Observatorio, donde participaba desde sus cargos en GAPP, CAFMEI y ADIMRA, para fortalecer un espacio conjunto de 10 Cámaras industriales que representen la industria nacional de equipamiento y servicios para Oil&Gas. En este camino, participó como representante del sector industrial en la Mesa Vaca Muerta, de la Mesa VAN del Plan GasAr, y trabajó en los aportes para la nueva Ley de Promoción de inversiones hidrocarburiferas, entre otras iniciativas.

Voces

Sus amigos y colegas del Observatorio lo recordaron hoy con algunas frases que lo distinguen en su esencia como persona, empresario y dirigente. Eduardo Borri, del Clúster de Petróleo Gas y Minería de Córdoba, remarcó que era “un incansable actor sectorial en cámaras y espacios de construcción colectiva, que siempre fue portador de la bandera y los valores de la industria en todo momento ante cualquier interlocutor indistintamente”

Marcos Montefiore, referente de Favra y del GAPP.

Silvia Pérez Ibarreta de CAFMEI, por su parte nos comentó que “Marcos fue un joven extremadamente capaz, inteligente, muy humano y considerado con los demás.” Ya agregó que “a todos nos será muy difícil superar su pérdida”.

Sergio Echebarrena, de CAPIPE, por su parte expresó que “Marcos fue una gran persona, con una virtud no habitual, que era una gran capacidad de escuchar, más allá de sus ideas y convicción siempre intentaba llegar a puntos de encuentro y acordar”.

Pablo Regner y Leonardo Brkusic del GAPP, expresaron que “Marcos era un apasionado del desarrollo industrial nacional, comprometido, generoso y solidario. Una persona sobresaliente que integraba características únicas, con la capacidad de trabajar siempre para construir el futuro contemplando las necesidades del conjunto. Una persona que no puede ser reemplazada en el GAPP, solo puede ser seguida como modelo. Deja muchísimos amigos en el Grupo y en la industria, lo que habla de él. Lo vamos a extrañar”.

La partida de Marcos representa una gran pérdida para la comunidad del Observatorio como espacio y para el sector industrial en general.

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Se cumplió un año de la puesta en marcha de los parques eólicos de AES Argentina

AES Argentina, empresa líder en generación de energía, celebra el primer aniversario de la entrada en operación de sus parques eólicos Vientos Neuquinos, ubicado en la provincia de Neuquén, y Vientos Bonaerenses, situado en la provincia de Buenos Aires.

En lo referido a Vientos Neuquinos, opera al 100% de su capacidad (100,5 MW) y destaca por ser uno de los parques de la región con mejor NCF (Net Capacity Factor). Este factor proporciona un indicador que mide la utilización de la capacidad de la planta en el tiempo, que en el caso de este parque eólico llega al orden del 36%, superando la media mundial. En cuanto a producción, la energía generada en 2020 fue de 165,13 GWh y en el transcurso de 2021, incrementó a 205,66 GWh.

El parque eólico neuquino cuenta con una infraestructura de 29 aerogeneradores de 3,465 MW, cada uno, compuestos por una plataforma Nordex-Acciona modelo AW132/3465 -con una altura de 132 metros- y un diámetro de Rotor y altura de HUB 120 metros.

A fin de financiar su construcción, AES Argentina emitió su primer bono verde en el mercado primario local por un valor de US$ 48,4 millones. La colocación de este bono fue una muestra de la diversificación de las fuentes de financiamiento de la empresa y marcó un hito para la compañía, ya que se trató de su primer bono verde en el mercado local.

Por su parte, Vientos Bonaerenses, emplazado en la localidad de Tres Picos, partido de Tornquist, posee una potencia instalada total de 99,75 MW. El parque está compuesto por 30 aerogeneradores, también de tecnología Nordex-Acciona de 3,325 MW cada uno. Las torres tienen una altura de 120 metros y el diámetro del rotor es de 132m (longitud de palas 64m).

“En AES Argentina estamos orgullosos de celebrar el primer aniversario de ambos parques eólicos. Nuestro objetivo, como empresa, es contribuir al desarrollo sostenible de la Nación y colaborar en el cumplimiento del compromiso asumido por el país en aumentar la producción de energías renovables. La inversión realizada por la compañía se enmarca en la estrategia global basada en el crecimiento de energías limpias”, destacó Martín Genesio; Presidente y CEO de AES Argentina.

AES Argentina es líder en el mercado renovable del país con un 34% de participación (excluyendo a las empresas de autogeneración). Este objetivo fue alcanzado tras la construcción de los dos parques eólicos, que llevaron a posicionar a AES Argentina al frente del mercado MATER.

La inversión total para la construcción de ambos parques eólicos fue de u$s 280 millones, monto que se enmarca dentro la estrategia global de AES Corporation de avanzar hacia un futuro energético más seguro y sustentable, a partir del crecimiento enfocado en las energías renovables apalancado en relaciones de largo plazo con clientes estratégicos.

AES Argentina está presente en el país desde 1993 y actualmente presenta un portafolio diversificado entre energía hidroeléctrica y térmica. Es una filial de AES Corporation, compañía multinacional de soluciones energéticas que el 2018 anunció su compromiso de reducir en un 70% la intensidad de sus emisiones de CO2 al año 2030.

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La suba del precio del petróleo agudiza los problemas que enfrenta el gobierno por el congelamiento de los combustibles

El barril de crudo Brent trepó de 51,80 a 81 dólares en lo que va del año, un 56,4 por ciento. Si se descuentan las retenciones y el costo de transporte, el precio de paridad de exportación del petróleo producido en la Argentina se ubica actualmente entre 72 y 75 dólares, de acuerdo a la calidad del producto. Sin embargo, en el mercado local las petroleras obtienen 54/55 dólares por el crudo de la Cuenca Neuquina puesto en Bahía Blanca y unos 60 dólares por el crudo Escalante. Esta brecha desalienta las inversiones y le mete presión a los precios de los combustibles locales, que permanecen congelados desde mayo.

El aumento de la cotización internacional ya comenzó a resquebrajar el congelamiento en los surtidores. Las grietas se ven con claridad en el mercado de venta de gasoil donde, como informó EconoJournal la semana pasada, los productores le están fijando cupos a las estaciones de servicio.

Esto es porque prefieren vender el combustible en el segmento mayorista donde paradójicamente los precios que paga el agro y la industria ya son mayores que los que abona el minorista, ya que allí no rige el control de precios que impone el gobierno de hecho a través de YPF.

La postura de Martínez 

El secretario de Energía, Darío Martínez, fue consultado el martes en C5N sobre esta situación y reconoció que existe una presión creciente. “Si bien el precio de los combustibles lo definen las productoras (refinadoras), el gobierno siempre tensa para que esa relación tenga que ver con el bolsillo de los argentinos y eso lo van a tener que entender las petroleras”, aseguró.

“Es una tensión permanente. Las petroleras siempre van a tensar para arriba y nosotros vamos a tensar para abajo porque tiene que haber una relación con lo que el bolsillo de los argentinos puede soportar. No podemos estar mirando el precio internacional permanentemente”, sostuvo Martínez, quien luego remarcó que “no hay margen para ir al precio internacional del crudo de ninguna manera”.  

Si bien es cierto que existe una tensión desde el momento en que hay un desfasaje entre el precio local y el Brent, la situación es más compleja a medida que esa diferencia se amplía, como ha venido ocurriendo en los últimos meses.

Desinversión y faltantes

Una de las consecuencias de la ampliación de la brecha con los precios internacionales será una menor inversión local. “La mejora de la cotización del petróleo debería incentivar las inversiones, pero como Argentina es un país raro la producción en lugar de subir va a bajar porque el capital con el que se garantiza la producción no va a venir, así como está planteado el esquema de precios internos”, aseguró a EconoJournal el consultor Daniel Gerold, uno de los mayores referentes del mercado petrolero.

En lo que refiere a los faltantes, la situación se podría complicar todavía más porque en el país hay muchas refinerías que no producen el gasoil de acuerdo a las normas de calidad vigentes y tienen que importar para poder mezclar. Esa importación es a precio internacional. Por lo tanto, los márgenes en el downstream se reducen y esas empresas, entre las que sobresale YPF, podrían decidir correr menos volumen de crudo en sus refinerías para no absorber las pérdidas que acarrea operar en un mercado con márgenes tan deprimidos.

Disyuntiva por delante

La manera de descomprimir esa situación siempre es aumentar al menos un poco los precios para compensar el mayor costo que supone la importación. Sin embargo, no será fácil para el gobierno transitar ese camino porque aún con las tarifas de los servicios regulados pisadas y el dólar subiendo muy por debajo de los precios, la inflación se ha mantenido en torno al 2,5 por ciento mensual. Un sector del gobierno cree que si a ese piso se le suman nuevos aumentos de los combustibles se correría el riesgo de que la inflación vuelva a ubicarse cómodamente por encima del 50% anual o incluso espiralizarse.    

“La normalización del nivel de precios de los segmentos regulados o intervenidos es cuestión de tiempo. Nunca es un buen momento para avanzar, pero si no se avanza después el mercado sincera la situación por las suyas y el impacto suele ser peor”, remarcó Gerold.

A este escenario ya de por sí delicado se le sumó en las últimas semanas el impacto provocado por la suba del precio internacional del gas, que impactará de lleno en 2022. Este año el precio promedio que demandó la importación de LNG fue 8 dólares y el mercado de futuros a abril cotizaba ayer a 18,70 dólares. Esto hace prever una situación explosiva, aún si se mantienen los mismos niveles de importación de este año.

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Nicolás Arceo: “Los incentivos que prevé la Ley de Hidrocarburos son escasos”

En medio de un contexto signado por la suba de los precios de la energía a nivel internacional, con el barril de crudo Brent se ubica por encima de los US$ 80 y el gas natural en los últimos días superó en Europa los US$ 50 por millón de BTU, Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, aportó su visión respecto del desacople en materia de precios, las capacidades de exportación de Vaca Muerta y los detalles de la Ley de Hidrocarburos, cuyos incentivos calificó de «escasos» y que deberían ser «un poco más agresivos».

El desacople de precios

“Argentina debe tener, como la mayor parte de los países, mecanismos de amortiguación de los precios locales respecto de los vaivenes del mercado internacional. Porque cuando se verifican desacoples grandes y perdurables entre el precio local y el internacional se generan desincentivos en los niveles de inversión”, señaló el especialista en el marco de un evento de energía organizado por la revista Forbes.  

Arceo remarcó que «la Argentina no necesariamente tiene que acompañar el precio en el mercado mundial, independientemente del valor del barril en el mercado internacional. Sin embargo, una cosa es una brecha de US$ 25 entre un precio de US$ 55 a nivel doméstico y US$ 80 a nivel mundial y otra cosa es una brecha de un porcentaje similar, pero entre un crudo local en US$ 80 y en el mercado internacional de US$ 120”.

Asimismo, el consultor señaló que, de cara a la coyuntura actual, el país podría definir mecanismos de desacople a través de la utilización del impuesto a los combustibles líquidos y un esquema de retenciones creciente. “Lo más importante para la inversión es determinar un mecanismo de largo plazo que explicite las condiciones de determinación del precio de paridad de exportación y del precio del crudo local”, apuntó Arceo.

Vaca Muerta y la oportunidad de exportación

Los recursos no convencionales en la cuenca Neuquina representan 16 billones de barriles de petróleo y 308 TCF de gas natural. «Si esto se traduce en números, aun con precios bajos del crudo y del gas natural, el desarrollo de la mitad de esos recursos permitiría exportar aproximadamente US$ 37.500 millones anuales durante tres décadas«, subrayó el director de Economía y Energía.

“El volumen de recursos que hay en Vaca Muerta es muy significativo y puede morigerar la restricción externa que enfrenta la economía argentina”, destacó Arceo. Además, agregó: “es una condición de posibilidad para revertir esa restricción, pero no termina de visibilizarse la oportunidad en términos de exportación. Esta perspectiva rompería además con la discusión entre abastecimiento local y mercado de exportación que signó a la industria hidrocarburífera desde sus inicios”.

En materia de infraestructura, enfatizó que la Argentina «está en condiciones de dar un salto inicial en la producción de petróleo relativamente alto» y añadió que, luego, «se requeriría más infraestructura para incrementar los niveles de exportación de crudo y, claramente, se necesita es un nivel de inversión muy significativo para evacuar de forma masiva el gas natural desde la cuenca Neuquina, lo que implica ampliar la capacidad de transporte e instalar terminales de licuefacción«.

Fortalezas y debilidades de la Ley de Hidrocarburos

La principal fortaleza del Proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas, que tiene más de 100 artículos e incluye ocho distintos regímenes de fomento, es la de «colocar a la producción de petróleo y gas en la agenda política de discusión del país», indicó Arceo.

No obstante, expresó que el estímulo es insuficiente: “A mi entender el incentivo es escaso, porque si produzco 20.000 barriles diarios, duplico mi producción y me voy a 40.000 barriles diarios, me van a permitir exportar sobre la producción incremental es 4000 barriles diarios de los cuales en la mitad voy a tener libre disponibilidad. En este sentido, el proyecto plantea un mecanismo de promoción para el 10% de la producción y el 90% restante que debería destinarse al mercado local o regirse por los precios del mercado local, no tiene especificado el precio y esto es un déficit del proyecto de Ley”.

De allí se desprende que “Argentina va a poder subsidiar sustentablemente la energía, y de hecho lo necesita para dotar de mayor competitividad al sector industrial, cuando alcancemos una producción de 1,5 millones de barriles. Es decir, cuando la producción destinada al mercado local sea una proporción relativamente baja respecto de la explotación total”.

Por último, el especialista aseguró que “el proyecto de Ley de Hidrocarburos no surge de una discusión amplia entre oficialismo, oposición y provincias petroleras. No existe un consenso unánime y Argentina, para viabilizar inversiones, necesita conformar una política de Estado de largo plazo”.

En cuanto al advenimiento de la transición energética para mitigar el cambio climático, el economista remarcó: “no sabemos cuándo los hidrocarburos quedarán fuera de juego y es difícil afirmar que la meta de cero emisiones se va a cumplir para el 2050. Aun así, la ventana se está acortando y no tenemos un siglo para ponernos de acuerdo. La transición implica una oportunidad para el gas natural porque se va a utilizar para reemplazar al carbón, con lo cual, se abre una puerta al mercado del gas natural a lo largo de las próximas décadas y hay que aprovecharlo”.

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Por la crisis de los precios del gas, fracasó la licitación de IEASA para importar LNG y revenderlo a Brasil

La empresa estatal Integración Energética Argentina (IEASA, la ex Enarsa) declaró desierta la licitación de cuatro cargamentos de gas natural licuado pensados para re exportar el gas al sur de Brasil. El tender fracasó debido a los altos precios ofertados, muy superiores a las propuestas que la empresa esperaba recibir.

Petrochina, Total, Vitol, Trafigura y Cheniere realizaron ofertas con precios superiores a los US$ 50 por millón de BTU, según indicaron a EconoJournal fuentes del sector privado. Los precios ofertados están en línea con los precios que se están observando esta semana en los mercados de Europa y Asia. Frente a esas ofertas, IEASA decidió no convalidar esos precios.

La compañía estatal había lanzado la semana pasada el tender por los cuatro buques de GNL con el objetivo de revender ese gas a la central Uruguaiana de Río Grande Du Sul, en Brasil. La operatoria sería concretada mediante el cobro de un fee (un recargo) a esa central, una operación sin antecedentes en Argentina. Al momento de lanzar el tender los precios del gas ya cotizaban por encima de los US$ 30 por millón de BTU. Pero IEASA recibió ofertas actualizadas a los precios que se están registrando, ya por encima de los US$ 50 por MMBTU, de acuerdo a lo expresado por fuentes privadas al tanto del concurso.

Fuerte demanda de gas en Brasil

El negocio de revender gas a Brasil tiene sentido en función de la fuerte crisis energética que atraviesael gigante del Mercosur, que este año considerablemente sus importaciones de gas para reemplazar la caída de la generación hidroeléctrica provocada por la persistente sequía.

La demanda brasileña llega al punto de que el país importó más buques de gas natural licuado desde Estados Unidos que cualquier otro país en el tercer trimestre de este año, según datos de S&P Global Platts Analytics. Los buques importados en el trimestre finalizado en septiembre superaron en número incluso a los buques importados en todo el 2020.

Las compras brasileñas de GNL desde EE.UU. entre julio y septiembre superaron a las de otros grandes competidores. Durante ese período, Brasil importó 32 cargamentos, la misma cantidad que en todo 2020, según Platts Analytics. Por otro lado, China y Corea del Sur importaron 19 cargamentos cada uno, Japón compró 11 buques y España, Chile e India adquirieron 9 cada uno. El dato sorprende si se considera que países de Asia están pagando premiums por los cargamentos de GNL y que la demanda europea también es muy fuerte.

En este escenario de alta demanda de energía para evitar un colapso energético, lucía muy factible que Brasil compre la energía a Argentina a cualquier precio. Más aún si se considera que la sequía parece que no cederá demasiado debido a los efectos del temporal de La Niña. Pero IEASA prefirió no convalidar los precios ofertados.

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Presentan un pedido de informes en el Congreso para que el gobierno explique la anulación de los contratos de transporte de combustibles

La anulación intempestiva de los contratos de los barcos alijadores que tenían que transportar combustible por vía marítima para centrales eléctricas llegó al Congreso. El diputado de la UCR por la provincia de Chubut, Gustavo Menna, presentó un pedido de informes en la Cámara de Diputados para que el jefe de Gabinete Juan Manzur y el secretario de Energía, Darío Martínez expliquen las razones de la anulación de la licitación de transporte de combustibles para centrales eléctricas, que publicó en exclusiva EconoJournasl el viernes pasado, y que iba a generarle un ahorro de casi US$ 55 millones al Estado. También firman el pedido Alfredo Cornejo (UCR) y Jimena Latorre (Juntos por el Cambio).

Los reclamos

La nota presentada por el diputado Menna reclama conocer las razones por las cuales la Secretaría de Energía instruyó a Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, a que anule los contratos que resultaron originalmente ganadores de la licitación. Los contratos entraban en vigencia el 1° de octubre, pero fueron dejados sin efecto horas antes por la Secretaría de Energía.

En el texto presentado en la Cámara de Diputados ayer también se pide que la Secretaría de Energía “indique si como consecuencia de la anulación de los contratos que habían sido celebrados como resultado de un proceso licitatorio se mantendrá en forma directa la contratación del servicio con las empresas Maruba, Bahía Grande y National Shipping, y en tal caso, si les va a reconocer un precio superior que el resultante de la licitación que derivó en los contratos que se dejaron sin efecto”.

Menna también reclamó que se especifique el precio contratado con las empresas Antares y Horamar y el precio que se venía pagando por el mismo servicio de transporte mediante barcos alijadores a las empresas Maruba, Bahía Grande y National Shipping. Además, el diputado pidió que se “indique si existió dictamen de los servicios jurídicos de la Secretaría de Energía y de Cammesa en relación a la legalidad de la determinación de anular contratos ya celebrados, con principio de ejecución y resultantes de un proceso licitatorio”.

Por último, el diputado Menna solicitó que la cartera a cargo de Darío Martínez “informe la fecha en la que se va a proceder a un nuevo llamado licitatorio”. La naviera Horamar le reclamó a la secretaría el lunes que convoque cuánto antes a una nueva licitación.

Fundamentos

En el proceso licitatorio, a las navieras Antares y Horamar les adjudicaron 6 barcos por presentar el mejor precio para el servicio de transporte marítimo, “sin embargo, y sin que se conozcan las razones de tal determinación, la Secretaría de Energía instruyó a Cammesa para la anulación de dichos contratos. Como consecuencia de ello, no solo se genera una situación para nada transparente y susceptible de generar responsabilidad patrimonial para el Estado por incumplimiento contractual, sino que además se pierde un ahorro de sumas multimillonarias por el menor precio de los contratos ahora anulados”, señala el pedido de informes presentado por Menna.

“A tal punto es ello así que días antes de la anulación de los contratos un funcionario de la Subsecretaría de Energía Eléctrica se ufanaba que como consecuencia de la licitación, los subsidios que paga el Tesoro Nacional al sistema eléctrico iba a tener una reducción de US$ 54,35 millones y que el precio del servicio de transporte marítimo del combustible que mueve las centrales térmicas iba a tener una reducción de 10,79% en el año, equivalente a US$ 13,49 millones por año”, añade.

Por último, el pedido de informes resalta: “Es por ello que las autoridades del sector y el Jefe de Gabinete de Ministros deben rendir las explicaciones del caso, tanto en lo que respecta a la motivación de la decisión, como así también a la ponderación jurídica efectuada en forma previa y en orden a evitar litigios futuros; como así también las razones por las cuales se da marcha atrás con una contratación que implicaba un ahorro en las erogaciones que debe afrontar el Estado”.

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Darío Martínez: “No hay margen para ir al precio internacional del crudo de ninguna manera, la evolución local tiene que ser muy menor»

El precio del barril de crudo Brent superó ayer los 82 dólares, alcanzando su mayor valor desde octubre de 2014. Esta recuperación en la cotización, que subió 100% en el último año, le mete presión al precio de los combustibles en el mercado interno. A raíz de esta situación, el secretario de Energía, Darío Martínez, reconoció que puede haber algún ajuste en el surtidor luego de las elecciones, pero dejó en claro que «no hay margen para ir al precio internacional de ninguna manera, la evolución local tiene que ser muy menor». “Existe una tensión permanente donde las productoras van a tensar para arriba y el gobierno para abajo porque tiene que haber una relación con lo que el bolsillo de los argentinos puede soportar”, agregó.

Con respecto a la suba internacional del precio del gas, Martínez destacó “la decisión de Alberto y Cristina de implementar el Plan Gas para dar previsibilidad, reglas claras y condiciones para frenar el declino que teníamos. Ha sido una decisión acertada que nos da un nivel de protección de cara a lo que está pasando en el mundo. Hoy tenemos un precio y un volumen definido muy por debajo de los niveles mundiales. Fue una decisión valiente en un mundo de incertidumbre y empezó a dar resultados rápidamente”.

-¿Van a bancar el congelamiento tarifario hasta fin de año? — le preguntaron en el programa Brotes Verdes de C5N.

-El precio internacional es uno y el interno es otro.

 -¿Y después de las elecciones?

-Va a seguir siendo de esa manera. La tensión va a seguir estando e intentaremos que afecte cada vez menos, no vamos a ir a precio internacional de ninguna manera.

 -¿Va a haber aumento del combustible entre las elecciones y fin de año?    

Es una decisión de las productoras, pero entendemos que no hay margen para ir a precio internacional de ninguna manera, la evolución local tiene que ser muy menor. El barril criollo se implementó cuando se necesitaba sostener la actividad porque el costo de importar es alto. Cuando se va el precio internacional muy por arriba no lo trasladamos al surtidor y cuando se cae muy por abajo intentamos sostener la actividad con una herramienta como el barril criollo y así ha sido históricamente en Argentina.

La licitación de Cammesa

Respecto de la decisión que tomó la Secretaría de Energía a última hora del jueves ordenando a Cammesa, la compañía a cargo de la administración del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), a anular contratos con buques alijadores de combustible que entraban a regir el viernes pasado e implicaban,, tal como informó EconoJournal, un ahorro para el Estado de casi US$ 55 millones, Martínez respondió: “Antes de mi gestión eso no se licitaba. Eran acuerdos directos entre Cammesa y los privados, de hecho, la primera licitación se hizo cuando yo asumí el cargo. Entiendo que el sector privado no esté cómodo con estas reglas, pero necesitamos bajar los costos. En esta segunda licitación entendemos que se puede ir más abajo en los costos y estamos poniendo como condición el precio tope, el máximo y el mínimo. Queremos que Cammesa vuelva a licitar porque hay plafón para ir más abajo”.

Sobre la deuda que las distribuidoras eléctricas acumulan con Cammesa, el secretario de Energía respondió que “se está implementando el artículo 87 del proyecto de ley de Presupuesto que crea un régimen crediticio especial y ha permitido ir saneando el sistema eléctrico en Argentina. Hay muchas empresas que han adherido y hay muchas cooperativas que van a tener un trato diferencial.

-¿Esto va a implicar más aumentos? — le consultaron.

-No, para nada. El espíritu del artículo 87 es resolver el problema de la deuda con la condición de que las distribuidoras se pongan al día y empiecen a pagar. Esta herramienta permite que la deuda no siga aumentando y pone como condición, para quienes acuerdan y firman, que empiecen a pagar la totalidad de la factura a Cammesa.

La evolución de las tarifas

-A partir del presupuesto que presentó el ministro de Economía Martín Guzmán al Congreso, se estipula que los subsidios se reduzcan de manera tal que las tarifas deberían incrementarse entre un 30% y un 35%. Las de Edenor y Edesur incluso más, porque este año aumentaron muy por debajo de la inflación. ¿Cuánto van a terminar aumentando? -le preguntaron a Martínez.

-Las tarifas tienen que evolucionar muy por debajo del salario. Ha sido una decisión del presidente (Alberto Fernández) y la vicepresidenta (Cristina Fernández de Kirchner) que el aumento no supere el dígito para que no se genere una recesión y se dejen de consumir bienes y servicios para poder pagar la energía. Esto ya le pasó a Argentina y no buscamos de ninguna manera eso. A medida que evolucione el bolsillo de los argentinos y la economía, podemos pensar una evolución de las tarifas. En el mientras tanto se tomó una decisión de implementar una tarifa que no superó el dígito entendiendo la situación que está atravesando Argentina, la que heredamos más la pandemia. Hay que generar algunas herramientas para un uso más inteligente y eficiente de los subsidios, pero de ninguna manera va a dejar de estar subsidiada la energía en la Argentina.

-¿El año que viene se puede avanzar en un esquema de segmentación tarifaria para que los que más ganan tengan un aumento mayor?

-Tenemos que comenzar con ese proceso y es un objetivo que se planteó el gobierno. Es un trabajo a larguísimo plazo porque hay que generar una base de datos importante. Ahora bien, no por esto se va a dejar de subsidiar la energía. Lo que hay que hacer es un uso más inteligente y eficiente del subsidio para llegar más a los que no pueden pagar el costo de la energía, y a medida que se van detectando sectores que pueden afrontarlo la idea es que lo hagan.

El nuevo gasoducto y la transición energética

“Tenemos por delante un nuevo desafío que es el gasoducto Néstor Kirchner que permitirá llevar más gas y dejar de importar, no depender más de los barcos, resolver el problema con Bolivia y no quemar más combustible para generar electricidad a un precio del gas en torno a los US$ 3,50 por millón de BTU, producido por trabajadores argentinos y pymes argentinas que se suman a la cadena de valor”, apuntó el titular de la cartera energética.

-¿Esto va hacer que no se interrumpa el abastecimiento a las estaciones de GNC?

-El Plan Gas hizo que topeemos los gasoductos, ahora hace falta la infraestructura para tener este gran gasoducto (que costará aproximadamente US$ 2300 millones) para dejar de importar y perder divisas que se van afuera a un precio exorbitante para el Gas Natural Licuado porque no tenemos capacidad de transporte. Asimismo, el primer vehículo de la transición energética es el gas y esto nos permite exportar a los países vecinos como Chile, Brasil y Uruguay.

-¿Existe la posibilidad de un lapso intermedio en el proceso de transición energética en que se produzcan complicaciones o apagones?

-A diferencia de la previsibilidad que nos dio el Plan Gas en Argentina, en Europa y en China hay apagones, cortes de luz, semáforos que no funcionan. Por eso hay que trabajar de manera inteligente en la transición energética a una velocidad que los argentinos y argentinas puedan sostener, para un bolsillo argentino que lo pueda bancar, para una industria nacional que nos sirva para desarrollar más industria. El plan de inversión es gigante y tiene que servir para impulsar, por ejemplo, la capacidad de generar los paneles solares necesarios. IMPSA está invirtiendo para hacer turbinas eólicas. La transición tiene que ser inteligente para no generar los ruidos que está generando a nivel mundial.

-¿Hace falta otorgar beneficios a las petroleras a partir de la Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas para que se puedan quedar con una parte de las divisas que exportan?

-Primero resuelve el abastecimiento del mercado interno, superado eso empezamos a escalar en la producción para lograr saldos exportables, conseguir divisas y fortalecer el Banco Central atravesado por un esquema de valor agregado nacional creciente, lo que significa que los programas de inversión tienen que tener cada vez más cosas hechas en pesos, para que las pymes se sumen. Solo con el Plan Gas.Ar recuperamos 11.000 puestos de trabajo en los últimos meses.

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El precio del gas superó en Europa los US$ 50 por millón de BTU y España y Francia piden que se investiguen los contratos

Europa registró en la jornada del martes una escalada fuerte en los precios del gas natural, con contratos de futuro que superaron los US$ 50 por millón de BTU. La suba de precios llevó a España y Francia a pedir que se investiguen los contratos en el mercado europeo del gas.

Los precios en el Dutch TTF, punto de comercio virtual de gas de referencia para Europa, registraron en la jornada de ayer subas de más del 20%, con contratos de futuro para el mes de noviembre cerrando a precios superiores a los € 150/MWh. El precio máximo registrado fue de € 161/MWh, un nuevo récord que equivale a más de US$ 55 por MMBTU.

En Gran Bretaña la disparada de precios es aún mayor. Los contratos de entrega de gas a noviembre en el mercado NBP registraron ayer subas de hasta un 40%. Llegaron a cotizar a 400 peniques por unidad térmica. En comparación, los contratos de entrega a un mes cotizaban a 60 peniques a principios de año.

Renovada incertidumbre

La presión alcista se explica en parte por la renovada incertidumbre respecto a la oferta de gas en el comienzo del invierno europeo. Rusia volvió a dar señales de que la oferta podría ser limitada y en el Magreb una crisis política complica el abastecimiento en el mercado ibérico. Los almacenes de gas en Europa están llenos en un 76%, el nivel más bajo en los últimos diez años.

Gazprom-Mezhregiongas, la subsidiaria de Gazprom que abastece al mercado ruso, anticipó que priorizará las ventas en el mercado ruso por sobre las exportaciones debido a que el invierno será duro. “Como tuvimos un verano muy cálido, el invierno será frío”, señaló Sergei Gustov, director de la subsidiaria.

Mientras tanto, Gazprom comenzó el lunes a llenar el gasoducto Nord Stream 2 que llevará gas desde Rusia a Alemania. Diputados del Parlamento Europeo señalaron que la falta de oferta de Rusia es una forma de presionar a Alemania y la Unión Europea para acelerar la entrega de las licencias necesarias para comenzar a operar el gasoducto. Las autoridades reguladoras alemanas habían afirmado que el proceso de licenciamiento se completaría a finales de este año.

Para España y Portugal la situación suma otro grado de complejidad debido a la ruptura de relaciones entre Argelia y Marruecos. España no logró zanjar las diferencias entre estos países y Argelia anunció que cesarán luego del 31 de octubre los envíos por el gasoducto Magreb-Europa, que pasa por territorio marroquí. Argelia garantizó a España que enviará más gas a través del gasoducto Medgaz, con línea directa entre los dos países, pero las obras para incrementar la capacidad de transporte se completarán recién en diciembre y será necesario contratar barcos a GNL para transportar gas entre los dos países, complicando la operación. Alrededor del 45% del gas que España importa y consume procede de Argelia.

España y Francia piden investigar el mercado del gas

Las fuertes subas en los precios del gas y de la electricidad en los mercados mayoristas ya esta penetrando en las facturas de los hogares e industrias y los gobiernos nacionales se inquietan ante la perspectiva de un escenario todavía peor.

En ese sentido, funcionarios de alto nivel de España, Francia, República Checa, Grecia y Rumanía publicaron el lunes un comunicado alertando del “dramático aumento” durante los últimos meses de los precios del gas y de la electricidad y reclamando una estrategia europea basada en cinco pilares.

Uno de esos pilares consiste en investigar el funcionamiento del mercado europeo del gas para “comprender porqué los contratos de gas actuales son insuficientes”. “Deberíamos coordinar mejor nuestras compras de gas para mejorar nuestro poder de negociación”, reclamaron los cinco países.

Otro pilar refiere a los altos precios de la energía eléctrica y la necesidad de reformar el mercado mayorista, que “debe ser mejorado para establecer un mejor vínculo entre el precio pagado por los consumidores y el costo promedio de generar electricidad en las matrices nacionales de generación”. “Esto es más que importante en la medida en que la descabonización incrementará el uso de electricidad en nuestra economía”, afirmaron los países firmantes.

El comunicado también destaca la necesidad de alcanzar la independencia energética en Europa mediante la diversificación de la oferta y la reducción de la dependencia con los países proveedores de gas.

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Durísima carta de una de las compañías perjudicadas por la insólita anulación de los contratos para la compra de combustible para las centrales térmicas

Luego de la insólita decisión que tomó el gobierno de cancelar una serie de contratos adjudicados por licitación que reducían el costo del combustible que utilizan las centrales térmicas, la compañía naviera Horamar, una de las dos firmas perjudicadas, presentó una carta a la Secretaría de Energía donde afirma que la acción de los funcionarios intervinientes “podría traducirse en la existencia de un supuesto de fraude en perjuicio de la administración pública”. Sin embargo, allegados a la compañía aseguraron a EconoJournal que la decisión de recurrir a la Justicia no está contemplada en esta instancia. Por ahora, se limitaron a detallar las irregularidades y solicitar que se convoque en breve a una nueva licitación de barcos alijadores para transportar gasoil y fueloil.

Decisión sorpresiva

El 21 de septiembre CAMMESA comunicó la adjudicación de siete contratos. La empresa Horamar obtuvo el servicio de tres alijadores, la chilena Antares se quedó con otros tres y Maruba con el restante. En total, se contrataron —por distinto plazo temporal— siete líneas de servicios de transporte de combustible que debían comenzar a prestar servicio el 1 de octubre. Sin embargo, sorpresivamente, el 30 de septiembre, a horas de iniciar la prestación del servicio, el secretario de Energía, Darío Martínez, instruyó a CAMMESA a dejar sin efecto tanto el concurso como las adjudicaciones notificadas, tal como anticipó EconoJournal.

Horamar detalla que cuando le comunicaron la novedad ya tenía iniciadas las gestiones necesarias a los fines de poner a disposición de Cammesa los tres buques adjudicados y aclara que el buque San San H ya había emitido su NOR en el puerto de carga conforme a lo acordado con Cammesa el día anterior.

Incongruencias y contradicciones

Horamar no solo cuestiona el momento en el que se tomó la decisión sino los argumentos que utilizó Martínez para justificar la anulación. “Más allá de los perjuicios que ocasiona -a esta compañía y a los intereses públicos- la Nota, resulta, además, sorprendente por su total falta de fundamentación, lo cual se ve ratificado por las permanentes autocontradicciones en que incurre”, sostiene la compañía.

Uno de los argumentos que utiliza la secretaría de Energía es que “busca preservar y asegurar las fuentes de trabajo comprendidas en el servicio”. Sin embargo, Cammesa había adjudicado 7 barcos, la misma cantidad que venía prestando servicio. “Es cierto que podría ocurrir que los actuales proveedores de Cammesa tengan que reducir su personal si pierden o reducen la cantidad de barcos que operan pero no es menos cierto que las compañías como Horamar, que habían comprometido gran cantidad de puestos de trabajo para prestar los servicios contratados, se verán impedidas de mantener dichos puestos si no pueden prestar los servicios ofrecidos y adjudicados en el marco del Concurso. La decisión plasmada en la Nota protege sólo a los trabajadores de algunas empresas que actualmente están siendo empleados”, señala Horamar en su nota.

Además, la compañía que tiene como accionista al gigante griego Navios Maritime Holdings remarca que luego de que se decidiera dejar sin efecto la licitación, y hasta que se vuelva a convocar a otra, Energía prorrogar por dos meses solo 4 de los 7 barcos. Por lo tanto, al menos durante los próximos dos meses los cerca de 150 trabajadores de 3 de los barcos que venían prestando servicios se quedaran sin empleo.  

El accionar de Cammesa

Horamar destaca también en su presentación que en la nota de la Secretaría de Energía no se observa ninguna objeción respecto del proceder de Cammesa en el
concurso. De hecho, según las propias palabras de Martínez, la empresa procedió “conforme sus estatutos y normativa vigente”.

Horamar remarca además que en el concurso no se hizo referencia alguna a que la decisión que adoptara Cammesa estaría sujeta a la no objeción por parte de la Secretaría, ya que esa cuestión se introdujo recién en el mail remitido el 21 de septiembre notificando la adjudicación del concurso. “Cualquiera sea la interpretación que se le otorgue a la intervención asumida por la Secretaría de Energía en el Concurso, al no estar prevista en el concurso pero haber sido aceptada sin objeciones por Cammesa, que notificó la Nota a los adjudicatarios y procedió a requerir la extensión por dos meses de 4 de los 7 contratos vigentes, hace que ambos organismos sean solidariamente responsables por los graves perjuicios causados al erario público, a los miembros del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) y, en especial, a Horamar en su carácter de adjudicataria”, señala la compañía.

A raíz de ello, Horamar también le apunta a “la responsabilidad personal de los funcionarios intervinientes por la forma en la que han ejercido su función pública, que en el caso podría traducirse en la existencia de un supuesto de fraude en perjuicio de la administración pública”.

Proceso desvirtuado

La licitación cancelada implicaba un ahorro de casi US$ 55 millones en el costo logístico, pero uno de los argumentos utilizados por el gobierno para dejar sin efecto la adjudicación es que buscan una baja todavía mayor. El problema es que la decisión tomada beneficia a quienes habían presentado ofertas que no resultaban las más convenientes y gracias a la nota de Darío Martínez ahora van a poder ajustar sus ofertas.

Horamar expone esta irregularidad al afirmar que “no puede soslayarse que todo intento de obtener un ahorro por vía de un nuevo proceso de contratación en los términos dispuestos por la Nota se vuelve ilegítimo por desvirtuar completamente la lógica de los procesos competitivos, al revelar los precios ofertados en el Concurso hace menos de un mes para establecer, en base a las ofertas más bajas, un nuevo techo o tope. El Sr. Secretario parece desconocer que el curso de acción que sugiere, en lugar de favorecer una competencia leal y transparente, la desvirtúa, al hacer públicos precios que revelan la estructura de costos de aquellos oferentes que presentaron las ofertas más convenientes”.

La compañía naviera remarca también en su carta que CAMMESA ya contaba con la posibilidad de solicitar mejoras de ofertas. “Ello estaba expresamente regulado en el punto 11 de las bases y condiciones del Concurso donde se previó que: `Cammesa podrá, en forma previa a la adjudicación, solicitar al Oferente que se encuentre primero en el orden de mérito mediante una comunicación formal una mejora de precios”. De este modo, Horamar deja en claro que los motivos de la anulación de la licitación parecieran haber sido otros, los cuales no se exponen en la nota de la secretaría de Energía.  

“En las condiciones actuales, la Secretaría ni siquiera podría garantizar que todos los
oferentes que se presentaron al concurso se volverán a presentar, si tendrán buques desocupados para ofrecer, ni si asumirán nuevamente el riesgo de una cancelación del procedimiento de contratación a 4 horas de empezar a ejecutar el nuevo contrato, sin fundamento alguno”, agrega Horamar.

Perjuicios económicos

Los contratos que iban a entrar en vigencia el 1° de octubre 2021 representaban un ahorro de US$ 54,35 millones para el período 2021-2024 a partir de la reducción de los subsidios que paga el Tesoro. A su vez, la decisión de prorrogar los contratos actualmente vigentes por dos meses derivó en una pérdida adicional del Tesoro de alrededor de US$ 3,5 millones.

La decisión también generó costos para las compañías privadas. Horamar, por ejemplo, afirma que ya había iniciado la contratación de personal y preparación del Buque San San H para comenzar a prestar servicios en la fecha comprometida. Además, el 4 de octubre, la firma había sido informada de la terminación del contrato de su Buque Estefanía H, que se encontraba en contrato con Cammesa en virtud de la anterior licitación. “En virtud de ello, Horamar reserva sus derechos frente a Cammesa y la Secretaría de indemnización por los gastos incurridos en el marco del inicio del servicio del Buque San San H y de la finalización del servicio prestado por el buque Estefanía H”, detalla en la carta.

Asimismo, ante la imposibilidad de prestar los servicios comprometidos, la empresa afirma que se ve obligada a mantener inutilizados los buques tanques que habían resultado adjudicados, a la espera del resultado del nuevo proceso de selección de contratistas, lo cual implica un aumento inevitable de sus costos.

Pedido de licitación

A fin de evitar que se agraven los daños ya causados, Horamar solicita en su carta que se avance con un nuevo procedimiento de selección de contratistas y se adjudiquen los nuevos contratos a fin de que, al vencimiento de los dos meses de prórroga ya dispuestos, puedan comenzar a operar los nuevos contratistas que resulten del proceso de selección.

Por último, la empresa remarca que “todo este dispendio de recursos se trata simplemente de una mala decisión, y no de una maniobra para garantizar a los actuales prestadores de los servicios la continuidad de sus contratos, lo cual indudablemente, además de resultar inconveniente, encuadraría en una figura delictual”. Es por eso que remarca la necesidad de convocar lo antes posible a la nueva licitación.

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Cammesa importa seis nuevos cargamentos de combustibles para incrementar la exportación de energía a Brasil en el verano

Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM), lanzó dos nuevas licitaciones para reforzar los stocks de combustibles del parque de generación eléctrica, una por cuatro cargamentos de gasoil y otra por dos cargamentos de fuel-oil. En total, son 200.000 m3 de gasoil y 100.000 m3 de fueloil.

El objetivo que tiene el gobierno es exportar esta energía a Brasil aprovechando que el país vecino enfrenta su peor sequía desde 1944, lo que provocó una abrupta caída en la generación hidroeléctrica, que es su principal fuente energética. A raíz de ello, el incremento de precios internacionales de las últimas semanas no alteró los planes, pues los cargamentos se venderán a un mayor valor.

Los dos cargamentos de fueloil llegan este martes al país, mientras que los cuatro cargamentos de gasoil por 200.000 m3 llegarán el miércoles. La empresa estatal Integración Energética Argentina S.A. (IEASA, ex Enarsa) importó la semana pasada cuatro cargamentos de LNG para revenderlos también a Brasil. El país presidido por Jair Bolsonaro está importando energía desde la Argentina como parte de un plan de contingencia para sortear la crisis energética que está atravesando.

Importación en verano

Según cálculos de la propia Cammesa, desde octubre de 2020 hasta esta hoy los ingresos provenientes por la exportación de energía hacia Brasil se ubican en alrededor de los 630 millones de dólares. La creciente exportación de energía al sistema brasilero es significativa, sobre todo en un contexto de necesidad de divisas por parte del Tesoro.

El escenario más optimista del gobierno durante el próximo verano es exportar energía a Brasil por un total cercano a los 300 millones de dólares más.

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El ITBA inaugura una nueva Maestría en Desarrollo Energético Sustentable

El Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA) lanza un nueva Maestría en Desarrollo Energético Sustentable a cargo del Ingeniero Juan José Aranguren. El objetivo consiste en formar profesionales capaces de proyectar y diseñar sistemas energéticos dinámicos que aporten soluciones innovadoras y sustentables. Comienza el 15 de marzo, con una duración de 3 semestres, y se dictará en modalidad virtual. La reunión informativa se llevará a cabo el 19 de octubre a las 18. 30 horas. Requiere inscripción previa. 

“Uno de los principales desafíos que enfrenta la humanidad es alcanzar el acceso universal a la energía y, al mismo tiempo, mitigar el impacto que su producción y consumo generan como factores que contribuyen al cambio climático”, indicó el director de la Maestría, Juan José Aranguren. “La característica original del programa es ofrecer una educación equilibrada a futuros diseñadores de soluciones tanto en el ámbito público como privado, para que tengan las habilidades apropiadas para gestionar la transición energética a través de un enfoque integrado, combinando el desarrollo e innovaciones tecnológicas con la consideración de los condicionantes ambientales, sociales y económicos”. 

La nueva propuesta académica está dirigida a profesionales/graduados universitarios en Ingeniería o en especialidades afines al área de conocimiento. Los contenidos se dictarán a lo largo de dos años a partir de un plan que incluye: actividades curriculares preestablecidas, complementadas con el estudio electivo de diversos campos temáticos, a definir por el estudiante de acuerdo a su orientación profesional así como el tema del trabajo final. Es importante destacar, que todas las materias tienen una importante carga de formación teórica y práctica.  A lo largo de los tres semestres, la Maestría poseerá una carga horaria total de 730 horas. 

El Master surge para dar respuesta al desafío global que representa el lograr satisfacer las necesidades energéticas de la sociedad sin generar efectos adversos para la humanidad y el ambiente, cuya manifestación formal se alcanzó con el Acuerdo de París de 2016 y su posterior establecimiento como uno de los Objetivos de Desarrollo Sostenible, que establece un plan de acción para limitar el calentamiento global por debajo de los 2ªC respecto de los niveles pre-industriales. 

Quienes atiendan a esta formación obtendrán el título de Magíster en Desarrollo Energético Sustentable, a partir del cual estarán capacitados para diseñar, planificar, gestionar y controlar sistemas energéticos modernos. También estarán en capacidad de participar en proyectos de Investigación y Desarrollo vinculados con el doble desafío de continuar proveyendo de energía a la sociedad y mitigar el impacto que su generación, transporte y consumo tendrá en el ambiente y en la sociedad en su conjunto. 

El plan de estudios abarca materias como Introducción al Desarrollo Energético Sustentable, los distintos tipos de recursos energéticos disponibles; eficiencia y demanda energética; Transporte, Almacenamiento y Distribución Energética; Integración de Sistemas Energéticos; Marcos Regulatorios Energéticos; Tecnologías Energéticas Disruptivas; Gerenciamiento de la Demanda Energética; Economía Energética; entre otros. A ellos se sumarán un listado diverso de Seminarios Electivos. 

El cuerpo docente está representado por destacados profesionales del ámbito energético bajo la dirección de Juan José Aranguren, Ing. Químico y Lic. en Ingeniería de Sistemas (UBA). Fue Presidente de Shell Argentina y de la Cámara de la Industria del Petróleo y Ex Ministro de Energía y Minería de la Nación. Actualmente dirige la consultora ENERGY Consilium. Es Director de la Maestría en Desarrollo Energético Sustentable y Coordinador Académico de la Certificación Avanzada en Gestión de Transiciones Energéticas del ITBA. 

El Trabajo Final de la Maestría (TFM), por su carácter profesional, podrá tomar la forma de un proyecto, una tesis, un estudio de casos o trabajos similares que den cuenta de una aplicación innovadora o producción personal que evidencien resolución de problemáticas complejas, propuestas de mejora, desarrollo analítico de casos reales, investigaciones o producciones similares. El TFM será individual y su aprobación conducirá al otorgamiento del Título de Magister.

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Se dispara el precio mayorista del gasoil y petroleras empiezan a fijar cupos de entrega para estaciones de servicio

Es una historia repetida. Se configura, con diferentes bemoles, cada vez que el precio interno del petróleo se atrasa demasiado con relación al internacional. En esa clave, el Brent —la principal referencia del barril en el mundo occidental— orilló el viernes los 80 dólares. Es, junto con la suba explosiva del gas natural licuado (LNG), uno de los emergentes del escenario de precios al alza que se registró en las últimas semanas.

El aumento del precio internacional empezó a resquebrajar el congelamiento de los combustibles que estableció el gobierno para el segundo semestre del año. La última suba en los surtidores se registró en mayo y no se prevén cambios hasta que pasen las elecciones legislativas del 14 de noviembre. Sin embargo, en el canal mayorista sí se sintió el impacto de la suba del Brent y de derivados del petróleo. El precio del gasoil que compra el agro y empresas industriales venía aumentando en los últimos tres meses, pero en septiembre se incrementó casi un 10 por ciento.

Con un dato sobresaliente: después de mucho tiempo, el precio del gasoil mayorista superó en muchas regiones al del gasoil que consumen los automovilistas particulares en las estaciones de servicio. Después de las subas consecutivas de marzo, abril y mayo, el precio del gasoil en el mercado minorista llegó a ser hasta un 18% más caro que el mayorista. Esa diferencia se fue puliendo en los últimos meses. Y se dio vuelta definitivamente a partir del 1º de octubre, cuando las petroleras informaron sus nuevos precios de venta para sus clientes industriales.

Nueva dinámica

El quiebre está a la vista: como no pueden aumentar sus precios en el retail porque la negativa de YPF —la petrolera controlada por el gobierno, que lidera el mercado con una participación superior al 55%— funciona, en la práctica, como un dique de contención, el resto de las refinadoras —Axion Energy, Raízen, Puma (Trafigura), Gulf, Dapsa y Voy, entre otras— empezaron a trasladar el margen del negocio al canal mayorista.

¿Cuál fue la consecuencia de ese quiebre en la dinámica de precios dentro del mercado de combustibles?

Varias refinadoras empezaron a cuotificar la asignación de combustibles para su red de estaciones de servicio. Eso significa que las estaciones de bandera que no son propiedad de las petroleras (pertenecen a terceros) no podrán solicitar un cupo superior de gasoil que el que vendieron el mes pasado. Con esta medida, las refinadoras buscan evitar dos cuestiones: primero, que los estacioneros sobre-almacenen combustible a la espera de que el precio del gasoil siga subiendo. Y, segundo, que revendan gasoil a clientes en el mercado del agro y también a industrias.

¿Mangueras cruzadas?

En la medida que sea más negocio comercializar gasoil en el segmento mayorista, que representa entre un 20% y un 30% de las ventas totales de las refinadoras, es probable que se empiecen a ver mangueras cruzadas en las estaciones de servicio.

No es que vaya a faltar gasoil en el corto plazo. Pero el mercado siempre trata de encontrar los mecanismos para direccionar producto hacia los segmentos que defiendan margen. Si vender gasoil a precio congelado en las estaciones no es negocio, las petroleras y estacioneros van a competir para quedarse con los clientes en el mercado mayorista”, analizó el gerente comercial de una petrolera.

Nadie espera que haya algún cambio en la política de precios de YPF hasta después de los comicios. La discusión de fondo quedará, entonces, para el último bimestre del año.   

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El Ministerio de Seguridad de Buenos Aires firmó un acuerdo con YPF para monitorear y abastecer de combustible a los vehículos de la policía

El Ministerio de Seguridad de la provincia de Buenos Aires y la petrolera controlada por el Estado, YPF, firmaron un acuerdo que permitirá a la flota de 12.000 vehículos de las fuerzas de seguridad de la provincia abastecerse de combustibles y lubricantes en la red de Boxes de las estaciones de servicio. Por su parte, la cartera a cargo de Sergio Berni optimizará el control de las unidades móviles a partir de la utilización de YPF Ruta, la plataforma de la compañía que brinda servicios inteligentes de planificación de viaje, monitoreo de consumo de combustibles y revisión de performance de motores y conductores.

“Este acuerdo le otorga previsibilidad al suministro de combustibles a la flota de la policía de la provincia de Buenos Aires y les permitirá realizar su tarea en forma más eficiente. Ponemos a disposición de la seguridad de la provincia las más de 520 estaciones de servicio que operamos en Buenos Aires”, afirmó Pablo González, presidente de YPF.

Por su parte, el gobernador Axel Kicillof destacó: “nosotros ponemos, YPF pone y los vecinos y vecinas van a disponer de una herramienta que tiene que ver con la eficacia, la eficiencia, el control, y la transparencia de los gastos del estado provincial”.

Por último, el ministro de Seguridad de la provincia, Sergio Berni señaló que “a partir de ahora la nafta dejó de ser un problema en las operaciones policiales, gracias al avance y el trabajo conjunto en la unificación de tecnología de nuestros especialistas con YPF”.

La firma del Convenio se realizó en el Centro de Operaciones y Monitoreo del Municipio de Almirante Brown con la presencia del gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof; el ministro de Seguridad provincial, Sergio Berni; el intendente de Almirante Brown, Mariano Cascallares; y el presidente de YPF, Pablo González, entre otros funcionarios y funcionarias provinciales y municipales.

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Papelón sin precedentes: a último minuto el gobierno canceló contratos ya adjudicados que reducían el costo del combustible para centrales eléctricas y ahorraban millones para el Estado

No hay antecedentes de algo así. Cuatro horas antes de que entren en vigencia, sobre las ocho de la noche de ayer, la Secretaría de Energía anuló de manera intempestiva los contratos de transporte de combustibles para centrales eléctricas que se habían firmado hace apenas unos días. Con un agravante: esos contratos, que debían empezar a regir desde hoy 1º de octubre, iban a reportarle al Estado un ahorro millonario en los costos de generación de energía, a raíz de la baja del valor del flete fluvial y marítimo de gasoil que consumen las usinas.

La decisión afecta a dos empresas: Antares y Horamar, que habían sido los grandes ganadores de la compulsa ahora desafectada, con tres líneas de servicio cada una. Y favorece en especial a Maruba, la empresa históricamente asociada al SOMU, el gremio que condujo durante años Omar ‘Caballo’ Suárez, que en la compulsa había perdido dos líneas de servicio, y también a las empresas armadoras Bahía Grande, vinculada al empresario cordobés Horacio Miró, y National Shipping.

EconoJournal consignó esta semana que existía una fuente disputa entre esas empresas navieras, acentuada además por una denuncia contra Antares por la presunta presentación fuera de plazo de documentación respaldatoria de los buques ofertados. Sin embargo, más allá de ese trasfondo espeso, nada hacía suponer una resolución tan inesperada.

Pérdida de credibilidad

La anulación del concurso no hace más que detonar la autoridad de los actores involucrados en el proceso en representación del Estado. Hace apenas 48 horas un colaborador directo de Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica y principal referente de La Cámpora en la materia, destacó a este medio que los nuevos contratos de servicios de logística de combustibles para el parque termoeléctrico iban a significar una reducción de los subsidios que paga el Tesoro por US$ 54,35 millones en el período 2021-2024. “Conforme el resultado de la convocatoria se estima una reducción de 10,79% (US$ 13,49 millones por año) en el costo total de contratación respecto de la tarifa actual”, detalló el martes de esta semana.  

La nota que envío Martínez ayer a la noche a Cammesa anulando la licitación de buques alijadores que ya estaba aprobada por Directorio.

La licitación para contratar buques tanque para la flota de alijadores que maneja Cammesa ya había sido aprobaba por el Directorio de la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). En ese espacio tienen representación tanto Basualdo como el secretario de Energía, Darío Martínez. Sin embargo, ayer a última hora el funcionario neuquino envió una nota a Cammesa en la que ordena que la licitación en cuestión quede sin efecto.

Utilizó la siguiente contorsión argumental: “Si bien en la compulsa referenciada se continúa por el sendero de baja de costos de fletes navales, es para esta Secretaría necesario profundizar en acciones y procesos que redunden en una disminución en general de los costos operativos de Cammesa, y del costo fiscal asociado, valorando y protegiendo siempre el esfuerzo de los trabajadores. En tal sentido, corresponde instruir a Cammesa a que procure un nuevo proceso competitivo a fin de obtener mejores condiciones económicas para la prestación del servicio de transporte marítimo y fluvial de gasoil y fueloil para el abastecimiento de centrales térmicas del MEM. Por ello, se instruye a Cammesa a dejar sin efecto la convocatoria de la referencia”.

Irregular

Por una cuestión procedimental, la nota está firmada por Darío Martínez, pero en los hechos la decisión se tomó fuera de la Secretaría de Energía y explota en la estructura de poder que responde a Basualdo. ¿Por qué? Porque después de que La Cámpora desplazara a Ariel Kogan, mano derecha de Martínez, de la vicepresidencia de Cammesa, en junio de este año, el subsecretario de Energía Eléctrico tomó el control total de la compañía encargada del despacho eléctrico. Darío Martínez firmó la resolución que la cancela, pero en términos operativos esta licitación la gestionó Sebastián Bonetto, gerente general de Cammesa y hombre de confianza de Basualdo, que hoy queda en el centro de escena.

Hasta el martes Basualdo defendía la transparencia del proceso licitatorio. Pero ayer recibió una instrucción vertical desde un escalafón superior en el armado cristinista para que cancele la licitación, arrastrando también a Martínez, que accedió a firmar la nota porque por una cuestión administrativa estaba entre sus competencias, según pudo reconstruir este medio a partir del testimonio de fuentes privadas y estatales.

La desprolijidad en lo formal es de sentido común: la Secretaría de Energía canceló contratos a horas de que entren en vigencia. De hecho, los barcos de Antares y Horamar ya estaban navegando hacia las terminales de carga de combustibles dispuesto por Cammesa para comenzar a operar a partir de las 7 AM de hoy. Un directivo de esas empresas admitió a EconoJournal que en el transcurso de esta mañana analizarán el tema con abogados para evaluar acciones legales contra el Estado por los daños y perjuicios ocasionados.

Inentendible

Si los tiempos de anulación son llamativos, la decisión de extender los contratos vigentes por 60 días —tal como está estipulado en la nota de Martínez a Cammesa— directamente es incomprensible. ¿Para qué extender contratos que incluyen costos logísticos más caros que los que habían surgido de la licitación?

Tendría sentido, en todo caso, si se hubiesen detectado irregularidades y fallas administrativas. Pero la nota del Secretario de Energía no hace referencia a nada de eso. Al contrario, destaca lo actuado por Cammesa. Pero, contra toda lógica, al mismo tiempo que sostiene la necesidad de “profundizar en acciones y procesos que redunden en una disminución en general de los costos operativos de Cammesa”, la nota exhorta a Bonetto a prorrogar por dos meses los contratos vigentes, que implican un perjuicio económico para el Estado.

¿De cuánto? Allegados a Basualdo cuantificaron que los nuevos contratos implicaban un ahorro para el Estado de casi US$ 13,5 millones por año. Al extender los anterior por dos meses y sobre la base de que una nueva licitación demandará, como mínimo, un mes más, la decisión de los autoridades de Energía provocará que el Tesoro pierda, en el mejor de los casos, unos US$3,5 millones de manera inentendible.

Es vergonzoso. Si la idea era buscar una reducción mayor de los costos, lo esperable hubiese sido que autoricen los nuevos contratos, que ya de por sí acarrean una mejora del 10% del precio de los fletes, y en dos meses o cuando sea lanzar una nueva licitación. Pero, en cambio, se decidió extender la opción más cara aún cuando ya habían firmado una alternativa más barata con los contratos que ya estaban adjudicados y notificados”, analizó un ex funcionario que pasó por la Secretaría de Energía.

Este medio contactó al subsecretario de Energía Eléctrica y al secretario del área, pero ambos declinaron de realizar comentarios.

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Punto por punto: el informe que elaboró la Cámara Argentina de Energías Renovables para acelerar la mitigación del cambio climático

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) y KPMG Argentina presentaron hoyel informe “Energía Renovables en Argentina. Desafíos y oportunidades en el contexto de la transición energética global”. El documento que cuenta con el apoyo institucional de la Embajada Británica en Buenos Aires señala que“en medio de la crisis pandémica del Covid-19, Argentina se enfrenta al desafío de avanzar aceleradamente en la transición energética impulsada por el cambio climático a nivel global. De esta manera, el país necesita llevar a cabo una transformación de su sector energético que posibilite articular crecimiento económico, inclusión social y cuidado medioambiental, de acuerdo con los objetivos de desarrollo sostenible de la Agenda 2030”.

El estudio de más de 120 páginas desarrolla las siguientes temáticas:

La transición energética: aborda el proceso de descarbonización de la economía mundial impulsado por el cambio climático, la concertación internacional lograda en el Acuerdo de París en 2015 y el aumento del compromiso de reducción de emisiones de Argentina en su segunda contribución nacional. Asimismo, la necesidad de un plan nacional de largo plazo que brinde una hoja de ruta para la transición energética del país en cumplimiento con los objetivos nacionales y los compromisos asumidos ante la comunidad internacional. En este sentido, resalta la gran expectativa mundial por la Conferencia de las Partes (COP26) a realizarse en Glasgow a fin de año, donde Argentina deberá presentar su estrategia de desarrollo a largo plazo con bajas emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).Competitividad de las Energías Renovables: describe la mejora de costos alcanzada por las tecnologíasrenovables que las convirtieron en una alternativa competitiva para la descarbonización de la matriz energética nacional. Se desarrolla el problema de la internalización de los costos externos de las tecnologías fósiles por emisiones GEI y la consideración de las externalidades positivas de las bioenergías, en particular, aquéllas relacionadas con los beneficios brindados mediante la gestión de residuos que posibilitan un modelo de economía circular.Revisión de casos Latinoamericanos: realiza una reseña de los modelos de desarrollo del sector de energías renovables en Brasil y Chile como puntos de referencia válidos para el país. Se analizan los aspectos regulatorios, fiscales y contextuales, así como los avances registrados en la integración de energías renovables a sus matrices energéticas nacionales. Además, se evalúa el impacto en términos de atracción de inversiones, desarrollo de la industria local y generación de empleo.Estado de las Energías Renovables en Argentina: se centra en los regímenes de fomento de las energías renovables y de la generación distribuida en el país. Se analizan los objetivos de consumo eléctrico de fuentes renovables de la Ley 27.191, la diversificación de la matriz eléctrica nacional, los incentivos fiscales y la estructuración de garantías para la inversión, tanto en el marco del programa de subastas públicas (RENOVAR) como en el mercado a término de energías renovables (MATER). Por su parte, se aborda el sistema nacional de generación distribuida de la Ley 27.424 y la adhesión de las provincias, así como los incentivos fiscales, el mecanismo de financiamiento y el fomento a la industria nacional. Finalmente, se presenta el proyecto para la promoción de biomasa y el proyecto para la promoción de energías renovables en zonas rurales que completan el panorama normativo del sector de energías renovables en el país.Desafíos: plantea los obstáculos y desafíos que enfrenta el sector nacional en términos de precios relativos de la economía, acceso al financiamiento y restricción de la capacidad de transporte del sistema argentino de interconexión.Oportunidades y riesgos: describe el potencial que ofrece la explotación de los recursos renovables para el país: atracción de inversiones, desarrollo de la industria nacional, creación de empleo de calidad, sustitución de importaciones de hidrocarburos, y ahorro de subsidios a la electricidad. Asimismo, se analizan los riesgos de una transición energética desordenada en términos de inversiones hundidas que no puedan ser amortizadas y barreras paraarancelarias a las exportaciones del país.

La perspectiva de los líderes

Para la Embajadora Británica en la Argentina, Kirsty Hayes, “la transición mundial hacia la energía limpia debe avanzar al menos cuatro veces más rápido que en la actualidad para alcanzar los objetivos de cero emisiones netas. Sólo trabajando juntos a nivel internacional podremos acelerar la transición hacia una economía de cero emisiones netas al ritmo necesario. Con una colaboración centrada en los gobiernos, las empresas y la sociedad civil, podemos lograr un progreso real en los sectores que más emiten: la energía, el transporte por carretera y el uso del suelo”.

Sobre la región, la diplomática sostuvo que “este cambio representa una enorme oportunidad económica para América Latina y el Caribe. La adopción de patrones de producción y consumo más verdes podría generar 15 millones de empleos netos en la región para 2030.  Además, la ampliación de la capacidad energética para satisfacer el aumento de la demanda es mucho más barata en una matriz energética totalmente renovable que en una basada en gran medida en los combustibles fósiles, lo que podría suponer un ahorro de 283.000 millones de dólares para 2050”.

Por su parte Juan Manuel Alfonsín, Director Ejecutivo de CADER, expresó quelas empresas y los consumidores demandan fervientemente energía de fuentes renovables. Ello está alimentando un círculo virtuoso de innovación, desarrollo y, muy especialmente, de creación de empleo. Latinoamérica no es la excepción, y si bien países como Brasil y Chile han tomado la vanguardia, Argentina tiene un potencial inmejorable para convertirse en una potencia de energía renovable.Como Cámara, queremos colaborar con el país para hacer realidad tanto el objetivo que hemos asumido con nuestra ley como los compromisos que hemos asumido ante el Acuerdo de París. Hemos seleccionado a KPMG, una de las consultoras más prestigiosas a nivel global, para estudiar, analizar y proponer un marco que contribuya tanto para guiar a la Argentina en este desafío como para poder maximizar las oportunidades de creación de empleo”.

Juan Manuel Alfonsín, director Ejecutivo de CADER

Fernando Faría, Socio Líder de Infraestructura para Latinoamérica y Vice Global de KPMG IMPACT, opinó sobre el impacto de la tecnología en el sector: “En los últimos años se han registrado grandes avances en energías renovables que han resultado en mayores factores de capacidad y una marcada tendencia a la baja en los costos. Las mejoras tecnológicas han sido clave en este proceso y una gran variedad de diseños ya han logrado ser competitivos o están cerca de serlo.

Asimismo, el ejecutivo apuntó que “el proceso de transformación que se está registrando en el panorama global se está haciendo sentir en los distintos países y regiones del mundo más allá de sus características propias como la disponibilidad de recursos energéticos, la orientación al comercio exterior y las políticas nacionales. Latinoamérica es una región con gran potencial en energías renovables, principalmente debido a la dotación de recursos que le brinda grandes oportunidades para ser la primera región neutral de carbono y convertirse en exportador líder de energías limpias. Varios países de la región están avanzando en esta dirección”. Y agregó que “el informe intenta ser un espacio para la reflexión sobre los desafíos y las oportunidades que tiene Argentina en el desarrollo de las energías renovables en el actual contexto global de transformación hacia una economía sostenible”.

Diego Calvetti, Socio líder de Energía y Recursos Naturales de KPMG Argentina, coincidió con el aporte que hace el documento al futuro de la actividad.“En estos últimos años, Argentina ha demostrado su capacidad para el desarrollo de las energías renovables a partir de una industria local que se fue adaptando a las necesidades legales y de mercado. Todavía queda mucho por hacer, pero el país ha logrado establecer las bases indispensables para cumplir con el objetivo de ir aumentando la oferta de esta fuente de energía en la matriz energética nacional”, agregó.

Por último, Ramiro Isaac, Director de Finanzas Corporativas de KPMG Argentina, remarcó la necesidad de reestablecer los equilibrios macroeconómicos que permitan aprovechar las múltiples fuentes de financiamiento mundial dirigidas a proyectos renovables. “En la medida que Argentina sea capaz de ofrecer seguridad jurídica y reglas estables para la inversión, el país podrá aprovechar el creciente flujo de inversiones disponible en el mundo para el sector de energías renovables en el marco de la tendencia global hacia las finanzas sostenibles, señaló.

Diego Calvetti, Socio líder de Energía y Recursos Naturales de KPMG Argentina

Principales conclusiones

Transición energética global. La aceleración de la transición energética observada en los países centrales está ejerciendo creciente presión sobre los países en desarrollo, entre los que se encuentra Argentina, cuyas emisiones de GEI per capita (8,4 tCO2e) son 15% más altas que el promedio de los países del G20 (7,3 tCO2e).Cuota de consumo renovable. El horizonte de los objetivos de la Ley 27.191 debería ser extendido a una cuota del 30% a 2030 a fin de asegurar un sendero de transición en cumplimiento con el Acuerdo de París. Esto sería especialmente relevante para dar señales de largo plazo para la toma de decisiones de inversión en el sector.Costos. Las energías renovables mejoraron su competitividad de forma acelerada en los últimos 10 años gracias a la notable reducción de sus costos de inversión. Si se consideran los costos de inversión necesarios para neutralizar el impacto climático de las tecnologías, las energías renovables pueden alcanzar costos nivelados de electricidad relativos más bajos. Aunque las estimaciones son inciertas, los costos de los daños provocados por las emisiones de GEI en la infraestructura económica y social podrían exceder los USD 100/tCO2 a 2050.Industria nacional. El país tiene una base de capacidad industrial instalada que le otorga el potencial necesario para desarrollar segmentos de fabricación de partes, ensamblado y prestación de servicios para las distintas tecnologías renovables durante todo su ciclo de vida, incluyendo los servicios de operación y mantenimiento. La participación de insumos producidos por la industria nacional sumado a la mano de obra local en proyectos solares fotovoltaicos de baja y mediana escala puede significar cerca del 65% de la estructura de costos. En proyectos bioenergéticos, los proveedores de origen nacional pueden significar hasta el 80% de la estructura de costos totales.Empleo de calidad. En Argentina, se crearon alrededor de 17.500 puestos de trabajo directos en energías renovables en el país a partir de la implementación del régimen de fomento de la Ley 27.191. Asimismo, la generación distribuida establecida por la Ley 27.424 tiene un alto potencial de empleo asociado a proyectos de pequeña y mediana escala en todas las provincias.Autoabastecimiento. La incorporación de energías renovables a la matriz eléctrica contribuye a asegurar el autoabastecimiento energético ante escenarios de baja producción local de gas natural, o bien la maximización de exportaciones energéticas en caso de que el desarrollo del gas natural se acelere en el país. En el pico de demanda invernal de julio de 2020, se registró un 38% menos de disponibilidad de gas natural para generación térmica que en el mismo mes del año anterior.Balanza comercial. Las energías renovables representan una oportunidad para mejorar la balanza energética del país a mediano plazo. Incluso, considerando la salida de divisas inicial por la importación de equipamiento para la instalación de capacidad renovable en país, existe una sobrecompensación de ingresos de divisas a mediano plazo por ahorro de importaciones o aumento de exportaciones de hidrocarburos. Estimaciones indican que el punto de recupero de divisas puede encontrarse entre 4 y 7 años desde la inversión en proyectos con una vida útil mínima de 20 años.Biometano. El aprovechamiento del potencial del biometano como sustituto de los combustibles fósiles importados requiere de un marco regulatorio apropiado.  Argentina debe fomentar la producción de biometano como sustituto perfecto del gas natural de origen fósil vía gasoductos o Bio-GNL y como reemplazo del gas oil en el transporte público en la forma de Bio-GNC.Generación distribuida. El desarrollo de la generación distribuida es incipiente en el país y necesita acelerarse para cumplir el objetivo de 1 GW a 2030.  La autogeneración en hogares y empresas es un vector clave para la incorporación de fuentes renovables a la matriz energética nacional. Es fundamental que el sistema eléctrico tienda hacia condiciones de paridad de red, así como también activar mecanismos de financiamiento (e.g. FODIS) que incentiven la adopción del sistema. Actualmente, existen poco más de 500 instalaciones conectadas a la red por 5 MW.Restricción de transporte. Las limitaciones de la red de transporte son el principal desafío a corto plazo para aumentar la participación de las energías renovables en el sistema. La infraestructura de transporte actual sólo permite llegar hasta algo más de 12% de la demanda con fuentes renovables, muy por debajo del objetivo de consumo del 20% establecido por la Ley 27.191 para 2025.Equilibrios macroeconómicos: Argentina necesita que las tarifas eléctricas estén basadas en un esquema eficiente de subsidios segmentados que respeten la equidad y eviten errores de inclusión o exclusión de manera que existan los incentivos necesarios para el consumo racional de la energía eléctrica, mejorando la competitividad sistémica de la economía nacional. A fines de 2020, la cobertura de costos medios del sistema eléctrico ya se ubicaba en el orden del 50% (CAMMESA, 2020), implicando una asignación presupuestaria superior a USD 4.500 millones en 2020, un 59% superior al año anterior.Financiamiento. El acceso al financiamiento es una barrera principal al crecimiento de las energías renovables de gran escala y del sistema de generación distribuida. Argentina sólo ha recibido el 5% del volumen de inversiones realizadas en Latinoamérica entre 2008 y 2019. Teniendo en cuenta su peso relativo en la región, en términos de producto bruto y población, los niveles de inversión deberían ser significativamente mayores. Argentina debe restablecer sus equilibrios macroeconómicos para que los proyectos renovables puedan acceder a las fuentes de fondos actualmente disponibles en el mundo para financiar activos renovables, tales como préstamos climáticos y bonos verdes.Banca de desarrollo nacional. La relación créditos al sector privado sobre el PBI se ubica en 12,6%, siendo muy inferior al promedio de los países latinoamericanos que alcanza niveles en torno al 50% sobre el PBI. El BICE puede ser un instrumento de segundo piso determinante para mejorar la inclusión financiera y la asignación de recursos a proyectos sustentables en el país. Asimismo, la banca pública a través el Banco Nación y los bancos provinciales tienen un rol importante en la oferta de instrumentos accesibles a las Pymes.Integración eléctrica regional. Se necesita establecer acuerdos bilaterales o regionales para avanzar en una integración con los sistemas eléctricos de los países limítrofes, especialmente Brasil, para apalancar la complementariedad de los recursos renovables de la región a través de la diversificación geográfica y la agregación de husos horarios.Plan estratégico de transición energética a 2030. El país necesita un plan federal de largo plazo que indique la hoja de ruta para la transición energética hacia una matriz renovable y limpia, integrando el plan de inversiones requeridas para la expansión de la red de transporte. El proceso de planificación integral de largo plazo debe articular los esfuerzos del sector público y el sector privado en un ámbito federal, asegurando que el plan se traduce en la acción necesaria para alcanzar los objetivos de la matriz energética nacional y cumplir con los compromisos internacionales asumidos por el país.

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El gas natural toca nuevos máximos y Europa no reacciona ante la crisis

El precio del gas en Europa vuelve a subir fuerte en la jornada del jueves y marca un nuevo récord. En el Dutch TTF se registraron contratos a futuro por € 94/MWh, un nuevo precio histórico, equivalente a más de US$ 31 por millón de BTU. El precio refleja la competencia feroz con Asia por los cargamentos de GNL. En Bruselas insisten en que la respuesta a los altos precios de la energía en Europa es adoptar más energías renovables, pero la crisis preocupa cada vez más a los gobiernos nacionales, que solicitan a la Comisión Europea tomar medidas al menos para reducir el impacto de la escalada de precios en los hogares europeos.

“La solución, a largo plazo, es el despliegue acelerado de energías renovables y la mejora de la eficiencia energética”, dijo ayer el jefe de integración de sistemas de energía y energías renovables de la Comisión Europea, Lukasz Kolinski. “Debemos seguir invirtiendo en energía eólica y solar para tener más días en los que las energías renovables marquen el precio. La situación actual subraya que tenemos que limitar nuestra dependencia de los combustibles fósiles extranjeros lo antes posible”, marcó en un evento organizado por Eurelectric.

El comentario sigue la línea marcada días atrás por el vicepresidente primero de la Comisión Europea, Frans Timermans. «En lugar de estar paralizados o ralentizar las cosas debido al aumento de precios en el sector energético, deberíamos acelerar las cosas en la transición a la energía renovable para que la energía renovable asequible esté disponible para todos», dijo el funcionario, también responsable de llevar adelante la agenda europea de la transición energética.

Los altos precios de la energía serán tema de discusión en una reunión de líderes de los 27 países de la Unión Europea pautada para el 20 y 21 de octubre. La Comisión Europea anunció que presentará una “caja de herramientas”con las medidas que los Estados miembros disponen a corto plazo para hacer frente a la suba de los precios de la luz.

Crisis de abastecimiento y giro al carbón

Pero el problema para Europa no es solo de precios sino de abastecimiento. Algunos países buscan incrementar la generación a carbón para evitar los altos precios del gas y la incertidumbre sobre su abastecimiento de cara al invierno en el hemisferio norte. Las existencias de gas en almacenamiento en Europa están en el 73,9% de la capacidad total, frente a un 94,8% en el mismo período del año pasado, según datos de AGSI+.

La posibilidad de importar más gas desde Rusia parece limitada al menos hasta diciembre. El gobierno ruso dijo que la prioridad es inyectar gas en sus almacenes, una operación que completaría en noviembre y que limita sus exportaciones a Europa. El ingreso en operación del gasoducto Nord Stream 2 podría acelerar la provisión de gas, pero falta una licencia de las autoridades reguladoras de Alemania, que estimaron que podría estar lista para diciembre. Son elementos que suman incertidumbre a la importación de gas y que están conduciendo a muchos países a girar más hacia el carbón.

No obstante, la producción de la materia prima en Europa no alcanza a cubrir la demanda y las compañías generadoras están intentando importar más carbón desde Rusia, según informa Bloomberg. No le será fácil: China también busca importar más carbón ante los problemas en la producción doméstica del insumo.

Problemas en España e Irlanda

En España, un conflicto político en el Magreb podría complicar el panorama del abastecimiento. Argelia y Marruecos rompieron relaciones diplomáticas en agosto, una situación que preocupa a España desde entonces debido al gasoducto que transporta gas desde Argelia y que pasa por territorio marroquí. Los ministros de Exteriores de España y Argelia se reúnen este jueves en una cumbre para renovar y blindar los contratos de provisión, que vencen el próximo 31 de octubre. El gasoducto de Magreb-Europa tiene una capacidad de transporte de más de 9000 millones de metros cúbicos de gas por año. El gasoducto es la principal alternativa de abastecimiento para España y Portugal ante la caída en las importaciones de GNL.

En Irlanda el gobierno “no puede estar completamente seguro” de que no habrán cortes de luz en el invierno. Así lo afirmó el ministro de Ambiente, Eamon Ryan. «Va a ser difícil en los próximos tres o cuatro años, es una situación bastante difícil porque necesitaremos una nueva planta de generación más flexible que pueda adaptarse al viento de manera más efectiva”, dijo Ryan, en relación a la necesidad de combustibles fósiles para complementar la producción de energía eólica. EirGrid, la empresa estatal que opera la red eléctrica nacional de alta tensión, dice que este invierno será “desafiante” y que habrá advertencias periódicas de un déficit en el suministro de energía.

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La crisis energética global revaloriza el Plan Gas, pero paradójicamente el gobierno despide a sus tres principales impulsores

La crisis energética que tiene como epicentro a Europa llevó el precio del gas ayer a 29 dólares por MMBTU en el Dutch TTF, punto de comercio virtual en Países Bajos y referencia para el resto del continente. El impacto también se siente en Estados Unidos y Asia y repercutirá en Argentina cuando deba cerrar la compra de los cargamentos de GNL para el próximo invierno. En este contexto, los 67,850 MMm3/día que logró contractualizar el gobierno a 3,55 dólares por un período de tres años con el Plan Gas.Ar aparecen como una tabla de salvación que permitirá minimizar el golpe.

La realidad dejó en evidencia que haber contractualizado la compra de gas para el hogares, industrias y centrales de generación eléctrica a principios de 2021, cuando los precios internacionales de la energía todavía estaban en un ciclo de baja por efecto de la pandemia, resultó ser un acierto. La decisión se tradujo en un ahorro millonario para el Estado. Lo paradójico, sin embargo, es que los tres funcionarios que impulsaron el programa de estímulo a la producción de gas fueron despedidos del gobierno por presión del ala cristinista que en todo momento cuestionó, y sigue cuestionando, la dolarización del precio del gas. 

El Plan Gas.Ar fue diseñado el año pasado por el entonces subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, junto Esteban Kiper, en ese momento gerente general de CAMMESA, y Nicolás García, director de Combustibles de la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista. Los tres contaron con el respaldo político del ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, lo que les permitió resistir los embates del Instituto Patria encabezados por el interventor del Enargas, Federico Bernal.

El fuego amigo

El viernes 21 de agosto de 2020, día que Carbajales tenía agendada una presentación del Plan Gas ante empresarios del sector petrolero, el diario El Cronista publicó una entrevista a Bernal donde el interventor cuestionó públicamente la decisión de ofrecer una garantía de precio a las petroleras por medio de un subsidio del Tesoro (en rigor, se buscó un mecanismo para reducir el riesgo de cobro generado por la volatilidad de la macroeconomía argentina). “En 2018 las mismas petroleras reconocieron que para el no convencional ya no se necesitaban más subsidios a la producción, porque ya se había hecho la curva de aprendizaje. (…) Hay que pensar si debemos subsidiar a la oferta o a la demanda. ¿Por qué no les aseguramos a las empresas una demanda para hacerles atractivas las inversiones? Hay que estimular por ese lado”, aseguró.

– ¿No comparte subsidiar la producción de gas? –le preguntaron.

– Hay que impulsar la inversión, por ejemplo, con beneficios impositivos. Y hay que hacerlo fundamentalmente asegurándoles a las productoras una demanda en expansión y diversificada, con contratos a largo plazo y asegurados por el Estado Nacional. Por eso el énfasis con las obras de infraestructura. Vengo trabajando con las distribuidoras y transportistas una serie de proyectos neurálgicos (aún no concretados ni tampoco anunciados públicamente, de hecho, un año después de estas declaraciones no se conocen los detalles de esos proyectos).

Las críticas públicas de Bernal a un programa que se estaba presentando ese mismo día pasaron rápidamente a segundo plano cuando el presidente Alberto Fernández decidió desplazar al fantasmal secretario de Energía, Sergio Lanziani, en el mismo momento en que Carbajales mantenía la reunión con los empresarios petroleros. Además, le quitó a Kulfas el área energética, la cual pasó a depender del Ministerio de Economía. Aquellos cambios retrasaron el lanzamiento del Plan Gas.Ar.

Los despidos

Cuando Darío Martínez asumió en lugar de Lanziani, decidió seguir adelante con el plan de promoción al gas local e intentó mantener a Carbajales en la Subsecretaría de Hidrocarburos, pero el veto del Instituto Patria se lo impidió. Desde entonces, Carbajales permaneció en la Secretaría de Energía como asesor de Martínez y fue clave en el diseño definitivo del Plan Gas que se oficializó recién en diciembre y comenzó a regir en enero. En esa tarea, contó con el respaldo técnico de Sebastián González, director de Regulación de la Secretaría de Energía.

Durante este año, Martínez fue perdiendo peso en el área energética al mismo tiempo que creció la influencia de Bernal, junto con la del subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, delegado de La Cámpora y verdadero hombre fuerte de la Secretaría, sobre todo luego de que Martín Guzmán quiso echarlo y no pudo. El mayor peso del ala cristinista derivó finalmente este mes en el desplazamiento de Kiper, García e incluso Carbajales, a quien le rescindieron el contrato de asesoramiento con la Secretaría. Esta semana es la última de los tres funcionarios en sus cargos.

Lo insólito es que ahora que la crisis energética global dejó en evidencia lo importante que fue haber contractualizado gas a tres años, a un precio sustancialmente inferior al que pone contra las cuerdas a la economía mundial, los mismos que se opusieron al plan y son los responsables del despido de Carbajales, Kiper y García, en las últimas horas salieron por lo bajo a hacerle publicidad al programa queriendo mostrar una supuesta previsibilidad por parte del gobierno, como si los empresarios y los periodistas no conocieran como fue la historia. De hecho, EconoJournal publicó la semana pasada dos artículos donde fuentes cercanas al kirchnerismo anticiparon sus críticas al proyecto de Ley de Hidrocarburos y la dolarización del precio del gas se mantiene como uno de los principales cuestionamientos, pese a que el costo de oportunidad evidencia la conveniencia de pagarle más a la producción local para no tener que convalidar mayores precios al importar más combustible. 

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Puma Energy celebra su quinto aniversario y supera las 400 estaciones de servicio en Argentina

En septiembre Puma Energy cumple cinco años desde la inauguración de su primera estación de servicio en el país. Desde su apertura en la provincia de Entre Ríos, la marca ya logró extender su presencia en la Argentina con más de 400 estaciones de servicio y sigue creciendo, tanto en su aspecto comercial como en sus proyectos de innovación y desarrollo. Los objetivos planteados fueron alcanzados en tiempo récord gracias al trabajo estratégico y el esfuerzo comercial de la compañía.  

En lo que respecta al desarrollo comercial, además del número de abanderamientos ya mencionado, Puma Energy cuenta con 100 instalaciones mayoristas, totalizando 500 puntos de venta de sus combustibles y lubricantes. Puma Energy ha logrado una alianza fundamental con sus clientes a través de distintas iniciativas de gestión. Ejemplo de ello son la plataforma Puma Energy Team, junto al Programa Compromiso, que apuntan a la mejora constante del negocio buscando la eficiencia de la estación de servicio para el cumplimiento de los estándares y políticas de la compañía. La empresa profundizó su contacto con el consumidor final gracias al desarrollo de las promociones, alianzas y acciones de Marketing.  

A su vez, mantuvo su rol estratégico con el sector agropecuario y consolidó la alianza realizada en 2019 con la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA). Actualmente, Puma Energy permite una distribución capilar a las 34 cooperativas asociadas a través de sus 55 agro servicios en los principales puntos productivos. 

En lo que respecta al desarrollo de nuevos proyectos, en la terminal ubicada en la localidad de Campana la empresa realizó obras de ampliación de rack de cargas y descargas con el fin de mejorar la circulación y eficiencia en los vehículos de distribución, a la vez que amplió su muelle habilitando la operación de buques de mayor eslora. Asimismo, en la Refinería en Bahía Blanca se han desarrollado importantes inversiones en mantenimiento y logística las cuales hicieron que la operación produzca a su nivel máximo histórico. Como resultado, se lograron alcanzar mejores precios en el surtidor y una mayor participación de mercado. Este activo también está realizando nuevos proyectos para continuar mejorando su desempeño industrial. 

                “Creo que una de las razones que explica nuestro crecimiento es el hecho de que en estos cinco años supimos escuchar a nuestros clientes, saber lo que necesitan y actuar rápido para ayudarlos a alcanzar sus objetivos”, sostuvo Marcelo Vivian, Gerente Comercial de Puma Energy. 

Puma Energy reconoce que este crecimiento fue gracias a la fidelidad de sus clientes. La empresa continúa con su expansión en el país, profundizando su vínculo con los clientes y desarrollando más servicios y productos. Con el compromiso de su equipo de trabajo, siempre pensando en la eficiencia, el mejoramiento de los estándares y las necesidades de clientes, Puma Energy se afianza en el sector y se proyecta hacia el futuro con permanente innovación. 

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IEASA licitó la importación de cuatro cargamentos de LNG para revenderlos hacia el sur de Brasil

La empresa estatal Integración Energética Argentina (IEASA, la ex Enarsa) lanzó ayer un tender para adquirir cuatro buques de Gas Natural Licuado (LNG, por su sigla en inglés), que llegarán a la terminal regasificadora de Escobar durante el último trimestre del año. Lo novedoso es que el gas será redireccionado hacia la Central Térmica Uruguaiana ubicada en Brasil, muy cerca de la frontera argentina.

Si bien la Central recientemente adquirida por Ambar Energía —que tiene una capacidad instalada de 640 megavatios (MW)— se posiciona geográficamente en Río Grande Do Sul, una zona comúnmente afectada por bajos niveles de hidraulicidad durante los meses cálidos, la peor sequía desde 1944 que atraviesa el país que preside Jair Bolsonaro, tiene a Brasil al borde del colapso energético.

En rigor, la disposición de las autoridades del sector energético brasileño de adquirir gas de Argentina, responde a un plan de contingencia que tiene por objetivo conseguir la mayor cantidad de energía para sortear la compleja crisis hidroeléctrica.

La terminal regasificadora de Escobar es operada por YPF en forma conjunta con IEASA.

La decisión de IEASA de importar LNG se concreta en un contexto de excepción: el precio del gas se encuentra en sus máximos históricos. El LNG cerró ayer en 29 dólares en el mercado TTF de referencia en Europa. A priori, parecía complicado que la importación de LNG a estos precios pueda transformarse en un negocio rentable para IEASA. Sin embargo, la empresa pública revenderá ese gas cobrando un fee (un recargo) hacia la central Uruguaiana de Río Grande Du Sul. Es la primera vez que la Argentina concreta una operación de este tipo.

En Argentina, la importación de GNL en lo que va del año ya superó la cifra del 2020 que concluyó con la compra de 33 barcos metaneros. Este año cerrará con la adquisición de más de 50 cargos. De la licitación presentada ayer se desprende que el primer cargamento que adquirió la compañía estatal para exportar gas a Brasil arribará a la terminal de Escobar entre el 12 y el 17 de octubre; el segundo entre el 30 de octubre y el 3 de noviembre, el tercero entre el 25 y el 30 de noviembre y el último entre el 15 y el 20 de diciembre.

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YPF empezó a perforar un pozo horizontal en un yacimiento no convencional de petróleo de Santa Cruz

YPF, la petrolera controlada por el Estado, comenzó a perforar un pozo no convencional de tight oil en Santa Cruz. Se trata del primer pozo horizontal que la compañía coloca en la provincia patagónica. Está ubicado en el área Cañadón León-Meseta Espinosa, en el norte santacruceño dentro de la cuenca del Golfo San Jorge. Concretamente, el pozo aterrizará en la formación D-129 a una profundidad de 2400 metros y luego se completará con una rama lateral de 1000 metros con alrededor de 15 etapas de fractura, según anticiparon a EconoJournal fuentes al tanto del proyecto.

YPF perforó en el pasado al menos dos pozos no convencionales en la cuenca del Golfo San Jorge en los yacimientos cerca de Las Heras y Los Perales, pero la perforación del pozo CL-2495h (tal la denominación interna de YPF) no está vinculado a ese proyecto. El pozo está siendo perforado por el equipo SAI-601 de la empresa San Antonio Internacional.

Visita

Gustavo Astie, vicepresidente de Upstream de YPF, llegó hoy a Santa Cruz para visitar la perforación del pozo, que recién se pondrá en producción en unos 40 días. YPF, el mayor jugador del mercado petrolero en la Argentina, tiene previsto, a su vez, perforar un segundo pozo horizontal en la provincia, que estará ubicado también dentro de la concesión de Cañadón León, a 1 Km de distancia en dirección sur-oeste. La perforación de ese pozo empezará una vez que termine la del que se está realizando en la actualidad.

«La expectativa, si los resultados acompañan, es confirmar la existen de un nuevo sistema petrolífero de tight oil (petróleo de arenas compactas, de menor permeabilidad y porosidad que los yacimientos convencionales) en la provincia«, explicaron las fuentes consultadas.

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Con el apoyo de Pan American Silver Argentina, Las Lobas iniciaron su preparación para el Sudamericano de básquet adaptado

Con el acompañamiento de Pan American Silver Argentina, Las Lobas, la Selección Nacional de Básquet Femenino en Silla de Ruedas, inició su preparación para representar al país en el Sudamericano, que se jugará este año en el CeNARD de Buenos Aires (Centro Nacional de Alto Rendimiento Deportivo). Con este apoyo institucional, realizado a través de la Fundación Tendiendo Puentes, Pan American Silver Argentina colabora en la promoción de la inclusión, la diversidad, el trabajo en equipo, el diálogo, el respeto y la autosuperación a partir del deporte. 

En el torneo Las Lobas enfrentarán a sus pares de Brasil, Chile, Bolivia y Colombia por una plaza para la Copa América 2022. Los próximos pasos serían el Mundial, los Parapanamericanos, y finalmente los Juegos Paralímpicos de París 2024.

“El deporte adaptado, principalmente, me dio la posibilidad de representar a mi país, que para un deportista es lo máximo a lo que uno aspira. Cuando se me presentó la oportunidad, no dudé, me moría por ponerme la camiseta y cantar el himno. Pero el deporte adaptado también me ayudó mucho a aceptarme con mi discapacidad. Nosotras somos diferentes físicamente a los demás, solo eso” expresó Mariana Redi, jugadora y referente de Las Lobas.

En cuanto a sus expectativas para el Sudamericano, el combinado nacional aspira a la medalla de oro. “Tenemos muy buenas chances, muchas ganas, y lo merecemos después de tanto esfuerzo”, señaló Silvia Linari, capitana del equipo.

El entrenador Carlos Cardarelli, orgulloso de las deportistas, destacó que «Dirigir un equipo de básquet adaptado es igual que dirigir básquet convencional con la diferencia de que necesitan un medio mecánico para poder jugar. Es un medio mecánico como el que usan los de ciclismo, los de patín. Nosotros necesitamos una silla de ruedas”. 

La selección nacional de básquet adaptado inició esta semana su preparación en la sede del Centro Nacional de Alto Rendimiento Deportivo (CeNARD) en Núñez, Buenos Aires. Se trata de entrenamientos de doble turno (mañana y tarde) con una carga horaria de aproximadamente dos horas cada cita. Las jugadoras convocadas para el Sudamericano son:

1. María Chirinos (Buenos Aires)

2. Mariana Pérez (Córdoba)

3. Liz Pare (Buenos Aires)

4. Jazmin Sallis (Buenos Aires)

5. Julieta Olmedo (Córdoba)

6. Florencia González (Corrientes)

7. Luna Diaz (Córdoba)

8. Mariana Redi (Buenos Aires)

9. Dara Muñoz (Entre Rios)

10. Silvia Linari (Sta Fe)

11. Evangelina Paiva (Buenos Aires)

12. Morena Coria (Buenos Aires)

13. Vanesa Rubiola (Buenos Aires)

14. Fernanda Pallares (Tucuman)

15. Danila Saya (Buenos Aires)

Para esta semana de concentración no estarán presentes por compromisos en Europa: María Chirinos y Mariana Pérez, quiénes se encuentran jugando en los clubes Iberconsa Amfiv y Bilbao, respectivamente.

Sobre las acciones de Pan American Silver Argentina

Como parte de su programa de Inclusión y Diversidad, Pan American Silver Argentina -además de acompañar a Las Lobas- apoya al Foro Argentino de la Mujer en el Deporte (F.A.M.U.D), la Fundación Pateando Límites y la Selección Argentina de Básquetbol de Sordos (Los Topos), entidades que expresan valores centrales para la empresa como el trabajo en equipo que potencia las fortalezas como grupo y construye vínculos de confianza y relaciones de largo plazo.

Para llevar a cabo las tareas de sostenibilidad social, Pan American Silver Argentina tiene como pilares fundamentales a la inclusión, la diversidad y la transmisión de valores como el esfuerzo, la autosuperación y el trabajo en equipo, los cuales se ponen de manifiesto en la práctica deportiva del básquet adaptado. Estas actividades deportivas son promovidas en las comunidades en las que Pan American Silver Argentina opera como espacios de socialización y oportunidad para compartir hábitos saludables y valores como el trabajo y determinación para el logro de objetivos.

De esta manera, la compañía propicia e impulsa la educación, el cuidado de la salud a través de la actividad deportiva y el desarrollo, al igual que la escucha activa y la comunicación constante entre todos los actores que componen la cadena de valor en la que Pan American Silver Argentina ocupa un lugar junto a los colaboradores, miembros de las comunidades, proveedores, instituciones y gobiernos locales.

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Una licitación de buques tanque para centrales eléctricas destapa una fuerte disputa entre empresas navieras e incomoda al gobierno

El gobierno confirmó el viernes la adjudicación los resultados de una licitación de barcos alijadores para transportar combustibles hasta una veintena de centrales termoeléctricas. El concurso fue realizado por Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), y escaló un conflicto entre empresas navieras que se ramificó también en varios despachos oficiales.

De hecho, algunas fuentes gubernamentales dejan abierta la posibilidad de que se revise la decisión de Cammesa antes del miércoles de esta semana a partir de las denuncias —por ahora extraoficiales— que realizaron algunas de las empresas que no resultaron adjudicatarias. No parece haber demasiadas chances de que eso suceda, pero el entramado del sector es espeso.

La logística marítima y fluvial de combustibles líquidos —fundamentalmente gasoil y en menor medida, fuel oil— tuvo un crecimiento exponencial entre 2005 y 2012 cuando, a raíz de la declinación de la oferta de gas, el sistema eléctrico empezó a consumir ingentes cantidades de gasoil. Hoy es un negocio menos cuantioso —se redujo la cantidad de alijadores contratados—, pero no deja de movilizar una facturación millonaria.

Cammesa, que hoy es controlada políticamente en forma indirecta por el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, informó el viernes la contratación de buques tanque o alijadores para el período 2021-2024. Es la primera vez que se concursa este tipo de servicios por un plazo de tres años. Hasta ahora, los contratos se renovaban de forma anual.

Actores

Los nuevos adjudicatarios empezarán a operar a partir del próximo viernes 1º de octubre. La empresa Horamar, que tiene como accionista al gigante griego Navios Maritime Holdings, obtuvo el servicio de tres alijadores, la chilena Antares se quedó con otros tres y Maruba aportará uno más. En total, se contrataron —por distinto plazo temporal— siete líneas de servicios de transporte de combustible.

Compañías navieras como Bahía Grande, que cuenta con el sponsoreo político del empresario Horacio Miró, uno operador tradicional del peronismo en Córdoba, la propia Maruba, que tenía tres barcos alijadores contratados y ahora pasará a operar con sólo uno, y National Shipping presentaron ofertas en la licitación, pero no fueron adjudicatarios. Maruba amenaza con presentar un recurso administrativo o avanzar con un reclamo en la Justicia si el gobierno confirma el resultado de la licitación.

La contratación buscó concentrar el mayor número de buques disponibles en el período de mayor consumo (pico estacional) y a la vez mantener a disposición los buques necesarios durante todo el año que permitían garantizar la seguridad en la operación ante eventualidades no previstas”, explicó a EconoJournal una fuente cercana a Sebastián Bonetto, gerente general de Cammesa, que responde políticamente a Basualdo. Y agregó: “conforme el resultado de la convocatoria se estima una reducción de 10,79% (US$ 13,49 millones) en el costo total de contratación respecto de la tarifa actual. A su vez, si se analiza la reducción de flota mínima proyectada para los tres años, comparado con el gasto de la flota actual, se verifica una reducción presupuestaria total de US$ 54,35 millones para el periodo 2021-2024”.

¿Fuera de plazo?

Era esperable que los ánimos en el mundo naviero se caldearan una vez que se conozcan los resultados de la licitación, tal como publicó este medio el 11 de agosto de 2021. Es un mercado chico en el que la convivencia entre vencedores y vencidos no iba a ser fácil. Sin embargo, lo que llevó el nivel de tensión a otro nivel fue una denuncia contra Antares, uno de los grandes ganadores de la licitación, que se adjudicó tres líneas de servicios pese a que la documentación respaldatoria de su oferta ingresó formalmente en los sistemas informáticos de Cammesa cuando el plazo temporal previsto por el pliego ya estaba cumplido.

Antares alegó que la información salió de sus servidores en tiempo y forma, pero que se incorporaron tarde al sistema encriptado de Cammesa por problemas informáticos que exceden a la empresa. La compañía que administra el mercado eléctrico suele ser híper estricta con el cumplimiento de los tiempos licitatorios. Grandes jugadores a nivel internacional como Shell y Chevron fueron descalificados de algunas de los concursos que se realizaron este año para comprar gasoil porque sus propuestas económicas llegaron unos minutos después del plazo previsto.

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, es el funcionario político con mayor ascendencia sobre Cammesa.

Sin embargo, en este caso Cammesa contrató a un estudio jurídico —buscó a uno de los tres grandes bufetes de la city porteña— para que realice un dictamen externo de lo ocurrido. Los abogados externos, al igual que el área de Legales interna de empresa administradora, respaldaron a la posición de Antares, por lo que la empresa chilena pudo participar y terminó siendo una de las principales ganadoras cuando, en un principio, la mayoría la daba fuera de juego.

Nuevos nombres

Frente a la pauperización de la línea técnica del área energética del Estado, Cammesa funcionó desde la salida de la Convertibilidad como una de las principales reservas de talento profesional dentro del sector energético. La línea de gerentes de la empresa es competente, aunque superestructuralmente la política ejerce poder. En esa clave, hace unos meses el cristinismo desplazó a Ariel Kogan, mano derecha del secretario Darío Martínez, de la vicepresidencia de la compañía. Y a principios de septiembre terminó de tomar el control de la organización gerencial de Cammesa con la designación de Bonetto y otros ex directivos vinculados al ex Ministerio de Planificación, como Juan Strada, que ingresó en el área de Legales, y Fernando Pacini, que entró en la Dirección de Combustibles. D

e esta licitación por buques alijadores también estuvo al tanto, aunque sin poder vinculante, Agustín Jerez, otro ex funcionario que integró la organización ministerial que dirigió Julio De Vido, que hoy preside la firma estatal IEASA (ex Enarsa).

Allegados a la Subsecretaría de Energía Eléctrica afirmaron que, más allá de las denuncias contra la aceptación de la oferta de Antares, la licitación ya está concluida. “Se definió la flota de buques necesaria, que para el periodo 2021-2022 mantendrá la flota actual de 7 embarcaciones y luego se contrató una flota mínima de 5 y 4 buques para 2023 y 2024. En 2022 se sostiene la cantidad actual de barcos debido a la situación hidrológica de sequía extrema en las principales cuencas”, explicaron.

Calidad y futuros proveedores

Fuentes del mercado naviero hacen referencia también a la antigüedad y presunta deficiente calidad de algunos de los buques contratados por Cammesa. Dejan entrever que no será sencillo que petroleras de primer nivel mundial validen el proceso de vetting (inspección de seguridad) de esas embarcaciones. Por caso, el buque Punta Quilla, ofrecido por Antares, fue descartado por YPF debido a que excede la antigüedad aceptada por la petrolera controlada por el gobierno. Y el San San H, de Horamar, también lleva varias temporadas fuera del transporte de combustibles para grandes petroleras.

El buque Punta Quilla, que había sido desafectado por YPF, fue uno de los alijadores adjudicados por Cammesa a la empresa Antares.

Las petroleras major, como Chevron, Shell, BP y Total, son cada vez más exigentes con los protocolos de seguridad de sus embarcaciones. Los traders son un poco más flexibles y seguramente no tendrán problemas para operar con estos barcos. De hecho, Vitol (uno de los principales traders del planeta) tiene un acuerdo co Horamar para operar combustible en Paraguay”, explicó el gerente comercial de una petrolera. “Uno podría pensar que a futuro los traders tendrán mayor participación que las majors para operar con este tipo de embarcaciones”, agregó.

Acusaciones cruzadas

Las esquirlas que dejó la licitación incluso dividieron aguas entre los gremios navieros. Algunos como el SOMU, el sindicato que obreros marítimos que cobró visibilidad hace varios años cuando era liderado por Omar ‘Caballo’ Suárez, respaldaron el proceso licitatorio realizado por Cammesa. “Desde el SOMU apoyamos a vuestra compañía (Cammesa) para mantener y renovar los esfuerzos para continuar con la prestación de servicios de transporte a través de los buques que han sido adjudicatarios”, expresa un pasaje de la nota enviada a Darío Martínez por Raúl Durdos, secretario general del gremio.

En cambio, desde el Centro de Capitanes de Ultramar, que conduce Marcos Castro, y el Centro de Jefes y Oficiales Maquinistas Navales, que representa Eduardo Mayotti, cargaron duramente contra la decisión de Cammesa. También por carta al Secretario de Energía advirtieron que “las asociaciones firmantes nos dirigimos a Usted en representación del personal embarcado por la empresa armadora Maruba a los fines de expresarle nuestra preocupación ante la exclusión, en la prestación de servicios a Cammesa, de dos de los tres buques tanques que opera esta empresa”. “La decisiva magnitud de la porción de flota que quedará inactiva (…) amenaza el futuro de las fuentes de trabajo para más de 200 trabajadores y sus familias”, concluye la misiva.

Desde la Secretaría de Energía evitaron realizar comentarios ante la consulta de este medio. Habrá que esperar hasta el viernes, primer día de octubre, para ver si los nuevos adjudicatarios asumen los servicios.

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Hensel descartó que el gobierno planee crear una empresa estatal o la nacionalización del litio

El secretario de Minería, Alberto Hensel, descartó la idea que tenía un sector del Frente de Todos vinculado a la vicepresidenta Cristina Fernández de crear una empresa pública de litio. También dejó a un lado el proyecto de los diputados Marcelo Koenig y Carlos Heller para nacionalizar la industria del litio. En concreto, Hensel señaló que el Poder Ejecutivo “no está pensado de ninguna manera en una estatización (del litio) o creación de empresa minera estatal. No es idea de Alberto Fernández, ni de (Matías) Kulfas ni la mía. Somos pragmáticos y realistas”. La declaración la realizó en el evento Lithium in South America 2021 organizado por Panorama Minero. “Creemos en la articulación público – privada”, añadió el titular de la cartera minera.

Así, Hensel negó que desde el Ministerio de Desarrollo Productivo o desde la Casa Rosada estén evaluado avanzar en una nacionalización de la industria del litio o de crear una empresa estatal para este sector minero, que es clave para otras industrias como la tecnológica y la de autos eléctricos.

Un sector del Frente de Todo referenciado en los diputados nacionales Koenig y Heller tenían en carpeta hace algunas semanas atrás un proyecto de Ley para nacionalizar la industrialización del litio que se produce en el norte del país. El proyecto de los diputados pretende declarar al litio de “interés estratégico” y que el Estado tenga un rol de control sobre las fases de exploración y producción. Hasta el momento nunca avanzó ni se conocieron más detalles, pero generó diferencias hacia el interior del Frente de Todos.

La Argentina forma parte junto a Chile y Bolivia del Triángulo del Litio, la reserva más grande de este mineral en el mundo. La iniciativa de estos diputados del Frente de Todos, también vinculados a Máximo Kirchner, también había generado rechazo por parte de las provincias que cuentan con recursos de litio como Jujuy, Salta y Catamarca.

YPF Litio

YPF, la compañía controlada por el Estado, creó a principios de septiembre la firma YPF Litio S.A., desde donde prevé avanzar en el desarrollo tecnológico para la fabricación de baterías de litio, por ahora de baja escala industrial. La nueva firma está asociada a Y-TEC, empresa de tecnología creada en 2013 con el 51% en manos de YPF y el 49% del Conicet.

YPF Litio está construyendo una planta industrial de baja escala que demandará US$ 5 millones y que podría comenzar a producir baterías en el segundo semestre de 2022. La etapa piloto a escala del laboratorio de YPF Litio permitirá una producción de 13 Mw/hora por año, que resulta el equivalente a equipar las baterías para unos 45 colectivos eléctricos.

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El precio del gas natural continúa subiendo en el mundo y diversas industrias anuncian recortes en su producción

Los precios del gas natural están registrando en la jornada del martes fuertes alzas en los principales mercados del mundo. La demanda de gas se recalienta de cara a la temporada fría del año en el hemisferio norte y una oferta global insuficiente. Europa registra el mayor salto en los precios globales. En el Dutch TTF, punto de comercio virtual del gas en Países Bajos y referencia para el resto del continente, los contratos tocaron los € 85/MWh, una suba del 12%. La presión alcista también alcanza a Estados Unidos y Asia. En el Henry Hub estadounidense se están registrando contratos de entrega con un precio de referencia de US$ 6 por millón de BTU. En Asia, el JKM, punto de comercio virtual de referencia, los contratos ya rozan los US$ 30/MMBTU.

Problemas en Europa

Europa registra una gran presión alcista en el gas natural. Los contratos en el Dutch TTF registran este martes subas de hasta un 12% respecto del lunes, tocando los € 85/MWh. Es el mayor registro en lo que va del año y equivale a unos US$ 29/MMBTU.

El encarecimiento de los precios del gas esta forzando nuevas reducciones y parates de la producción en distintas industrias europeas. La industria de químicos y la de fertilizantes son las más impactadas. BASF, la principal compañía productora de químicos del mundo, anunció ayer que reducirá la producción de amoníaco en Alemania y Bélgica debido a los altos precios del gas natural. Situaciones similares se registran en plantas de Gran Bretaña, España y otros países.

BASF, la principal compañía productora de químicos del mundo, anunció recortes en su producción por la suba del gas.

Alza en el Henry Hub

Estados Unidos tampoco queda afuera a la presión alcista en la jornada. Los contratos en el Henry Hub están superando los US$ 6/MMBTU.

La inyección de gas en los almacenes esta mejorando. Según datos de la Administración de la Información Energética, las empresas de servicios públicos inyectaron 76 Bcf de gas natural en almacenamiento en la semana finalizada el 17 de septiembre. De esa forma, los inventarios aumentaron a 3.082 Bcf, aunque se mantienen por debajo del promedio de cinco años de 3.311 Bcf.

Cortes de energía en China

En Asia, China enfrenta una crisis de suministro. Unas 20 provincias en el país anunciaron cortes de energía debido al déficit en el suministro de carbón y los altos precios de la materia prima. El carbón representa más del 60% de la generación eléctrica de China. Guangdong, uno de los corazones industriales de China, recortará el 10% de la demanda en los horarios pico.

Los cortes de energía en las industrias del país están afectando la producción industrial. El Global Times, uno de los principales diarios de China, informó que la suba de precios del carbón y la alta demanda de energía “han provocado efectos secundarios en las fábricas chinas de todo tipo, con algunos recortes de producción o deteniendo la producción por completo”. “Los expertos de la industria predicen que la situación podría empeorar cuando se acerca la temporada de invierno”, indicó el diario.

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Buscan fomentar cambios en el comportamiento en los consumidores para acelerar la transición energética

Maarten Wetselaar, director de Soluciones Integradas de Gas, Renovables y Energía de Shell, analizó este lunes los retos que deben asumir tanto la demanda como la industria energética para hacer frente a los desafíos de mitigación del cambio climático, durante el evento El Gran Debate Energético 2021 organizado por la petrolera anglo-holandesa. Expertos de Argentina, Brasil y México participaron del encuentro que se transmitió en vivo a través de Twitter y LinkedIn y coincidieron en la importancia de fomentar cambios de comportamiento y consumo a nivel de la demanda, apuntalar la adaptación de la mano de obra de cara a la formación de nuevas modalidades de empleo y promover la integración regional en América Latina y el Caribe para avanzar en la transición energética.

“Estamos trabajando rápidamente e invirtiendo significativas cantidades de dinero en energías renovables, almacenamiento, hidrógeno y biocombustibles. Sin embargo, el mundo sigue en funcionamiento y debemos continuar con el desarrollo del petróleo y el gas para suministrar energía a la demanda, evitando incrementos de precios que afectan desproporcionadamente a la gente y generan pobreza. Entonces, necesitamos una transición tanto rápida como justa”, expresó Wetselaar.

El comportamiento de la demanda

El directivo de Shell manifestó que la compañía instaló varias estaciones de carga de vehículos eléctricos, pero no es posible saber a ciencia cierta qué tipo de automóviles elegirá la demanda: “En Europa la mayoría de las personas compran autos a base de gasolina y diésel.  Estamos aumentando nuestras inversiones cada año y trabajando en proyectos que permitirán secuestrar más de un millón de toneladas de CO2 por año, así como tenemos intenciones de invertir en Europa, Asia y América Latina, pero solo podemos crecer un poco más rápido de lo que nuestros clientes nos permiten crecer, en otras palabras, el sistema necesita cambiar y nosotros necesitamos cambiar con el sistema”.

Al respecto, la presidenta del Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía (WEC), Andrea Heins, apuntó que “resulta fundamental incentivar cambios en el comportamiento de los consumidores para que asuman un papel activo en el proceso de transformación de la matriz”.

La adopción de nuevas formas de pensar el funcionamiento de la energía en un contexto de cambio de paradigma, fue otro punto que los especialistas abordaron en la conferencia. Jimena Marvan Santin, directora Ejecutiva del Capítulo Cero México del Foro Económico Mundial, enfatizó: “No podemos pensar la energía limpia de la misma manera que pensamos los combustibles fósiles. El surgimiento de formas novedosas de hacer las cosas debe permitir el pasaje de una economía derrochadora a una economía circular, entendiendo de forma sistémica el uso que hacemos de los recursos naturales”.

La traducción de habilidades

Ante la pregunta por el giro en materia de habilidades que deben afrontar las personas que trabajan en Shell, Wetselaar se mostró positivo: “Las personas que producen nuestros lubricantes, -gasolina y diésel- también han demostrado ser muy buenas para desarrollar hidrógeno y biocombustibles. Por supuesto que no lo sabemos todo y en ocasiones se requiere personal de afuera, pero es emocionante ver que los equipos de trabajo están en sintonía con la transición energética y sus habilidades se adaptan al nuevo mundo”.

Sobre este punto, la consultora internacional Andrea Heins explicó que “existen muchas alternativas para el desarrollo de nuevas capacidades y formas de empleo. La mayoría de los puestos de trabajo en la industria energética se pueden reconvertir. De hecho, resulta esencial recurrir a las habilidades que tenemos hoy en día tanto en las empresas del sector privado y del sector público como en las universidades y utilizar los esquemas existentes en función de la transición energética”.  

“La fuerza laboral debe ser incorporada en las decisiones que toman las empresas como actores activos del proceso de transición. El principal recurso que tenemos es la humanidad y hay que trabajar en la traducción de las mentalidades para pensar el cambio climático en profundidad. Así, los ciudadanos y el sector privado podremos ayudar a los gobiernos a llevar adelante políticas transformadoras”, señaló la ejecutiva mexicana.

La integración regional

“En Argentina, la industria del petróleo y el gas ocupa un rol clave en la recuperación económica después de la pandemia”, dijo Andrea Heins y añadió: “Las empresas tienen que aumentar la producción de hidrocarburos en los próximos años e incorporar, al mismo tiempo, tecnologías de optimización y eficiencia en un marco de rentabilidad de tiempo limitado. Y esto es un desafío para los países subdesarrollados. Aun así, es fundamental utilizar las herramientas disponibles para reducir la huella de carbono. No es fácil y no existe una solución única, pero estamos incorporando cada vez más proyectos de energía renovable y somos un modelo a seguir en cuanto al desarrollo del hidrógeno”.

La tasa de deforestación crece con fuerza en Brasil al compás de una de las peores crisis hidrológicas de los últimos cien años. Thiago Barral, presidente Ejecutivo de la Oficina de Investigaciones Energéticas de Brasil, aseguró que “luchar contra la deforestación es la acción más urgente porque no solo impacta en términos de calentamiento global sino que influye también en los patrones regionales de lluvia”, y agregó: “Necesitamos redes de transmisión para optimizar el uso de recursos renovables, debemos asegurar la diversificación geográfica y de recursos en todo el país así como la generación distribuida, la producción de biogás, la incorporación de  nuevos sistemas de almacenamiento de hidrógeno y otorgar prioridad a la recuperación ecológica”.

Después de un año y medio de extraordinarios desafíos económicos y sanitarios, la industria local y mundial del petróleo y el gas tiene un papel clave en la recuperación económica de América Latina y el Caribe, y México no está exento. Aun así, “se trata de un rol que debe jugarse de una manera muy diferente, porque el sector hidrocarburífero tiene la obligación moral de impulsar la recuperación económica no solo a través de la producción de petróleo y gas, sino también avanzando en la transición hacia energías limpias”, indicó Marvan Santin y agregó que México está asumiendo proyectos desafiantes en materia de electrificación de las industrias y el transporte.

Al cierre, Thiago Barral puso especial foco en las ventajas que aporta la cooperación entre países vecinos. “Brasil es la prueba de que la integración regional de los sistemas de energía es realmente beneficiosa. Un sistema flexible de energía hidroeléctrica que abarca varias zonas de la región aporta mucha resiliencia. Cuanto más interconectados estemos, mayores serán las posibilidades de lograr un equilibrio energético”, sentenció.

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Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente®: Indicadores de Desempeño de la Industria Química y Petroquímica

La industria química y petroquímica argentina es un sector innovador y estratégico, el cual lleva adelante un modelo económico y social basado en el desarrollo de soluciones indispensables para la vida cotidiana del ser humano. Con un alto compromiso con el I+D+i y el desarrollo sustentable, la industria pone énfasis en el cuidado del medio ambiente, de la salud y de las personas, tanto en sus espacios de trabajo con las de las comunidades en las que están insertas. Estos controles y cuidados se ven reflejados en el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (Responsible Care®) desde el año 1985.

En Argentina, el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®) es administrado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) desde el año 1992. El Programa de la CIQyP® es una iniciativa de adopción voluntaria por cualquier empresa relacionada con la producción, almacenamiento, distribución y tratamiento de productos químicos y cuyo propósito es administrar los riesgos, buscando la mejora continua y la excelencia en su interacción con el medio ambiente, la salud ocupacional y la seguridad.

Dentro de los compromisos para con el PCRMA® las empresas adheridas reportan indicadores de desempeño, a partir de los cuales se elaboran informes de gran relevancia para los que participan en el Programa. Para la realización de este informe se han identificado y priorizado aquellos indicadores de mayor relevancia para los grupos de interés del sector ofreciendo información transparente y equilibrada en estos ámbitos. Las empresas adheridas al PCRMA® que aportan datos son 51 en total y representan más del 75% del volumen de producción y comercialización de la industria local; cumpliendo rigurosamente con los protocolos vigentes del Programa.

En este sentido, algunos de los parámetros que arrojó el análisis de los indicadores presentados entre el período 2012-2019 es que, respecto a los gases de efecto invernadero, las emisiones de óxidos de nitrógeno se han reducido 5,56% respecto a 2012, manteniéndose prácticamente sin variación en relación con el año 2018. Por su parte, para el dióxido de carbono emitido, se observa una reducción del 7,24% respecto a 2012 y del 4,95% al 2018. Se observan aumentos en las cantidades emitidas de dióxido de azufre, tanto respecto al 2012 (72.40%) como respecto al 2018 (6,61%). Para los otros gases de efecto invernadero, se observa una reducción del 88,91% respecto a 2012 y del 27,64% al 2018.

El consumo de combustibles líquidos se redujo un 66,42%. En particular, el consumo de fuel-oil disminuyó un 95,87% y el del gas-oil un 77,75%, al comparar los valores con los reportados en 2012.

En relación con el 2018, el agua consumida total disminuyó un 23,55%, acompañado por una reducción en el consumo de agua proveniente de cursos superficiales del 29,87% y de mar del 3,42%.

Respecto a efluentes líquidos vertidos a cuerpos de agua, en 2019 se observa una reducción del 46,37% respecto a 2012 y del 5,03% respecto a 2018, dado esto por las iniciativas de algunas empresas para llevar adelante correcciones y estudios para reducir el caudal de efluentes.

Las variaciones indicadas corresponden al reporte anual de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica que evalúa la evolución de cada indicador mencionado por tonelada producida durante el período 2012-2019.

El Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®) de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) continuará acompañando a las empresas socias hacia el camino de la sustentabilidad, dada principalmente por el compromiso asumido de la mejora constante en todos los procesos.

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Comentarios del CEO de Siemens Energy tras elecciones generales en Alemania

FILE PHOTO: Christian Bruch, Chief Executive Officer of Siemens Energy AG attends Siemens Energy’s initial public offering (IPO) at the Frankfurt Stock Exchange in Frankfurt, Germany, September 28, 2020. REUTERS/Ralph Orlowski

Alemania ha votado. El resultado está, pero lo que menos necesitamos ahora son cálculos político-partidistas. El objetivo debe ser formar un gobierno capaz de actuar con rapidez. Los futuros partidos gobernantes deben demostrar que la protección del clima y la transición energética no son sólo temas de campaña electoral. Hay muchas tareas importantes por delante que un solo grupo no puede resolver, lo que también se refleja en los votos del electorado. Para alcanzar los objetivos climáticos de París, necesitamos una política climática y energética mucho más ambiciosa – y mucho más rápida. Al mismo tiempo, hay que equilibrar la seguridad del suministro, la competitividad de la industria alemana y la cohesión social. ¿Cómo puede lograrlo la nueva coalición de gobierno?

El instrumento más importante en el camino hacia la neutralidad climática es la cuantificación del CO2. Cada tonelada ahorrada cuenta cuando se trata de reducir las emisiones. Lo que se necesita es una combinación de señales de precios específicos para cada sector sumado a requisitos de cuotas que proporcionen un incentivo económico para la transformación, pero sin sobrecargar a los consumidores y a la industria. El rédito procedente de la cuantificación del CO2 debe utilizarse íntegramente en la exención de gravámenes a las fuentes de energía renovables, contribuyendo así a aliviar la carga.

Durante la campaña electoral, se pidió unánimemente una expansión más rápida y consistente de la generación de energía renovable. Pero ahora las palabras deben ir seguidas de los hechos. La creciente demanda de electricidad debe satisfacerse con una mayor electrificación de la movilidad, la industria y los edificios. Esto sólo funcionará con requisitos de planificación más simplificados, aceleración masiva de los procedimientos de aprobación, áreas de expansión adicionales en tierra y mar, una expansión más rápida de la red eléctrica y la importación de energía renovable en forma de hidrógeno y combustibles verdes.

Este camino no funcionará sin soluciones transitorias. Sí, el carbón sigue constituyendo la mayor parte de nuestro mix eléctrico. Y sí, esto debe cambiar rápidamente. Pero al mismo tiempo, es necesario que el suministro de energía sea fiable, incluso cuando el sol no brilla o el viento no sopla. Con las centrales de gas, podemos garantizar eficazmente la seguridad del suministro incluso cuando aumenta la demanda. En comparación con el carbón, la electricidad generada con gas ya reduce las emisiones hasta en dos tercios de forma inmediata. Gracias a su capacidad para producir hidrógeno, estas centrales también pueden reconvertirse de forma rentable y seguir utilizándose sin CO2, si se dispone de hidrógeno renovable en cantidades suficientes. El nuevo gobierno debe crear las condiciones adecuadas para que las inversiones en soluciones provisionales también tengan sentido desde el punto de vista económico. 

Y, por último, la transición energética necesita más mercado. El apoyo gubernamental es importante para estimular tecnologías, pero no puede sustituir a la inversión privada a largo plazo. En lugar de un exceso de regulación y de micro gestión gubernamental, el gobierno debería crear un marco con objetivos e incentivos claros en el que prevalezcan las mejores ideas, las tecnologías más innovadoras y eficientes y los modelos de negocio más favorables al cliente. 

Conclusión: La campaña electoral ha terminado. Ahora, los partidos deben demostrar en las negociaciones de la coalición de gobierno que se toman en serio la transición energética. Y esto incluye una mayor honestidad en el debate: la transformación implicará dolorosas restricciones y, al menos al principio, también costará puestos de trabajo. Aun así, debemos conseguir que la gente nos acompañe en el viaje, porque, de lo contrario, la factura será aún más cara para las generaciones futuras. Alemania debe crear un entorno confiable y amigable, que incentive la inversión a largo plazo y fomente así la competitividad de su industria. El nuevo gobierno tiene mucho trabajo que hacer y nos estamos quedando sin tiempo.

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Gran Bretaña: Boris Johnsson analiza recurrir al ejército para abastecer de combustibles a las estaciones de servicio

Gran Bretaña evalúa recurrir al ejército para transportar combustibles a las estaciones de servicio luego de un insólito frenesí comprador desatado durante el viernes y fin de semana. Las familias británicas acudieron en masa a las estaciones de servicio ante el rumor de una escasez inminente de combustibles debido a la falta de camioneros en la industria británica del transporte.

El primer ministro británico, Boris Johnson, evaluará hoy (lunes) junto a su gabinete de ministros la activación de un plan de contingencia para el despliegue de cientos de tropas del ejército. Bautizado “Operación Escalin”, el plan será considerado luego de constatar la gravedad del faltante de combustibles en las estaciones de servicio británicas.

La petrolera BP informó el domingo que un tercio de sus estaciones de servicio agotaron sus dos principales combustibles. Por otro lado, la Asociación de Retailers de Combustibles, que representa a casi 5.500 puntos de venta independientes, dijo que entre el 50% y el 90% de sus miembros habían informado que se quedaron sin combustibles.

Falta de camioneros

La insólita crisis comenzó el viernes ante el rumor de un faltante inminente de combustibles en las estaciones de servicio debido a la falta de camioneros en la industria logística británica. La salida de Gran Bretaña de la Unión Europea esta generando un faltante de trabajadores en diversos rubros de la economía.

La Oficina Nacional de Estadísticas indica que en la industria del transporte y almacenamiento solo esta trabajando el 80% de las empresas debido a la falta de transportistas. La Asociación de Transporte por Carretera estima que faltan alrededor de 100.000 conductores de vehículos pesados y que se necesitarán al menos 18 meses para capacitar a suficientes trabajadores calificados.

La industria perdió a miles de trabajadores luego del Brexit. “Entre 15.000 y 20.000 conductores provenientes del extranjero, de ciudadanos de la Unión Europea que trabajan aquí, han regresado a sus países», señaló el vocero de la asociación, Paul Mummery. Las restricciones impuestas para enfrentar la pandemia del Covid 19 también afectaron a la industria. Miles de pruebas para sumar nuevos conductores quedaron sin completar debido a las restricciones de circulación.

Sorpresa y respuesta

La crisis en el sector del downstream tomó por sorpresa al gobierno. Gran Bretaña no tiene un problema puntual con el stock de combustibles, pero los rumores esparcidos en las redes sociales y magnificados por algunas coberturas periodísticas desataron el pánico y un frenesí comprador imparable.

La gravedad de la situación lleva al gobierno a evaluar la activación de la “Operación Escalin”, un plan de contingencia concebido años atrás para situaciones disruptivas en la logística de los combustibles. El plan consiste en desplegar cientos de tropas para operar una flota de 80 camiones cisterna. Pero se necesitarían hasta tres semanas para agrupar a las tropas e implementarlo por completo.

En la noche del domingo, el secretario de Negocios, Energía y Estrategia Industrial, Kwasi Kwarteng, anunció la activación de un protocolo especial en el sector de downstream para enfrentar la crisis. “Esta noche activé el Downstream Oil Protocol que exime temporalmente a la industria de combustibles de las leyes de competencia para que podamos optimizar el suministro. Ahora será más fácil para las empresas compartir información y priorizar la entrega de combustible a las áreas más necesitadas”, comunicó el secretario de Negocios. También anunció que otorgarán visas temporales para traer transportistas del extranjero.

Continúa la presión alcista global

Mientras tanto, los precios de la energía se mantienen al alza en Europa y Asia. El barril Brent tocó los US$ 78, un precio máximo de tres años. En Asia la tonelada de carbón alcanzó los US$ 185, un máximo de 13 años. La competencia de precios entre los dos continentes por los cargamentos de gas natural licuado sigue su curso. Los contratos de gas natural en el JKM, hub de referencia para Asia, tocaron US$ 27.5 por millón de BTU.

Goldman Sachs elevó sus previsiones del Brent a 90 dólares el barril para fin de año y consideró que el déficit global en la oferta y demanda de petróleo “es mayor de lo esperado”. Trafigura también ve un déficit en la oferta global y considera que el mercado no lo esta proyectando adecuadamente en los contratos de futuro. “Me cuesta ver algo que no sean precios más altos en los próximos dos años”, dijo Ben Luckock, co director de uno de los mayores traders de petróleo independientes del mundo. Tampoco ve precios más bajos del gas natural para este invierno. «Si es un invierno frío en Europa o Asia, tenemos un gran problema», advirtió.

Los altos precios del carbón están afectando particularmente a China. La industria eléctrica de Beijing esta solicitando al gobierno aumentar los precios de la energía para absorber la disparada de precios del carbón. Compañías del sector señalaron que los precios del carbón subieron un 65,3% interanual en julio, mientras que el precio de referencia de la electricidad en la región establecido por las autoridades cayó en lo que va del año. Las restricciones ambientales impuestas por el gobierno de cara a la Juegos Olímpicos de Invierno también afectan la operatoria habitual. La industria ya esta viendo recortada la provisión de energía y desde el fin de semana que se registran algunos apagones en ciudades del noreste del país.

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Después del revés judicial en EE.UU., el biodiésel argentino mantiene a Europa como único mercado y exportará US$ 1.000 millones en 2021

La Corte de Comercio Internacional de los Estados Unidos falló la semana pasada en contra de la demanda del Gobierno argentino y la empresa exportadora LDC para que se revisen los derechos compensatorios impuestos en 2018 por parte de la Casa Blanca a las importaciones del biodiesel argentino. En los hechos, el mercado estadounidense seguirá bloqueado para las productoras de biodiesel argentinas. Fuentes cercanas a las grandes cerealeras indicaron a EconoJournal que el mercado europeo es el único destino que tiene hoy el biodiesel argentino y que esperan que las exportaciones a ese continente alcancen los US$ 1.000 millones durante 2021, según los precios actuales.

Los cálculos que hacen las exportadoras es que la Unión Europea terminará importando 1,2 millones de toneladas desde la Argentina. El viejo continente fue otro mercado que le había impuesto barreras arancelarias al biodiesel argentino. Los cuestionamientos habían comenzado en 2013, pero la OMC le dio la razón a la Argentina. En 2019 se llegó a un acuerdo con la Comisión Europea para fijar un precio y cupo anual de exportaciones. Ese año las exportaciones de biodiesel a Europa fueron de US$ 750 millones. En 2020 se derrumbaron las ventas por la pandemia y la caída del consumo de combustibles en todo el mundo.

Apelación de la Argentina

Durante la gestión de Donald Trump, Estados Unidos impuso en 2018 derechos compensatorios y antidumping a las importaciones de biodiesel que totalizaron un 146% y que bloquearon las ventas argentinas a ese país. Fue un golpe contra las compañías de biodiesel ya que en 2016 habían exportado por US$ 1.600 millones, un 25% del total de ventas argentinas a ese país. Las grandes cerealeras que exportaban biodiesel a Estados Unidos son Vincentin, Dreyfus, Bunge, Aceitera General Deheza (AGD), LDC Argentina, Cargill y Molinos Río de La Plata, entre otras.

La Cancillería argentina, ahora a cargo de Santiago Cafiero, adelantó que apelará el fallo dentro de los próximos 60 días en la Corte Federal del Circuito correspondiente, que es la instancia judicial superior. Además, remarcó en un comunicado que “el Departamento de Comercio de los EE.UU. inició una revisión de los derechos impuestos y arribó a la decisión preliminar de levantarlos. No obstante, en una decisión sumamente controvertida desde el punto de vista técnico, luego contradijo sus argumentos anteriores y revirtió su decisión preliminar aunque las condiciones objetivas no se habían alterado en lo más mínimo”.

Argentina se reserva el derecho a recurrir al sistema de solución de diferencia de la Organización Mundial de Comercio (OMC) a fin de defender los derechos de sus exportadores”, concluyó Cancillería.

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La producción de shale gas alcanzó un nuevo record en agosto al trepar a 43,9 millones de metros cúbicos diarios

La producción de shale gas alcanzó en agosto un nuevo record al trepar a 43,9 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), un 36,3 por ciento más que en el mismo mes de 2020, según informó la consultora Economía y Energía. Tecpetrol, brazo petrolero del Grupo Techint, volvió a encabezar la producción con 15,6 MMm3/d, un 19,1% más que un año antes. Sin embargo, el mayor crecimiento lo registró YPF que en sus tres principales bloques productores sumó 10,9 MMm3/d, un 159,5% más que en agosto de 2020.

La fuerte recuperación de YPF en términos absolutos y porcentuales se explica por la baja base de comparación ya que la producción de la compañía controlada por el Estado Nacional se había desmoronado en 2020.

Luego de la puesta en marcha del Plan Gas.Ar, YPF reactivó de manera decidida su producción. En Rincón de Mangrullo pasó en un año de 1,6 a 4,7 MMm3/d, un 193,7% más. En El Orejano trepó de 1,8 a 3,8 MMm3/d, un 111,1% y en Aguada de la Arena elevó su producción de 0,8 a 2,4 MMm3/d, un 200%.

En el tercer lugar del ranking empresario aparece Pluspetrol que en La Calera mejoró en un año de 2,7 a 4,1 MMm3/d, un 51,8%.

Luego aparece Total que en Aguada Pichana Este produjo 3,6 MMm3/d, aunque su producción cayó 23,4% respecto a los 4,7 MMm3/d que aportó en agosto de 2020.

Entre los bloques más significativos, por último figura PAE en Aguada Pichana Oeste que pasó de 1,7 a 2,8 MMm3/d en un año, lo que representa una mejora de 64,7% en su producción.

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Expertos en energías renovables analizaron los desafíos que presenta el cambio climático y la transición energética en el país

Expertos del sector de energía renovable participaron del seminario organizado por la Cámara Eólica Argentina (CEA) en el que se discutieron los principales ejes del cambio climático además de las condiciones de financiamiento y generación de divisas necesarias para afrontar los desafíos de la transición energética. La apertura del evento estuvo a cargo del vicepresidente de la CEA, Gustavo Castagnino, y su gerente General, Héctor Ruiz Moreno.

El secretario de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación, Rodrigo Rodríguez Tornquist, señaló que la agenda de cambio climático ha incrementado su relevancia y ya no es una agenda del futuro sino una agenda del presente. «Desde el gobierno se está trabajando sobre lineamientos para asegurar que la transición respete los compromisos climáticos, tanto de mitigación como de adaptación. Hay una enorme oportunidad para las energías renovables, particularmente para la eólica, y ese potencial debe ser desarrollado en estrecho acuerdo con las jurisdicciones provinciales, para poder planificar el territorio y que la política de transición sea justa», destacó el directivo y agregó que «la industria eólica será fundamental para la recuperación económica post pandemia y tendrá una franca expansión en los próximos años».

En la misma línea, Guido Gubinelli, uno de los moderadores del encuentro, junto a Inés Camilloni, Dra. en Ciencias de la Atmósfera e investigadora del CONICET; Elbia Gannoum, presidenta de AbeEólica; y Ramón Fiestas, presidente GWEC Latin American, expusieron sobre los compromisos ambientales que están desarrollando Argentina y Brasil, analizaron cómo podría afectar el cambio climático de manera tangible al mundo y resaltaron la importancia de la energía eólica para contribuir en el proceso de transformación hacia una matriz energética limpia.

Inés Camilloni explicó que un mundo con 3°C más es más peligroso y menos predecible, habrá aumentos de temperaturas en regiones como el ártico, modificaciones en las precipitaciones, alteraciones en la disponibilidad de agua y un cambio en la biodiversidad, la vida humana y las actividades productivas. “Es necesario pensar de un modo integral, entendiendo que estos modos de producir energías renovables requieren aceptación social, es imprescindible incluir a los diferentes actores del mundo como para que las transformaciones que son necesarias e imprescindibles sean aceptadas por todos y que sean equitativas” expresó Camilloni.

Por su parte, Ramón Fiestas indicó que la energía eólica es insustituible en la lucha contra el cambio climático y la herramienta más poderosa para conseguir la descarbonización del sector. “A finales del año 2020 había 743 GW de potencia eólica instalada, lo que representa, en términos de producción, un 7% en la función eléctrica mundial. Este porcentaje permitió reducir alrededor del 10% de las emisiones de todo el sector eléctrico del mundo, el equivalente a la totalidad de las emisiones de gases de efectos invernaderos de todos los sectores económicos y actividades de América del Sur.”

Desde Brasil, Elbia Gannoum afirmó que el país se ha comprometido a reducir las emisiones en un 37% para 2025, y en un 43% para 2030, alcanzando la neutralidad para 2060: “No existe una posición clara de cómo se va a llegar a esos objetivos. Se proyecta que en 10 años la energía eólica sea la segunda fuente de energía en Brasil, actualmente el 11% de la matriz es energía eólica. Tenemos tecnología, recursos e inversores interesados, pero se necesita una gobernanza regional y global para alcanzar los retos que son muy desafiantes”.

Divisas y Financiamiento

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, remarcó que “hay muchos parámetros o formas de medir el impacto de la energía eólica en la matriz energética y el ahorro genuino de divisas como reemplazo de combustibles fósiles está ocurriendo. Según el estudio elaborado por la Cámara Eólica Argentina, durante 2021 la energía eólica generará ahorros a la cuenta corriente del país por US$ 800 millones. Es un cálculo conservador, asumiendo solamente el ahorro del gas importado. Si se ven los efectos de segundo orden, hay un poco más”.

El Country Manager y director de Ventas para el Cono Sur de Vestas, Andrés Gismondi, manifestó que «no hay solución sencilla para el problema del financiamiento y los proyectos que se paralizaron en los últimos años, por eso una mirada a largo plazo es clave».

En sintonía, Paulo Farina, Investigador asociado en Desarrollo Económico del Centro de Implementación de Políticas Públicas para la Equidad y el Crecimiento (CIPPEC), comentó las alternativas planteadas tanto por la industria de energías renovables como por los gobiernos de la región para abordar las problemáticas actuales. Además, aportó datos sobre los casos exitosos de canje de deuda por acciones medioambientales, y como podría explorarse ese camino para Argentina, con el enorme potencial renovable con el que cuenta.

Cadena de valor

Gastón Guarino, director de GRI Calviño Towers Argentina, se refirió a los desafíos de la cadena de valor de la industria eólica, que consisten principalmente en «poder utilizar las capacidades instaladas para mantener activos los centros productivos y fomentar la exportación», en el panel moderado por Laura Mafud.

Más tarde, el director Ejecutivo de la Unión Industrial Argentina (UIA), Diego Coatz, abordó la importancia de la convergencia de la industria energética a nivel mundial con las tecnologías 4.0 y el particular rol estratégico que tendrá Argentina en el sector eólico.

Por último, Claudio Domínguez, administrador de la firma Gestión y Servicios Eólicos, expresó: «La formación de técnicos argentinos que reemplacen a técnicos del exterior es hoy una realidad que viene creciendo, y en este aspecto nuestro país tiene un potencial importante para introducirse en el mercado regional con fuerza».

Huella de carbono y transición energética

Desde la óptica empresarial, Brenda Bianquet, gerenta de Asuntos Corporativos de L´Oreal, enfatizó que la sostenibilidad es el requisito fundamental en estos tiempos. Asimismo, José Luis de la Cruz Meixueiro, gerente de Energías Renovables del Grupo Bimbo, explicó que «las energías renovables son 100% viables, son rentables para las empresas y contribuyen al medio ambiente y las personas. No tengamos miedo de probar nuevas tecnologías, son el futuro, y la sustentabilidad es un hecho», concluyó De la Cruz Meixueiro en el último panel de la conferencia.

José Fonrouge, director de Medio Ambiente en Ternium, manifestó: “La energía más limpia, es la energía que no se necesita. Ese es el pilar base para la hoja de ruta.” Sergio Drucaroff, investigador del CIPPEC, agregó que «el impulso privado en esta agenda es cada vez mayor, y muchas veces este impulso es generado por los consumidores que demandan esta lógica de sustentabilidad. Las compañías están encontrando proyectos con rentabilidad e impacto en la competitividad sobre la base de una nueva agenda sustentable”.

El cierre del evento estuvo a cargo de René Vaca Guzmán, presidente de la CEA. El directivo describió dos problemáticas fundamentales para seguir creciendo en el sector: «La primera se debe a los 1500 megas adjudicados en el programa RenovAr que están reteniendo capacidad de despacho; y la segunda al financiamiento de Argentina, ya que hoy los organismos multilaterales de crédito no nos financian. Tanto desde el sector privado como público, se debe trabajar para encontrar una salida a estos dos grandes temas y apuntalar el crecimiento de la energía eólica en Argentina».

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San Juan recibirá este año US$ 400 millones de inversión en exploración minera

La provincia de San Juan vive una “fiebre” de exploración minera. En los últimos años son cada vez más los dólares desembolsados por distintas compañías para buscar nuevos desarrollos en el sector. Según datos de un estudio sobre proyecciones que están realizando la Cámara Minera de San Juan y GEMERA (Grupo de Empresas Mineras Exploradoras), a los que tuvo acceso EconoJournal, la exploración minera sumará una inversión de alrededor de 400 millones de dólares en la temporada 2021-2022, que llega hasta los meses de abril-mayo del próximo año. Más de la mitad de estas inversiones serán en la temporada veraniega de alta Cordillera. La provincia duplicará -así- el monto en comparación con la anterior temporada.

Las inversiones en exploración generarán ente 1.500 y 1.800 puestos de trabajo directos. De este modo, San Juan explicará alrededor del 60% de la inversión en exploración minera del país en la temporada 2021-2022. En 2018 las inversiones en exploración en la Argentina fueron de 241 millones de dólares, según información oficial de la Secretaría de Minería. GEMERA publicará en los próximos días los datos de exploración minera en todo el país.

Los proyectos

En total, son 14 proyectos que explorarán en San Juan principalmente zonas de cobre, que se lleva la mayor parte, aunque también suman el oro y la plata. Según los cálculos de la cámara minera provincial, al finalizar el verano de 2022 la campaña de exploración sanjuanina cubrirá más de 450.000 metros lineales en sondajes de prospectos y proyectos mineros. Entre los proyectos más importantes se destacan Josemaría, Hualilán, Filo del Sol, Altares, Azules y Las Flechas.

La explicación para esta “fiebre” podría tener que ver, en parte, con el aumento del precio del cobre, que genera más disponibilidad para explorar por parte de las compañías. En los últimos cinco años el cobre aumento casi 110% y en el último año el incremento fue de 45%. Hoy la tonelada de cobre cotiza en alrededor de los 9.500 dólares, cuando a principios de año estaba por debajo de los 8.000 dólares.

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El gas no convencional ya representa un 50% de la producción total del hidrocarburo en la Argentina

La producción de gas no convencional —shale y tight gas— cubrió en julio un 50% la oferta total del fluido a nivel nacional. En rigor, la extracción de gas en todo el país alcanzó en julio un promedio de 131 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), de los cuales la mitad —unos 65 MMm3/día— provino de yacimientos de shale gas en Vaca Muerta y de arenas compactas en la cuenca Neuquina y en la cuenca Austral. Así se desprende de un reporte de estadísticas del sector gasífero elaborado por la consultora Economía y Energía.

La producción no convencional en julio alcanzó los 41 MMm3/d para el shale gas y los 24 MMm3/d para el tight, un 5,9% por encima del desarrollo de junio con un 17,3% de variación interanual. Mientras tanto, la producción de campos convencionales se mantuvo en 66 MMm3/d en julio de este año, tan solo un 0,2% por encima del mes pasado, aunque un 8% por debajo de julio del 2020. Como indica el informe, julio cerró con 18 pozos productivos de explotación de gas terminados, 7 de shale y 8 de tight gas.

Fuente: Economía y Energía

Empresa por empresa

Según el criterio operador, la producción de gas de YPF en julio del 2021 fue de 37,2 MMm3/día, de los cuales 13,8 millones corresponden a la explotación de shale gas. Los indicadores de la compañía la posicionaron un 11,1% arriba versus julio del 2020 y un -17,4% respecto del mismo mes del 2019.

La francesa Total produjo 31,2 MMm3/d (4,1 en shale), es decir un -8,3% por debajo del 2020 y un -14,4% por debajo del 2019.

Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint, reportó una producción de 17,4 MMm3/d (14,5 en shale), superando en un 5,1% la marca de julio del 2020 y un -5,9% por debajo de julio del 2019.

Pan American Energy (PAE) produjo 13,6 MMm3/d (2,7 en shale), con una variación del 5% versus julio del 2020 y del -7,9% versus julio del 2019. Se trata de la única compañía que registró una cifra negativa del -2,6% versus junio del 2021 en lo que respecta a la producción total de la firma.

Pampa Energía produjo en julio 7,6 MMm3/d con un incremento positivo del 18,6% y del 28,8% comparado con el mismo período del año pasado y del 2019 respectivamente.

Por su parte, Pluspetrol aportó 3,7 MMm3/d de producción de shale gas, superando en un 37,5% la marca de julio del 2020.

Cuenca por cuenca

El máximo nivel de producción se registró en la explotación de shale y tight gas en la cuenca Neuquina con 61,5 MMm3/d, lo que implica un incremento del 17,5% respecto de julio del 2020.

Le sigue la cuenca Austral con 29,8 MMm3/d, la explotación convencional en la cuenca Neuquina con 23,9 MMm3/d, la cuenca del Golfo San Jorge con 11 MMm3/d, la cuenca del NOA con 4,2 MMm3/d y la cuenca Cuyana con 0,1 MMm3/d.  

Precios del gas natural

Tal como indica el gráfico el precio local del gas natural cerró en US$ 2,7 por millón de BTU (MMBTU) y el Henry Hub (precio de referencia del mercado spot estadounidense) fue de US$ 3,1 por MMBTU. El gas boliviano arrojó un precio de US$ 6 por MMBTU y el Gas Natural Licuado (GNL) cerró en US$ 7,6 dólares por MMBTU en julio del año corriente.

Las estimaciones indican que para octubre de este año el precio del Henry Hub será de US$ 5,3 por MMBTU. Asimismo, el TTF (Title Transfer Facility) trepará a US$ 22,8 por MMBTU y el precio del JKM (Japan Korea Marker) alcanzará los US$ 18,9 por MMBTU.

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Desde el cristinismo toman distancia del proyecto de ley de Hidrocarburos y anticipan que no va a transitar un camino asfaltado

La presentación del proyecto de Ley de Hidrocarburos se recordará como el instante previo al estallido de la crisis política que estuvo cerca de poner fin al Frente de Todos y dejó al gobierno al borde del abismo. En las primeras filas del Museo del Bicentenario estaba el ministro del Interior, Eduardo “Wado” de Pedro, quien siguió con atención el anuncio del presidente Alberto Fernández y minutos después puso su renuncia a disposición ante los medios, conducta que fue imitada por otros funcionarios que responden a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner.

El factor desencadenante de esa jugada, que dejó la interna expuesta en carne viva y forzó la renovación del gabinete, fue la histórica derrota que el peronismo había sufrido en las PASO tres días antes, pero la ley de Hidrocarburos quedó en el medio de esa erupción y desde entonces en el sector nadie termina de tener claro si el proyecto quedó enterrado el mismo día de su presentación o si conserva alguna chance de convertirse en ley.

La respuesta a esa pregunta no hay que buscarla cerca del presidente sino cerca de su vice, que controla la mayor parte de la bancada oficialista y su última intervención pública fue una carta furibunda dirigida a Alberto Fernández donde le dejó en claro que fue ella quien lo puso ahí y le terminó pidiendo que honre aquella decisión.

Las críticas del cristinismo

El periodista Horacio Verbitsky dio una primera pista sobre la suerte que podría correr la iniciativa al asegurar el domingo pasado en su editorial dominical que “el proyecto de ley de hidrocarburos podría consolidar, por su parte, la dolarización de la energía, incluyendo el gas, lo cual sería un obstáculo a su posible uso para el crecimiento industrial”.

EconoJournal conversó con fuentes cercanas a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, las cuáles confirmaron que no hay consenso en torno al proyecto, tal como fue presentado. “La sociedad nos pegó una piña y tres días después el Ejecutivo anuncia un proyecto que institucionaliza por 20 años un plan que dolariza la producción de gas. Hay muchos puntos que se van a discutir. No va a estar aprobado a libro cerrado”, aseguraron.

El Plan Gas.Ar, que fue presentado por Fernández a fines de noviembre de 2020, les garantiza a los productores un precio de 3,55 dólares por millón de BTU. Durante el debate interno, el cristinismo cuestionó con dureza que se concediera ese precio del fluido por considerarlo excesivo. Quien más se opuso fue el interventor del Enargas, Federico Bernal, tal vez la cara más visible de la vicepresidenta en el área energética, aunque no la única. “Bernal es la persona de más exposición en relación con este tema, pero también hay diputados y senadores. Por eso te digo que la ley no va a transitar por un camino asfaltado”, agregan. El proyecto inició ayer su recorrido parlamentario con la exposición que el secretario de Energía, Darío Martínez, realizó en la comisiones de Energía, Minería y Combustibles y Presupuesto y Hacienda del Senado.

Como aclaró el propio Martínez a los periodistas el día de la presentación en el Museo del Bicentenario, el proyecto enviado al Congreso no hace referencia a precios. No obstante, incluye un “Régimen general de promoción de actividades de exploración y producción de gas natural” que prevé una contractualización mínima de 3 años, previsibilidad en el precio, garantía de volúmenes comercializados, exportaciones en firme, libre disponibilidad de divisas del 50% de las exportaciones y eximición del impuesto por la cesión parcial de la participación de un área concesionada. Esa institucionalización del Plan Gas.Ar es uno de los puntos sobre los que no hay consenso.

Precios

En lo que refiere a los precios, sigue habiendo diferencias que seguramente volverán a la superficie en las próximas licitaciones del Plan Gas.Ar. Cerca de la vicepresidenta señalan que se puede pagar menos y seguiría siendo un buen negocio para las empresas productoras.

El riesgo real de ofrecer un precio menor es que eso desincentive la producción y se terminen teniendo que incrementar las importaciones a precios sustancialmente mayores a los 3,55 dólares por millón de BTU que se le concede a la producción local. Frente a ese planteo, desde el cristinismo remarcan que la clave pasa por cómo se negocia desde el Estado con las petroleras y subrayan que la vicepresidenta ha dejado en claro en las pocas intervenciones públicas que tuvo en el último año y medio las directrices de política que se deben seguir.

Incluso recuerdan que uno de los puntos en los que puso énfasis es en la necesidad de que los funcionarios mejoren su desempeño. “Los funcionarios tienen que ser tercos, no tienen que bajar las manos y los brazos ante el mínimo impedimento. Cuando uno es funcionario tiene que ser terco, no para no escuchar, no para no debatir sino para que en la primera que te sale mal o que te sale uno a cruzar, no abandones y te vayas a otra cosa porque te da temor seguir con lo que tenés que hacer”, sostuvo Cristina Fernández de Kirchner en el cierre de campaña en Tecnópolis.

Por último, cerca de la vicepresidenta aclaran que si bien hay sectores dentro del kirchnerismo que por sus responsabilidades de gestión tanto en la secretaría de Energía como en YPF pueden llegar a respaldar públicamente el proyecto, hay otras visiones dentro del mismo espacio que plantean diferencias y que son las que se pondrán de manifiesto en la discusión parlamentaria.

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Cuáles fueron los principales cuestionamientos de los senadores a Darío Martínez en la presentación de la Ley de Hidrocarburos

El secretario de Energía, Darío Martínez, presentó ayer el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas en un plenario de las comisiones de Energía, Minería y Combustibles y Presupuesto y Hacienda del Senado. Los legisladores de la oposición, y algunos oficialistas, cuestionaron distintos aspectos del proyecto como la política fiscal, la participación de las provincias productoras en el texto de la Ley, cuestiones ambientales y las obras demoradas en infraestructura.

En la presentación, Martínez remarcó que el Plan Gas “está dando muy buenos resultados” y que el gobierno tomó la decisión de construir el gasoducto Néstor Kirchner (entre Tratayén en Neuquén y Salliqueló en Buenos Aires), aunque no aclaró cómo se financiará la obra. “Hemos casi topeado los gasoductos y nos parece estratégica la necesidad que tenemos de llevar adelante el gasoducto Néstor Kirchner y poder tener la posibilidad de transportar mucho más gas en todo el país. Ya lo hablé con el presidente (Alberto Fernández) y la vicepresidenta (Cristina Fernández). Eso nos permitiría sustituir definitivamente todo el líquido que quemamos para generar energía, la importación por barcos (de GNL) y, también, resolver el problema del declino que estamos teniendo en el gas que nos provee Bolivia”, enfatizó.

También participaron Maggie Videla, subsecretaria de Hidrocarburos; María Luján Crespo, asesora legal y técnica de la Secretaría de Energía; Daniel Rigou, director nacional de Refinación y Comercialización; Ariel Kogan, asesor del presidente Alberto Fernández en cuestiones energéticas y coordinador de la redacción del proyecto de ley; y Verónica Tito, asesora legal y técnica de la Subsecretaría de Hidrocarburos, entre otros.

Cruces con los senadores

La senadora radical por la provincia de Mendoza, Pamela Verasay, le preguntó a Martínez sobre el rol de las provincias y si la política fiscal del proyecto “invadía” a la de las provincias. El secretario de Energía aclaró que “no se crea ningún impuesto nuevo. Seguramente sea una discusión que tendrán ahí ustedes (en la UCR de Mendoza)”. Y agregó que “no estamos discutiendo la propiedad ni el poder concedente. No es una nueva ley de hidrocarburos. Eso sigue estando como es hasta ahora y es potestad de las provincias”.

Respecto a la participación de las provincias, que también fue un aspecto cuestionado por la senadora Varasay, el funcionario remarcó que hubo 35 reuniones con todos los actores, con los funcionarios de la OFEPHi (la organización que agrupa a las provincias petroleras del país) y con los gobernadores: “No pude reunirme con el de Mendoza (Rodolfo Suarez), pero con el resto sí y en varias oportunidades”, añadió.

Uno de los cruces más notorios que tuvo Darío Martínez fue con la senadora Gladys González del PRO de la provincia de Buenos Aires, que señaló que en el proyecto “hay una ausencia absoluta del tema ambiental. Este proyecto no contempla los objetivos de descarbonización de nuestra matriz energética”. Martínez le respondió que “no existe ningún proyecto que no tenga estudio de impacto ambiental y estos estudios lo hacen las provincias”. La senadora del PRO también cuestionó que el proyecto de ley “entra en contradicción con los compromisos que Alberto Fernández asumió en el Diálogo sobre Acción Climática del pasado 8 de septiembre. ¿Cómo piensa cumplir con los objetivos de carbononeutralidad 2050 con este mega plan que va a incentivar los combustibles fósiles en la Argentina?”. Martínez destacó que el gobierno está trabajando en el plan de transición energética con el ministro de Ambiente y en el desarrollo de las energías renovables en la Argentina.

Gladys González criticó el rol del ministro de Ambiente, Juan Cabandie, sobre los 18 proyectos petroleros offshore en el Mar Argentino, que fueron adjudicados por el propio gobierno de Mauricio Macri en mayo de 2019. El secretario de Energía le respondió que “las inversiones están sujetas a la resolución de la audiencia pública que se ha realizado. Ahí sí hay una atribución en cuanto a la autoridad de aplicación, que es el Ministerio de Amiente y Desarrollo sostenible en conjunto con la Secretaría de Energía”.

Industrialización, beneficios e infraestrurura

La senadora neuquina Silvia Sapag (Frente de Todos) apoyó el proyecto, pero también pidió que “se revisen algunos aspectos para que las empresas que piensan invertir en la industrialización en origen de los hidrocarburos se sientan realmente tentadas y no que sigamos replicando el esquema que hasta ahora se llevó a cabo”. Y pidió “industrializar de una vez por todas a nuestras provincias productoras”, cuestionando al mismo tiempo que las petroquímicas, por ejemplo, se instalaron en ciudades con puertos.

Luego fue el turno de Lucía Crexell, senadora del Movimiento Popular Neuquino (MPN), que preguntó “por qué las dos empresas más beneficiadas del proyecto, que en su conjunto suman más del 65% de la producción de petróleo crudo y refinación en el país, son las que gozarán de los beneficios diferenciales, y por qué no se aplican estas disposiciones a las más de 50 empresas más pequeñas y que no llegan al 35% de la producción de crudo? Circula la idea de que este proyecto de ley sería un salvataje a la empresa de capitales mixtos públicos y privados”.

Darío Martínez le respondió que “los beneficios son para todas las empresas que inviertan. Ahora, este régimen de promoción tiene que proteger el mercado interno, resolver el autoabastecimiento y, garantizado eso, generar los saldos exportables. Apostamos a que los actores hagan el mayor sacrificio por sostener esto, por supuesto que no podemos generar una herramienta que provoque que dejen de invertir porque si no vamos a tener saldos exportables para algunas y vamos a tener caída de la producción para todo el país”.

Alberto Weretilnek (Río Negro – Junto Somos) fue otro senador que cruzó al secretario de Energía. Comenzó su intervención señalando que “el proyecto, así como está, no lo acompañamos porque creemos que debe tener modificaciones”. El ex gobernador de Río Negro cuestionó que la Secretaría de Energía sea la autoridad de aplicación en las actividades de producción, transporte, almacenamiento, comercialización y exportación de Gas Natural Licuado (GNL). “Esto claramente es anticonstitucional”, añadió Weretilnek. El secretario energético reconoció que el proyecto se refiere a la industrialización y no a la producción. “Esto quizá tengamos que aclararlo, pero se refiere a la industrialización, que no es potestad de las provincias”, agregó Martínez.

El senador por Misiones, Maurice Closs, del bloque oficialista del Frente de Todos, si bien apoyó el proyecto, pidió que “una vez aprobado, lleguen de una buena vez por todas las obras de infraestructura como los gasoductos para las zonas abandonadas como la provincia de Misiones”.

Los senadores Sergio Leavy (Frente de Todos de Salta)y Victor Zimermmann (UCR de Chaco) coincidieron con el reclamo por más incentivos específicos para repuntar la producción de la cuenca petrolera del Noroeste, en declino desde hace varios años.

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Estrategias para mitigar el cambio climático: entre el hidrógeno y la diversificación de exportaciones

Especialistas de distintas nacionalidades y disciplinas disertaron el miércoles en la Reunión Anual del Consejo Internacional de Academias de Ingeniería y Ciencias Tecnológicas (CAETS) 2021 con sede en Argentina. Entre los puntos más salientes del panel de energías renovables, los expositores destacaron las posibilidades que alberga el desarrollo del hidrógeno, la integración de distintas energías para avanzar en la descarbonización y la importancia de invertir en proyectos de almacenamiento.

Las metas de neutralidad de carbono para el 2050 previstas por una vasta cantidad de países se anclan en la necesidad, cada vez más urgente, de mitigar el cambio climático a nivel global. En este contexto, al incremento de los proyectos de energía renovable para reemplazar la explotación de recursos fósiles, se suma el debate para dilucidar de cuánto tiempo será la venta de oportunidad del petróleo y el gas. Durante el segundo panel, destinado al sector Oil&Gas, los participantes detallaron las estrategias que deben tener en cuenta los países dependientes de la explotación hidrocarburífera para sus economías, además de las particularidades del gas natural como vector hacia la transición energética.

Hidrógeno y almacenamiento

Eloy Álvarez Pelegry, profesor de la Real Academia de Ingeniería de España sostuvo que “existe un contexto favorable para el desarrollo del hidrógeno renovable. La estrategia de la Unión Europea apoya el hidrógeno, consciente de sus elevados costos y de las enormes inversiones para su desarrollo. Es una estrategia a largo plazo.” Respecto de los biocombustibles, Pelegry explicó que “tienen objetivos cuantitativos de penetración en el transporte y los requisitos estrictos para su sostenibilidad requieren esfuerzos continuos. En Europa hay alrededor de 19.000 instalaciones de biogás y 725 inyectan gas a la red”.

En cuanto al almacenamiento, «existe una complementariedad natural entre la producción hidroeléctrica de las plantas de embalse y las plantas eólicas y solares”, señaló Oscar Ferreño, miembro de la Academia Nacional de Ingeniería de Uruguay, y agregó que “los embalses actúan como verdaderas baterías de almacenamiento de energía sobre el caudal de agua natural”.

“No obstante, la composición del parque generador actual sólo será suficiente para alimentar el crecimiento de la demanda durante los próximos 8 o 10 años. Con lo cual, si queremos seguir abasteciendo la demanda eléctrica con energías renovables, debemos recurrir a un almacenamiento complementario al que proporcionan las centrales hidroeléctricas y es necesario determinar qué características debe tener este almacenamiento en términos de capacidad de reserva en el tiempo”, subrayó el ingeniero.

La estrategia de la diversificación

La transición energética no adoptará métodos uniformes para todos los países y puede estar sujeta a diversos contratiempos. Aunque no hay un solo camino para alcanzar la transición, su crecimiento en las últimas décadas impacta en las percepciones y comportamientos de los inversores de la industria energética y su toma de decisiones.

En este sentido, Bassam Fattouh, director del Instituto de Estudios en Energía de Oxford, destacó en el panel Oil&Gas que “las compañías petroleras están adaptando objetivos relacionados con el clima en sus estrategias. Están tratando de reducir la participación de los activos petroleros en sus carteras y están tratando de migrar hacia el gas natural y las energías renovables. Y muchas de estas empresas también han anunciado recientemente objetivos muy ambiciosos para alcanzar cero emisiones netas para 2050”.

Ahora bien, las determinaciones en función de llevar a 0 las emisiones de carbono ponen en riesgo a los países que dependen altamente de los recursos fósiles como fuente de ingresos. En palabras de Fattouh: “para determinados países existe el riesgo de pérdidas en los ingresos por exportaciones y eso podría perturbar su bienestar económico-social. Por lo tanto, una estrategia eficaz es la de diversificar la cartera de productos exportables estrechamente relacionados con los hidrocarburos como los petroquímicos, fertilizantes y siderúrgicos”.

Entonces, la pregunta es: ¿Cómo mejorar la competitividad y aumentar la resiliencia del sector de hidrocarburos en un mundo que está en transición hacia cero emisiones netas?

En sintonía, el especialista expresó que “no hay que perder de vista el hecho de que los países importadores consideren implementar un plan de impuestos al carbono, instalando una brecha entre los ingresos generados por los exportadores de petróleo y gas y los ingresos generados por los países consumidores que captarán una importante renta a partir de los impuestos. Por eso, la estrategia de diversificación de la cartera de productos constituye una estrategia clave para sortear los desafíos de la transformación de la matriz energética”.

Al cierre, Martín Fraguío, director de Carbon Group Argentina, remarcó que “Argentina necesita inversiones tanto en su industria energética como en sus ecosistemas naturales para alcanzar sus objetivos de desarrollo y sostenibilidad. El país debe combinar sus recursos naturales extensivos. La alianza entre la producción de gas natural y la mejora de vastas superficies de tierra para preservar los ecosistemas, generará externalidades positivas adicionales, como la formación de empleo”.  

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Desafíos de la transición energética: cuáles son los pasos a seguir para alcanzar la meta de carbono-cero en 2050, según la IEA

El director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (IEA), Fatih Birol, y el director general de la Agencia Internacional de Energía Atómica, Rafael Grossi, analizaron los desafíos que la transformación energética supone para los distintos países y sus contextos, además de la potencialidad del desarrollo de la energía nuclear como facilitador del camino hacia la meta de carbono-cero en 2050. Los directivos disertaron ayer en la Reunión Anual del Consejo Internacional de Academias de Ingeniería y Ciencias Tecnológicas (CAETS) 2021, esta vez, con sede en Argentina.

“Más del 80% de las emisiones de C02 provienen del sector energético y los gobiernos de los distintos países se comprometen a llevar la emisión a 0 para el año 2050, lo que sin duda constituye un anuncio político importante”, señaló Fatih Birol, y agregó: “No obstante, el año pasado consulté a un equipo multidisciplinario integrado por estadísticos, ingenieros y políticos: ¿qué debe suceder en el sector de la energía a nivel mundial para cumplir los objetivos de descarbonización previstos? ¿Cuáles son los pasos concretos a seguir?”

Esos interrogantes impulsaron al titular de la Agencia Internacional de Energía y su equipo, a elaborar una hoja de ruta que registre lo que ocurre en los mercados energéticos globales para tomar decisiones sólidas. Del documento se desprenden los siguientes objetivos:

Aprovechar las opciones de energía limpia (solar, eólica, hidroeléctrica, nuclear) y apostar a los vehículos eléctricos que permitirán incrementar la eficiencia energética. Con todo, aun es necesario promover la ampliación masiva de las alternativas de energías limpias existentes.

Lograr que las aplicaciones tecnológicas de pequeña escala, como la captura y el almacenamiento de carbono y el desarrollo del hidrógeno, crezcan y formen parte del mercado.

Reducir el consumo de carbón, petróleo y gas de aquí al 2050.

Fortalecer la colaboración internacional en tanto propiciará resultados exitosos y permitiría el desarrollo de nuevas tecnologías más limpias y económicas.

Fatih Birol, director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía

«Sólo una pequeña parte del dinero de las inversiones en energía limpia se destina a los países en desarrollo. Sin embargo, en Yakarta, en Buenos Aires o en París, el problema de las emisiones de gases contaminantes provoca los mismos efectos.”, manifestó Birol, y concluyó: “Hay que canalizar las inversiones desde un punto de vista racional y es una responsabilidad moral de las economías desarrolladas proporcionar apoyo financiero a los países emergentes. Quedan pocas semanas para el Cook 26 en Glasgow y queremos brindar señales inequívocas a los inversores del mundo. Debemos decir que los países estamos unidos y que decidimos que el futuro de la energía será limpio. Hay mucho trabajo por hacer, pero soy optimista”.

La energía nuclear en el proceso de descarbonización

La Agencia Internacional de Energía Atómica trabaja con la biblioteca de datos globales más completa y actualizada del mundo. De allí se desprende que, a pesar de que cada vez más personas tienen acceso a la electricidad, casi 800 millones de personas todavía no lo tienen. De igual modo, la dependencia global sobre los combustibles fósiles se ha mantenido prácticamente sin cambios desde 1980.

Al respecto, Rafael Grossi expuso su punto de vista en el evento organizado por la Academia Nacional de Ingeniería de Argentina: “Si como está previsto, nuestras necesidades energéticas aumentan un 40% para 2050, esto significa que estamos trabajando contra reloj. Para disminuir las emisiones, los países están buscando reducir su dependencia del carbón y el uso de energía eólica y solar está creciendo”. “Se trata de reemplazar el petróleo y el gas que proporcionan una gran estabilidad y flexibilidad cuando cambia la demanda y cuando el sol no brilla y el viento no sopla”, agregó el titular de IAEA.

Durante la jornada, el especialista hizo especial hincapié en las ventajas del desarrollo de la energía nuclear para acelerar el proceso de transición energética. “Todos los días somos testigos de los avances globales que posibilita la adopción de energía nuclear y creemos que debe ponerse en pie de igualdad con otras tecnologías de energía limpia”, remarcó Grossi.

En la última década, la capacidad de energía nuclear ha aumentado gradualmente. En la actualidad existen 443 reactores nucleares que operan en 32 países y producen casi un tercio de las emisiones bajas en carbono del mundo.

Rafael Grossi, director general de la Agencia Internacional de Energía Atómica

“Es cierto que un puñado de países de Europa occidental se enfrenta al desarrollo nuclear”, dijo Grossi, y añadió: “Cada país tiene el derecho soberano de elegir su combinación energética, pero centrarse demasiado en una subregión puede silenciar la visión general. Incluso en Europa, la mitad de los países todavía operan plantas de energía nuclear y ocho están construyendo más o, al menos, lo están considerando seriamente”.

En palabras del ejecutivo, “la energía nucleoeléctrica seguirá desempeñando un papel clave en la combinación de energía baja en carbono del mundo. Rusia, China, India, Estados Unidos y otros países se encuentran en distintas etapas de operación y desarrollo de reactores rápidos de nueva generación. Los reactores nucleares pueden extraer hasta 70 veces la energía del uranio. En Argentina, el CAREM es un buen ejemplo de prototipo”.

“Si entendemos que los reactores modulares pueden servir mejor a las necesidades de los países en desarrollo, y si se utilizan para aplicaciones no eléctricas como por ejemplo la producción de hidrógeno, podríamos llegar a descarbonizar sectores difíciles como el transporte y la industria”.

Para alcanzar estos objetivos, es preciso construir una plataforma global para compartir información, coordinar proyectos de investigación y publicar documentos técnicos. La energía nuclear no está en contra de la energía solar y eólica. Al contrario, es mucho lo que podemos aprender unos de otros”, concluyó Rossi.

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Cómo es el plan para triplicar exportaciones mineras en 10 años que el gobierno lanzará antes de las elecciones de noviembre

El gobierno lanzará antes de las elecciones del 14 de noviembre el Plan Estratégico para el Desarrollo Minero Argentino (PEDMA), una iniciativa que plantea incentivos económicos y seguridad jurídica a largo plazo para las compañías y tiene como objetivo triplicar las exportaciones mineras en 10 años. Según los cálculos que hacen en la Secretaría de Energía, las exportaciones podrían saltar de 3.200 millones de dólares de 2019 a 10.765 millones de dólares con la incorporación de proyectos de cobre, oro, plata y litio.

Fuentes gubernamentales indicaron a EconoJournal que posiblemente el anuncio se concrete en octubre, pero depende de la agenda del presidente Alberto Fernández, que participará del evento junto al secretario de Minería, Alberto Hensel y el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas.

La Secretaría de Minería viene trabajando hace meses en este plan. Originalmente iba a ser presentado el día de la minería, que es el 7 de mayo, pero la cartera no llegó a definirlo por completo. Ahora falta terminar de pulir los detalles con el ministerio de Economía de Martín Guzmán y la Comisión Nacional de Valores para definir cómo serán los incentivos económicos, tributarios y la regulación para el acceso al mercado de capitales para las empresas mineras. En el marco de ese plan, el gobierno también planea una reducción a las retenciones a las exportaciones mineras. Según un resumen del plan al que accedió este medio, la intención del Ejecutivo es incrementar lo antes posible el peso de la minería en el PBI, ya que hoy es de tan sólo el 0,6%, cuando en Chile es 12%, en Perú el 10% y en Australia el 7%.

Triplicar las exportaciones

El plan del gobierno es incrementar en 3,4 veces las exportaciones de 2019, último año completo comparable sin pandemia, que fueron de US$ 3.200 millones. El objetivo del Ejecutivo es alcanzar exportaciones por US$ 10.765 millones en una década con una inversión (Capex total) de US$ 27.275 millones.

Para esto, planea poner en marcha 33 proyectos: siete de cobre, que podrían vender al exterior por US$ 5.420 millones, que representan el 61% de las exportaciones proyectadas. Luego, el plan estima que se concreten 15 proyectos de litio que podrían exportar US$ 2.100 millones (20% de las exportaciones); cinco proyectos de oro con un potencial exportador calculado en US$ 1.752 millones (6%); cuatro proyectos de plata que exportarían US$ 758 millones (5%); y, por último, un proyecto de potasio (7%) y un proyecto de uranio (1%) que sumarían US$ 734 millones en exportaciones.

*Supone desarrollos de proyectos de oro, plata, cobre, litio y otros.
Fuente: Secretaría de Minería.

Los cinco ejes del plan

El PEDMA es una iniciativa a largo plazo basado en el cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) elaborados por las Naciones Unidas. Dentro de la Secretaría de Minería prefieren hablar de un “proceso” de debates y búsqueda de consensos de varios meses con los distintos actores del sector, donde participaron alrededor de 250 instituciones, desde religiosas a organizaciones ambientales.

El plan cuenta con cinco ejes: competitividad, inclusión, sostenibilidad ambiental, institucionalidad e integrada al entramado productivo.

Competitividad

El plan contará con un “diagnóstico de competitividad” donde se evaluarán los costos de exploración y tributarios. También habrá incentivos a la fase de exploración minera para “la generación de valor agregado y la extensión de vida útil” de los proyectos y “se impulsarán esquemas tributarios que incentiven la inversión” y estén “orientados a una mejor distribución federal de los recursos”. Además, el plan contará con incentivos a la inversión en infraestructura y el acceso al mercado de capitales para facilitar el financiamiento de las empresas.

El documento de Hensel sobre el plan minero remarca en este punto que “la minería argentina debe ser competitiva mundialmente para convertirse en una actividad impulsora de la industria nacional, generadora de empleo y valor agregado y promotora del crecimiento de las exportaciones”. También, tendrá aspectos vinculados al régimen cambiario, de comercio exterior, de patentes y de propiedad intelectual.

La seguridad y estabilidad de las políticas y el marco regulatorio “resultan fundamentales” para la minería porque es una industria con “alto riesgo” y con una “necesidad de inversión intensiva a largo plazo”, aclara el documento. El plan de Hensel promueve una mayor distribución de los recursos mineros para que se beneficien las provincias y los municipios y aportará beneficios tributarios y fiscales al desarrollo de toda la cadena de valor minera y la innovación.

Inclusión

El documento de la Secretaría de Minería resalta la importancia del “diálogo y la participación ciudadana” y subraya que “la sostenibilidad social de la actividad minera sólo es posible situando a las personas y sus familias en el centro, para convertirla así en una industria socialmente aceptada”. Además, agrega que “la industria minera argentina encuentra importantes oportunidades para crear valor compartido tanto a partir del fortalecimiento de los vínculos con las comunidades locales, como a través del fortalecimiento de la productividad de los actores de la cadena de valor y la promoción del desarrollo local”.

Sostenibilidad ambiental

El aprovechamiento de los recursos naturales por parte de la actividad minera debe llevarse a cabo atendiendo a los más elevados estándares ambientales con el objetivo de incorporar políticas de prevención, reducción y mitigación de impactos, gestión de riesgos ambientales, remediación y compensación ambiental, sin perder de vista la finalidad de desarrollo integral de la actividad”, destaca el plan. Además, establece una serie de iniciativas como: ordenamiento de la gestión de los recursos hídricos; gestión ambiental de los residuos sólidos, residuos mineros y peligrosos.

Integrada al entramado productivo

El plan destaca: “Una minería que genera empleo de calidad y alto valor agregado, con el desarrollo social y económico de los argentinos como objetivo central”. Las iniciativas concretas en este apartado son: desarrollar la cadena de valor “aguas abajo”; una estrategia nacional de desarrollo de proveedores locales que permita potenciar la integración y armonizar las políticas provinciales; innovación y desarrollo tecnológico incentivando la relación entre instituciones públicas y los actores de la cadena de valor.

Marco institucional

Por último, el quinto eje remarca que “la minería sólo puede ser desarrollada de forma sostenible en un marco de políticas elaboradas sobre la base de acuerdos comunes que trasciendan períodos políticos y se constituyan en verdaderas políticas de estado, orientadas al desarrollo sostenido nacional y de las provincias”.

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Pampa Energía realizó el cierre de sus prácticas profesionalizantes 2021 para más de 260 estudiantes

Durante los encuentros virtuales, los participantes pudieron conocer cómo funciona una empresa del nivel de Pampa, adquirir conocimientos sobre la producción de energía, la seguridad industrial, los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas, o cómo prepararse para su primer empleo, entre otros temas. Además, realizaron visitas guiadas virtuales a diferentes activos de la compañía para conocer sus operaciones.

Junto a los estudiantes, más de 140 voluntarios de Pampa formaron parte del programa como mentores, talleristas y evaluadores de proyectos de los estudiantes secundarios.

El cierre final de la actividad contó con la presencia virtual de la ministra de Educación de Neuquén, Cristina Storioni, del ministro de Educación de Mendoza, José Thomas, del director ejecutivo del Instituto Nacional de Educación (INET) Diego Golombek, del director de la Fundación Pampa, Pablo Díaz, entre otras autoridades nacionales y de cada una de las provincias involucradas.

Allí, Pablo Díaz agradeció el compromiso de todos los presentes y afirmó «para Pampa las prácticas profesionalizantes siempre fueron un pilar. Durante el 2020, asumimos el desafío de que los estudiantes puedan realizarlas en formato virtual, y finalizar así el secundario técnico con un aprendizaje que les permita consolidar los conocimientos adquiridos. Este año pudimos mantener ese compromiso y alcanzar a más estudiantes en todo el país, contando con el apoyo de muchos voluntarios. Siento un gran agradecimiento por su aporte, y deseo que sigamos transitando este camino con el mismo compromiso.»

Por su parte, Cristina Storioni señaló: “quiero destacar el gran trabajo que realiza la Fundación Pampa, el respeto por nuestras propias prácticas y lo convocantes que resultan cada una de las convocatorias”

Por último, José Thomas remarcó: “son tiempos de profundos agradecimientos, tiempos donde uno mira para adelante y puede ver el crecimiento, por eso agradezco mucho lo que hacen”.

Pampa Energía, a través de su Fundación, realiza las prácticas profesionalizantes con estudiantes del último año de escuelas con las que se vincula a partir de otros programas. Entre el año 2017 y 2021, más de 1100 estudiantes realizaron prácticas profesionalizantes en empresas y activos del grupo Pampa. Este año, además de las prácticas realizadas en activos de Pampa, realizamos alianzas con Fundación Siemens, 500 RPM, Plapiqui y el Instituto Petroquímico Argentino, para alcanzar a 106 estudiantes de Buenos Aires y Neuquén.

En los años anteriores se realizaron de manera presencial en los activos de la compañía, y a partir del 2020, se logró la continuidad de las actividades, adaptando el formato a un modo virtual.

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Crisis de las distribuidoras de energía en Gran Bretaña: solicitan ayuda al gobierno por la ola de quiebras en el sector

Una ola de quiebras entre las compañías de distribución de gas y de electricidad en Gran Bretaña disparó conversaciones de emergencia entre el gobierno y las empresas para evaluar cómo proceder con los clientes que quedaron sin servicio. Las principales compañías del sector advirtieron al gobierno que muchas más empresas están en riesgo de quebrar debido a la escalada de precios de la energía en Europa.

El secretario de Negocios, Energía y Estrategia Industrial, Kwasi Kwarteng, abordó la crisis en conversaciones con las principales empresas de gas y de luz durante el fin de semana y el lunes. Las compañías solicitaron una ayuda económica para enfrentar el costo de absorber a potenciales millones de clientes si más empresas entran en quiebra. Alegan que en el presente escenario de volatilidad de precios las boletas no alcanzan a cubrir los costos de brindar los servicios de gas y de luz a los nuevos clientes.

Kwarteng informó el lunes que el gobierno descarta un escenario de cortes de luz o racionamiento de la energía. “Ese pensamiento es alarmista y no ayuda”, dijo el secretario. También informó que sigue negociando con las compañías de energía para encontrar una solución para los clientes de las compañías quebradas o que entren en esa situación. Pero señaló que no rescatarán a las empresas que caigan en bancarrota.

Quiebras en el sector energético

Al menos cinco compañías distribuidoras fueron a la quiebra en las últimas seis semanas debido a la escalada de precios del gas natural y de la energía eléctrica. Pueden ser muchas más: las principales compañías advirtieron al secretario que de las 55 empresas que componen el sector podrían quedar en pie entre 6 y 10 para fines de año, según reportó el Financial Times.

Utility Point y People’s Energy son las últimas compañías en declararse en bancarrota. Con base en Bournemouth, Utility Point abastecía de gas y electricidad a unos 220.000 hogares, mientras que People’s Energy en Edimburgo servía a unos 350.000 hogares y 1000 clientes no residenciales. Otra compañía mucho más grande podría sumarse en breve. Bulb Energy, una distribuidora con más de un millón y medio de clientes en Gran Bretaña, está buscando una inyección urgente de fondos y habría iniciado conversaciones para una fusión con otra empresa.

En su informe del lunes, el secretario de Energía recordó que algunas quiebras ocurrieron en el pasado ante grandes escaladas de precios y que sus clientes pasaron a ser servidos por otras distribuidoras. En ese sentido, advirtió que no salvarán a las empresas quebradas. “El gobierno no rescatará a las empresas fallidas. No habrá recompensas por fallas o mala gestión. No se debe esperar que el contribuyente apoye a las empresas que tienen modelos de negocios deficientes y no son resistentes a las fluctuaciones en los precios”, dijo Kwarteng.

Crisis multicausal

El origen de la crisis se encuentra en la suba incesante de los precios del gas natural y sus efectos sobre los precios de la energía eléctrica. La suba de precios en los mercados mayoristas llevó a varias compañías distribuidoras a una crisis terminal de liquidez.

Algunas distribuidoras compran la energía principalmente en el mercado diario en lugar de firmar grandes contratos de abastecimiento con las generadoras, por lo que se vieron gravemente afectadas por la escalada de precios en el mercado eléctrico. A esto se suma el encarecimiento de las importaciones de gas y un aumento de la demanda del hidrocarburo, especialmente en las usinas termoeléctricas e industrias, que también dejó mal paradas a las distribuidoras sin grandes contratos de abastecimiento. Por otro lado, existen precios máximos regulados por el gobierno que impiden trasladar los incrementos a los consumidores. Un cóctel que agotó la liquidez de las distribuidoras y las dejó sin poder comprar la energía.

Kwarteng descartó el pedido de modificar esos precios máximos en función de la situación excepcional que se esta dando con los precios de la energía. “Me gustaría asegurarles a todos, a los miembros honorables y a sus electores que el límite del precio de la energía, que todavía ahorra a 15 millones de hogares hasta £ 100 al año, no se va a ir a ninguna parte”, afirmó el secretario del gobierno británico.

El regulador de los mercados de gas y electricidad (Ofgem) puede asignar nuevas compañías proveedoras para los hogares y las empresas que quedaron sin servicio a través de un proceso de oferta. No obstante, las principales compañías solicitaron al gobierno un paquete económico multimillonario para hacer frente a los costos de una potencial absorción de millones de clientes, que poseen distintos perfiles de consumo e ingresos. Alegan que con las tarifas reguladas no alcanza para cubrir los costos crecientes.

Escenario pesimista en Europa

Europa inició la semana con nuevas subas en los principales hubs de comercio de gas. En el Dutch TTF, hub en Países Bajos y referencia principal para el resto del continente, el precio del gas volvió a trepar y cerró la jornada del lunes en € 75,32/MWh, alrededor de US$ 25 por millón de BTU. En el Reino Unido, el UK NBP, hub de comercio de gas británico, cerró con un nuevo precio histórico, equivalente a US$ 26 por millón de BTU.

La competencia de precios con Asia por los cargamentos de GNL desde Estados Unidos se mantiene firme y es probable que se profundice ante la escasa oferta desde Rusia. Un elemento que sumó tensión a los precios en la jornada del lunes fue la poca oferta en firme contratada en las subastas europeas de gas desde Rusia para el mes de octubre, que marca el comienzo de las bajas temperaturas y aumento de la demanda. En el gasoducto de Yamal, la rusa Gazprom ofertó para el próximo mes apenas un tercio de la capacidad total de transporte en firme. Peores resultaron las subastas en los gasoductos a través de Ucrania: quedaron desiertas.

El ministro de Energía de Rusia, Nikolay Shulginov, había afirmado semanas atrás que buscan llenar sus almacenes y reservorios subterráneos de gas de cara al invierno, una operación que podría demorar dos meses, complicando el llenado de los reservorios subterráneos de gas en Europa, que se encuentran en niveles por debajo del promedio normal para este momento del año.

Las empresas de servicios públicos de Europa admiten que poco se puede hacer para modificar este escenario. En la conferencia Gastech que se se celebra en Dubai, algunas de las principales firman señalaron que el invierno será duro. “Esperamos que el comienzo del invierno no sea demasiado frío en el hemisferio norte. De lo contrario, estamos en problemas”, dijo Didier Holleaux, vicepresidente ejecutivo de la francesa Engie SA.

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El gobierno evalúa bajar retenciones a la minería para incentivar nuevas inversiones en el sector

La Secretaría de Minería, a cargo de Alberto Hensel, está puliendo los detalles de un plan minero para dinamizar inversiones en el sector metalífero. En esa clave, uno de los puntos que analiza el Ejecutivo es reducir las retenciones a las exportaciones mineras con la intención de que la Argentina gane competitividad fiscal y traccionar el ingreso de divisas en el sector.

En rigor, el gobierno lanzará un plan minero que, entre otras cosas, contiene incentivos para destrabar las inversiones de grandes proyectos (principalmente en oro, plata, cobre y litio) que hace tiempo están en carpeta, pero que todavía no se concretaron.

Retenciones

El gobierno tiene en carpeta implementar un régimen de “retenciones progresivas”, que se aplicaría proyecto por proyecto. Según pudo conocer EconoJournal, varias compañías mineras están siguiendo de cerca el tema. En los hechos, el nuevo esquema ayudaría a aliviar el régimen de retenciones a las exportaciones para la fase de inversión de capital para que los proyectos puedan atravesar los primeros años.

La medida intenta otorgar previsibilidad a largo plazo a las compañías para que afronten el repago del capital. Luego, la alícuota se incrementaría en la fase de producción y podría contemplar que esté atada al precio de los commodities. Todavía no está definido cuál sería el tope. En los últimos años de vida útil de cada desarrollo las retenciones podrían volver a bajar.

En la Secretaría de Minería estiman que hay más de 300 proyectos en distintas etapas que permitirían captar inversiones por alrededor de 30.000 millones de dólares. Además, si avanzan proyectos de cobre, oro, plata y litio que hoy están en carpeta, la Argentina podría triplicar las exportaciones del sector y superar los 10.000 millones de dólares. En el primer cuatrimestre del año la minería representó el 4% del total de las exportaciones del país y casi la totalidad correspondieron a las provincias de San Juan, Santa Cruz, Catamarca, Salta y Jujuy.

El gobierno de Mauricio Macri había quitado por completo las retenciones al inicio de su gobierno. Desatada la crisis económica en 2018, el ex presidente volvió a aumentarlas hasta el 12%Alberto Fernández las redujo 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.

Plan Estratégico para el Desarrollo Minero

Fuentes gubernamentales indicaron a EconoJournal que la presentación del plan podría concretarse antes de las elecciones legislativas de noviembre. El Plan Estratégico para el Desarrollo Minero Argentino (PEDMA) es una iniciativa a largo plazo que la Secretaría de Minería viene confeccionando hace meses en un proceso de debates y búsqueda de consensos que involucró a diversos actores del sector, incluso a organizaciones ambientales y a los distintos credos. Participaron más de 250 instituciones y se elaboraron cinco ejes: minería inclusiva; minería con sostenibilidad ambiental; minería competitiva; minería integrada y minería e institucionalidad.

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Milán impulsará una flota de 1200 eBuses con las nuevas celdas sostenibles de Schneider Electric

Schneider Electric apuesta por las tecnologías innovadoras como eje principal del nuevo sistema de distribución eléctrica de media tensión para las estaciones de autobuses Azienda Trasporti Milanesi, la empresa de transporte público municipal de Milán, Italia. La nueva celda de media tensión SM AirSeT de Schnerider utiliza tecnología de aislamiento de aire y corte en vacío, en lugar del gas de efecto invernadero SF6 y tiene capacidades de conectividad que permiten mejorar la seguridad, la protección, la eficiencia, la gestión de activos y la optimización de la red.

En sus objetivos de sostenibilidad, Azienda Trasporti Milanesi se compromete a utilizar equipos de distribución eléctrica sin gases de efecto invernadero y las celdas son el eje principal del nuevo sistema de distribución eléctrica que planea la compañía. Se trata de uno de los primeros proyectos en los que se ha utilizado SM AirSeT en el sector de infraestructuras, lo que contribuirá a la implantación de una flota de autobuses totalmente eléctricos.

En concreto, la empresa de transporte tiene previsto convertir toda su flota de 1200 autobuses diésel en vehículos totalmente eléctricos para 2030. En este sentido, la celda sostenible SM AirSeT de Schneider dará respaldo a la infraestructura de carga de los e-bus. El uso de equipos con esta tecnología evita la emisión de 560 toneladas de gases de efecto invernadero, además de mejorar la sostenibilidad, la eficiencia operacional y del mantenimiento, la conectividad, la comunicación, la automatización y la supervisión.

Hasta ahora, Schneider Electric ha suministrado a Alstom, el contratista a cargo de la ejecución, 32 unidades de celda SM AirSeT para este proyecto en Milán, que se complementan con celdas y sistemas de gestión de energía así como mantenimiento y soporte de equipos.

«Gracias a nuestra capacidad de innovación, podemos satisfacer los más estrictos requisitos de sostenibilidad end-to-end, manteniendo el rendimiento, la eficiencia y la optimización de las operaciones», aseguró Fabio Chiesa, Head of Transportation Infrastructure de Schneider Electric.

Hasta hace poco, la tecnología de celdas con SF6 era la mejor y única forma de que cumpliera con los requisitos de aislamiento y tamaño compacto de las instalaciones. La desventaja del SF6 es su alto potencial de calentamiento global y la necesidad de cuidarlo de forma especial cuando se retira el equipo. Sin embargo, la tecnología alternativa sin SF6 de SM AirSeT permite reducir el impacto ambiental y eliminar el costoso tratamiento de gas al final de la vida útil del equipo.

SM AirSeT utiliza solo aislamiento de aire puro combinado con una nueva tecnología Shunt Vacuum Interruption (SVI) creada por Schneider Electric. Es compacto, del mismo tamaño que una celda SM6 tradicional. También cuenta con funciones digitales avanzadas que se pueden integrar en sistemas de automatización y monitorización. Además, admite procesos de mantenimiento basados en condiciones que maximizan la continuidad del servicio y utilizan tecnología de monitorización térmica para identificar anomalías de temperatura que pueden provocar un sobrecalentamiento.

La solución se caracteriza por la durabilidad y la reciclabilidad. Asimismo, SM AirSeT mantiene el mismo sistema de operación que el dispositivo de distribución tradicional, por lo que es fácil de usar y no requiere una formación específica para el operador. Las tecnologías de mitigación de arco eléctrico, que mejoran la seguridad del operador, y las nuevas modalidades de interacción, como interfaces con realidad aumentada para acceder a la versión virtual de la celda, constituyen elementos centrales del nuevo desarrollo de Schneider.

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Cuánto le falta a Vaca Muerta para alcanzar un nivel similar al de Permian, el mayor reservorio de Estados Unidos

En los últimos años ha sido habitual comparar el desarrollo de Vaca Muerta con Permian, la formación de shale hoy que más actividad ha venido registrando en Estados Unidos. El potencial del área permite soñar con seguir ese camino transitado por los productores de Texas. Sin embargo, la estadística deja en evidencia la amplísima diferencia que todavía existe entre ambos reservorios y cuán empinado es el camino que debe transitar Argentina para alcanzar niveles similares de producción.

En julio del 2021 Permian logró una producción de 4 millones de barriles de petróleo por día (MMbbl/d). En el mismo período, Vaca Muerta produjo 162 mil barriles de petróleo por día (kbbl/d), apenas el 4% de la producción de Permian, tal como muestran los gráficos comparativos elaborados por EconoJournal.

La cuenca norteamericana —que empezó a extraer crudo a partir de la técnica del fracking en la década de 1990— pasó de producir 2 MMbbl/d en enero del 2018 a 4 MMbbl/d en marzo del 2020. Con la caída de la actividad suscitada por la pandemia, entre enero y marzo del 2021, la producción fue de 3 MMbbl/d y se ha ido recuperando hasta alcanzar nuevamente los 4 MMbbl/d en julio de este año.

En enero del 2018 Vaca Muerta produjo 41 kbbl/d y se mantuvo por debajo de los 100 kbbl/d hasta el período enero-marzo del 2021, cuando alcanzó una producción de 140 kbbl/d. El crecimiento paulatino de la actividad permitió producir 162 kbbl/d en julio del 2021, marcando una diferencia porcentual de 295 puntos respecto del desarrollo del 2018.

Pozos conectados

Permian conectó 403 pozos en enero del 2018, con un pico de 524 en mayo del 2019. Un año después, en mayo del 2020, la completación se mantuvo por debajo de los 100 pozos y se recuperó hasta alcanzar los 393 pozos conectados en julio del 2021. Antes de la pandemia, en Permian se completaban más de 470 pozos por mes en promedio. Ahora, después de la abrupta caída se observa una lenta recuperación con un promedio de 385 pozos conectados en los últimos meses.

En el caso de Vaca Muerta, en enero del 2018 se registró una completación de 7 pozos. En mayo del 2020 se frenó la actividad como consecuencia de la crisis sanitaria. Aunque en Vaca Muerta la cantidad de pozos conectados mensualmente varía, se registró un aumento de la actividad por encima de los niveles pre-pandemia tal como muestran las estadísticas. Entre noviembre del 2020 y julio del 2021 se completaron en promedio 12 nuevos pozos por mes.

Aunque en términos de cantidad, el desarrollo de Permian en Norteamérica supera ampliamente los niveles del desarrollo petrolero en la cuenca neuquina, en materia de eficiencia, un informe de la consultora noruega Rystad determinó que “el crudo de Vaca Muerta compite en condiciones de productividad con los mejores desarrollos del shale de los Estados Unidos”.

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La interna energética sigue y el cristinismo ahora pone la mira en la suba de tarifas del Presupuesto 2022 y en la ley de hidrocarburos

El gabinete anunciado el viernes por la noche evitó la ruptura del presidente Alberto Fernández con su vicepresidenta Cristina Fernández, pero está lejos de haber puesto fin a las internas que corroen al gobierno. En el área económica, donde el mandatario mantuvo al elenco pese a las presiones, la guerra sigue abierta y se expresa en dos temas clave de la agenda energética que desde el Instituto Patria ya comenzaron a cuestionar: el aumento de tarifas contemplado en el Presupuesto 2022 y el proyecto de ley de hidrocarburos.

Suba de tarifas

El proyecto de ley de Presupuesto 2022 prevé una reducción de 2,1% a 1,7% del PBI en el rubro “energía, combustibles y minería” de la partida Servicios económicos. EconoJournal publicó el viernes que ese recorte en términos reales supondrá, entre otros cambios, un aumento de tarifas promedio de al menos un 30 por ciento para el conjunto de los usuarios.  

Máximo Kirchner, jefe de bloque del Frente de Todos en Diputados y líder de La Cámpora, conversó ayer con Horacio Verbitsky en radio Del Plata y cuando el periodista le preguntó qué conclusiones sacaba de los resultados de las PASO de cara al futuro, el hijo de la vicepresidenta sorprendió al mencionar el caso de las tarifas de servicio público como un ejemplo a seguir: “Nosotros y el propio presidente, y también el gobernador en la provincia, han entendido, por ejemplo, que las tarifas no tenían que aumentar en los términos que proponía el sistema, por llamarlo de alguna manera”.

-¿El sistema o el ministro de Economía? –repreguntó Verbitsky.

-El sistema siempre se expresa de diferentes maneras. Nosotros siempre tratamos y entendimos en aquella discusión por tarifas que se tenía que tomar en cuenta como estaba la realidad de muchos argentinos y argentinas, incluso de aquellos trabajadores formales que se encuentran por debajo de la línea de pobreza o en sus límites. Eso se expresó y uno lo puede ver porque cuando uno estudia el proceso electoral ve que la sociedad ha dado un mensaje y hay que interpretarlo.   

Luego el periodista volvió sobre el tema:

-Vos mencionabas el tema de las tarifas de servicios públicos, de los que pueden pagar y no pueden pagar, ahora el Presupuesto 2022 que se anunció la semana pasada incluye aumentos de tarifas de los servicios públicos de 33 por ciento.

-El presupuesto que ha enviado el gobierno se discutirá ahora en el Congreso. Existen los ámbitos donde se debaten este tipo de situaciones y se debatirán. También, obviamente, la oposición en sus diferentes expresiones, porque la única no es Cambiemos, sino que hay otras más racionales dentro del Congreso, van a expresarse y se dará la discusión. Uno puede prever matemáticamente cuál debería ser el aumento pero también tiene que ver cómo está la sociedad. Uno no puede actuar en base simplemente a cuentas matemáticas.

-Excel versus heladera.

-No sé si en esos términos. Vamos a salir adelante y es peldaño por peldaño.

Máximo Kirchner dejó en claro de ese modo que la pelea por las tarifas volverá a darse dentro del gobierno. De hecho, a fines de la semana pasada sus referentes en el área energética ya comenzaron a cuestionar por lo bajo los números que presentó Guzmán.

En respuesta Economía publicó anoche un comunicado donde aseguró que el Presupuesto 2022 establece un gasto en subsidios de las tarifas del 1,5% del PBI y se apunta a alcanzar este valor principalmente mediante tres acciones concretas:

1) Caducidad de la Resolución 46/17 que ofrecía un precio para el gas que oscila entre USD 7,50 por MMBTU en 2018 y USD 6,00  por MMBTU en 2021. “La caducidad de la Resolución 46 permitirá, en términos de subsidios, una reducción de aproximadamente 600 millones de dólares, con respecto a 2021”, aclaró el ministerio.

2) Obras de infraestructura para el sector previstas en el presupuesto 2022 por más de 100.000 millones de pesos, principalmente en construcción de gasoductos, lo que permitirá un mayor ahorro fiscal producto de sustitución de importaciones.

3) Segmentación en el subsidio de las tarifas, punto sobre el que no se dieron precisiones.

Dos fuentes oficiales señalaron ayer a EconoJournal que hasta las elecciones del 14 de noviembre no se esperan cambios en el área económica. No obstante, las internas seguirán. La secretaría de Energía fue uno de los epicentros de conflicto entre albertistas y cristinistas desde el comienzo de la gestión y en medio de la guerra declarada la semana pasada la situación no será diferente.

Ley de hidrocarburos

La idea de incentivar las inversiones petroleras a través de una nueva ley de hidrocarburos viene siendo agitada por el gobierno desde la campaña electoral de 2019. El presidente Alberto Fernández prometió en la apertura de las sesiones ordinarias de 2020 que enviaría el proyecto al Congreso y volvió a hacerlo en la apertura de sesiones de este año. Sin embargo, el proyecto recién se hizo público el miércoles pasado.

La demora obedeció a las disputas que hubo entre el secretario de Energía, Darío Martínez, y su mano derecha Ariel Kogan, con sectores de YPF, por un lado, y con el interventor de Enargas, Federico Bernal, por otro.

Bernal, por ejemplo, quería que el proyecto contemplara la creación de una agencia que transformara el Enargas en un ente de regulación, promoción y desarrollo de la actividad gasífera. A su vez, cuando se debatió la institucionalización del Plan Gas como parte del proyecto, Bernal volvió a cuestionar los beneficios que reciben las petroleras.

Verbitsky se refirió ayer a la ley de Hidrocarburos en el editorial dominical que publica en El Cohete a la Luna y aseguró que “podría consolidar la dolarización de la energía, incluyendo el gas, lo cual sería un obstáculo a su posible uso para el crecimiento industrial”. EconoJournal consultó a una fuente oficial sobre ese punto y la respuesta fue que “eso es bernalismo puro”, en referencia al interventor de Enargas.

-¿Los conflictos van a seguir incluso en torno a este proyecto de ley? preguntó EconoJournal.

-Esto va muy mal. –se limitaron a responder desde el gobierno.

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El camino de la Argentina hacia la COP 26 de Glasgow

Por José Luis Sureda

El 31 de octubre del corriente año comenzará en Glasgow la conferencia de las Naciones Unidas sobre cambio climático, conocida como COP 26. Básicamente, COP 26 buscará un compromiso global para evitar que la temperatura terrestre crezca más de 1,5 °C en 2050, respecto de aquella en 1850.

Recordemos que la energía contribuye con el 73% de las emisiones globales, la agricultura el 18% y la actividad industrial con el 5%. Globalmente, los combustibles fósiles aportan el 80% de la energía que producimos. Y existe una relación directa entre creación de riqueza y consumo de energía, muy particularmente en los países en vías de desarrollo.

Los seiscientos millones de almas que aún no tienen acceso a la electricidad y/o a productos energéticos modernos para uso residencial dependen, más que nadie, del acceso a los combustibles fósiles para poder salir de la miseria. Con las tecnologías actuales es imposible prescindir de los combustibles fósiles sin aceptar una fuerte caída en el standard de vida.

Atendiendo a estas razones, y en relación con la cita de Glasgow es posible dividir al mundo en dos grandes grupos. Por un lado, está el primer mundo que, mediante el uso a destajo de los combustibles fósiles, ha alcanzado un alto nivel de desarrollo humano. No hace falta decir que este grupo incluye a USA y a la Unión Europea. Los países de este grupo han logrado desacoplar, en gran medida, el crecimiento económico del consumo de energía. Por el otro, está el grupo de los BRICS: Brasil, Rusia, India, China y Sudáfrica. Es decir, el grupo de países en vías de desarrollo que, para poder seguir creciendo, deberá continuar haciendo un uso intenso de los combustibles fósiles.

La geopolítica del cambio climático es, esencialmente, el juego a través del cual se busca distribuir el esfuerzo por realizar entre estos grupos. La guerra comercial entre USA y China es otro elemento insoslayable de esta ecuación y está vinculada al tema en cuestión.

Para alcanzar los objetivos de Glasgow las economías en desarrollo deberían aceptar pérdida de soberanía y de las libertades individuales de sus habitantes.

En Glasgow se tratará de “distribuir la carga” entre los diferentes países, para lo cual se esgrimen diversos criterios. El grupo desarrollado ha sido el contaminador histórico en términos de emisiones acumuladas, gracias a lo cual alcanzó un alto nivel de confort.

El grupo BRICS es el gran emisor del presente y lo sería aún más en el futuro. En estos países, la relación entre producto bruto y consumo de energía seguirá siendo muy estrecha por el futuro previsible.

Nosotros somos responsables del 0,6% de las emisiones globales. Un enorme esfuerzo de nuestro país para abatir las emisiones de gases de efecto invernadero sería prácticamente ignoto en las emisiones globales. Pero ayudaría a disminuir los costos al grupo de países desarrollados.

Es crucial ir a Glasgow con una posición clara y firme para evitar ser sometidos a políticas contrarias a nuestro legítimo derecho a crecer.

Glasgow afectará el futuro de largo plazo de los argentinos y, por tanto, nuestra posición no debe ser tomada por un gobierno en soledad. Pese a ser una cuestión de máxima importancia para nuestro futuro, este tema no tiene visibilidad en los medios ni parece tener prioridad para nuestros políticos.

Falta poco más de un mes para Glasgow y el tema no está en la agenda política en esta interminable campaña electoral. De modo que la pregunta que tengo es ¿Cuánto nos importa el futuro de nuestro país?

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Biocombustibles: hacia la descarbonización definitiva del transporte

De cara a la transición energética, el rol de los biocombustibles se reivindica y se plantea como uno de los caminos hacia la descarbonización definitiva del transporte. En la última década, los productos bio ganaron terreno en el mercado nacional e internacional y se catalogan como una  alternativa preferible al uso de combustibles fósiles. Así lo consignaron desde la empresa santafesina DH-SH, dedicada a la logística, saneamiento y gestión integral de los residuos de la industria aceitera.

“El punto de quiebre lo marca el hecho de que la concentración de gases de efecto invernadero (GEI) que emiten los biocombustibles cuando son combustionados es la misma que capturarán luego al volver a crecer en las plantaciones, cerrando el ciclo de carbono”, explicó Noelia Cappello, ingeniera Ambiental, responsable de Ambiente de DH-SH, que pone el foco, principalmente, en la recolección y acondicionamiento del aceite vegetal usado para la producción de bio.

Los de segunda generación tienen su valor agregado: “Al ser producidos no sólo de gramíneas forrajeras sino también de aceite vegetal usado, añaden un beneficio adicional: el de poder recuperar residuos y transformarlos en recursos”, destacó la especialista. Y agregó que «si bien los combustibles fósiles también vuelven a regenerarse, esto sucede en un período excesivamente mayor al de una vida humana».

Entrada de divisas

En el último año, las exportaciones de biodiesel permitieron un ingreso de divisas de US$ 468 millones, en un contexto de exportaciones atípicamente bajas como resultado de la pandemia. Entre los años 2012 y 2019, de acuerdo a datos de INDEC, las exportaciones de biodiesel generaron un flujo positivo de divisas que promedió los US$ 1.089 millones anuales.

Además, el establecimiento de fábricas, tanto de biodiesel como de bioetanol a base de caña de azúcar y a base de maíz ha generado grandes inversiones en los últimos 15 años. “Asimismo, el avance en los encadenamientos productivos permite agregar valor a las materias primas, lo cual hace posible, en parte, colocar en el extranjero productos que generan un mayor ingreso de divisas respecto a la comercialización de productos sin procesar”, añadió Cappello.

La recuperación de biocombustibles

En base al informe realizado por el Licenciado Agustín Toborra para el Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura (IICA, 2020), se destaca que en el mundo existe una tendencia creciente a aplicar mecanismos que exijan la utilización de biodiesel para diésel fósil, estableciendo mandatos de mezcla obligatoria y generales, como así también indirectamente a través de fijación de metas de reducción de gases de efecto invernadero (GEI).

Cappello explica la aplicación de este sistema en la empresa de DH-SH emplazada en Capitán Bermúdez que trabaja desde hace 20 años con el cordón aceitero más grande del país: “A partir de la recepción de fondos de tanque de biocombustibles recuperados, extraemos la fracción factible de ser utilizada como biocombustible. Se comenzó con una fracción de 25% bio y 75% gasoil, y luego se escaló a iguales proporciones, es decir 50 y 50. Los resultados son muy buenos ya que no se notaron variaciones en el rendimiento del motor”. El próximo paso es invertir la primera ecuación a 75% de bio y 25% de gasoil hasta llegar a la utilización de 100% biocombustible.

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El presupuesto de Guzmán prevé una reducción de subsidios en energía y un aumento de tarifas eléctricas con un piso del 30%

En medio de la crisis que atraviesa el gobierno luego de la histórica derrota en las PASO, el ministro de Economía, Martín Guzmán, envío el miércoles por la noche el proyecto de ley de Presupuesto 2022. El análisis del gasto por finalidad, muestra que la partida destinada a servicios económicos en el rubro “energía, combustibles y minería” se reducirá de 2,2% a 1,7% del PBI. Ese ajuste supone una baja de los subsidios y, por consiguiente, un aumento cercano al 30% de la tarifa promedio que pagará el conjunto de los usuarios.

Las cifras del presupuesto

Este año esa partida demandó 971.794 millones de pesos y la proyección es que en 2022 se elevará a 1024.718 millones, un 5 por ciento en términos nominales, lo que supone una caída de 0,5 puntos del PBI.

Dentro de esa canasta, el principal concepto es la partida destinada a la sustentabilidad del mercado eléctrico asociada a las transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) que absorberá 609.197 millones de pesos, casi el 60% del total.

Fuente: Presupuesto 2021 y Proyecto de Presupuesto 2021.

El propio texto del presupuesto aclara que las transferencias a CAMMESA tienen como propósito cubrir los costos que no son atendidos directamente por los usuarios de la electricidad. En la actualidad, el conjunto de los usuarios del sistema eléctrico cubre con la tarifa aproximadamente el 37% de los costos mayoristas y en el presupuesto dice que para 2022, se prevé que el 43% de los costos sean cubiertos por la tarifa.

La suba porcentual no sería tan significativa si los costos permanecieran congelados, pero la inflación y la variación del tipo de cambio en un contexto de tarifas residenciales pisadas ha hecho que el porcentaje de esos costos que cubre CAMMESA venga en ascenso durante los últimos años.

Aumento tarifario

Fuentes del mercado eléctrico aseguraron a EconoJournal que si el año próximo las tarifas permanecieran congeladas, el monto destinado a CAMMESA  no sería de 609.197 millones de pesos sino que treparía como mínimo a 720.000 y como máximo a 780.000 millones, dependiendo de la disponibilidad y la evolución de los precios de la energía. Por lo tanto, los 609.197 millones suponen que habrá un ajuste de tarifas. Fuentes del sector estimaron que el supuesto detrás de esos números es que las tarifas eléctricas subirían entre 30 y 35 por ciento en promedio.

En el caso de los usuarios residenciales, el gobierno tiene previsto avanzar con un esquema de segmentación. Por lo tanto, los que terminen afrontando el aumento, se estima que será al menos un tercio de los usuarios residenciales de mayor poder adquisitivo, probablemente tengan que soportar una suba más cercana al 50%.

De este modo, Guzmán insiste con el planteo que este año lo llevó a enfrentarse al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, y al interventor de Enargas, Federico Bernal, delegados de Cristina Fernández de Kirchner en el área energética. El cristinismo pugnó con fuerza para limitar los aumentos y la carta que distribuyó el jueves la vicepresidenta deja en claro que mantiene esa postura.

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GeoPark presentó su reporte de sostenibilidad 2020 y mostró progresos ambientales y sociales

GeoPark, compañía latinoamericana líder en exploración y producción de petróleo y gas con operaciones en Colombia, Ecuador, Chile, Brasil y Argentina, presentó su Reporte SPEED/ESG en el que detalla sus aportes y logros en 2020 para el desarrollo sostenible de las comunidades y los países en donde opera. En un año que representó desafíos sin precedentes para la vida y el bienestar de millones de personas, GeoPark mostró un progreso continuo en sus métricas ambientales, sociales y de gobierno corporativo, reafirmando su compromiso para seguir creando y entregando valor a todos sus grupos de interés.

El Reporte SPEED/ESG 2020 documenta los avances de GeoPark en áreas críticas de la sostenibilidad como la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, gestión del recurso hídrico, preservación de la biodiversidad, cuidado de los empleados y las comunidades durante la emergencia del COVID-19, y responsabilidad en la cadena de valor. El informe describe también la evolución y el fortalecimiento del gobierno corporativo de GeoPark, así como sus continuos esfuerzos para alinearse con las mejores prácticas globales de igualdad de género.

“Cuando fundamos GeoPark en 2002, nos propusimos construir una compañía para el largo plazo, que fuera la líder independiente de exploración y producción de petróleo y gas en América Latina. También queríamos crear un tipo diferente de compañía, guiada por el compromiso con nuestros accionistas, colaboradores, comunidades y con el medioambiente, componentes que sabíamos eran esenciales para triunfar en el presente y asegurar nuestro futuro”, expresó el CEO de GeoPark, James Park.

Los logros del año 2020 incluyen:

Reducción de emisiones de GEI: la intensidad de las emisiones derivadas de las operaciones en 2020 fue de 15,2 kg C0₂e por barril, lo que está 28,3% por debajo del promedio global de la industria.

Fortalecimiento del gobierno corporativo: designación de dos nuevos miembros independientes en el directorio, Sylvia Escovar y Somit Varma, en línea con las mejores prácticas de gobierno corporativo en Latinoamérica y en la industria.Mantenimiento de altos estándares ambientales: renovación de la Certificación ISO 14001 del Sistema de Gestión Ambiental hasta el 2023. Cero multas o sanciones ambientales.Protección de la biodiversidad: participación en la iniciativa ‘Biodiversidad y Desarrollo por el Putumayo’, a través de la cual GeoPark suma esfuerzos con instituciones y otras empresas para la protección, restauración, conectividad ecosistémica y desarrollo sostenible de la región.

Buena vecindad: apoyo a las comunidades y autoridades desde el inicio de la emergencia del COVID-19. Más de 58 mil vecinos fueron beneficiados con los aportes continuos que entregó GeoPark, los cuales incluyeron alimentos y suministros médicos.  

Aporte a las economías locales: aseguramiento de la sostenibilidad de la cadena de valor al adquirir bienes y servicios de proveedores locales por una suma de USD 64 millones.

Líderes en equidad e inclusión: indicadores sobresalientes en equidad de género que se reportaron, por primera vez, siguiendo el marco de evaluación del Índice de Igualdad de Género de Bloomberg. Avance en el proceso de certificación de igualdad de género ‘Equipares’ con miras a recibir el Sello Plata en 2021.

Salud y seguridad en tiempos de crisis: primera compañía en la industria global de hidrocarburos en recibir el sello de Seguridad de Bureau Veritas por su gestión de prevención del contagio del COVID-19.

Mejores Métricas ESG:  por segundo año consecutivo, clasificada como la Compañía listada en bolsa de su tamaño y sector, con mejores métricas ambientales, sociales y de gobierno corporativo en Latinoamérica.

El Reporte SPEED/ESG 2020 de GeoPark fue elaborado por tercer año consecutivo bajo los lineamientos de Global Reporting Initiative (GRI) e incorpora indicadores de la guía de reporte de sostenibilidad de la Asociación Mundial del Sector del Petróleo y el Gas para Promover el Desempeño Medioambiental y Social (IPIECA) y del Sustainability Accounting Standards Board (SASB). 

Para conocer el Reporte SPEED/ESG 2020, puede visitar la página web de GeoPark www.geo-park.com o hacer clic aquí.

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Scioli se reunió con directivos de Tenaris y Ternium para avanzar en el gasoducto a Brasil

El embajador argentino en Brasil, Daniel Scioli, se reunió con los directivos de Tenaris y Ternium de ese país para avanzar en los programas de integración energética bilaterales. Entre ellos, el más relevante es el reciente avance en la programación de nuevos gasoductos que contribuirán a la unión final entre Vaca Muerta y el sur de Brasil, por donde se prevé canalizar la exportación de gas argentino.

Además, los empresarios resaltaron la relevancia de la exportación de coque que están realizando a Brasil por casi 120 millones de dólares anuales, y lo estratégica que es también la exportación de energía eléctrica en un periodo en que Brasil está sumido en una crisis energética histórica.

Este sector es uno de los que más contribuye actualmente al comercio exterior argentino con el vecino país. En ese sentido, para continuar incrementando las exportaciones, Scioli viajará el próximo martes a Manaos, capital del estado de Amazonas, en el norte de Brasil.

Durante la visita, se constituirá la decimocuarta Cámara Binacional de Industria y Comercio, se visitará la planta de Samsung (con cuyos directivos el embajador mantuvo una reunión en el día de ayer) y habrá una reunión multisectorial con representantes de los sectores del comercio, supermercados y abastecedores del estado.

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Vista adquirió la participación de ConocoPhilips en dos áreas de Vaca Muerta y comprometió una inversión de US$ 77 millones

Vista Oil & Gas, la petrolera creada por Miguel Galuccio, anunció hoy la compra del 50% de los bloques Aguada Federal y Bandurria Norte ubicados en la ventana de shale oil de Vaca Muerta, en la cuenca neuquina. Vista adquirió la participación en las áreas que pertenecían a la norteamericana ConocoPhillips, una de las mayores petroleras de EE.UU. La operación de los campos está en manos de Wintershall Dea, una de las principales petroleras independientes de Europa.

Vista no abonó dinero en efectivo por el equity en las áreas de ConocoPhillips, que estaba evaluando retirarse del país desde hace tiempo. La compañía que conduce Galuccio se hará cargo del carry de inversión que tenía comprometido la empresa norteamericana, que asciende a US$ 77 millones durante los próximos años.

Es una oportunidad única para fortalecer nuestra posición como uno de los líderes en Vaca Muerta”, afirmó Galuccio por medio de un comunicado y agregó: “No solo incorporaremos activos core a nuestra cartera existente, contribuyendo aún más a nuestro potencial de crecimiento y valor para nuestros accionistas, sino que además aportaremos al proyecto nuestro know how en eficiencia y en el desarrollo de operaciones seguras y sustentables”.

Miguel Galuccio, CEO de Vista Oil&Gas

No operador

Vista ingresó como socio no operador en las dos áreas tras haber comprado el 100% de las acciones de ConocoPhillips. La transacción puede interpretarse desde ángulos disímiles. En el debe, la salida de ConocoPhilips, uno de los grandes jugadores de la industria de upstream en EE.UU., es una señal negativa para Vaca Muerta, un play que precisa del ingreso de nuevos jugadores de clase mundial que inyecten capital, tecnología y conocimiento para desarrollar los vastos recursos de la formación no convencional. Desde la vereda contraria, la decisión de Vista deja en evidencia la fortaleza de Vaca Muerta, que sigue generando interés en actores que, como Vista, tienen foco en el play pese a la combustión interna del escenario político-económico de la Argentina.

ConocoPhillips concentrará su inversión en la exploración hidrocarburífera a nivel global. “Continuaremos enfocando nuestro esfuerzo de exploración en nuestras unidades comerciales existentes, como Alaska, Noruega, Malasia. Eso nos permitirá ahorrar aproximadamente la mitad del capital de exploración y en las áreas de América del Sur, como Argentina y Colombia, trabajaremos para salir de esas áreas”, expresó Dominic Macklon, el vicepresidente de la norteamericana, durante la presentación de resultados del tercer trimestre de la compañía.

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YPF: cuánto afecta la crisis del gobierno a la conducción política que responde a Cristina Kirchner

El gobierno de Alberto Fernández quedó atrapado desde ayer al mediodía en una crisis política cuando una decena de funcionarios de primera línea que responden a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner pusieron a disposición del mandatario su renuncia a sus cargos. La jugada, que tomó por sorpresa al albertisimo, implosionó como un hecho político aún de alcance incierto. 

¿Cómo impactó la crisis en YPF, la mayor petrolera del país, donde el kirchnerismo y La Cámpora edificaron una plataforma transversal para interactuar con la política?

Ayer al mediodía, Pablo González, que en marzo de este año asumió como titular de la compañía con el respaldo directo de CFK, pareció estar ajeno a la situación que se tejía puertas adentro del Instituto Patria. El ex vicegobernador de Santa Cruz accedió a conversar con periodistas en el ingreso al Museo del Bicentenario, el lugar elegido por el Presidente para presentar el proyecto de Ley para promocionar inversiones en la industria hidrocarburífera.

González se detuvo cerca de 15 minutos para responder las preguntas de los medios que asistieron al acto oficial. Allí se dio el tiempo para proyectar las perspectivas de YPF para 2022 e incluso adelantó que su idea es invertir US$ 3500 millones durante el año que viene, como publicó EconoJournal. El CEO, Sergio Affronti, también estuvo presente, pero evitó el contacto con los medios. Ninguno de los dos estaba al tanto de lo que vendría pocos minutos después

Daño colateral

El interrogante que circuló durante la tarde de ayer entre las empresas energéticas, a medida que la crisis fue ganando consistencia, es qué sucederá con la conducción política de YPF que forma parte de La Cámpora y está completamente alineada con la Vicepresidenta.

El presidente Pablo González, rodeado de Santiago ‘Patucho’ Álvarez (abajo a la izquierda), Santiago Carreas y Matías Bezi.

La agrupación que lidera Máximo Kirchner designó a cuatro de sus cuadros jerárquicos en la petrolera. Desde la vicepresidencia de Asuntos Públicos y Relaciones Institucionales, Santiago ‘Patucho’ Álvarez, es el principal emergente de ese andamiaje. Santiago Carreras, gerente de Relaciones Institucionales, también tiene juego propio con la política. Los dos tuvieron un rol relevante en el diseño de la campaña de los candidatos del Frente de Todos en Capital Federal y en la provincia de Buenos Aires.

A cargo del área de Comunicación, Desiré Cano, es una pieza importante del armado. Al igual que Matías Bezi, uno de los mejores amigos y representante legal de Máximo Kirchner, que a principios de año asumió como gerente de Relaciones Institucionales de YPF para Chubut y Santa Cruz con la intención de ordenar territorialmente la vinculación de YPF con los actores políticos de la cuenca del Golfo San Jorge. Los cuatro tienen acceso a la mesa de conducción de La Cámpora.

El kirchnerismo también designó a otros directivos con cargos de menor relevancia, como Darío Garribia, un ex funcionario de Tierra del Fuego que hoy se hizo cargo de la gerencia de Desarrollo de Proveedores de YPF por impulso de La Cámpora, y Hernán Letcher, un economista que dirige el Centro CEPA y se desempeña como asesor de Pablo González, en especial en temas de agenda renovable y de Y-TEC, la empresa de YPF y el Conicet.

Respuesta

Consultado por este medio acerca del impacto de la crisis de gobierno en YPF, un allegado directo a ese espacio político relativizó el alcance de la compleja situación. Lo puso en estas palabras: Hay una conciencia clara respecto de que las discusiones políticas tienen que estar amortiguadas en YPF, que es una empresa de participación estatal, pero privada. (La crisis) no tiene impacto. La cuestión debería llegar a niveles muy graves para que lo tenga y eso hoy no lo veo”.

La misma fuente completó: “tanto el presidente (Pablo González) como todos los directores de la empresa están en sus cargos. Lo que pasó es que ministros de primer nivel que ponen la renuncia a disposición del Presidente (Alberto Fernández). Por ahora, no tiene nada que ver con YPF y no veo que esta discusión llegue a impactar en el directorio de la compañía”, concluyó.

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CAEM tendrá por primera vez un presidente de una empresa de litio

La semana que viene se realizarán las elecciones en la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), que representa al sector a nivel nacional. La Comisión Directiva de la entidad consensuó que habrá una lista única, que será encabezada por la compañía Minera Exar, con su representante Franco Mignacco como presidente. Será la primera vez que encabece la cámara un empresario vinculado a la minería de litio. Mignacco reemplazará a Alberto Carlocchia, que hoy está al frente de la cámara. Aún no se conoce la conformación de la nueva Comisión Directiva.

La votación para el cambio de autoridades se realizará el día de la asamblea general ordinaria de asociados, que será el próximo 23 de septiembre.

La lista única conformada por orden alfabético: Argentina Fortescue SAU, Austral Gold Argentina, Burgwardt Minera, Cámara de la Piedra de Buenos Aires, Cámara Minera de Jujuy, Cámara Minera de Salta, Cámara Minera de San Juan, Cámara Minera de Santa Cruz, Cerro Vanguardia, Compañía Minera Piuquenes, Corriente Argentina, Desarrollo de Prospectos Mineros, Eramine Sudamérica, Glencore Pachon, Mansfield Minera, Minas Argentinas, Minera Alumbrera, Minera Andina del Sol, Minera Argenta, Minera Del Altiplano, Minera Don Nicolás, Minera Exar, Minera Santa Cruz, Minera Tea, Oroplata (Newmont), Patagonia Gold, Seargen, Sales de Jujuy, Yamana Argentina Servicios, Price Waterhouse y KPMG.

La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) nació en el año 1991, absorbiendo en su estatuto a la Cámara de la Minería Metalífera y a la Confederación Minera Argentina.

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Naturgy pone en servicio una nueva planta reguladora en Marcos Paz

Naturgy puso en servicio una nueva planta reguladora ubicada en Marcos Paz. La misma demandó una inversión de aproximadamente $ 27.000.000, abarcó la obra civil y mecánica de la estación reguladora de presión, la que tiene una capacidad de 15.000 m3/h. La puesta en funcionamiento de la misma, que reemplaza a una preexistente, permitirá triplicar la capacidad de regulación asegurando un servicio de calidad, ajustándola a la demanda actual del área, a partir de los más de 32.000 metros de red que Naturgy construyó en el distrito en los últimos años.

De la puesta en servicio de la reguladora participó el Intendente de Marcos Paz, Ricardo Curuchet, quien estuvo acompañado por directivos de la empresa. En Marcos Paz, la red de Naturgy abarca 287.829 metros, que abastecen de gas natural a más de 8.000 usuarios.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.631.000 clientes residenciales, 49.200 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros.

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Pablo González: “Estamos pensando en un plan de inversiones de 3500 millones de dólares para el año que viene”

El presidente de YPF, Pablo González, asistió este miércoles por la mañana a la presentación del proyecto de ley de Hidrocarburos en el Museo del Bicentenario y antes de ingresar conversó con un grupo de periodistas entre los que estuvo EconoJournal sobre el plan de inversiones de YPF, los incentivos que otorga el nuevo proyecto de ley, la posibilidad de ampliar la base contractualizada del Plan Gas y las opciones que evalúa el gobierno para incrementar la capacidad de transporte de gas.

-¿Tienen previsto incrementar las inversiones?

-En función de esta ley nosotros estamos preparando el plan de inversiones del año que viene. Va a ser fundamental que la ley camine, que nosotros veamos que se puede aprobar antes de fin de año y en función de eso vamos a definir. Este año el plan de inversión fue de 2700 millones de dólares, fue un plan de inversión medio de emergencia, pero ya lo tenemos garantizado en función de herramientas financieras que hemos ido consiguiendo durante el año. Hemos bajado casi 800 millones de dólares de deuda. Ahora tomamos un poco más de deuda para llegar a fin de año, pero a una tasa mucho más baja. Fue una línea de crédito del Fondo de Garantía de Sustentabilidad, que le dio flujo de fondos no solo a YPF sino a varias empresas más, ya que tiene la obligación de invertir en producción.  

-¿Cuánto podrían llegar a incrementar las inversiones?

-Nosotros estamos pensando en un plan de inversiones de 3500 millones de dólares para el año que viene. Por lo tanto, estaríamos incrementando la inversión unos 800 millones de dólares. Tengan en cuenta que YPF tiene YPF Luz, YPF Gas. Apostamos mucho a renovables. Ahora vamos a inaugurar un parque eólico en Cañadón León de 123 megas que lo hemos apurado bastante durante este último año. Tenemos un proyecto solar en San Juan de unos 80 millones de dólares. Hay que seguir apoyando la producción convencional, seguir favoreciendo el incremental del no convencional que es la apuesta grande del país y también pensar en invertir en renovables.

-¿Quedaron conformes con el articulado de la ley?

-Sí, ahora hay que generar las condiciones para que se pueda invertir.

-¿Y les parecen bien los incentivos para exportar? Le pregunto porque en algún momento trascendió que beneficiaba a las empresas más chicas. –le preguntó EconoJournal.

-Nosotros prácticamente no exportamos. En los próximos tres o cuatro años no dan los números para exportar. Hay que abastecer al mercado interno. Estamos en 208 mil barriles por día, de esos 41 mil son de no convencional. La producción no convencional creció casi un 100%. El convencional se viene manteniendo, aunque hay declino. Y la ley establece incentivos para evitar el declino y eso nos va a servir a todos. En el caso nuestro menos de las que exportan. Ojalá el día de mañana se pueda exportar, pero antes hay que garantizar el abastecimiento interno porque es lo que dice la ley.

-¿Hay un riesgo de que esta ley termine incentivando la exportación de otras firmas y cada vez más recaiga sobre las espaldas de YPF la responsabilidad de abastecer el mercado interno?

-No, porque es un porcentaje sobre el incremental de petróleo y acceso al mercado de cambios del incremental. Además genera otros incentivos en caso de que se incremente más. En el caso del gas, normativiza la contractualización del Plan Gas y tiene resortes para que no se genere un inconveniente. El problema de Argentina es en invierno. Por eso la ley tiene incentivos para almacenamiento de gas subterráneo.

-Le preguntaba lo del crudo porque no es igual, por ejemplo, el esfuerzo que tiene que hacer Vista para incrementar la producción que el que tiene que hacer YPF.

-Nosotros tenemos que cumplir la ley y vender en el mercado interno. Si la secretaría de energía nos da saldos de exportación en gas en verano lo hacemos, pero en petróleo no lo vamos a poder hacer todavía, salvo que la ley establezca en el corto plazo inversiones por encima de lo que estamos pensando.

-¿En gas se puede ampliar la base contractualizada del Plan Gas para elevarla por encima de los 67,850 MMm3/d?

-Sí, se está pensando en la construcción de un gasoducto que vaya de Tratayén a Salliqueló y a San Jerónimo. Es una necesidad porque los dos gasoductos Neuba están saturados. Se ha incrementado mucho la producción de gas y no hay capacidad de transporte.

-¿En el corto plazo no se puede subir esa base contractualizada mientras no esté ese gasoducto?

-Eso va a depender de la oferta y la demanda cuando se haga el Plan Gas del año que viene. Ustedes saben que el Plan Gas es a cuatro años y todos los años se va revisando. El resultado de este año ha sido bueno, aunque obviamente falta.

-¿Y lanzar una ronda 3 del Plan Gas ahora? –insistió este medio.

-No, eso va a ser a fin de año o en enero. A la Argentina le están faltando más o menos 70 millones de metros cúbicos en invierno y eso de a poco se puede ir logrando.

-¿Se inclinarían por el gasoducto a Salliqueló y no el de centro-oeste?

-Esa es una decisión que va a tomar la secretaría de Energía. Se trabaja todo el día en eso. Nos han consultado y hemos puesto la gente técnica de YPF a colaborar y se está trabajando en eso. Hay dos opciones. La que más capacidad de transporte agregaría es la del gasoducto Tratayén-Salliqueló-San Jerónimo, pero es la más cara.

-Si a YPF le garantizan un precio del gas sustancialmente más alto durante un período de tiempo más largo, ¿puede comprometerse ustedes a buscar el financiamiento para ese gasoducto respaldados por un mayor precio que podría ser 7 u 8 dólares?

-No creo que pase eso porque tiene que haber un principio de equidad en el Plan Gas. Ese precio es un precio parecido al de Bolivia. Bolivia está declinando. Por lo cual, hay que sustituir por lo menos 10 millones de metros cúbicos en el corto plazo.

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Alberto Fernández: “El proyecto tiene la ambición de que la Argentina produzca más hidrocarburos”

Horas antes de la crisis de gabinete motivada por las renuncias que pusieron a disposición los ministros kirchneristas, el presidente Alberto Fernández presentó este mediodía el proyecto de ley destinado a incrementar la producción de hidrocarburos y generar mayores saldos exportables para favorecer el ingreso de divisas, que anticipó EconoJournal. “El proyecto tiene la ambición de que la Argentina produzca más hidrocarburos, exporte los excedentes e ingresen los dólares en un momento en el que esos dólares hacen mucha falta. Para eso hemos decidido dar certezas garantizando 20 años de estabilidad en materia fiscal”, aseguró el mandatario, quien durante el anuncio estuvo acompañado por el ministro de Economía, Martín Guzmán, y el secretario de Energía, Darío Martínez.

El evento se llevó adelante en el Museo del Bicentenario. Entre los invitados estuvieron los gobernadores Axel Kicillof, de Buenos Aires, Mariano Arcioni, de Chubut; Arabela Carreras, de Río Negro; Omar Gutiérrez, de Neuquén; Alicia Kirchner, de Santa Cruz; Gustavo Melella, de Tierra del Fuego; Gustavo Sáenz, de Salta; Gildo Insfrán, de Formosa, y -en forma virtual- Gerardo Morales, de Jujuy.

Por el lado empresario asistieron el presidente de YPF, Pablo González; el CEO de YPF, Sergio Affronti; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; el manager de Pluspetrol, Germán Macchi; el manager de Shell Argentina, Sean Rooney; el chairman de Tecpetrol, Carlos Ormachea; el presidente de Pampa, Marcelo Mindlin; el Gerente de Asuntos Públicos Exxon Mobil Exploration Argentina, Matías Szapiro; el CEO de CGC, Hugo Eurnekian; y el titular de la Unión Industrial Argentina Daniel Funes de Rioja.

También estuvieron los sindicalistas Guillermo Pereyra, secretario General del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa; y Jorge “Loma” Ávila, secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut.

Los detalles del proyecto

Darío Martínez fue el encargado de presentar los lineamientos generales del proyecto. “Para el petróleo establecemos un régimen general donde se introduce la figura de las exportaciones garantizadas, crecientes a medida que aumenta la producción en el país. Este régimen también está atado a desenvolvimientos individuales, que tienen que ver con quien soporta el mercado interno en mayor proporción y quien se hace cargo de frenar el declino en las áreas con declino técnico más pronunciado. Ellos van a tener un plus en cuanto a los incentivos. Lo mismo para aquellas productoras que contratan empresas recuperadoras nacionales o regionales para pozos de baja rentabilidad o inactivos”, detalló el secretario de Energía, quien aclaró que la libre disponibilidad de divisas en función de la exportación puede llegar al 50%.

Martínez destacó también que el proyecto institucionalizará el Plan Gas.Ar y sostuvo que habrá un régimen para proyectos especiales en función de lo estratégico que sean y de las áreas donde están, premiando aquellos proyectos en áreas con declino o en áreas marginales.

Entre los proyectos especiales se contempla el almacenamiento subterráneo. En este punto el funcionario aclaró que la creación de la concesión de almacenamientos subterráneos será la única modificación a la ley de hidrocarburos ya que el resto es un régimen de promoción de inversiones.

Martínez dijo además que en materia de medio ambiente se creará un fondo para financiar proyectos y además las productoras que presenten proyectos más amigables con el medio ambiente van a tener beneficios adicionales en cuanto a las exportaciones garantizadas y el acceso a la disponibilidad de divisas.

Al finalizar la presentación, el secretario de Energía se acercó a responder preguntas ante los periodistas. Allí declaró que en este proyecto de ley no se tocó la definición de precios. “Era difícil que las productoras se pongan de acuerdo con quienes refinan, era difícil que todos los actores estén de acuerdo en un esquema así que en este régimen de promoción de inversiones no se toca el tema precios, salvo para volver a un esquema de ICL que es un porcentual y eso es mucho más simple para la sociedad”, remarcó.

El respaldo de Pereyra

Si bien varios empresarios y gobernadores de provincias petroleras asistieron a la presentación del proyecto, fueron pocos los que se acercaron a hablar con la prensa e incluso aquellos que si lo hicieron, como la gobernadora de Río Negro, Arabela Carreras, prefirieron no opinar sobre el texto de la ley argumentando que todavía no lo habían leído. Sin embargo, uno de los que respaldó abiertamente la iniciativa fue el sindicalista Guillermo Pereyra.

-¿Le genera expectativas este proyecto? –le preguntó EconoJournal.

-Sí, por supuesto. Este proyecto tiene previsibilidad que es lo más importante para que vengan las inversiones. Por otro lado, es un proyecto es un proyecto que tiene beneficios impositivos que están muy atados a la producción incremental. Si no hay producción incremental no hay ningún beneficio. Creo que van a invertir mucho. Vamos a potenciar Vaca Muerta. Se estaba esperando mucho esto. Y también se va a institucionalizar el Plan Gas.

-¿Lo consultaron para la elaboración de esta ley?

-Sí, hemos participado.

-¿Qué propuso?

-Un viejo proyecto que yo tenía cuando era senador, que es incentivar la producción de los pozos maduros.

-Sin embargo, Jorge “Loma” Ávila dijo que el proyecto buscaba beneficiar a Vaca Muerta

-No, no es así. Seguramente no leyó bien el proyecto de ley. Esto está orientado a todos. Yo estoy hablando de los yacimientos convencionales, de los yacimientos maduros. En los yacimientos maduros se han bajado muchos equipos y esto va a permitir que se levanten nuevamente.

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Encuentro de sostenibilidad 2021

APLA organiza el primer encuentro latinoamericano de sostenibilidad a través del que expondrá los desafíos que enfrentan los distintos actores de la cadena de valor en la región en la adaptación de los Objetivos de Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas.

En este contexto, el “Encuentro de Sostenibilidad” de  la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana, presentará una agenda completa de 1 día, en la cual se abordará ejes temáticos enfocados en los programas de economía circular en pos de negocios sostenibles en el tiempo, el acompañamiento de políticas públicas y la adaptación de objetivos globales a realidades locales relatados por distintos actores regionales.

El evento se llevará a cabo en un entorno 100% virtual y sin costo para los participantes.

Conozca el programa e inscríbase sin costo aquí:

Agéndese: 28 de SEPTIEMBRE

Contacto: WhatsApp +54 9 11 6450 2752 – apla@apla.lat

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Arcos Dorados incorpora energías renovables de Pampa Energía en sus locales de Argentina

Arcos Dorados, el mayor franquiciado de McDonald’s en el mundo y operador de la marca en Argentina, anunció la firma de un acuerdo con Pampa Energía para iniciar la incorporación de energías renovables, en principio, en sus oficinas centrales, ubicadas en Olivos, provincia de Buenos Aires; y en 39 de sus locales, ubicados en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Asimismo, se proyecta alcanzar un total de 110 locaciones modernizadas para el 2030.

Mediante este convenio, Arcos Dorados Argentina contratará 400MWh de energía renovable mensualmente, por los cuales recibirá Certificados I-REC, un certificado de energía renovable internacional, recomendado en el Protocolo de Gases de Efecto Invernadero (GHG-Greenhouse Gas), que informa con transparencia el origen de la electricidad abastecida.

La compañía internacional viene trabajando en toda la región de forma sostenida con su estrategia de sustentabilidad denominada “Receta del Futuro”. En este sentido, desde el punto de vista del cambio climático, desarrolló un nuevo programa denominado “Restaurantes 2.0”, que contempla la incorporación de 25 iniciativas sustentables y la modernización de los locales.

Gustavo Mariani (CEO de Pampa Energía) y Eduardo Lopardo (director general de Arcos Dorados Argentina)

Aproximadamente, el 72% de las emisiones que genera la marca provienen de las matrices energéticas del país. A partir de este acuerdo, Arcos se compromete a inyectar un 25% de energías limpias en 40 de sus locaciones de Argentina.

El cambio climático afecta a todos los países de todos los continentes y es preciso el compromiso de los diferentes actores del mercado para combatirlo.  Desde Arcos Dorados asumimos el compromiso de reducir un 36% nuestras emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) al 2030, siendo este acuerdo una de las tácticas para alcanzar la meta”, expresó Eduardo Lopardo, director general de Arcos Dorados Argentina.

“Nos enorgullece que Arcos Dorados nos haya elegido como única proveedora de energía renovable para sus 40 locales. Este acuerdo refuerza el compromiso y el esfuerzo de ambas compañías con el medioambiente y un futuro más sostenible”, agregó Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía.

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Enel Generación Costanera emprende un estudio con microalgas para limpiar las aguas del Riachuelo

Enel Generación Costanera, la planta de generación térmica más grande de Sudamérica, firmó un convenio con la Facultad de Agronomía de la UBA (Fauba) para desarrollar un novedoso sistema de microalgas que ayudarían a sanear las aguas del Riachuelo. “Gracias a este acuerdo, se realizará un estudio de factibilidad que determine la posibilidad de instalar una cosecha de microalgas en las instalaciones de la central”, explicó Pablo Gutiérrez, responsable de Enel Generación Costanera. “Dicho estudio será realizado por profesionales de la universidad, en virtud de los datos de emisiones de la planta”, explicó el ejecutivo. En caso de ser factible, se desarrollará un proyecto técnico para la construcción de la cosecha.

Estas algas son microorganismos que se desarrollan en las aguas capaces de realizar fotosíntesis en presencia de oxígeno. A través de este proceso capturan dióxido de carbono y lo almacenan en su biomasa. Las microalgas tienen una eficiencia de absorción de CO2 hasta 15 veces superior a las plantas terrestres y pueden reproducirse de forma sencilla y a gran velocidad en el ambiente adecuado, por lo que son objeto de estudio de varios proyectos de innovación sustentable.

A su vez, las microalgas poseen varios usos finales como producción de fertilizantes, insumos para la industria farmacéutica y agroalimentaria, biocombustibles y bioplásticos, entre otros. “Las centrales térmicas son el sitio ideal para desarrollar proyectos de biotecnología con microalgas por la alta producción de CO2 y disponibilidad de agua”, concluyó Gutiérrez.

Esta iniciativa es una más de las muchas que Enel Argentina desarrolla en conjunto con el área de Sostenibilidad, en pos de promover un impacto positivo en las comunidades donde trabaja la empresa. Este año, en Enel Generación Costanera se inauguró un novedoso sistema de paneles solares que permiten abastecer de energía limpia al edificio de oficinas de la central. Además, recientemente se instaló en el área una “barrera vegetal” compuesta por 220 árboles para evitar el hundimiento de la zona costera por la acción de erosión del río.

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Exclusivo: cuáles son los 10 principales artículos del proyecto de Ley definitivo que presenta Alberto Fernández

El presidente Alberto Fernández presentará hoy al mediodía en el Museo del Bicentenario el proyecto de Ley para incentivar la llegada de inversiones en la industria de petróleo y gas. EconoJournal accedió a la versión definitiva del documento, que fue redactado en extremo hermetismo principalmente por Demian Panigo, asesor del ministro Martín Guzmán en temas energéticos y director de YPF en representación del Estado.

El texto final respeta la estructura del proyecto publicado por este medio a fines de junio, aunque incluye algunos cambios sustanciales. Hasta el momento, son pocas las empresas petroleras que pudieron acceder al documento que presentará hoy en sociedad el Presidente, que estará acompañado por Guzmán y el secretario de Energía, Darío Martínez. De hecho, en algunas compañías hicieron saber su incomodidad por tener que participar de un acto de respaldo a una Ley que aún no conocen.

En lo concreto, el proyecto que preparó el gobierno define dos palancas centrales para estimular la inversión en el sector hidrocarburífero. La primera se materializa con la creación un nuevo régimen de promoción de exportaciones de petróleo y gas, al asegurarles a las petroleras que podrán exportar en firme (en teoría, sin la necesidad de que el Ejecutivo valide cada operación) un porcentaje de su producción incremental de hidrocarburos (un 20%).

La segunda está dada por la libertad para liquidar divisas generadas por una parte (un 50%) de las exportaciones garantizadas por el proyecto. El consenso mayoritario entre los directivos consultados por este medio es que ambas herramientas de promoción no lucen demasiado atractivas. “Sólo se permite exportar un 20% de la producción incremental de hidrocarburos y de ese número, sólo se puede liquidar en el mercado único de cambios la mitad. Es decir, un 10% neto de la producción nueva. No es significativo”, analizó el presidente de una petrolera con actividad en Vaca Muerta.

Ambicioso

Sin embargo, el proyecto de Ley es mucho más ambicioso. Incluye, en total, 115 artículos. Instaura un programa principal denominado “Régimen de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas” y bajo ese paraguas crea ocho sub-programas de naturaleza variopinta. En esa lista figuran:

“Régimen General de Promoción de Actividades de Exploración y Producción de Petróleo” (RGPP); “Régimen General de Promoción de Actividades de Exploración y Producción de Gas Natural” (RGPGN); “Régimen de Promoción de la Extracción de Petróleo en Pozos de Baja Productividad” (RPPBP); “Régimen Especial de Promoción para Proyectos de Exploración, Producción, Industrialización, Almacenaje y/o Transporte de Hidrocarburos y Derivados” (REPPH); “Programa de Apoyo a la Sustentabilidad Energética” (PASE); el “Programa de Apoyo al Empleo Hidrocarburífero con Perspectiva de Género” (PAEHPG); “Régimen Especial de Cancelación para Grandes Inversores Hidrocarburíferos” (RECH); y un “Régimen de Promoción del Empleo, el Trabajo y del Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales de Servicios y de Producción Nacional y Provisión de Bienes para la Industria Hidrocarburífera” (RPEPNIH).

Es sorprendente la cantidad de siglas y conceptos que introduce. Es un proyecto super ambicioso. El riesgo es que la industria no conoce la letra chica del texto y además, el contexto impone restricciones evidentes. No sé si hay margen para vascular un proyecto tan complejo en el Congreso”, advirtieron desde otra empresa.

Artículos

La redacción del proyecto de Ley se lleva más de 40 páginas y atraviesa múltiples aspectos regulatorios de la actividad: exportación de crudo, acceso a divisas, desarrollo de gas, participación de proveedores locales, incentivos para grandes proyectos de infraestructura, perspectiva de género y normas ligadas a la estabilidad fiscal. Hacer un recorte no es sencillo. Pero entre los principales artículos figuran los siguientes:

El artículo 8 define que la Línea Base para calcular cuánto crudo podrá exportar cada petrolera en función de su producción total del hidrocarburo se calculará sobre “el máximo entre el volumen de 2019, el de 2020 y el volumen de los doce (12) meses transcurridos entre mayo de 2020 y abril de 2021 inclusive, según defina la Autoridad de Aplicación”. Curiosamente, tal como quedó redactada, la norma no parece premiar a las empresas que hicieron un esfuerzo para invertir e incrementar su producción de hidrocarburos durante la pandemia. Al autorizarlas a exportar sólo una parte de la nueva oferta que incorporen al mercado por sobre la línea base que defina la Secretaría, el margen para poder acceder al mercado de exportación se reduce.
Al tomar como base a la producción delos últimos 12 meses hasta abril de 2021 se castiga a las empresas que invirtieron desde la segunda mitad de 2020, en plena pandemia, para incrementar su producción, por la Ley dice que sólo podrán exportar un porcentaje de lo que produzcan por sobre ese nivel”, explicó el gerente comercial de una productora. Compañías como Shell, Petronas, Equinor y Vista estarán parcialmente afectadas por ese artículo.En el mismo artículo se establece que “para el cálculo de la Línea Base de aquellos beneficiarios productores de crudo con densidad American Petroleum Institute (API) inferior a 30 grados y que integren en sus complejos de refinación más del 60% de dicha producción de crudo, se aplicará un factor de reducción del 15% a todo el volumen de petróleo crudo que cumpla con tales especificaciones técnicas, en los términos que defina la Autoridad de Aplicación”. La incorporación de estas líneas, que no estaba incluida en la versión anterior, busca contemplar la realidad de productores de crudo Escalante y Cañadón Seco de yacimientos convencionales de la cuenca del Golfo San Jorge, cuyos campos declinan entre un 10% y hasta un 20% por año de forma natural. Fue uno de los planteos que realizaron referentes políticos de la región como el líder del sindicato de petroleros privados, Jorge ‘Loma’ Ávila, el intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque, y el propio gobernador de Chubut, Mariano Arcioni.  El artículo 15 concluye que “para obtener la habilitación del Volúmen de Exportación Beneficiado (VEB), los productores deberán demostrar que se les ha otorgado a los potenciales agentes del mercado interno que pudieran estar interesados, la posibilidad de adquirir el porcentaje de su producción no alcanzada por el VEB, en condiciones comerciales que hagan accesible la oferta para el abastecimiento interno”. La incorporación de este requisito es llamativa, porque su redacción no es clara. ¿Cómo definirá el regulador cuáles son esas ‘condiciones comerciales que hagan accesible’ la disponibilidad de crudo para el mercado doméstico? La discusión del precio interno del petróleo es permanente entre productores no integrados (sin refinación propia) y las refinadoras. Sin ir más lejos, el barril se comercializa en el mercado local entre los 48 y los 54 dólares cuando el precio de paridad exportación supera cómodamente los 60 dólares. “Si la idea era asegurar el acceso al mercado de exportación, este requisito no hace más que confundir porque abre la posibilidad a que exista discrecionalidad por parte del regulador para frenar una exportación garantizada y forzar una baja de precios en el mercado doméstico”, analizó el titular de Legales de una petrolera.  El proyecto crea un el “Consejo de Inversiones Hidrocarburíferas” que estará integrado por la Secretaría de Política Económica del Ministerio de Economía, el Ministerio de Desarrollo Productivo, el de Interior y la Secretaría de Energía. El nuevo organismo estará a cargo de gestionar el Régimen especial de promoción para proyectos de exploración, producción, industrialización, almacenaje y/o transporte de hidrocarburos y derivados (REPPH).La norma define como “Proyecto de inversión” dentro de este régimen a las iniciativas que contemplen un determinado desembolso en función del destino de la inversión. Por ejemplo, podrán acceder a los incentivos contemplados en el programa las empresas que inviertan a) US$ 6 millones en proyectos de exploración y sísmica para explotación convencional en un plazo máximo de 3 años; b) US$ 10 millones en proyectos de refinación e industrialización de hidrocarburos en la cuenca de origen, en un plazo máximo de 3 años; c) US$ 30 millones en obras de almacenaje subterráneo o en tierra de hidrocarburos, o de infraestructura portuaria para exportación, transporte, o mejoramiento o ampliación de la existente; d) US$  50 millones para medianas inversiones en tratamiento, licuefacción, comercialización, almacenaje móvil o estacionario, transporte, utilización y fabricación de equipos para proyectos de Gas Natural Licuado (GNL); e) US$ 100 millones para proyectos de explotación de petróleo crudo o gas natural de origen convencional, costa afuera o con recuperación secundaria y/o terciaria, en un plazo máximo de 4 años; f) US$ 300 millones para proyectos de industrialización, separación, fraccionamiento, tratamiento, almacenaje, transporte y/o refinación de hidrocarburos y derivados, en un plazo máximo de 5 años; g) US$ 300 millones anuales (en la versión anterior eran US$ 400 millones)para proyectos tanto para la producción de gas natural como de petróleo, en etapa de desarrollo masivo o precedentes al momento de otorgamiento del beneficio, a desarrollar en concesiones de explotación de origen no convencional, durante un período no menor a 5 años consecutivos, siempre y cuando en tales proyectos la inversión destinada a subproyectos en etapa de piloto o precedentes no sea inferior al 20% de la inversión total del proyecto; y h) US$ 200 millones anuales para Proyectos conjuntos de producción de petróleo y gas, con un cociente gas-petróleo (GOR) no inferior a 1000 y de hasta 13.000 inclusive.“Se le otorga a la Autoridad de Aplicación, con aprobación del Consejo, la facultad de reducir en hasta un 50% los montos mínimos de inversión para proyectos que prevean la industrialización del hidrocarburo en la cuenca de origen. También podrá hacer lo propio respecto de Proyectos de Inversión de carácter estratégico o presentados por empresas pequeñas o medianas del sector hidrocarburífero”, aclara el documento.Finalmente, se decidió que el proyecto ingresará por el Senado, la cámara en el que el gobierno tiene quórum propio y mayoría, lo que podría facilitar su tratamiento. Habrá que ver cómo queda esa representación después de las elecciones legislativas de noviembre. Si se repiten los resultados de las PASO, el Frente de Todos podría perder hasta seis senadores y perder el quórum.  El artículo 61 contempla una serie de beneficios para las pequeñas petroleras que inviertan en el desarrollo de yacimientos convencionales o áreas marginales en etapa de declinación. Se las autoriza, en ese caso, a “reducir hasta un 75% los montos mínimos de inversión exigidos para los Proyectos especiales en el inciso e) del artículo 45”, que fija cómo piso una inversión de US$ 100 millones.El artículo 62 crea el “Programa de apoyo a la sustentabilidad energética” (PASE) y aclara que “los proyectos que se presenten a efectos de ser evaluados para su aprobación dentro del REPPH previsto en esta ley deberán incluir un plan asociado a la sustentabilidad energética, entendido en términos de promoción de proyectos que impulsen la diversificación de la matriz energética argentina o promuevan una mayor eficiencia energética en el proceso productivo, incluyendo estrategias productivas que involucren la creciente incorporación de inversión en investigación y desarrollo tecnológico dentro de las firmas del sector”. En ese sentido, define que “los proyectos que cuenten con un plan de sustentabilidad energética podrán incrementar en hasta un 10% los beneficios que se hubiesen obtenido en el REPPH por aplicación de los artículos 49, 51 y 57”. En tanto que, a su vez, el artículo 64 crea un Fondo para la Sustentabilidad Energética (FSE), a constituirse con los recursos aportados por no menos del 5% de la recaudación federal adicional proveniente de los derechos de exportación aplicables al VEB del RGPP y de los derechos de exportación aplicables a las exportaciones generados por Proyectos del REPPH.El artículo 67 propone crear un Fondo Hidrocarburífero para el Empleo con Perspectiva de Género (FHEPG), que estará solventado con los recursos aportados por no menos del 2% de la recaudación federal adicional proveniente de las retenciones a la exportación de hidrocarburos.El artículo 74 instituye un Régimen de cancelación para inversores hidrocarburíferos (RECH), que autoriza a las empresas alcanzadas a solventar el pago de impuestos con un esquema diferencial. Tal como publicó este medio, es un apartado incluido a pedido de YPF, el mayor jugador de la industria. En concreto, la norma establece que “los sujetos pasivos de los Impuestos sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono establecidos en el Título III de la Ley N° 23.966, que hayan invertido en el bienio 2019-2020 más de US$ 1000 millones cada año, podrán acogerse al Régimen Especial de Cancelación previsto en el presente Título, exclusivamente en los casos en que sean empresas que refinen, produzcan, elaboren, fabriquen y/u obtengan combustibles líquidos y/u otros derivados de hidrocarburos”. En esa clave, el proyecto permite que  “por el término de 3 años contados desde la entrada en vigencia de esta ley, los sujetos mencionados en el artículo 74 podrán cancelar hasta un importe equivalente al 30% de sus obligaciones tributarias a vencer dentro del período citado, correspondientes a los Impuestos sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono, y/o los que en el futuro los complementen o sustituyan, considerando como pago a cuenta un importe equivalente hasta la suma que resulte de multiplicar los quebrantos provenientes de todas sus actividades, acumuladas, no absorbidos, y que resulten compensables a la fecha de sanción de esta ley, determinados conforme lo dispuesto en el artículo 25 de la Ley de impuesto a las Ganancias, texto ordenado en 2019 y sus modificaciones”. En la práctica, el esquema permite que la petrolera que preside Pablo González pueda descontar una parte del pago de impuestos de las pérdidas registradas durante la pandemia.

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El precio del gas en Europa no detiene su escalada: se duplicó en apenas tres meses

El precio de referencia del gas natural en Europa trepó este miércoles a nuevos máximos históricos que ya duplican los precios registrados hace menos de tres meses. La competencia europea con Asia por los cargamentos de gas natural licuado (GNL) también comienza a presionar al alza los precios del gas en Estados Unidos.

El Dutch TTF, punto de comercio virtual de gas natural en Países Bajos y principal referencia para el resto de Europa, registró este miércoles un alza de más de 17%, llegando a tocar los € 79 por MWh. Este precio representa más de US$ 25 por millón de BTU y es más del doble que los € 35 por MWh promediados el primero de julio pasado.

El alza en el Dutch TTF se corresponde con los precios del GNL en el mercado asiático. La cotización en el Japan Korea Market (JKM), referencia del mercado asiático, también tocó los US$ 25 por millón de BTU en las últimas 24 horas.

Presión alcista en el Henry Hub

La competencia europea con Asia por los cargamentos de GNL desde Estados Unidos comienza también a afectar al país norteamericano. En EE.UU. los contratos futuros del gas natural para octubre en el Henry Hub superaron el lunes los US$ 5 por millón de BTU. Son precios que hace ocho años que no se veían.

Los contratos a octubre reflejan, en parte, los problemas en la producción y transporte de gas y petróleo provocados por los huracanes. La temporada de huracanes de 2021 es una de las más feroces en muchos años según el Centro Nacional de Huracanes. No obstante, los precios en el Henry Hub podrían reaccionar con fuerza si se registran temperaturas por fuera de lo normal en el próximo invierno.

Analistas independientes de Goldman Sachs y Morgan Stanley advirtieron que los precios del gas natural podrían alcanzar los US$ 10 por millón de BTU este invierno para moderar la demanda internacional de GNL y satisfacer las necesidades domésticas. Un indicador de las necesidades domésticas de gas en EE.UU. es la inyección de gas en los reservorios. La combinación de una baja en la producción debido a la pandemia y una demanda elevada en el verano por parte de las usinas termoeléctricas ha impedido que las empresas inyecten suficiente gas en sus almacenamientos para cubrir la demanda en los meses de invierno.

Según la Administración de la Información Energética de EE.UU., los inventarios de gas natural cerraron en la semana del 3 de septiembre en niveles inferiores a los registrados en la misma semana de 2020 y se encuentran por debajo del promedio registrado en los últimos cinco años.

Advertencia de Estados Unidos a Europa

Para Estados Unidos la situación con el abastecimiento de gas en Europa podría agravarse en el invierno. El enviado en seguridad energética del Departamento de Estado, Amos Hochstein, dijo el viernes que los envíos de GNL de Estados Unidos a Europa estaban operando a plena capacidad y que el continente necesitará suministros adicionales a través de sus gasoductos si el invierno es duro. “Si tiene un invierno realmente frío en enero y febrero, podría quedarse sin suministros. Y eso es lo que me preocupa porque la vida de las personas está en juego”, dijo al Financial Times el sábado durante una visita a Ucrania.

Además, Hochstein advirtió que está preocupado porque el almacenamiento de gas en Europa está por debajo del promedio de los últimos cinco años y que Rusia “está saliendo de un período prolongado de inexplicablemente bajo suministro”. El abastecimiento de gas desde Rusia podría normalizarse con la entrada en operación del gasoducto Nord Stream II. Pero la puesta en operación podría ser retrasada hasta fin de 2021 o principios del próximo año debido a la falta de una licencia alemana para operar el gasoducto. El regulador energético de Alemania dijo el lunes que tiene cuatro meses para completar la certificación de esa licencia.

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Pan American Silver presentó el reporte de sostenibilidad 2020 con estándares ambientales y sociales

La compañía minera canadiense Pan American Silver (PAS), que cuenta con proyectos de plata y oro en México, Perú, Bolivia, Argentina y Canadá, presentó el “Reporte de Sostenibilidad Corporativo 2020”, donde destacó “el progreso en los objetivos e iniciativas vinculados a la sostenibilidad en la industria minera”. El reporte fue elaborado bajo el estándar internacional Iniciativa de Reporte Global (GRI). La compañía informó “el desempeño de la empresa en los Indicadores de Desempeño Sostenibles establecidos para medir y supervisar las actividades sociales, ambientales, de salud y de seguridad clave en la empresa”.

La minera canadiense, que tiene 27 años de trayectoria en la construcción y operación de minas de manera responsable y de creciente producción, cuenta en la Argentina con los proyectos Manantial Espejo en Santa Cruz y el megaproyecto Navidad en Chubut, un desarrollo millonario donde se encuentra una de las reservas de plata más grandes del mundo que todavía no fue autorizado por la normativa provincial. En la Argentina, también presentó el canal de difusión a través de YouTube. Además, en su cartera tiene siete minas operativas en el continente americano: Timmins en Canadá; Shahuindo, La Arena, Huaron y Morococha en Perú; Dolores y La Colorada en México; y San Vicente en Bolivia.

“Nos enorgullece compartir el reporte anual de la compañía correspondiente al año 2020 que, además de comunicar la visión de la empresa en cuanto a la sostenibilidad y compartir la manera en la que se aborda el desarrollo sostenible refleja nuestro compromiso a largo plazo para aportar valor, gestionar con eficiencia y transparencia, y minimizar los riesgos económicos, sociales y ambientales”, comentó Gabriela Maceira, gerente de Sostenibilidad Social de Pan American Silver Argentina, en una rueda de prensa para periodistas de la Argentina.

Acciones de sostenibilidad en Chubut

•   Inversión local 2020 en Sustentabilidad: USD 432.000

•  Inversión 2021 en Sustentabilidad al 30/06/21. USD 92.000

Según informó Pan American Silver, la compañía llevó adelante “un proceso de diálogo abierto en virtud del cual se trabaja en conjunto con las comunidades del área de influencia y los distintos grupos de interés involucrados, en programas y acciones puntuales definidos en función de las necesidades relevadas en cada localidad con el objeto de crear mejoras incrementales en su calidad de vida”.

“Las actividades de 2020 y 2021 se vieron condicionadas por la pandemia de COVID-19, lo que requirió poner foco en el apoyo aspectos sanitarios e intentar mitigar su impacto económico sobre todo en grupos vulnerables de las comunidades cercanas”, resaltó la compañía.

El trabajo estuvo enfocado en “proveer elementos de protección personal e insumos a las instituciones sanitarias de la meseta central del Chubut, además de equipamientos como cascos de ventilación no invasiva para pacientes con Covid-19, equipo respirador y tests rápidos y elementos de protección como camisolines, barbijos microbianos con hilos de plata, mamelucos, máscaras faciales, guantes de látex e insumos como alcohol en gel, gasas y vendas”. Además, acompañó a 738 familias “mediante la distribución de alimentos no perecederos, elementos de higiene hogareña y leña. Esta actividad tuvo su foco en los grupos de la ruralidad”.

Proveedores locales

Respecto del desarrollo de proveedores locales, la compañía canadiense destacó “la colaboración con la empresa local TecnoGastre para brindar un mejor servicio de internet a la zona de la meseta. Particularmente, brindó el asesoramiento técnico y el financiamiento de la ampliación de la red, que permite que actualmente el servicio funcione en Gastre, Gan Gan, Blancuntre y Paso del Sapo”.

Covid-19

El Reporte de Sostenibilidad Corporativo 2020 incluye un apartado especial sobre Covid-19 donde se detallan las medidas, protocolos y procedimientos que llevó adelante la compañía “para garantizar la salud de los colaboradores y la seguridad de las operaciones y las comunidades”. Durante la pandemia, la compañía canadiense a nivel global realizó aportes por 2 millones de dólares y 15.000 familias de distintas comunidades locales fueron beneficiadas.

Destacados del reporte 2020

0 incidentes medioambientales relevantes.95 comunidades y pueblos indígenas beneficiados por los programas socioeconómicos de la empresa de manera directa o indirecta.843,995 horas de capacitación en seguridad.Adopción de una política de inclusión y diversidad, logrando un porcentaje de nuevas contrataciones y promociones de mujeres del 17% a nivel global.Asociación de 3 años y 1.5 millones de dólares con UNICEF en Canadá, para apoyar a niños vulnerables en Latinoamérica.

Además, la compañía logró reducciones en el uso de la electricidad mediante la implementación de proyectos de ahorro de energía, incluyendo un suministro de 100% energía eléctrica renovable certificada en la mina de Morococha en Perú, y una reducción en el uso de agua, en las emisiones de gases de efecto invernadero y en la generación de residuos peligrosos y no peligrosos que no están relacionados con las rocas en las operaciones a nivel global.

Por su parte, el presidente y CEO de Pan American Silver, Michael Steinmann, sostuvo que la compañía mantuvo “su compromiso por mejorar el desempeño sostenible de manera continua. Implementamos las prácticas recomendadas de la industria, tales como los Protocolos hacia una Minería Sostenible (HMS) de la Asociación Minera de Canadá, los Principios Voluntarios de Seguridad y Derechos Humanos y el Estándar para Oro Libre de Conflictos del Consejo Mundial del Oro. Además, firmamos el Pacto Mundial de Naciones Unidas”. “Estas iniciativas nos ayudan a mejorar el desempeño y gestionar los riesgos, además de crear oportunidades para que colaboremos con colegas y grupos de interés a fin de mejorar el desempeño en toda la industria”, concluyó.

Metas 2021

Entre las metas para el 2021, Pan American Silver se comprometió a “lograr un rendimiento HMS de nivel A para todos los protocolos en todas las operaciones, ampliar las actividades de participación comunitaria mediante el diálogo abierto y la transparencia siguiendo las

prácticas internacionales recomendadas, continuar mejorando el acceso a la educación de calidad y el acceso a la atención médica en las comunidades cercanas a las minas, y seguir mejorando el desempeño de la auditoría del medioambiente”.

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Comenzó en Chile la construcción de la primera planta a nivel mundial que producirá combustibles ‘CO2 neutrales’

Comenzó en Chile la construcción de Haru Oni, la primera planta comercial integrada del mundo para producir combustibles CO2 neutrales a partir del hidrógeno verde con tecnología de electrolisis de Siemens Energy.  La instalación comenzará a producir en 2022 con una previsión de hasta 85.000 barriles por día de combustibles «carbono neutrales» limpios para el 2030, extrayendo hasta 12.000 toneladas de CO2 de la atmósfera por año.

De la presentación virtual del inicio de obra en Magallanes, al sur de Chile, participaron representantes de Andes Mining & Energy (AME), Porsche, Siemens Energy, Enel Green Power y ExxonMobil. También estuvieron presentes el ministro de Energía de Chile, Juan Carlos Jobet, y el director general del Ministerio Federal de Asuntos Económicos y Energía de Alemania, Thorsten Herdan.

Andes Mining & Energy (AME) es el desarrollador principal del proyecto a través de Highly Innovative Fuels (HIF). El presidente de AME, César Norton, resumió el funcionamiento de la planta. “Haru Oni tomará los mejores recursos eólicos del mundo para producir hidrógeno verde y capturar dióxido de carbono de la atmósfera. A través del proceso de síntesis produciremos un e-combustible neutral en carbono, que puede ser usado como sustituto de los combustibles fósiles en las máquinas actuales”, dijo Norton.

Para el ministro de Energía de Chile la planta será un antecedente para futuros proyectos en el marco de la estrategia nacional para exportar hidrógeno verde. “En pocos meses, Chile estará produciendo desde Magallanes el combustible del futuro”, señaló Juan Carlos Jobet. A su turno, Thorsten Herdan destacó la importancia de Haru Oni en el contexto de la iniciativa alemana para la colaboración internacional en hidrógeno. “Para nosotros el proyecto es muy importante porque en Alemania nos esforzamos mucho para lograr una economía internacional del hidrógeno. Haru Oni es ciertamente un evento revolucionario”, ponderó el funcionario alemán.

Terminales automotrices

Michael Steiner, miembro del directorio ejecutivo en R&D de Porsche, explicó que los e-combustibles tienen una ventana de oportunidad en el período de transición que se abre hasta que los coches eléctricos dominen el tráfico mundial. “Necesitamos una solución urgente para la operación sustentable de las flotas existentes. Este objetivo puede ser alcanzado con los combustibles sintéticos verdes”, consideró Steiner.

En representación de Siemens Energy habló Armin Schnettler, EVP de Nuevos Negocios Energéticos de la compañía. Para Siemens Energy la economía del hidrógeno está despuntando en una escala global y constituye la segunda fase de la transición energética. “Necesitamos integrar todos estos proyectos de gran escala para cubrir el 50% del consumo energético final en el mundo a través del hidrógeno”, señaló Schnettler. La compañía alemana aportará la tecnología de electrolisis por membrana protónica, el corazón tecnológico de la planta. Por su parte, Gernot Kalkoffen, presidente del consejo de supervisión de Holding de ExxonMobil en Europa Central, destacó que aportarán la tecnología para convertir el metanol en combustible sintético.

El rol innovador del proyecto

En Haru Oni se busca demostrar el trabajo conjunto de un amplio espectro de tecnologías innovadoras en un solo lugar. “Este es un proyecto icónico; es la primera vez que se va a hacer un proyecto de producción de combustible sintético a partir de la energía eólica. Se conjugarán tecnologías que ya existen y que están probadas, pero haciéndolas jugar un rol totalmente diferente e innovador, que es justamente el valor que agrega esta solución”, explicó el gerente de Ventas de Generación y responsable de New Energy Business de Siemens Energy SpA, Marcelo Merli, consultado por EconoJournal.

La planta producirá combustibles sintéticos a partir del agua, la energía eólica y el CO2 capturado del aire. Este tipo de combustibles emiten aproximadamente un 90% menos de CO2 que los combustibles tradicionales. Los e-combustibles pueden contribuir a reducir significativamente las emisiones en sectores de la economía difíciles de descarbonizar, como lo es el transporte pesado por tierra y mar. En el caso de la e-gasolina, es compatible con la infraestructura de combustible líquido existente.

La producción de e-combustibles en Haru Oni irá escalando por etapas, comenzando por una primera fase piloto para producir 750.000 litros de e-metanol en 2022, de los cuales unos 130.000 litros serán transformados en e-gasolina. En una segunda fase se espera producir hasta 55 millones de litros de e-gasolina por año para el 2024 y más de 550 millones de litros anuales en una tercera fase a partir de 2026.

El proyecto constituye una apuesta al futuro que se medirá por el cumplimiento de esas etapas y el escalamiento de la producción. “Para Siemens es un orgullo estar en este tipo de proyectos tan innovadores y haber encontrado a un partner que tiene esa misma mirada. AME, Siemens Energy, Porsche y una serie de eslabones que hacen a toda la cadena de valor para la producción de este e-fuel están apostando al futuro”, remarcó Merli.

La producción de hidrógeno por electrosis

La planta tomará agua y utilizará energía eléctrica para separarla en oxígeno e hidrógeno. El hidrógeno es luego combinado con CO2 capturado directamente del aire para obtener metanol sintético: es la base de los combustibles climáticamente neutros como el e-diesel, la e-gasolina o el e-kerosene.

Siemens Energy aporta su tecnología de electrolisis por membrana protónica (PEM). Esta elección responde al hecho de que la planta está configurada especialmente para trabajar de forma flexible. La tecnología PEM permite aprovechar la energía variable tanto eólica como solar y así producir un hidrógeno limpio y competitivo en precio.

La producción de hidrógeno por electrolisis hoy se realiza principalmente con sistemas alcalinos. Pero la electrolisis PEM ha avanzado en su desarrollo y tiene un rango de operación mayor que los sistemas alcalinos en términos de densidad energética. “Las fuentes renovables tienen distinto tipo de variabilidad: instantánea, diaria y estacionaria. Las primeras dos son las que repercuten en la producción y por ende la PEM es mucho más flexible para adecuarse a esa variabilidad”, explicó Merli.

En la fase piloto la planta contará con un aerogenerador de 3.4 MW provisto por Siemens Gammesa más una línea de media tensión de respaldo. El equipo electrolizador será un Silyzer 200 de Siemens Energy, con una potencia nominal de electrolisis de 2 MW. En futuras etapas se ampliaría la capacidad instalada tanto de energía eólica como de electrolisis, dependiendo de cómo evolucione la demanda. En ese caso, la planta pasaría a contar con un equipo Silyzer 300, cuya potencia nominal es de 17.5 MW.

Por cada kilo de hidrógeno producido se consumen 51 kWh y 10 litros de agua en el proceso de electrolisis. El hidrógeno es luego combinado con carbono obtenido por captura directa de aire. La tecnología de captura de CO2 es aportada por Global Thermostat.

La estrategia chilena de hidrógeno verde

“La estrategia presentada por el gobierno es la piedra fundacional de esta posibilidad de que en Chile se empiece a producir combustibles sintéticos de la mano de la producción de hidrógeno verde, así como también la producción de amoniaco verde. Poner sobre la mesa una estrategia clara para ser un actor relevante en la producción de hidrógeno y de sus derivados fue un hito que ha generado un ecosistema que le da empuje a este tipo de proyectos”, destacó Merli.

Chile diseñó una estrategia dividida en tres etapas: establecer las bases (2020), activar la industria y desarrollar la exportación (2025) y conquistar los mercados globales (2030). Para el 2025 apunta a ser el primer receptor de inversiones en hidrógeno de Latinoamérica, con 5 GW de capacidad de electrolisis construida y en desarrollo y producción en al menos dos polos de hidrógeno verde en el país, generando exportaciones por US$ 2500 millones anuales y al precio más barato (menos de US$ 1.5 por kg). El objetivo final es llegar al 2050 generando exportaciones por US$ 25.000 millones en hidrógeno y amoniaco verdes. Europa y China aparecen como los principales mercados para la colocación del amoniaco. En cambio, la exportación de hidrógeno tiene como foco principal los mercados de Japón y Corea del Sur, con Europa en segundo lugar.

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El gobierno volvió a reprogramar la presentación de la Ley de Hidrocarburos y el acto será el miércoles

El gobierno comenzó a enviar el viernes una serie de invitaciones para la presentación del proyecto de ley de Hidrocarburos. La convocatoria inicial era para el lunes a las 12 horas en el Museo del Bicentenario de la Casa Rosada, tal como anticipó EconoJournal. Sin embargo, el sábado por la tarde reprogramaron la cita para este miércoles 15 de septiembre al mediodía. La excusa oficial fue que gobernadores de distintas provincias manifestaron su interés aunque por problemas de transporte no podían garantizar su asistencia para hoy, algo que el viernes ya se podía haber previsto, sobre todo tomando en cuenta que ayer hubo elecciones en todo el país. La desprolijidad se suma a las sucesivas postergaciones que ya vino sufriendo la presentación del proyecto.

La idea de incentivar las inversiones petroleras a través de una nueva ley de hidrocarburos viene siendo promovida por el gobierno desde la campaña electoral de 2019. El presidente Alberto Fernández prometió en la apertura de las sesiones ordinarias de 2020 que enviaría el proyecto al Congreso y volvió a hacerlo en la apertura de sesiones de este año. Sin embargo, el texto sigue sin conocerse.

Presidencia de la Nación decidió reprogramar la presentación oficial del Proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas para este miércoles 15 de septiembre con el fin de incluir como invitados a gobernadores de distintas provincias que manifestaron interés en asistir al acto, aunque por problemas de transporte no llegaban a concurrir al encuentro previsto para hoy lunes.

Los borradores se manejaron con tal hermetismo que que a fines de agosto los gobernadores que integran el Comité Ejecutivo de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) solicitaron a Martínez una copia del proyecto a través de una carta pública que difundieron por sus redes sociales. “Es de suma importancia para las provincias integrantes de la Ofephi, como titulares del dominio de los recusos hidrocarburíferos, poder contar con el texto del proyecto de ley para conocer en detalle el mismo y poder emitir una opinión circunstanciada”, aseguraron en el texto firmado por su secretario ejecutivo, Alejandro Monteiro.

Finalmente, todo pareciera indicar que este miércoles a las 11:30 Alberto Fernández presentará la demorada iniciativa en el Museo del Bicentenario. Asistirán funcionarios nacionales, provinciales, sindicalistas y empresarios de las principales compañías petroleras del país como YPF, Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Pluspetrol, TotalEnergies, Vista Oil&Gas, y CGC, entre otras.

El proyecto contempla un régimen de promoción para las inversiones en la industria oil&gas por 20 años con especial objetivo en el incremento de la producción de Vaca Muerta. Como adelantó EconoJournal en junio al publicar uno de los borradores sobre los que trabajaba el gobierno, el objetivo es incentivar la producción y las exportaciones garantizando un porcentaje de libre disponibilidad de divisas para aquellos que cumplan las metas fijadas.

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Neuquén: una elección que incomoda a Gutiérrez y anticipa una interna para 2023

(Desde Neuquén). Las Primarias Abiertas Simultáneas y Obligatorias (PASO) de este domingo movilizan al gobierno de Neuquén en una suerte de incómodo plebiscito. Omar Gutiérrez deberá medirse en internas con el adversario que busca sucederlo en el 2023 y el resultado de esa elección bien podrá leerse como una ratificación del rumbo de la gestión o una señal de descontento.

La forzada competencia que se abrió cuando el ex vicegobernador Rolando Figueroa decidió presentarse como precandidato a diputado nacional obligó al oficialismo del Movimiento Popular Neuquino a poner bastante más de lo que suele en la instancia de primarias.

Las elecciones nacionales siempre son incómodas para el partido provincial cuyo fuerte es, precisamente, la disputa por el territorio puertas adentro.

Neuquén renovará en noviembre tres bancas de diputados que hoy se reparten el MPN, el Frente de Todos y Juntos por el Cambio. En el escenario previo al cierre de listas para estas PASO, la hipótesis repetida anticipaba que cada espacio conservaría su representación, pero el quiebre de la alianza amarilla ahora entusiasma al partido provincial y al kirchnerismo con arrebatarles ese escaño.

Gutiérrez puso a jugar en la lista Azul a la actual secretaria de Cámara, María Eugenia Ferraresso. Es arquitecta, fue concejal por la ciudad de Neuquén y se define feminista. La secunda el secretario del Interior, Osvaldo Llancafilo, un ex sobichista de aceitado vínculo con intendentes y comisiones de fomento.

Revancha se busca

En la vereda de enfrente está Figueroa, el hombre que co-gobernó con Gutiérrez en su primer mandato pero que, un año antes de finalizar la gestión, le compitió en interna para quedarse con la candidatura de 2019. ¿Es esta una revancha o una segunda derrota sepultará definitivamente sus aspiraciones para ser gobernador?

Gutiérrez llega a la elección con la economía en recuperación, Vaca Muerta otra vez en la senda del récord y tiene a su favor un eficiente operativo de vacunación que permitirá que el 95% de las personas mayores de 18 años, las que asistirán a las escuelas el domingo, tengan al menos una dosis contra el covid-19. El porcentaje de este segmento con el esquema completo alcanza el 65%.

Un escenario bien distinto al de cuatro meses atrás, cuando el conflicto de los trabajadores autoconvocados de salud puso en jaque al gobierno y a la actividad petrolera con 22 días consecutivos de cortes de ruta. Lo que siguió fue el período más crítico de la pandemia en Neuquén: los casos subieron, la ocupación de las  terapias intensivas superó el 100%, los pacientes sin cama tuvieron que ser atendidos en guardias, las muertes escalaron.

La médica Luciana Ortiz Luna, removida de la gestión por Gutiérrez en el 2020, se convirtió en una de las voces más críticas sobre el manejo de la pandemia. Hoy acompaña a Figueroa en la boleta como segunda precandidata.

Pereyra, testigo de la interna ganada

Las únicas PASO en las que pudo imponerse una lista opositora a la oficial fueron las de 2013, cuando el líder petrolero Guillermo Pereyra enfrentó a la entonces vicegobernadora Ana Pechen. El contexto era otro: el dirigente sindical pudo capitalizar el descontento antikirchnerista que una oposición desordenada no conseguía seducir y contaba con recursos y una estructura casi tan potente como la que ofrecía el partido.

Nada de eso tiene Figueroa. “Adonde vamos, cae después el helicóptero con el gobernador a repartir cosas”, fue la queja de la lista cuando comenzó la campaña. Dicen, a quien pregunta, que tuvieron que operar casi “en la clandestinidad”, con actos discretos, recorridas sin aviso previo y poco espacio en los medios de comunicación.

En el oficialismo aseguran están confiados, pero algunos movimientos en la última semana subieron el precio de la disputa. Hay cierto temor a que puedan fugarse votos propios, con descontento y maltratos acumulados, y por ello el leitmotiv, casi como un imperativo, es “lealtad”.

Gutiérrez reunió a la planta política del Estado el lunes en una arenga a todo o nada para comprometer el voto de funcionarios y trabajadores. Los dirigentes que se habían visto poco, como el vicegobernador Marcos Koopmann o el mismo líder del sector Azul, Jorge Sapag, difundieron videos en la previa de la veda pidiendo lo mismo. “Los integrantes de nuestra lista están comprometidos, no solo con la provincia sino con el gobierno de la provincia. Tienen la vocación de ser legisladores nacionales, no tienen proyecto personal”, diferenció el exgobernador.

La ley petrolera y la (relativa) unidad kirchnerista

La irrupción de la ley de promoción de inversiones hidrocaburíferas en la agenda electoral generó cortocircuitos entre el gobierno provincial y la Nación.

Algunos sectores del Frente de Todos no terminaron de entender la jugada del secretario de Energía, Darío Martínez, por ofrecer, aunque fuera involuntariamente, una plataforma de campaña al Movimiento Popular Neuquino. El gobernador Omar Gutiérrez exigió conocer el texto, criticó aspectos supuestamente contenidos en la norma, apeló a la defensa de los intereses neuquinos frente al centralismo de la Nación. Sumó a ese paquete un reclamo contra el mismo funcionario por más de 1.100 millones de pesos en regalías hidroeléctricas mal liquidadas a la provincia.

El secretario de Energía, Darío Martínez, logró imponer a Tanya Bertoldi como precandidata a diputada del Frente de Todos.

Visto de otro modo, también puso a hablar como protagonistas únicos del debate electoral al partido provincial y a la alianza kirchnerista, aunque fuera a través de dirigentes y no de quienes integran las listas.

El MPN no es el único partido con internas en las PASO del domingo. El Frente de Todos logró una lista de unidad que condensa a las principales vertientes del peronismo en Neuquén -la del senador Oscar Parrilli, la del secretario de Energía y la del parlamentario Ramón Rioseco- pero deberá competir igual.

La lista de Tanya Bertoldi, la precandidata que logró imponer Martínez en el primer lugar tras arduas negociaciones en Buenos Aires y amenazas de ruptura, se disputará el pase a las generales con la de Asunción Miras Trabalón y la de Fabián Ungar.

A diferencia de lo que ocurre con el partido provincial, aquí no hay dudas sobre el triunfo del oficialismo, aunque sí sobre la capacidad de daño que puedan dejar estos sectores marginales que, evalúan en el Frente de Todos, no trabajarán con ellos para la elección de noviembre.

Divisiones

El espacio busca un triunfo en la instancia de primarias que le permita proyectar dos bancas en la general. Si ello ocurriera, el actual diputado Alberto Vivero, segundo en la nómina, lograría prolongar su mandato otros cuatro años.

La expectativa no es descabellada: en la elección de 2017, el peronismo logró la mayor cantidad de votos, pero con listas separadas. Esa división, hoy saldada, fue la que abrió lugar a la “ola amarilla” para quedarse con el primer lugar, aún por encima del Movimiento Popular Neuquino.

Este domingo, en cambio, el quiebre estará en Juntos por el Cambio. La alianza no logró repetir su conformación y la Coalición Cívica ARI llevará una boleta en solitario. El partido de Elisa Carrió optó por el conductor radial y ocasional columnista de Baby Etchecopar, Carlos Eguía, quien apunta a capitalizar para sí el voto de derecha y antikirchnerista.

El PRO, la Unión Cívica Radical y Nuevo Compromiso Neuquino mantendrán los colores de la alianza, pero bajo el nombre Cambia Neuquén, e intentarán retener el “auténtico” voto del espacio con un empresario de la fruta, Pablo Cervi.

El bajo nivel de conocimiento del precandidato obligó a la visita de dirigentes y exfuncionarios del macrismo en la provincia como Patricia Bullrich, Guillermo Dietrich, Alfredo Cornejo y Martín Lousteau.

La incógnita sobre la participación

El domingo habrá 526.441 personas habilitadas para votar en las PASO de Neuquén. La provincia suele promediar una participación del 80% en esta instancia, pero el impacto de la pandemia sobre el humor social abre interrogantes sobre ese porcentaje. En el 2011, más de un 73% del padrón votó en la elección a gobernador cuando buena parte del territorio aún estaba bajo las cenizas del volcán Puyehue.

En el oficialismo provincial venían anticipando fuera de micrófono una asistencia de alrededor del 65% en estos comicios, pero el gobernador Omar Gutiérrez salió en los últimos días de campaña a pedir una concurrencia a las urnas “masiva”. El MPN tiene cerca de 100.000 afiliados propios en la provincia, por lo que su interna interpela a una quinta parte del padrón total.

En los cuartos oscuros habrá en total 13 listas por ocho partidos y alianzas políticas. El FIT Unidad será otro espacio con más de una propuesta: la del ceramista Raúl Godoy versus la de Priscila Ottón. Los demás espacios solo deberán competir por el piso del 1,5% de votos para llegar a la general. En esa situación estará Libres del Sur, con Jesús Escobar; el Partido Socialista, que encabeza Sandra Ferrero; y el Movimiento al Socialismo, con Lucas Ruiz.

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Chubut: una disputa a tres bandas que pone en riesgo los votos del Frente de Todos en el Senado

El gobierno nacional pone en juego en Chubut la renovación de tres bancas para el Senado, pues en la última elección sumó dos por el Frente de Todos y luego incorporó como aliado al representante del oficialismo provincial. Si gana la elección, el kirchnerismo podría sumar dos representantes, pero una compleja disputa a tres bandas deja abierta la posibilidad de que en las elecciones de noviembre incluso termine tercero y se quede sin nada.

Tensiones en el Frente de Todos

La lista oficial del Frente de Todos lleva como precandidatos a integrar la cámara alta a Carlos Linares, y Florencia Papaiani. El ex intendente de Comodoro Rivadavia y actual presidente del PJ provincial tiene el apoyo de Cristina Fernández de Kirchner, a quien respaldó en el peor momento, del sindicato de petroleros privados y otros gremios clave de Comodoro Rivadavia como la UOCRA y Camioneros.

Linares es fuerte en Comodoro Rivadavia, donde tiene un amplio despliegue territorial, pero nunca pudo terminar de hacer pie en la zona del valle. Esa debilidad la intentó compensar poniendo como segunda a Papaiani, una ex diputada que perdió por poco la intendencia de Trelew. Papaiani es además la esposa de Gustavo Mac Karthy, un político de larga trayectoria en el valle que fue ex vicegobernador de la provincia durante la gestión de Martín Buzzi.

Pese a la inclusión de Papaiani, fuentes de la provincia señalaron a EcononoJournal que Linares no logra hacer pie en el Valle porque los referentes del peronismo en esa zona no están haciendo campaña a fondo por su lista. Lo que pasa es que tanto el vicegobernador Ricardo Sastre, que está enfrentado con el mandatario Mariano Arcioni, como el intendente de Trelew, Adrián Maderna, interpretan que si Linares gana pasará a encabezar las preferencias para la elección a gobernador de 2023. Por eso prefieren permanecer expectantes. Esa supuesta prescindencia es la que está complicando las chances del candidato cristinista. Cerca de Linares, sin embargo, le quitaron entidad al análisis que trazan en el valle. “Esta elección sólo define la representación en el Congreso. No es cierto que, en casa de ganar, Linares se posicione como el candidato a gobernador del Frente de Todos para 2023”, aclararon.

Pelea abierta entre opositores

Dentro de Juntos por el Cambio habrá cuatro listas compitiendo en las PASO, pero solo dos tienen chances reales. La favorita en las encuestas es la del PRO que lleva como precandidato a senador nacional al actual diputado nacional Ignacio “Nacho” Torres, quien estará acompañado por Edith Terenzi, mientras que la UCR corre de atrás con la boleta encabezada Sergio Ongarato, actual intendente de Esquel, y Jackeline Caminoa, presidente de la UCR de Chubut.

Torres lleva en su boleta a Ana Clara Romero como candidata a primera diputada nacional por Chubut. Con un arrastre consistente en los sectores medios de Comodoro Rivadavia, de donde es oriunda, Romero es la electora de peso del PRO en la región petrolera.

En el medio, Ignacio Torres, del PRO, que es favorito en la interna de Juntos por el Cambio. A su izquierda, Carlos Linares.

Según algunas encuestas, Torres no solo estaría en condiciones de ganar la interna, sino que podría imponerse por sobre Linares, lo que en teoría lo dejaría en una inmejorable posición de cara a las elecciones generales del 14 de noviembre, ya que los votos radicales le permitirían ampliar esa diferencia. ¿Por qué en teoría? Porque debido a la pelea interna entre el PRO y los radicales hay analistas que descartan que en este caso el todo sea la suma de las partes.

A fines de agosto, el diputado provincial Manuel Pagliaroni acusó a Torres, de financiar a páginas que fingen ser portales informativos para difundir noticias falsas sobre Ongarato y Gustavo Menna, primer candidato a diputado en la lista de la UCR. En diálogo con Radio Chubut, describió que hicieron un seguimiento de algunas de esas páginas donde descubrieron que en algunos casos fueron creadas hace un par de semanas, con la obvia intención de hacer campaña sucia contra los candidatos de su espacio. También se filtró un audio de Torres donde se lo escucha decir, a un interlocutor que no se identifica, que deben difundir un mensaje “antiradicalismo”.

Números inciertos

Por eso, es probable que varios radicales en noviembre opten por votar al candidato a senador de Chubut Somos Todos (Chusoto), el partido de gobierno provincial creado por el ex gobernador Mario Das Neves, quien fue sucedido por Mariano Arcioni luego de su muerte en octubre de 2017. Massoni es el actual ministro de seguridad, quien va junto a la actual diputada nacional Rosa Rosario Muñoz.

La lista de Chusoto expresa formalmente al gobernador Arcioni, aunque el alto porcentaje de imagen negativa del mandatario lo marginó al momento de la toma de decisiones. Fuentes del arco político de la provincia de la provincia indicaron que Massoni quedaría tercero, pero si es capaz de recoger a los heridos que dejen la interna de Juntos por el Cambio, y sumar algún que otro peronista del Frente de Todos dado su buena imagen en el valle, podría posicionarse mejor en noviembre y poner en riesgo a Linares.

Pero allegados al ex intendente de Comodoro desacreditaron esa alternativa. “Nosotros tenemos un total de votos para el Frente de Todos de 31/32 puntos. En segundo lugar, todas las listas de Juntos por el Cambio, que sumarían 29%. Y en tercer lugar Massoni, mucho más lejos, con 15%”. “De hecho, lo que nos preocupa es que Massoni no quede tan abajo para que no se desinfle en las generales«, concluyeron.

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Después de las PASO, Alberto Fernández presenta el lunes el proyecto de Ley de Hidrocarburos

Será el primer acto oficial del Presidente después las elecciones primarias del domingo. El lunes a las 12 del mediodía Alberto Fernández presentará formalmente ante empresarios el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas. La cita tendrá lugar en el Museo del Bicentenario, lindero a la Casa Rosada. La Secretaría de Energía, que dirige Darío Martínez, empezó a cursar las invitaciones a directivos de empresas petroleras hoy por la tarde.

La presentación llega luego de que gobernadores petroleras y sectores de la industria reclamaran el acceso al documento que se elevará al Congreso de la Nación. Participarán directivos de YPF, Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Pluspetrol, Total, CGC y Vista Oil&Gas, entre otras empresas productoras de hidrocarburos. EconoJournal confirmó el envío de las invitaciones con tres fuentes del sector privado.

La presentación en sociedad del proyecto se demoró en el tiempo. Ahora, el gobierno le asigna un lugar preponderante en la agenda, justo después de las PASO, con resultados inciertos para el oficialismo en varios distritos centrales del país.

«Parece que, más allá de los resultados, la idea es mostrar iniciativa y que el gobierno sigue trabajando en asuntos de largo plazo, como el incentivo de inversiones en Vaca Muerta«, especuló hoy por la tarde el presidente de una petrolera. Está previsto que del encuentro participe también el ministro de Economía, Martín Guzmán.

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EE.UU. prevé incrementar la asistencia para ayudar a elevar la capacidad en energías renovables al 70% en Latinoamérica y el Caribe

El enviado especial para el Clima de Estados Unidos, John Kerry, anunció que su país tiene previsto incrementar la asistencia para ayudar a elevar al 70% la capacidad en energías renovables en Latinoamérica y el Caribe para el 2030. El anuncio fue en el acto de apertura de la Cumbre Latinoamericana sobre Cambio Climático organizada por Argentina. Kerry garantizó que habrá financiamiento de los bancos de EE.UU. para la transición energética pero destacó que es necesario tomar decisiones políticas.

“Hoy estoy listo para anunciar que tenemos planes para elevar nuestra asistencia en energías renovables para Latinoamérica y el Caribe, un esfuerzo regional liderado por el presidente Duque de Colombia, para incrementar la capacidad en energías renovables al menos hasta el 70% a través de la región para el 2030”, dijo Kerry.

El acto de apertura de la cumbre denominada «Diálogo de alto nivel sobre acción climática en las Américas» fue encabezado por el presidente Alberto Fernández, quien marcó la «necesidad de pensar mecanismos innovadores para reconstruirnos mejor». En ese sentido, puso sobre la mesa la propuesta del gobierno para canjear deuda externa por acciones climáticas. “Los canjes de deuda por acción climática, los mecanismos de pago por servicios ecosistémicos y el concepto de deuda ambiental, junto a la categoría de acreedores ambientales -que son los países menos desarrollados- son otras claves para la salida de la crisis”, dijo Fernández.

Financiamiento

Kerry no ahondó demasiado en el contenido de los planes para alcanzar esa meta en energías renovables en la región. En cambio, destacó que los bancos más importantes de Estados Unidos comprometerán billones de dólares a nivel global en materia de esfuerzos de adaptación al cambio climático en los próximos diez años.

“Hemos estado trabajando con los seis principales bancos en los Estados Unidos. Estos han dicho públicamente que el piso de lo que están dispuestos a invertir en el curso de los próximos diez años de forma de acelerar esta transición es de 4.16 billones de dólares, y esto es sin contar a los administradores de fondos, inversores privados y filántropos. Tenemos la capacidad de poner el financiamiento sobre la mesa, lo que necesitamos son decisiones políticas para que esto ocurra”, alentó Kerry a los países de la región.

En abril, JP Morgan anunció que comprometerá más de US$ 2.5 billones durante la próxima década en soluciones a largo plazo que aborden la acción climática y contribuyan al desarrollo sostenible. De ese dinero, un billón será destinado a proyectos verdes, incluída la energía renovable y las tecnologías limpias. El banco de inversión estadounidense también establecerá objetivos de emisiones para su cartera de financiamiento. Los objetivos se establecerían sector por sector y primero se centrarán en los sectores de petróleo y gas, energía eléctrica y fabricación de automóviles.

Por otra parte, el banco Citi también anunció que comprometerá un billón de dólares en finanzas verdes para el 2030.

Criterios ESG

El gobierno estadounidense está impulsando medidas y reformas para facilitar la canalización de fondos públicos y privados hacia proyectos de energías renovables y tecnologías verdes. En agosto, el Tesoro instruyó a sus representantes en los bancos multilaterales de desarrollo en los que el gobierno tiene una participación accionaria a que prioricen el otorgamiento de financiamiento para proyectos en energías limpias por sobre proyectos en gas y petróleo.

También está en discusión aplicar mayores criterios ESG (Environmental, Social and Governance) en el sistema financiero estadounidense. La E de Environmental engloba el efecto que la actividad de las empresas tiene en el medioambiente, de forma directa o indirecta, la S de Social incluye el impacto que una determinada empresa tiene en su entorno social, en la comunidad y la G de Governance alude al gobierno corporativo de la empresa, por ejemplo, a la composición y diversidad de su Consejo de Administración, las políticas de transparencia en su información pública o sus códigos de conducta.

La Securities & Exchange Commision trabaja en una propuesta para introducir regulaciones que obliguen a las empresas que cotizan en bolsa a entregar a pedido de sus accionistas información sobre el impacto ambiental directo o indirecto y los riesgos financieros asociados de las actividades que llevan adelante. La publicación de reportes sobre sostenibilidad ambiental es hasta ahora una decisión voluntaria de las empresas.

El establecimiento de requisitos obligatorios de apertura de información sobre sostenibilidad ambiental podría generar mayores dificultades de financiamiento para las compañías con activos en combustibles fósiles y desincentivar el flujo de inversiones hacia estas.

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Puma Lubricants presentó una edición especial de combustibles junto al piloto Gastón Mazzacane

Puma Lubricants realizó un evento junto al piloto Gastón Mazzacane para promocionar la edición especial de los tambores de 100 litros de Puma Synthetic SAE 5W-40. El evento se llevó a cabo en Dole Racing, el taller donde se gestó el emblemático automóvil Chevrolet Chevy, conocido como «el 7 de Oro».

“El Rayo”, tal como apodan a Gastón Mazzacane, brindó una charla donde presentó el vehículo y se refirió a momentos clave de su trayectoria. “Estoy viviendo mi mejor momento deportivo en el Turismo Carretera y esto es gracias al equipo”, expresó el piloto.

A su vez, sostuvo que “en 2019, Puma Energy hizo una gran apuesta y me reconforta representar una marca genuina tan ligada a lo que es competición, combustibles, lubricantes, y poder brindarles resultados”.

Gastón Mazzacane junto al emblemático «7 de Oro»

Asimismo, el piloto habló del surgimiento de la idea de revivir el histórico automóvil y explicó: “el año pasado terminé séptimo en el campeonato, entonces con el equipo armamos este proyecto de hacerle el tributo al 7 de Oro tan famoso”.

En el cierre, los invitados se acercaron al Mito Dorado y pudieron conversar con el destacado automovilista sobre los próximos desafíos y su confianza para la Copa de Oro.

Puma Lubricants continúa su expansión con la experiencia de alta tecnología e innovación de Puma Energy, brindando al mercado la mayor cantidad de soluciones para los requerimientos de cada cliente.

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Qué dice el acta que modifica la adenda del convenio laboral de Vaca Muerta

El Sindicato de Petróleo y Gas de Río Negro, Neuquén y La Pampa y las cámaras empresariales CEPH y CEOPE firmarán esta tarde el acta que modifica la adenda del convenio colectivo de trabajo para Vaca Muerta. EconoJournal accedió al acta acuerdo formal, que se rubricará hoy en la Ciudad de Buenos Aires. Se trata de la incorporación de cambios en la adenda petrolera firmada en 2017, algo que desde la conducción del sindicato entienden que son mejoras laborales para mostrar a las bases de cara a las próximas elecciones gremiales del 20 de octubre.

El acta, llamada “Acuerdo para el sector hidrocarburífero”, la firmará Marcelo Rucci, el candidato de la lista oficialista del sindicato, quien logró encabezar el espacio luego de 40 años de conducción del actual líder Guillermo Pereyra, también firmante. Tal como anticipó EconoJournal la semana pasada, el acuerdo sale de la reunión que mantuvo Rucci con Pablo González, presidente de YPF, la compañía controlada por el Estado, que accedió a incorporar un cuarto boca de pozo en los equipos de perforación y a sumar a dos personas en la dotación de los servicios de estimulación y fractura de pozo.

Los puntos del acta

Equipos de perforación: En virtud de un escenario que contempla la incorporación de tecnología, permitiendo optimizar el rendimiento de las operaciones de perforación, las empresas en los casos de equipos que aún no cuenten con dicho operario, incorporarán un operario adicional en los equipos de perforación, con categoría de “Peón boca de pozo/ABP”, quedando la dotación conformada por 4 operarios para la categoría perforación, con manejo de autoelevador, en cumplimiento con lo estipulado por el CCT 644/12, desarrollando dichas dotaciones las actividades propias del equipo y actividades vinculadas a dichas posiciones.En virtud de un escenario que contempla la incorporación de tecnología, permitiendo optimizar el rendimiento de las operaciones de well service: fractura, las empresas incorporarán para las tareas de soporte técnico, en operaciones no convencionales, 2 operarios adicionales que estarán abocados a actividades propias del personal. En este sentido, la incorporación mencionada previamente, se dará siempre que en el set de fractura se encuentren operando un número inferior a 15 operadores (dotación total mínima del set entre fractura y pump down).Del contrato de trabajo a plazo fijo: Las partes ratifican la obligación de dar fiel cumplimiento de lo prescripto por los Arts. 93 a 95 de la Ley de Contrato de Trabajo, Art.° 3 del CCT 644/12 –“Modalidades de Contratación” en tanto especifican los términos a tener en consideración para la celebración de los contratos a plazo fijo y demás. Las empresas se obligan, en este sentido, a hacer cumplir los estándares legales y convencionales vigentes a los efectos de evitar distorsiones o usos abusivos de la figura del contrato a plazo fijo, como así de recurrir a contrataciones con su personal no previstas en la normativa laboral y convencional vigente. Se deberá cumplir lo estipulado en los incs. 1° y 2° del Art 3° del CCT 644/12.

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TotalEnergies y Equinor avanzan con proyectos de reducción de emisiones de CO2 en Neuquén y Tierra del Fuego

Nidia Alvarez Crogh, presidenta de Equinor Argentina, y Bertrand Szymkowski, responsable del Área de Proyectos de Reducción de Carbono de TotalEnergies, explicaron este miércoles cuáles son los planes de acción que están implementando las compañías para aumentar la producción de energía y reducir, al mismo tiempo, las emisiones de gases de efecto invernadero, durante la conferencia virtual “Carbono Neutral”, organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).

Szymkowski aseguró que la francesa TotalEnergies busca poner el foco en la promoción del gas natural como un aliado de la transición energética —sobre todo para la generación eléctrica, la calefacción y la movilidad—y en el aumento de las inversiones en electricidad baja en carbono y en tecnologías para la captura y el almacenamiento de CO2.

Bertrand Szymkowski

El ingeniero destacó además que “para responder a los desafíos del clima hay que preservar la energía líquida para aquellos usos donde es difícilmente reemplazable y hacer que los proyectos petroleros sean cada vez más sostenibles. En Total, la producción y venta de petróleo representará el 35% del desarrollo de la firma en 2030 y bajará a un 20% en 2050, versus el 55% registrado en 2019. Asimismo, un 15% de la electricidad será primordialmente renovable para el 2030 y un 40% será completamente renovable para el 2050”.

Por su parte, Nidia Alvarez Crogh aclaró que si bien Equinor, la empresa noruega que produce y comercializa energía a nivel global, abrió sus oficinas en Argentina recién en 2018, ya cuentan con un amplio portafolio en materia de explotación hidrocarburífera on-shore y off-shore y de iniciativas que buscan avanzar en la descarbonización de la matriz energética.

“Prevemos que la inversión bruta en energías renovables y en soluciones de bajo carbono va a pasar de representar el 5% de nuestro capex en 2020 al 50% para el 2030”, estimó la ejecutiva de la ex Statoil.

Nidia Alvarez Crogh

El plan de acción de Total

Conexión del bloque neuquino Aguada Pichana a la red de electricidad con 42 kilómetros de línea de alta tensión para el 2024. Posteriormente, se compraría energía eléctrica de la red que provenga de plantas renovables.

Reemplazo de las turbinas a gas por motores eléctricos e instalación de un banco de batería para reemplazar el generador de reserva, además de la electrificación de un turbo comprensor para 2025 en la planta de Equinor en la provincia de Neuquén.

Implementación de una granja eólica y su banco de baterías para reemplazar parte de los equipos de turbo-generación en Tierra del Fuego para el 2025. Este proyecto implica una baja sustancial de las emisiones de carbono y permite utilizar la calidad del viento característico de la región.  

Transformación del gas de barrido (o sweeping) que en lugar de quemarse en la antorcha se comprime y se exporta.

El gas de blanketing, que se utiliza para inertizar los tanques con contenido de hidrocarburo, se recupera de la misma forma que el gas de barrido o se reemplaza por nitrógeno.

Los dos últimos puntos constituyen modificaciones previstas para la operación en los yacimientos Aguada Pichana y Río Cullén/Cañadón Alfa para el 2025. Al respecto, Szymkowski señaló que “se trata de proyectos que no sólo reducen las emisiones, sino que además recuperan gases que antes no se valorizaban y ahora se van a vender, con lo cual, los costos técnicos pueden verse mejorados a partir de esa renta”.  

El portafolio de Equinor

Reducción de la intensidad neta de carbono del 20% para el 2030 y del 40% para el 2035, teniendo en cuenta que el ritmo de disminución aumentará a medida que crezca el uso de energías renovables.

Inversión de más de 50.000 millones de dólares en energías renovables lo que habilitará un crecimiento de la capacidad de entre 12 y 16 gigawatts (GW).

Incremento de la capacidad de almacenamiento de CO2 en 30 millones de toneladas al año.

Integración de las respuestas sostenibles frente al cambio climático en cada una de las operaciones e incorporación de nuevas formas de pensamiento a la hora de planear y producir.

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Cammesa adjudicó nuevos volúmenes de gas para las centrales termoeléctricas en septiembre

Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista, realizó ayer un nuevo concurso de precios para adquirir volúmenes interrumpibles de gas para abastecer en la segunda quincena de septiembrea las centrales termoeléctricas de todo el país. Los concursantes fueron las compañías adjudicatarias del Plan Gas. Lo hizo a través Megsa, la empresa encargada de las subastas y concursos en la Bolsa de Comercio. Según el detalle de participantes al que accedió EconoJournal, se registró una oferta total de gas por 28,1 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) para el abastecimiento entre el 13 y el 30 de septiembre, más de 10 MMm3/d que la quincena anterior.

El gas ofrecido es principalmente producido en Vaca Muerta, que viene teniendo un marcado crecimiento en los últimos meses. En total, Neuquén aportará todo el volumen extra por un total de 20,1 MMm3/d de gas, cuando en el concurso anterior la provincia había aportado 12,5 MMm3/d. En cuanto al precio, el gas de Neuquén ofrecido pasó de 4,49 por millón de BTU (US$/MMBTU) a 4,45 US$/MMBTU. Lo que marca un leve descenso en el importe es la mayor disponibilidad de gas en el sistema por el incremento de las temperaturas, que reduce la demanda del consumo de gas en los hogares.

Provincias y protagonistas

Las otras provincias que participaron con producción de gas fueron: Tierra del Fuego con 4,5 MMm3/d y sin variación en el precio; Chubut con 2 MMm3/d y Santa Cruz por un total de 1,5 MMm3/d. El precio promedio ofertado por las compañías productoras fue de 4,40 US$/MMBTU.

Según indicaron fuentes cercanas al concurso, el quinto del año, los protagonistas fueron las compañías productoras Tecpetrol, brazo petrolero del Grupo Techint, e YPF, la compañía controlada por el Estado.   

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La suba del LNG a nivel global expone la indefinición del gobierno sobre la convocatoria a una nueva ronda del Plan Gas

El precio del gas natural licuado (LNG, según su sigla en inglés) comenzó a dispararse a nivel global. La cotización en el Japan Korea Market (JKM), referencia del mercado asiático, y en el Dutch TTF, punto de comercio virtual de gas natural en Países Bajos, alcanzó la semana pasada los US$ 20 por millón de BTU y en el mercado prevén que la escalada continúe. Este aumento impactará en las licitaciones que deba realizar la empresa estatal IEASA (ex Enarsa) con el objetivo de asegurar LNG para el pico del próximo invierno.

En la Secretaría de Energía vienen evaluando desde hace varios meses convocar a una tercera ronda del Plan Gas Ar para ampliar la base contractualizada de gas local en firme y así reducir lo más posible la importación. Sin embargo, las mismas diferencias internas que el año pasado llevaron a la demora en la implementación del programa (iba a lanzarse en septiembre de 2020 y finalmente se oficializó en diciembre) impidieron concretar ese llamado. De extenderse en el tiempo, la indefinición oficial se traducirá en un costo sustancialmente mayor de las importaciones.

La suba del precio internacional

El costo de la energía está aumentando a nivel internacional a medida que la crisis del coronavirus va quedando atrás. La cotización del Brent pasó de 58,80 dólares por barril a fin del año pasado a un pico de 77 dólares a comienzos de julio, para luego estabilizarse en torno a los 70 dólares. Lo mismo podría ocurrir con el gas que comenzó a subir a inicios del verano del hemisferio norte luego de haber tocado fondo en 2020.

La agencia Bloomberg informó el sábado que hay preocupación en Europa por el precio del gas natural ya que Rusia, el mayor proveedor del continente, está limitando las exportaciones por varios motivos, entre los que sobresalen el aumento de la demanda interna, interrupciones en la producción y el acuerdo para transportar menos combustible a través de Ucrania.

Esa restricción no solo afecta al Viejo Continente. Al ver limitado el abastecimiento por parte de Rusia, los países de Europa se ven forzados a incrementar la demanda de LNG y esa mayor competencia también impacta en la cotización que refleja el índice asiático JKM.

A su vez, la suba del precio del LNG golpea en el mercado interno estadounidense al estimular mayores exportaciones del combustible refrigerado. Bloomberg informó que los precios del gas natural en el mercado de futuros de Nueva York subieron un 80% este año, su nivel más alto desde 2018, aunque todavía son mucho más bajos que en los otros puntos de referencia mundiales.

El impacto en Argentina

Si este escenario internacional no se modifica sustancialmente, es impensable que IEASA pueda conseguir en las licitaciones de comienzos del año próximo LNG a US$ 6,5 por millón de BTU como hizo en marzo de este año, precio que luego fue subiendo paulatinamente a medida que se acercaba el invierno.

En el mercado estiman que el año próximo se partiría de un piso de al menos US$ 10 por millón de BTU, lo que significará un crecimiento sustancial del costo de las importaciones de energía.

En la Secretaría de Energía son conscientes de esta situación y para tratar de minimizar el impacto vienen proponiendo desde hace varios meses lanzar una tercera ronda del Plan Gas Ar para ampliar la base contractualizada que se acordó en diciembre.

En aquel momento el gobierno subastó una base de 70 millones de metros cúbicos diarios de gas (MMm3/d) y terminó consiguiendo 67,850 MMm3/d. Pero hoy la realidad es diferente. Varias empresas —como YPF, Pampa, Tecpetrol y Pluspetrol— obtuvieron mejores resultados de los que preveían en el desarrollo de gas de Vaca Muerta y existe oferta disponible en el sistema. De hecho, la semana pasada el gobierno autorizó la reapertura de las exportaciones de gas hacia Chile porque la capacidad de transporte de gas desde Neuquén hacia Buenos Aires estaba a punto de saturarse.

Frente a ese contexto, allegados a Energía señalaron existe una oportunidad concreta subir esa base contractualizada en firme del Plan Gas Ar al menos hasta los 72 MMm3/día para aprovechar ese gas adicional. “Se está evaluando desde hace semanas la posibilidad de lanzar un concurso para contractualizar en la base entre 4 y 5 MMm3/día de gas más”, explicaron.

Las petroleras están a la espera de una resolución sobre el tema, pero por ahora no ha habido novedades. Al igual que ocurrió el año pasado con el lanzamiento del Plan Gas, la demora obedece a las internas políticas entre distintas facciones del gobierno. Si bien cerca del secretario de Energía, Darío Martínez, creen que una tercera ronda del Plan Gas es conveniente, en el Enargas plantean reparos frente a esa estrategia y la definición se ha ido postergando.

La posición entre los productores tampoco es del todo homogénea. Desde una de las mayores productoras señalaron a EconoJournal que “no hay una necesidad manifiesta de lanzar una nueva ronda porque el sistema de transporte desde Neuquén está casi saturado. Es más, hay empresas a las que les rebotó la inyección por falta de transporte. Por eso, quizás lo mejor sea seguir operando de esta manera y que si existe una oferta adicional se negocie en el mercado spot”.

En cambio, desde otra empresa con base en Neuquén justificaron la decisión de lanzar una nueva ronda con estas palabras. “Hoy existe cierto volumen adicional de gas en Neuquén porque algunas empresas como YPF, Pampa y Tecpetrol están inyectando más gas del que se habían comprometido ya que tuvieron mejores resultados en la actividad (perforación). Pero no sabemos qué va a pasar el año que viene”. «Para las productoras es mejor contractualizar la mayor oferta de gas posible. De esa manera, hay más certezas para realizar inversiones y si luego existen saldos excedentes de gas se pueden exportar contraestacionalmente con transporte en firme hacia Chile y, de esa manera, ir recuperando ese mercado”, concluyó.

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Grupo Bahía Energía nombró a Juan Manuel Ritacco como nuevo CEO

Grupo Bahía Energía, la compañía de capitales argentinos dedicada principalmente a la industria del biodiesel, anunció el nombramiento de Juan Manuel Ritacco como nuevo CEO. Ritacco, que es Ingeniero Industrial egresado de la Universidad del Sur, asumió su cargo con el objetivo principal de desarrollar y consolidar las diferentes áreas de negocios del Grupo: Energía, Biodiesel, Alimentación, Entretenimiento, Glicerina, Servicios y Agro, entre otros.

«GBE viene sosteniendo un ciclo de crecimiento constante durante los últimos 15 años a partir de un plan de inversiones productivas en diferentes unidades de negocio, y estamos decididos a seguir en este rumbo para generar nuevas inversiones, con planes concretos para los próximos diez años”, aseguró Ritaccco.

Juan Manuel Ritacco

Antes de incorporarse a Grupo Bahía Energía, Ritacco se desarrolló profesionalmente como Director Comercial del Grupo Etman – Autopartes; Director General de GrupoAuto Argentina, Lubricants & Specialties Sales & Marketing Manager en Axion Energy y ocupó varias posiciones gerenciales, en diferentes países, durante sus quince años de experiencia en ExxonMobil, con responsabilidades en áreas Sales, Operations y Marketing.

“El foco de nuestras inversiones —agregó el nuevo CEO— es tomar materias primas y talentos humanos de Argentina y desarrollar productos y servicios de calidad global, integrando estas operaciones de Argentina con nuestras operaciones en otros países. Tenemos proyectos avanzados de inversión en diferentes industrias y segmentos, para continuar diversificando nuestro portafolio y profesionalizando la organización. Mi incorporación como CEO de GBE es un desafío tan motivador como desafiante y una gran oportunidad de continuar creciendo profesionalmente «.

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A raíz del fuerte aumento de los precios de la energía, Europa registró en agosto la mayor inflación en 10 años

La zona euro registró en agosto una inflación anual del 3%, según el reporte preliminar de Eurostat, la agencia de estadística de la Unión Europea. Es el dato de inflación anual más alto desde noviembre de 2011 y el sector de energía fue el componente que registró el mayor salto, con un incremento del 15,4% anual.

El salto de precios en el mercado spot de la electricidad y del gas natural preocupa a los gobiernos de los países de la zona euro y el Reino Unido debido a que las cifras ya están impactando en las facturas de los hogares, comercios e industrias.

Los altos precios de la energía en Europa se condicen con una mayor demanda impulsada por la reactivación económica y las altas temperaturas en el verano europeo. No obstante, hay dos factores que están incidiendo con fuerza sobre estos precios: el impuesto europeo a las emisiones de carbono y una oferta de gas más limitada.

Además de la energía, en el último año los precios del alcohol, los alimentos y el tabaco subieron un 2% y los productos industriales aumentaron un 2,7%. La inflación núcleo se duplicó hasta el 1,6%, alcanzando su nivel más alto desde 2012. Estonia, Lituania y Bélgica registraron los mayores aumentos de precios.

Energía cara

El Banco Central Europeo, que fija un objetivo de inflación anual del 2%, considera que el aumento en los precios al consumidor se debe a efectos puntuales relacionados con la pandemia y la recuperación económica. «Si la inflación y la economía se recuperan, lógicamente habrá una normalización gradual de la política monetaria y también de la política fiscal», dijo el vicepresidente del BCE, Luis de Guindos.

En la mañana del lunes, el precio del gas en el principal mercado de referencia en Europa, el Dutch TTF, tocó los 53 euros por megavatio/hora (MWh), unos € 18 por millón de BTU, el precio más alto en la historia de este mercado. El Dutch TTF viene escalando desde principios de año, pasando de la zona de los € 10 MWh a la zona de los € 40 MWh en el último mes. En los mercados spot de la energía eléctrica también se vienen registrando precios altos cercanos e incluso muy por encima de los € 100 MWh en los últimos dos meses.

España y Portugal son los países más afectados, con precios récord históricos en el mercado ibérico eléctrico. La semana pasada, el mercado español batió su precio histórico durante cuatro jornadas consecutivas, promediando unos € 140,23 MWh. En el Reino Unido, el precio promedio de la energía cerró ayer en € 219 MWh, el más alto en su historia.

El mayor temor es que el encarecimiento de la energía termine por afectar la recuperación económica. Céntrica, la compañía propietaria de British Gas, advirtió que, debido a una crisis de suministro global, las industrias con uso intensivo de la energía podrían verse obligadas a frenar su actividad en el invierno, ya sea por falta de combustible o precios altos.

Límite de emisiones de carbono

En la Unión Europea, las industrias y los generadores de energía tienen un límite de emisiones de carbono. Existe un mercado en el que las empresas venden y compran derechos de emisión de CO2 según sus necesidades. Por ejemplo, las industrias que contaminan por encima del límite necesitan comprar más derechos de emisión para estar en regla.

En los últimos doce meses, el precio de esos derechos, medido en euros por tonelada de carbono, se duplicó, cotizando ya en la zona de los 60 euros por tonelada. Este lunes, la tonelada tocó un precio de 63 euros, un nuevo récord histórico. Estos precios inciden en la estructura de costos de las usinas eléctricas a gas natural y carbón, y se terminan trasladando a los precios mayoristas, encareciendo considerablemente el MWh.

Lejos de bajar, se espera que el precio de la tonelada de CO2 o “impuesto al carbono” siga escalando. La Comisión Europea entiende que los precios al carbono son la principal herramienta para encarecer los combustibles fósiles y favorecer los precios y el desarrollo de otras alternativas energéticas como la producción de hidrógeno verde para cumplir con la meta europea de reducción de las emisiones en un 55% para el 2030.

Menor generación eólica

Europa también viene registrando problemas para abastecerse de gas natural. Los reservorios de gas están en niveles bajos, debido a la alta demanda de gas en el último invierno. También hay un menor flujo de fluido desde Rusia. A esto hay que sumar la demanda asiática de GNL, que ha dificultado la provisión europea para sus usinas termoeléctricas durante el verano.

La provisión de gas desde Rusia es seguida con particular atención en los mercados europeos, con el ojo puesto en el próximo invierno. El ministro de Energía de Rusia, Nikolay Shulginov, afirmó que buscan llenar sus almacenes y reservorios de gas de cara al invierno, una operación que podría demorar dos meses y que genera nuevas dudas en Europa sobre la provisión de gas ruso.

Otro factor que también complica los precios es la disminución en la velocidad de los vientos. Este es uno de los peores años de producción eólica en Europa desde que se tienen registros, a tal punto que Ørsted, la principal compañía desarrolladora de parques eólicos offshore del mundo, registró una ganancia neta menor en la primera mitad de año debido a los vientos menos veloces. La situación con la variabilidad del viento es tal que este lunes el operador de la red británica pagó £ 4950 MWh a una usina termoeléctrica para entrar en operación de forma inmediata debido a una baja abrupta en la generación eólica.

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Con el nuevo aumento autorizado por el Gobierno, los biocombustibles ya cuestan el doble que las naftas y el gasoil en el surtidor

La Secretaría de Energía autorizó un nuevo incremento en el precio regulado de los biocombustibles, que llegaron a niveles máximos históricos medidos en dólares. El bioetanol, que se mezcla con las naftas, subió 6,6%, mientras que el biodiesel trepó 9,3% para su mezcla con el gasoil. Con este aumento, el biodiesel y bioetanol pasaron a costar en dólares el doble que las naftas y el gasoil en los surtidores de todo el país. En los hechos, el precio de los biocombustibles llegó al valor de 1080 dólares por metro cúbico (US$/m3), cuando el precio neto en surtidor es de 550 US$/m3, en base a datos de la Secretaría de Energía. Se trata del precio promedio del biodiesel elaborado por empresas grandes a pymes desde el año 2012 y que a partir del 2018 se transformó en precio único para este producto.

De todos modos, este incremento del biodiesel y el etanol, que se elaboran a base de caña de azúcar, maíz y soja, no tendrían un impacto en las pizarras de las estaciones de servicio. Se desprende que YPF, la empresa controlada por el Estado, no aumentará los combustibles en los días previos a las elecciones primarias del próximo domingo. En rigor, por el momento el incremento de los llamados combustibles verdes será absorbido por las petroleras, que tienen que adquirir el producto para luego realizar la mezcla.

Desde enero hasta agosto, la tonelada de biodiesel aumentó casi 60%, mientras que el litro de bioetanol de caña y de maíz subió 36,4%. Pese a esto, las empresas del sector reclamaron durante todo 2021 la actualización de precios, incluso con plantas frenadas. Por su parte, los combustibles tuvieron un aumento en este año (el último fue en mayo) de 27%.

Resoluciones

Tal como adelantó EconoJournal el viernes pasado, la Secretaría de Energía a cargo de Darío Martínez autorizó un nuevo incremento del bioetanol y el biodiesel mediante las resoluciones 852 y 853, respectivamente. Por ley, ambos productos se mezclan obligatoriamente con las naftas y el gasoil. Así, la tonelada de biodiesel pasó de 112.000 pesos a 122.453 pesos (9,3%) para septiembre.

El gobierno fijó un sendero de aumento de precios trimestral que continúa con un 2% para octubre, donde la tonelada de biodiesel costará 124.900 pesos, y 2% en noviembre con una tonelada que llegará a 127.400 pesos. Por su parte, el precio del bioetanol de caña y de maíz saltó de 55,66 pesos a 59,35 pesos por litro, marcando una suba de 6,6%.

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Por qué la Corte Suprema falló en contra de Axion en la polémica por el cobro de las tasas municipales

La Corte Suprema de Justicia falló a fines de la semana pasada a favor del Municipio de Quilmes en una demanda referida al cobro de tasas municipales que había iniciado la petrolera Esso en 2002 y luego continuó Axion cuando absorbió sus activos. La empresa había cuestionado el modo en el que se calculó la tasa de Inspección, Seguridad e Higiene sobre una base imponible que alcanzaba a los ingresos devengados en otros municipios de la Provincia de Buenos Aires en los que no tenía establecimientos habilitados, pero sí ejercía actividad; denunció la inconstitucionalidad del artículo 35 del Convenio Bilateral que habilitó ese cobro; y le apuntó a la desproporcionalidad entre el monto de la tasa y el costo del servicio prestado. Sin embargo, el máximo tribunal respaldó el accionar municipal con la firma de los jueces Juan Carlos Maqueda y Horacio Rosatti, y los votos concurrentes de los magistrados Ricardo Lorenzetti y Elena Highton de Nolasco.

Si bien el fallo refiere exclusivamente a la tasa de Inspección, Seguridad e Higiene por parte del Municipio de Quilmes, constituye un firme respaldo a cualquier tipo de tasa que decidan cobrar los municipios, siempre y cuando cumplan con una serie de pautas explicitadas al final del fallo.  

El camino hacia la Corte Suprema

La petrolera Esso (en la actualidad Axion Energy Argentina, propiedad de Pan American Energy S.A.) demandó al Municipio de Quilmes para que deje sin efecto una resolución del 19 de diciembre de 2002 mediante la cual el Ejecutivo Municipal había desestimado un recurso contra una intimación de pago en concepto de un remanente adeudado por la Tasa de Inspección, Seguridad e Higiene.

La petrolera sostuvo que había liquidado y pagado esa tasa tomando como base imponible únicamente los ingresos brutos devengados en el Municipio de Quilmes. Es decir, explicó que la liquidación de 210.136 pesos que había desembolsado cubría íntegramente los costos por los servicios prestados por la municipalidad en dos estaciones de servicio ubicadas en su jurisdicción. La empresa aseguró que su liquidación incluso fue calculada en demasía porque tuvo en cuenta ingresos originados en otras diez estaciones de servicio ubicadas en Quilmes, pero explotadas por operadores independientes de Esso.

Lo que cuestionó la petrolera fue que el municipio pretendiera cobrarle la tasa de Inspección, Seguridad e Higiene sobre una base imponible que alcanzaba a los ingresos devengados en otros municipios de la Provincia de Buenos Aires en los que Esso no tenía establecimientos habilitados. En ese momento la petrolera tenía 30 locales en 30 municipios y ejercía actividad en 114 de los 135 municipios de la provincia de Buenos Aires. Lo que hizo entonces el municipio de Quilmes, en aplicación del artículo 35 del Convenio Multilateral, fue distribuir la base provincial entre los 30 municipios donde Esso contaba con local, incluyendo los ingresos ahí generados y los generados en los 84 municipios donde ejercía actividad pero no tenía local.

La empresa remarcó que no se daban las condiciones para la aplicación del artículo 35 del Convenio Bilateral sobre el que Quilmes basó ese cobro porque no es aplicable a tasas que deben retribuir la prestación de un servicio público individualizado y guardar proporcionalidad con el costo del servicio público efectivamente prestado como contrapartida por la comuna.

A partir de esta argumentación, remarcó que resultaba inadmisible determinar la tasa por una circunstancia ajena a la prestación misma del servicio como lo sería calcular su base tomando en cuenta los ingresos devengados por Esso en un territorio ajeno a esa municipalidad.

La demanda llegó a la Corte Suprema de la Provincia de Buenos Aires quien falló en contra de la petrolera. Axion Energy, quien actualmente controla los activos que eran de Esso, dedujo recurso extraordinario federal contra esa sentencia, el cual fue denegado, y entonces interpuso un recurso en queja directamente ante la Corte Suprema de Justicia de la Nación.

Una vez arribada la causa a la Corte Nacional, el tribunal convocó a una audiencia pública informativa que se celebró el 6 de junio de 2019 con la participación de las partes, terceros interesados y Amigos del Tribunal. Allí expusieron a favor de Axion la Unión Industrial Argentina, la Coordinadora de las Industrias de Productos Alimenticios (Copal), la Confederación Argentina de la Mediana Empresa (CAME), la Unión Industrial de la Provincia de Buenos Aires y otras entidades empresarias, mientras que el municipio de Quilmes contó con el respaldo de numerosas intendencias bonaerenses de distintos colores políticos.

De hecho, el intendente de Vicente López, Jorge Macri, expuso ante el tribunal en apoyo al modo en que Quilmes aplicó la tasa y luego lo hicieron los abogados Antonio María Hernández y Germán Krivocapich en representación de otros 39 municipios de la provincia: San isidro, Lomas de Zamora, Hurlingham, Lanús, Morón, Ituzaingo, Almirante Brown, Tres de Febrero, La Plata, Pilar, Florencio Varela, San Miguel, Pigué, Campana, Cañuelas, Azul, Bahía Blanca, Balcarce, Baradero, Carlos Tejedor, Coronel Suarez, General Arenales, General Lavalle, General Rodríguez, General Villegas, Junín, Lezama, Lincoln, Lobos, Partido de la Costa, Maipú, Mar Chiquita, Olavarría, Pergamino, Pinamar, Rivadavia, Rojas, Saladillo y Trenque Lauquen. También expuso el intendente Fernando Gray en representación del Municipio de Esteban Echeverría y Roberto Feletti en nombre de la Federación Argentina de Municipios.

Los argumentos ante la Corte Suprema

Axion planteó tres objeciones ante la Corte Suprema de Justicia:

Cuestionamiento a la base imponible de la tasa. La municipalidad considero que debía agregarse a la base imponible de la tasa el coeficiente atribuible a los demás municipios de la provincia donde Axion ejerce actividad, y por ende tiene base atribuible, pero no tiene establecimientos. Para avanzar en esa dirección se basó en la aplicación del tercer párrafo del artículo 35 del Convenio Multilateral de 1977. En respuesta, Axion sostuvo que ese artículo 35 del Convenio Multilateral no puede ser entendido como la autorización para que una municipalidad pueda “gravar hechos imponibles ocurridos fuera de sus límites geográficos”. Alegó que el tema constituye una cuestión federal que ya había sido resuelta por la Corte Suprema de manera favorable a su pretensión en el expediente caratulado “YPF contra Municipalidad de Concepción del Uruguay”, que tuvo sentencia en 2006; y contradice la jurisprudencia de ese mismo tribunal en la causa “Helicópteros Marinos S.A. contra Tierra del Fuego”, sentencia de junio de 2010, la cual estableció la necesaria existencia de “un punto de conexión” entre las actividades desarrolladas y la jurisdicción que las grava.Proporcionalidad de la tasa. Axion denunció que la postura adoptada por el Municipio de Quilmes confronta con los parámetros constitucionales estructurados por la Corte Suprema, que no solo exigen la prestación efectiva del servicio, a cambio del cobro de una determinada tasa municipal, sino también la proporcionalidad entre el monto de esa tasa y el costo del servicio prestado, situación que en este caso no se corroboraría.Inconstitucionalidad del Convenio Multilateral. La petrolera planteó que el artículo 35 del Convenio Multilateral resulta inconstitucional al afirmar que la interpretación según la cual “el citado acuerdo autoriza a la apropiación de ingresos foráneos al municipio (…) resultaría contraria al principio de razonabilidad (art. 28 de la Constitución Nacional)”.

La respuesta de la Corte Suprema

1) La Corte desestimó por “manifiestamente infundada” la afirmación de que la interpretación del Convenio Multilateral constituye una cuestión federal, pues sostiene que al fallar en la causa “Papel Misionero SAIFC” reinstauró el tradicional entendimiento según el cual el Convenio Multilateral forma parte del derecho público local ya que es “un régimen contractual entre los estados provinciales y la ciudad de Buenos Aires con arreglo al cual se distribuye la base imponible en el impuesto sobre los ingresos brutos entre las distintas jurisdicciones”. A raíz de ello, la Corte recordó que “divergencias sobre la interpretación de normas de derecho público local –como lo es el Convenio Multilateral- deben ser ventiladas ante los jueces locales.

Con respecto al cuestionamiento sobre la supuesta arbitrariedad en el cobro de la tasa, el máximo tribunal sostuvo que “ninguno de los pronunciamientos en los que se fundamenta la arbitrariedad resultan aplicables a este caso”. Para justificar su afirmación citó textual el artículo 35 del Convenio Multilateral:

“En el caso de actividades objeto del presente Convenio, las municipalidades, comunas y otros entes locales similares de las jurisdicciones adheridas, podrán gravar en concepto de impuestos, tasas, derechos de inspección o cualquier otro tributo cuya aplicación les sea permitida por las leyes locales  sobre los comercios, industrias o actividades ejercidas en el respectivo ámbito jurisdiccional, únicamente la parte de ingresos brutos atribuibles a dichos fiscos adheridos, como resultado de la aplicación de las normas del presente Convenio. La distribución de dicho monto imponible entre las jurisdicciones citadas, se hará con arreglo a las disposiciones previstas en este Convenio, si no existiere un acuerdo interjurisdiccional que reemplace la citada distribución en cada jurisdicción provincial adherida. Cuando las normas legales vigentes en las municipalidades, comunas y otros entes locales similares de las jurisdicciones adheridas sólo permitan la percepción de los tributos en aquellos casos en que exista local, establecimiento u oficina donde se desarrolle la actividad gravada, las jurisdicciones referidas en las que el contribuyente posea la correspondiente habilitación, podrán gravar en conjunto el ciento por ciento (100%) del monto imponible atribuible al fisco provincial…”.

Con respecto a los fallos citados por Axion, la Corte respondió que en el caso “YPF contra Municipalidad de Concepción del Uruguay”, lo que hizo fue declarar arbitraria una sentencia en la cual la Cámara Federal de Apelaciones de Paraná había admitido que la Municipalidad de Concepción del Uruguay exigiera una tasa de higiene sobre el 100% de los ingresos provinciales con fundamento en que el contribuyente había omitido probar debidamente el pago efectuado por tasas similares a otras municipalidades de la Provincia de Entre Ríos. “La solución dada por esta Corte al caso se limitó a invalidar esa lectura, lo cual -como puede advertirse sin dificultad- constituye un supuesto evidentemente distinto al presente, el cual no trata de las consecuencias que emergen de la posibilidad de un contribuyente de demostrar el pago de una tasa similar en otras localidades de la misma provincia. Es así que del precedente citado no es dable concluir -como lo hace el dictamen de la Procuración en el párrafo 7° de su apartado III- que su doctrina consiste en que el Convenio `no prevé la posibilidad de acrecentamiento (…) como consecuencia (…) de ausencia de local o establecimiento` en otro u otros  municipios”.

En cuanto al segundo fallo invocado por Axion, “Helicópteros Marinos S.A. c/ Tierra del Fuego”, la Corte señaló que tanto los hechos –referidos al alcance de la jurisdicción tributaria de la Provincia de Tierra del Fuego sobre el mar territorial adyacente a sus costas- como la solución dada por el Tribunal –el rechazo de esa pretensión frente a la inexistencia de un «punto de conexión» entre el territorio provincial y la porción de actividad realizada a extramuros de sus límites- “en nada se relacionan con el mecanismo previsto en el artículo 35 del Convenio Multilateral, cuya finalidad es evitar la superposición tributaria respecto de aquellos contribuyentes que ejercen actividades en más de una jurisdicción fiscal”.

2) Con respecto a la supuesta falta de proporcionalidad, la Corte responde, en el fallo que lleva las firmas de Maqueda y Rosatti, que “cuadra destacar que en su recurso extraordinario la apelante no ha aportado argumentos tendientes a demostrar en concreto la irrazonabilidad o desproporción del tributo”.

3) En lo que respecta a la supuesta inconstitucionalidad del tercer párrafo del artículo 35 del Convenio Multilateral, la Corte asegura que el alegato “carece de sustento fáctico y jurídico consistente, sin ninguna referencia que conecte los hechos de la causa a las normas constitucionales invocadas; el simple cotejo del planteo subsidiario de inconstitucionalidad esbozado a fs. 241/242 del remedio federal denota la insuficiencia argumentativa de la actora (Axion), lo cual conduce a su irremediable desestimación”.

La conclusión del fallo

Luego de responder a las objeciones de la petrolera, la Corte se encargó, a través del voto Maqueda-Rosatti, de fijar los lineamientos a los que se encuentran sujetas las tasas municipales. En tal sentido, sostuvo que la atribución de los municipios para crear una tasa, se encuentra sujeta a las siguientes pautas:

a) la definición clara y precisa del hecho imponible y la individualización de los servicios o actividades que se ofrecen;

b) la organización y puesta a disposición del servicio al contribuyente, pues de lo contrario el cobro carecería de causa importando un agravio al derecho de propiedad; y

c) la adecuada y precisa cuantificación del tributo (base imponible, alícuota, exenciones y deducciones), debiendo para ello la autoridad fiscal ponderar prudencialmente, entre otros parámetros, el costo global del servicio o actividad concernido y la capacidad contributiva.

A continuación agregó “no existen reparos de índole constitucional para recurrir a los ingresos brutos del contribuyente como indicador de capacidad contributiva y factor para el cálculo de la base imponible de un tributo como el considerado en autos, en tanto ello no derive en resultados irrazonables, desproporcionados y disociados de las prestaciones directas e indirectas que afronta el municipio para organizar y poner a disposición el servicio”.

Finalmente, el tribunal dejó en claro que “admitida dentro de la base imponible la posibilidad de ponderar los ingresos brutos del contribuyente y la ausencia de un agravio correctamente desarrollado para comprobar la desproporción de la tasa, los cuestionamientos contra la constitucionalidad del artículo 35 del Convenio Multilateral devienen meramente conjeturales e hipotéticos y carecen de vinculación directa con la solución del caso”. A raíz de ello, confirmó la sentencia apelada.

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Nicolás Arceo: “Vaca Muerta implicaría US$ 37.500 millones adicionales al permitir el incremento de las exportaciones en un 70% durante las próximas tres décadas”

Las disposiciones internacionales en materia de transición energética ponen en el centro de la escena la discusión por la ventana de oportunidad para aprovechar los recursos hidrocarburíferos de Vaca Muerta y su potencial exportador. Al respecto, Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, participó el jueves pasado del seminario «Energía, recursos naturales y desarrollo», organizado por Fundar, CENIT y CIECTI, y señaló que “si Argentina pretende aprovechar los recursos no convencionales va a tener que destinar una porción sustantiva al abastecimiento del mercado mundial”.

Arceo sostuvo que existe, para el petróleo de Vaca Muerta, una infraestructura que permitiría realizar un salto exportador en el corto plazo, aunque en el caso del gas natural se requieren significativas inversiones para la construcción de las instalaciones necesarias.

Nicolás Arceo

“Los recursos no convencionales de Vaca Muerta (16 billones de barriles de petróleo y 308 TCF de gas natural), habilitarían el consumo local de crudo por casi un siglo y el abastecimiento de gas para la economía local durante dos siglos”, explicó el ex vicepresidente de Administración y Finanzas de YPF, en el evento que se transmitió vía streaming y en el que también expusieron Laura Forni, investigadora del Stockholm Environment Institute, y Marcelo Neuman, investigador de la Universidad Nacional de General Sarmiento y especialista en el universo de proveedores de la industria de hidrocarburos; y fue coordinado por Juan O´Farrell, de Fundar.

Frente a la pregunta por el volumen de divisas que aportaría el desarrollo de los recursos de la cuenca neuquina a la economía argentina, Arceo afirmó: “Vaca Muerta implicaría US$ 37.500 millones adicionales al permitir el incremento de las exportaciones en un 70% durante las próximas tres décadas”.

Luego, el consultor aclaró que, si bien el aumento de las exportaciones no garantiza por si solo el inicio de una fase virtuosa de desarrollo económico, abre la posibilidad de revertir la restricción externa que es condición necesaria para salir del estancamiento económico.

En relación a la transformación de la matriz energética, Arceo indicó que Argentina representa una ínfima proporción en la emisión de gases de efecto invernadero a nivel mundial con un 0,5% que corresponde a la quema de combustibles”. Además, sostuvo que “el sector energético posee bajos niveles de emisión, producto de la generación eléctrica limpia con gas natural como principal combustible, que es mucho menos contaminante que las centrales térmicas a carbón y ofrece al país una ventana de aprovechamiento más larga”.

No obstante, la migración hacia las energías limpias tendrá un impacto sustantivo en el sector. Para el economista, “en términos de políticas públicas, Argentina requiere un nuevo marco regulatorio para el sector hidrocarburífero que fije reglas de juego claras sobre el precio del crudo y la paridad de exportación, con el fin de garantizar un aumento de las inversiones en el corto y mediano plazo”.

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El gobierno aumentaría un 7% el precio del bioetanol, pero reduciría el corte obligatorio para que no impacte en las naftas

La Secretaría de Energía ya tiene firmada la resolución 852 que establecerá un aumento de 6,6% en el precio del bioetanol, que se mezcla con las naftas. Sin embargo, para evitar una suba en los precios de las pizarras en las estaciones de servicio a dos semanas de las elecciones, reduciría el corte obligatorio del biocombustible para evitar un aumento de naftas.

EconoJournal accedió en exclusiva a la resolución que se publicará en las próximas horas en el Boletín Oficial donde se autoriza el incremento del bioetanol, que está elaborado a base de caña de azúcar y de maíz. El precio para su adquisición obligatoria y posterior mezcla con las naftas por parte de las refinadoras saltará de 55,66 pesos a 59,35 pesos por litro.

Fuentes del sector privado consultadas por este medio indicaron que el gobierno también implementará una reducción del porcentaje de mezcla para los biocombustibles con la intención de que el aumento no tenga un impacto en el precio de las naftas y el gasoil. El objetivo del gobierno es mantener intacto el acuerdo tácito que mantiene con YPF para no aumentar el precio de los combustibles en un contexto inflacionario y antes de las elecciones legislativas.

Biodiesel

El gobierno nacional está negociando con las empresas que producen biodiesel, instaladas en la zona centro del país, un aumento del precio por tonelada y -al mismo tiempo- una reducción del corte. El Poder Ejecutivo busca un equilibrio para que el próximo aumento de los biocombustibles no implique una suba en el precio en los surtidores. El acuerdo al que podría llegar con los productores es para fijar un precio para que las plantas puedan seguir produciendo, pero, al mismo tiempo, reducir el porcentaje de mezcla del 10% al 5% para evitar un impacto en el precio del gasoil, el combustible de mayor consumo del país.

Según pudo averiguar EconoJournal de al menos dos fuentes del sector privado de dos provincias productoras distintas, el gobierno podría autorizar en breve un aumento de hasta 10% para el precio de la tonelada de biodiesel en el mes de septiembre. El sendero de precios continuaría con incrementos de alrededor de 2% en octubre y 2% en noviembre, siempre y cuando el corte con el gasoil no sea superior al 5%. De este modo, las plantas podrían trabajar en casi el 60% de su capacidad de acuerdo con los volúmenes asignados, algo que los productores aceptarían en este contexto.

Reglamentación

La Cámara de Senadores convirtió en ley el nuevo régimen de promoción de biocombustibles el pasado 15 de julio. Se trata de la Ley 27.640, que impulsaron diputados vinculados a Máximo Kirchner y que fue respaldada por sectores de la oposición. El gobierno todavía no publicó el decreto para reglamentar la nueva norma, pero toma medidas lo más consensuadamente posible con las empresas. De todos modos, en los hechos, algunas cosas en el sector ya están funcionando en el marco de la nueva ley, como por ejemplo el criterio de asignación de cupos para las 55 plantas de biodiesel y etanol que tiene el país y que se fijó esta semana.

En estos días el gobierno está trabajando en un decreto general para reponer aspectos técnicos de la regulación hacia el sector. Todavía no se conoce cuándo podría reglamentar la ley. Mientras tanto, las empresas operan mediante normativas aisladas acordadas con el gobierno.

YPF

El artículo cuatro de la resolución que está por publicar el gobierno en el Boletín Oficial establece que “los precios del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz serán actualizados mensualmente por la Secretaría de Energía y publicados en su página web con la misma temporalidad, de acuerdo a la variación porcentual del precio en el surtidor de las naftas comercializadas a través de las estaciones de servicio de la empresa YPF en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, para lo cual se considerará el promedio ponderado de las ventas de nafta grado 2 y grado 3 llevadas a cabo por dicha empresa en los últimos 12 meses, conforme la información que proporcione la Subsecretaría de Hidrocarburos”.

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El vicepresidente de Brasil contradijo a su ministro de Energía y afirmó que la sequía podría forzar un racionamiento de los recursos

El vicepresidente de Brasil, Hamilton Mourão, dijo que la sequía podría provocar un racionamiento de energía, en abierta contradicción con la posición que viene sosteniendo el Ministerio de Minas y Energía. El titular de esa cartera, Bento Albuquerque, había afirmado luego de un mensaje por cadena nacional que la “posibilidad de racionamiento es nula”.

“Podría haber algo de racionamiento”, declaró Mourão a periodistas en la mañana del miércoles en Brasilia, aunque destacó que el gobierno tomó las medidas necesarias para evitar apagones. “Mire, lo que he estado siguiendo es que el gobierno tomó las medidas necesarias, creó una comisión para monitorear y tomar decisiones, en tiempo y en su momento, para evitar lo que usted dice (el riesgo de racionamiento). El gobierno tomó todas las medidas necesarias para evitar un apagón, pero puede que tenga que haber algún racionamiento”, dijo el vicepresidente.

En una entrevista concedida el martes a CNN, Albuquerque había afirmado que “el riesgo hoy es cero”. Dijo que “los escenarios que analizamos, el modelado computacional, indican que tenemos suficiente suministro de energía para atender la demanda”.

Hamilton Mourão, vicepresidente de Brasil.

“Como he dicho varias veces, monitoreamos el sistema las 24 horas del día, en las últimas dos semanas realizamos reuniones formales del Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico de la Cámara de Reglas Excepcionales para la Gestión Hidroenergética, por lo que este monitoreo es constante y eso es lo que hacemos. Da la posibilidad de afirmar que la posibilidad es cero hoy”, dijo el ministro.

Cadena nacional

Albuquerque reiteró el martes en un mensaje difundido por cadena nacional el llamamiento a la población para que ahorre el consumo de energía y agua. Fue su segundo discurso por televisión nacional para hablar sobre la crisis del agua.

El ministro de Minas y Energías pidió un “esfuerzo urgente” de ahorro a todos los sectores “para aumentar la seguridad energética y disminuir los riesgos de falta de suministro en los horarios de mayor consumo”. Según estimó, una baja de 12% en la demanda residencial equivale al suministro de 8,6 millones de domicilios.

En la jornada del martes, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) anunció un alza promedio de 6,78% en la boleta de luz desde septiembre, a través de una tasa adicional aplicada por la sequía que sufre el país. “Como todos los recursos más baratos ya estaban siendo utilizados, esta electricidad adicional proveniente de la generación termoeléctrica e importación costará más caro”, justificó Albuquerque el nuevo aumento de la luz. El nuevo valor se mantendrá hasta fin de abril para cubrir los costos de la emergencia.

Sequía

El fantasma del racionamiento de energía sobrevuela Brasil y los despachos oficiales desde hace meses. La sequía en Brasil es una de las peores registradas en su historia y está afectando la disponibilidad de agua en los embalses hidroeléctricos, que suelen proveer el 60% de la generación eléctrica del país.

En junio, el presidente Jair Bolsonaro creó por decreto la Cámara de Reglas Excepcionales para la Gestión Hidroeléctrica, una unidad interministerial encargada de establecer medidas excepcionales para la gestión del recurso hidroeléctrico. El órgano tiene la potestad de homologar y dar carácter obligatorio a las resoluciones decididas en el marco del Comité de Seguimiento del Sector Eléctrico. La Cámara funcionará hasta el 30 de diciembre de 2021.

Bolsonaro dijo la semana pasada que el país está “al límite del límite” por la crisis hídrica y le pidió a la población que ahorre energía. “Tengo la seguridad que usted puede apagar una luz ahora. Pido ese favor: apague una luz. Ayude, así está ayudando a economizar agua de las hidroeléctricas. Ya estamos cerca de 10, 15% de almacenamiento en gran parte de las represas. Estamos al límite del límite. Algunas van a dejar de funcionar si la crisis hidrológica continúa existiendo”, afirmó.

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Rucci se reúne con el presidente de YPF para sellar cambios en la adenda laboral de Vaca Muerta

Marcelo Rucci está en campaña. Y no frente a unas elecciones cualquiera. A fines de octubre se convertirá, casi con seguridad, en el nuevo hombre fuerte del sindicato de petroleros privados de Neuquén, el más poderoso del país, que desde hace casi cuatro décadas es controlado por Guillermo Pereyra. Rucci presiona desde hace tiempo para iniciar una demorada sucesión en la conducción del gremio. Pandemia mediante, este año lo logró; Pereyra accedió a correrse y dejarle el lugar. Los comicios podrían ser, en esa clave, un trámite y al mismo tiempo, un bautismo de fuego en las grandes ligas del sindicalismo petrolero.

En ese contexto, Rucci intentará llevarse hoy de Buenos Aires un acuerdo con Pablo González, presidente de YPF, y de Sergio Afrontti, CEO de la compañía bajo control estatal, para incorporar cambios en la adenda petrolera (al convenio colectivo de trabajo) firmada en 2017 durante la gestión de Mauricio Macri. De lograrlo, lo reivindicará frente a las bases de trabajadores petroleros como un primer logro de gestión y un puntal de la plataforma electoral. Mucho más cuando por primera vez desde mediados de los ’80, cuando Pereyra asumió como secretario general, el oficialismo de la Lista Azul tendrá competencia interna, dado que la junta electoral del gremio se prepara para avalar mañana la presentación de una o dos listas opositoras.

«Rucci y Pereyra quieren transmitir que la adenda de 2017, que fue interpretada por los sectores de izquierda del gremio como un gesto de debilidad del sindicato frente a las empresas, va quedando atrás«, analizó un directivo de una empresa de servicios.

Modificaciones a la adenda

En rigor, mañana vence la conciliación obligatoria dictada por el Ministerio de Trabajo cuando Manuel Arévalo, secretario del gremio de petroleros jerárquicos de Neuquén, y luego Rucci y Pereyra llamaron a un paro de actividades en reclamo de una mejora de las condiciones de seguridad en los yacimientos petroleros. El motivo es hasta secundario. Lo que perciben los gremios es que el escenario electoral, y con el gobierno preocupado por mejorar su imagen frente a sectores populares, es campo fértil para lograr una mejora de las condiciones salariales de los trabajadores petroleras.

Rucci intentará hoy, en primer lugar, que Pablo González acceda a incorporar un cuarto operario boca de pozo —el sampista, en la jerga petrolera— en los equipos de perforación. Es un punto que sólo preocupa a YPF, la única empresa que opera con tres personas ese tipo de unidades. La gran mayoría ya trabaja bajo esa modalidad.

El segundo punto que reclama el gremio es el más álgido: Rucci quiere ampliar las dotaciones de los servicios de completación y estimulación de pozos. El sindicalista pretende que llegue la dotación llegue a 15 personas. Las empresas petroleras están de acuerdo con llegar a esa posición, siempre y cuando, y dentro de ese número, se contemple también a los operarios encargados de manipular la arena de fractura. El sindicato presiona para que esos dos operarios se sumen al equipo de 15 trabajadores que conformarían la dotación base de los servicios de fractura.

Mal taming

Ejecutivos de la industria admiten, por lo bajo, que no hay mucho margen para oponerse a lo que exige el sindicato neuquino. Con el crudo cerca de 70 dólares y las productoras batiendo récords de etapas mensuales de fractura, esa posibilidad es exigua. El escenario de máxima es ganar tiempo. Desde una empresa de servicios explicaron que firmar un acuerdo con Rucci a 10 días de las PASO puede funcionar, en la práctica, como un acelerador de las demandas de los sindicatos petroleros de otras provincias.

Por eso, aunque no tienen reparos con el contenido del acuerdo, el planteo a YPF, como el líder de la industria que negocia en nombre del resto de las empresas, es que postergue la oficialización de los cambios de la adenda hasta después de las elecciones del 12 de septiembre. Para intentar controlar eventuales daños y un efecto contagio en otras cuencas hidrocarburíferas. Habrá que esperar hasta que termine el día para conocer si el pedido fue escuchado.

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La ingeniería del plástico como aliada en la fabricación de vehículos eléctricos

Por Juan Martín Nasi*

A nivel mundial, las ventas de vehículos eléctricos crecieron un 140% en el primer trimestre de este año. Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), se vendieron 1.1 millones de unidades. En Argentina durante 2020, según la Asociación de Concesionarios de Automotores de la República Argentina (ACARA), se patentaron 2.383 vehículos eléctricos entre modelos híbridos y eléctricos puros, motivo que representó un incremento del 53,9% respecto a 2019. Si bien la flota de autos eléctricos en Argentina todavía es pequeña, los datos señalan un aumento en las ventas.

Los vehículos eléctricos han evolucionado y aportan una serie de beneficios, como la reducción de emisiones de gases contaminantes a la atmósfera y la eficiencia en el consumo energético. Muchos países ya han adoptado metas ambiciosas para convertir su flota en vehículos eléctricos, y aunque en Argentina todavía no hay un objetivo establecido, el atractivo de la sustentabilidad ha promovido un aumento en las ventas. Cada vez es más habitual encontrar en centros comerciales y otro tipo de establecimientos vacíos que son exclusivos para recargar vehículos eléctricos e híbridos. Esto deja claro que, si hasta hace poco el tema era solo una tendencia, ahora ya está empezando a ser una realidad.

Vehículo eléctrico

La ingeniería del plástico se ha convertido en un gran aliado en esta revolución eléctrica, ya que estos modelos necesitan ser cada vez más ligeros, buscando la máxima eficiencia energética. Además, la ingeniería plástica ofrece versatilidad de diseño, simplicidad en la fabricación, velocidad de desarrollo y menor impacto ambiental en la producción de cada componente.

Como uno de los principales proveedores de plásticos de ingeniería, BASF cuenta con un amplio portafolio de aplicaciones automotrices que se utilizan, por ejemplo, en la producción de sensores, conectores, sistemas de iluminación, paneles, carrocerías, asientos, entre otros.  La experiencia de BASF en la co-creación con los clientes permite iniciativas innovadoras y dedicadas en la búsqueda de nuevas aplicaciones, que se facilitan a través de los propios programas de simulación, acelerando el proceso de desarrollo y reduciendo los costos del proyecto, además de promover un menor impacto ambiental.

Sabemos que los vehículos eléctricos representan un gran avance en términos de tecnología y que todavía tienen un amplio campo para el desarrollo de innovaciones, que ayudarán a transformar la movilidad para un futuro más sustentable y económico.

*Responsable técnico de Soluciones para el Transporte de la división de Materiales de Performance de BASF

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