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El presidente de Tenaris para el Cono Sur, Javier Martínez Álvarez, disertó en el panel de apertura del Suppliers Day, evento organizado por EconoJournal. Allí se refirió al proyecto de Ley de Hidrocarburos que está por presentar el gobierno: “En petróleo está en el sentido correcto, pero tiene tan poco impacto que es como un café muy lavado. Es tan lavado que me cuesta encontrar el café. Le falta fuerza, contundencia. Valoro hacia dónde se está yendo, pero eso hoy no tiene tracción”.

En cuanto al gas, destacó que “si están generando una mirada a largo plazo del Plan Gas, y si eso se cristaliza en este proyecto de ley, es una buena noticia”. Además, remarcó que después del impacto de la pandemia, se está viendo “una recuperación en el mundo, en Estados Unidos y también en la Argentina”. El presidente de Tenaris, perteneciente al Grupo Techint, manifestó que “pasamos una de las crisis más duras del sector energético del mundo y de la Argentina y también de nuestra empresa”.

Además, Martínez Álvarez profundizó sobre la agenda local e internacional, la oportunidad de Vaca Muerta y los desafíos del sector a corto plazo. Describió el cambio que se está dando en la industria petrolera: «Vemos un crecimiento un poco más atenuado de los grandes jugadores privados y relativamente un crecimiento de las petroleras nacionales, como Pemex de México, YPF en nuestro país o Aramco en Arabia Saudita. Es decir, las petroleras nacionales no cayendo tanto como las petroleras internacionales y las locales tomando un lugar un poco más preponderante. Esta dinámica también se está dando en el mercado americano”.

Respecto al escenario energético para el 2022, indicó que vamos hacia una “descarbonización inevitable en el mundo” y remarcó que “el gas tiene un recorrido importantísimo para desplazar al carbón, lo que configura una oportunidad para la Argentina”.

Balance de la pandemia

El presidente de Tenaris hizo un recorrido del último año y medio de pandemia: “Antes de la crisis por la pandemia, el sector energético mundial venía derrapando por el conflicto entre Estados Unidos, la OPEP, Rusia y con una actividad en caída. Después vino el impacto de la pandemia, que fue fenomenal”. Martínez Álvarez subrayó también que el impacto “fue mucho más fuerte en las américas y menos intenso en los mercados tradicionales como Medio Oriente. La magnitud se explica, por ejemplo, en que antes Estados Unidos tenía 800 rigs de perforación y después quedó con 300. En la Argentina teníamos 70 equipos de perforación y bajamos a cero. El nivel de actividad en el mundo se redujo mucho, en la Argentina fue inédito. No nos olvidemos que hubo un día en este año y medio de pandemia que hubo que pagar para vender petróleo. La caída de la producción fue muy significativa, nosotros estuvimos produciendo durante todo el último año a un 20% o 25% de la capacidad instalada”.

“La contracara de esto es el aprendizaje. La tecnología pasó al día a día en las empresas con mucho dinamismo. Ahora vemos una recuperación. Entonces, vemos que en Siderca, de esas 20.000 toneladas, es decir, el 25% de su capacidad, empieza a recuperar en los últimos meses a 40%. Ahora en este mes estamos en 50% y vemos un escalón ulterior para los meses que vienen. Por eso vemos una recuperación en el mundo, en Estados Unidos y también en la Argentina”, destacó Martínez Álvarez.

Escenario 2022

Respecto a cómo se va a mover la industria en los próximos años, el ejecutivo de Tenaris indicó: “Vemos que es inevitable la descarbonización en el mundo y la entrada de las renovables ocupando su lugar. Es difícil saber la velocidad, pero es algo que va a venir”. En cuanto al impacto de esto en la industria de petróleo y gas, añadió que “el crecimiento en el consumo de petróleo va a seguir. El peak oil, es decir, el año donde se de el máximo consumo a nivel mundial de petróleo, es muy probable que se de en algún momento de los próximos años. Después, sobre todo con la movilidad eléctrica, veremos como se va generando una lenta e inexorable reducción”.

En cuanto al aumento de la demanda de petróleo y derivados que está habiendo en los últimos meses en el mundo, Álvarez afirmó que “en el corto plazo estamos viendo sólo recuperación. Se está recuperando de una manera muy sostenida el consumo de petróleo. El nivel de precio es más difícil de predecirlo porque tiene que ver con la oferta y está muy controlada. Cuando se produce una baja tan brutal de la oferta como la que provocó la pandemia, para un organismo como la OPEP es mucho más fácil ponerse de acuerdo en cómo ir subiendo gradualmente la oferta que cuando tienen que hacer recortes”. Y agregó que “durante todo 2020 se expresó una idea de que había una retracción en el apoyo del mundo de las finanzas al sector energético, creo que está volviendo. Tardó en volver, pero está con un ímpetu distinto”.

Neuquén

En cuanto a la actividad para el próximo año, Álvarez resaltó: “soy muy optimista en lo que puede darle el gas al mundo y a la Argentina. El nivel de consumo de carbón en su matriz de electrificación que tienen países centrales como China, India e incluso Europa y Estados Unidos también. El gas tiene un recorrido importantísimo para desplazar al carbón y esto configura una oportunidad para la Argentina”. “De 70 equipos de perforación que había en la Argentina antes de la pandemia hoy estamos en un poco más de 50 equipos, pero con un nivel de productividad mayor. No estamos en los niveles previos, pero esto describe el potencial de Vaca Muerta y la oportunidad que genera”, añadió.

El presidente de Tenaris no fue muy optimista sobre la ventana de oportunidades del petróleo: «Es muy chica, me cuesta imaginar que si nos dormimos en los próximos cinco años tengamos una oportunidad (en petróleo) significativa en Vaca Muerta”.

El escenario es distinto en el gas ya que indicó que la oportunidad “es más amplia”. “Pero dentro de la oportunidad macro del gas hay momentos particularmente virtuosos. Pensando en países limítrofes, si hablás con un funcionario brasilero te va a decir que es difícil confiar en la Argentina porque si mañana tiene una crisis puede sacarle el gas, como ya lo hizo en el pasado. Pero hoy, con la producción en declive de Bolivia y la baja generación hidráulica por la falta de lluvias en Brasil, buscar una agenda común con Brasil es una oportunidad fenomenal. Ambos países, con ideologías distintas, están teniendo mucho pragmatismo en este tema”.

Cadena de valor local

Martínez Álvarez profundizó en cómo hacer para que el desarrollo de gas también funcione como un dinamizador de toda la cadena de valor de empresas metalmecánicas, metalúrgicas, de servicios que hay en la Argentina. Para esto, se refirió a los sucesivos programas sobre el gas que hubo en el país en los últimos tres gobiernos: “Todos los programas sobre el gas tuvieron matices, pero principalmente fueron parecidos. Si hubiéramos tenido un bloque homogéneo de estas políticas constante (en lugar de los vaivenes), imaginémonos el potencial que esto tiene. Y esto es particularmente importante para el desarrollo industrial y de las pymes, porque una empresa como Tenaris sufrió la crisis de manera dramática, pero tiene espaldas para recomponerse. Pero a una pyme esta variabilidad en las políticas la pasa por arriba como una aplanadora”.

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Las empresas de servicios petroleros prevén un crecimiento de hasta un 15% de la actividad en Vaca Muerta para el 2022, pero sus ejecutivos remarcaron en el encuentro Suppliers organizado por EconoJournal la necesidad de un contexto de previsibilidad de largo plazo para que se incrementen las inversiones y la actividad de manera sostenida. El panel «Servicios: qué escenario 2022 proyectan los líderes del sector» estuvo integrado por Diego Martínez, Sales Manager de Weatherford para Argentina, Bolivia y Chile; Javier Gremes Cordero, CEO de PECOM; Edgardo Lorenzo, CEO de San Antonio Internacional; y Jorge Patiño, director comercial de DLS.

Martínez señaló que «para el año que viene estamos viendo un 10 o 15 por ciento más de actividad”. «Este año va a concluir con 9.000 o 9.500 etapas de fractura en el shale. Puede ser que el año que viene haya 500 o 1.000 etapas más considerando que la rama horizontal se está extendiendo a 3.000 metros”, agregó.

Desafíos para 2022

Los disertantes abordaron las particularidades de las empresas de servicios en este escenario. Coincidieron en la necesidad de incorporar más desarrollo en tecnología y proyectaron para el próximo año un incremento de las inversiones en el sector petrolero. Javier Gremes Cordero, CEO de PECOM, resaltó que “la recuperación para el 2022 va a depender de las medidas de previsibilidad de largo plazo, tanto para el petróleo como para el gas”. Luego, Edgardo Lorenzo, CEO de San Antonio Internacional, indicó: “Esperamos una recuperación. Estamos notando que viene, pero un poco más lenta de lo previsto. De todos modos, la rama de OFS (servicios de campos petroleros) se recuperó bastante respecto a 2020. No así la de equipos rigs”.

Por su parte, Jorge Patiño,director comercial de DLS, vinculó los desafíos para el próximo año con la implementación del Plan Gas y el precio internacional del barril de petróleo: “Hay un componente de incertidumbre, pero el Plan GasAr sin duda que ayudó a la recuperación que se produjo en los últimos meses. Nos resulta muy difícil ver un escenario a dos años. Nosotros dependemos de los niveles de inversión de las operadoras en las áreas productivas y aspiramos a que haya un patrón constante de inversión que ayude a la recuperación de los niveles de actividad, ya que venimos de un año bastante complicado”.

Definiciones

Javier Gremes Cordero (PECOM):

“La aceleración de la transición energética nos lleva al desafío de desarrollar cuanto antes nuestros recursos hidrocarburíferos”.“Tenemos la necesidad de resolver los cuellos de botella en infraestructura que no permiten un desarrollo pleno del gas”.“Desde el sector de servicios estamos apuntando a crecer en tecnología, en transformación digital y en operación integral de campos para una mayor eficiencia en este proceso de transición”.“La diversificación es uno de los objetivos a futuro. También buscamos conectividad mediante fibra óptica para montar nuestro modelo de operación digitalmente asistida. Vamos en un camino de incorporar más tecnología”.

Edgardo Lorenzo (San Antonio Internacional):

“La crisis por la pandemia nos pegó muy duro, donde teníamos casi 90 equipos operando y pasamos a solamente 12 en el momento más crítico. En nuestra rama de servicios especiales estuvimos prácticamente sin dar servicios de ningún tipo”.“Uno de los desafíos que tenemos es la recuperación de los márgenes perdidos por consecuencia de la pandemia”.“Es un desafío adicional que haya una homogeneidad en el manejo respecto al tema ambiental. Somos aliados de nuestros clientes en esta agenda y tenemos que replicar en nuestros principales proveedores la necesidad de los cuidados ambientales”.

Jorge Patiño (DLS):

“Entendemos que los recursos convencionales no son para dejar de lado de ningún modo. La producción convencional sigue los mismos lineamientos que la no convencional, que son la productividad, eficiencia y performance. Son claves para seguir desarrollando los campos convencionales. En este sentido, la incorporación de la tecnología va a marcar la diferencia”.

Diego Martínez, Sales Manager de Weatherford para Argentina, Bolivia y Chile

“Hace 25 años que estamos en la Argentina y probablemente el año pasado fue el año más duro. Pero el nivel de actividad se fue recuperando”.“Entre los problemas tenemos que sumar el freno por 20 días por el conflicto en Neuquén, una brecha cambiaria del 80% de los últimos meses y las restricciones a las importaciones. Con lo cual, la coyuntura no fue simple”.“Lo que aprendimos sobre todo esto es que la empresa y la organización tienen que ser dinámicas y las decisiones tienen que ser ágiles y eficientes. No podemos estar cuatro o cinco meses esperando tomar una decisión para que, cuando la ejecutamos, nos encontremos en un entorno totalmente distinto”.“Para adelante se viene mayor inversión en reemplazo de equipos por el mantenimiento necesario que requieren esas unidades y nuevas inversiones en tecnología. Por ejemplo, hoy tenemos en Vaca Muerta dos equipos de perforación bajo balance que se manejan de forma totalmente automática. También tenemos el equipamiento de perforación direccional, donde hemos logrado reducir los pozos con nuestros clientes de 25 días objetivo a 15 en la ejecución real”.

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El vicepresidente de Supply Chain de Pan American Energy (PAE), Marcelo Gioffré, y el director de Supply Chain de Tecpetrol, Guillermo Murphy, expusieron en el evento «Suppliers”, organizado por EconoJournal, los programas de fomento que vienen llevando adelante para el desarrollo de proveedores locales en la industria de oil&gas.

Programas para potenciar a las pequeñas y medianas empresas

A través del Programa Pymes PAE que nació en 2005, en la cuenca del Golfo San Jorge, la petrolera que cuenta con un 17% de participación en el mercado argentino de hidrocarburos, capacitó a más de 1000 compañías con el objetivo de facilitar el acceso al financiamiento y fortalecer al empresariado de las provincias de Chubut, Santa Cruz, Neuquén, Salta y Buenos Aires. 

“Desde el 2019 registramos más de 4500 nuevos proveedores. Homologamos 2300 y, de esa cifra, 900 ganaron alguna licitación. Es decir que en dos años y medio contratamos casi 1000 nuevas empresas de servicios”, comentó Marcelo Gioffré y agregó: “Además de buscar nuevos proveedores, a partir de la pandemia aprendimos a trabajar con la cadena de valor en tanto socios estratégicos que entienden de qué va el negocio y consiguen adaptarse”.

Asimismo, Tecpetrol, subsidiaria del Grupo Techint, se unió al Programa corporativo ProPymes en 2006 y en la actualidad asesora a 200 pymes que participan en planes de consultoría y capacitaciones técnicas para incrementar la mejora de la productividad y el agregado de eficiencia y calidad a los procesos que aporta una cadena de valor virtuosa.

“A los proveedores los miramos en las instancias iniciales cuando requerimos que formen parte, los miramos al momento de adjudicar un contrato y los miramos durante el trabajo en el campo. Durante esa performance encontramos muchas oportunidades de desarrollo y las canalizamos para el universo pyme a través de nuestro programa ProPymes. La idea es producir para Argentina y sustituir importaciones”, indicó Guillermo Murphy, el director de Supply Chain de Tecpetrol.  

Además, Murphy, directivo que ingresó a la compañía en 2017, —en paralelo al inicio del desarrollo masivo del yacimiento Fortín de Piedra en Vaca Muerta— apuntó que el campo “es una fábrica de pozos, pero no tiene galpón, con lo cual trabajamos todos los meses en un lugar distinto. Nuestro desafío es generar la misma escenografía para el trabajo de los proveedores, para que la repetitividad del proceso garantice la mejora continua en la eficiencia y la utilización del recurso”.

Nicolás Gandini, Marcelo Gioffré y Guillermo Murphy

Nuevas tecnologías

“Como industria estamos un poco atrasados en el uso de nuevas tecnologías”, resaltó Murphy: “El IoT (Internet de las Cosas), nos da una oportunidad. Somos infinitos generadores de datos. Entonces hay que mudar la pregunta del ¿qué pasó? al ¿qué pasará? o mejor aún, ¿qué puedo hacer yo para que esto pase? Migrar hacia modelos más predictivos a través de la tecnología va a dar la competitividad que la industria necesita”.

Por su parte, Marcelo Gioffré explicó que PAE está terminando en su refinería ubicada en la localidad de Campana (Buenos Aires), un proyecto de inversión de más de 1500 millones de dólares y el año que viene se hará una importante parada de planta y será indispensable la contratación de numerosos proveedores.

Gioffré, el directivo de la segunda mayor petrolera del mercado local, afirmó que se requerirán “todo tipo de servicios de operación y mantenimiento en el desarrollo de la refinería, servicios de perforación y completación para el upstream y como paraguas transversal de todo eso necesitamos proveedores de servicios de tecnología. En PAE estamos poniendo mucho foco en eso, para potenciar las formas de trabajo remotas utilizando más y nuevas tecnologías”.

Tal como apuntó el ejecutivo de PAE, “la industria de Neuquén necesita grandes operadores de servicios. Este año estamos trabajando junto a la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (FECENE) para buscar, por ejemplo, proveedores de montajes electromecánicos”.

En la misma línea, el vicepresidente de Supply Chain de Tecpetrol, destacó la relevancia de la interlocución entre actores de cara a la pos-pandemia: “a partir de la comunicación y el pragmatismo entre operadoras, proveedores, cámaras, y gobiernos nacionales y provinciales logramos diseñar e implementar protocolos para mantener la operación en funcionamiento en un escenario de gran incertidumbre marcado por la pandemia. Eso es un aprendizaje respecto del modo de trabajar y debe perdurar”, concluyó.

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Con foco en el desarrollo de la cadena de valor, el director nacional de Compre Argentino y Desarrollo de Proveedores, Julián Hecker, el ministro de Industria de Neuquén, Facundo López Raggi y el secretario de Industria de Santa Fe, Claudio Massuz; expusieron en el primer panel de Suppliers, jornada organizada por EconoJournal, sobre las políticas públicas que se están llevando adelante desde los distintos niveles de gobierno para fortalecer la red de proveedores locales en la industria hidrocarburífera.

Julián Hecker describió, al inicio de la charla virtual, en qué consiste el Programa Nacional de Desarrollo de Proveedores (Prodepro) que depende del Ministerio de Desarrollo Productivo: “El objetivo del Programa es asistir, en materia tanto técnica como financiera, a proveedores de distintos sectores con especial interés en el área energética. Este año alcanzamos una cifra de 40 millones de pesos de tope en aportes no reembolsables que podría escalar a 80 millones en caso de que determinada empresa que tracciona la demanda apadrine a la pyme. Además, el programa permite acceder a un crédito con una tasa bonificada de 200 millones de pesos y ofrece asistencia técnica a cargo del Instituto Nacional de Tecnología Industrial”.

Ley de Compre Local

La Ley Nº27.437 entró en vigencia el 9 de agosto del 2018 y establece obligaciones de otorgar preferencia en la adquisición de bienes de origen nacional, dar a publicidad sus contrataciones, exigir a los adjudicatarios particulares, en ciertas ocasiones, que contraten bienes y servicios locales a través de los acuerdos de cooperación productiva, e impulsar programas de desarrollo de proveedores locales en sectores estratégicos.

Al respecto, el ministro de Industria de Neuquén, Facundo López Raggi, aseguró que “la Ley constituye la institucionalidad con que tenemos para afrontar los desafíos del desarrollo local. Neuquén tiene una licencia social importante que permite llevar adelante la actividad, pero necesita ser reforzada permanentemente. Parte de ese refuerzo tiene que ver con el empleo de mano de obra local con el fin de desarrollar Vaca Muerta en base al mayor contenido regional posible”.

En sintonía, Raggi explicó que “son las pymes locales las que más reinvierten los fondos en la provincia”, y agregó: “La Ley del Compre constituye un instrumento que en algún momento va dejar de tener razón de ser. Porque si todas las operadoras y empresas de servicios asumen la real intención de desarrollar programas de proveedores entendiendo su importancia para la circulación de recursos en la provincia, ya no sería necesario aplicar la Ley”.

Para avanzar en el proceso de transformación de la modalidad de trabajo histórica en la provincia de Neuquén, el ministro remarcó la necesidad de que el sector público esté detrás de las compras y contrataciones que hacen las operadoras y las grandes empresas de servicios especializadas. Desde el Ministerio, se realizan evaluaciones trimestrales para corroborar los indicadores de cantidad de proveedores involucrados en el desarrollo.

“Es importante entender los motivos por los cuales, por ejemplo, una empresa queda en el camino. Debemos saber si quedó afuera en lo técnico, en lo económico o en otro aspecto porque eso nos da un feedback necesario para ayudar a recomponer la situación”, expresó Raggi.

Santa Fe: desafíos y trabajo en conjunto

“No hay pueblo o municipio en nuestra provincia que no tenga alguna industria metal-mecánica asociada a la maquinaria agrícola”, señaló el secretario de Industria de Santa Fe, Claudio Mossuz. “En solitario, sin la ayuda de instrumentos como Prodepro y sin el apalancamiento de empresas locales, el trabajo de nuestras industrias no sería posible. Es una al lado de las otras. Estamos entablando vínculos entre empresas neuquinas y santafesinas porque creemos que ese es el camino”, añadió el funcionario.

Santa Fe es una de las provincias más desarrolladas en materia de la industria metalúrgica y el segundo distrito que más energía consume en el país. “Si bien no somos grandes generadores de energía, debemos tener una voz en la agenda energética en principio como consumidores”, indicó Mossuz.

En cuanto a la infraestructura gasífera en la provincia, el ministro dejó en claro que hay mucho trabajo por hacer: “tenemos una deuda, porque pese a estar en el centro de la geografía argentina existe una gran falencia en la distribución de gas. Hay muchas localidades a las que no llega el gas natural e industrias que sin gas no pueden desarrollarse”, concluyó el funcionario.

Para dialogar y encarar medidas activas, se conformó en Santa Fe una mesa de petróleo, gas y minería compuesta por más de 100 empresas con o sin experiencia en el rubro. El fin último es el de otorgar potencialidad a todas aquellas PyMEs que tengan capacidad para convertirse en proveedores locales.

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El informe “Hydrogen on the Horizon: ready, almost set, go?”, elaborado por el Consejo Mundial de Energía, PwC y el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica de Estados Unidos (EPRI), presenta distintos escenarios sobre la demanda del hidrógeno, las prioridades a nivel global e identifica importantes facilitadores y barreras para su desarrollo a gran escala.

Las perspectivas de los países sobre el rol potencial del hidrógeno en la transición energética difieren completamente de sus estrategias respecto de este recurso, evidenciando diferencias significativas en todo el mundo. Según una evaluación comparativa de los escenarios existentes de demanda global de hidrógeno, se estima que representará entre el 6% y el 25% del consumo global de energía para 2050 (entre 150 y 600 megatoneladas para ese año) dependiendo de cómo competirá con otras “energías limpias”.

Actualmente, Asia y Europa parecen estar más orientados a la demanda, mientras que Medio Oriente y América del Norte, en la oferta. Asia se enfoca en el hidrógeno como combustible líquido en forma de amoníaco, principalmente para el transporte marítimo y terrestre. En cambio, Europa considera al recurso como una fuente alternativa para descarbonizar determinados sectores de la industria y el transporte (por ejemplo, industrias pesadas, vehículos de carga, transporte público). Tanto en América del Norte como en América del Sur, se considera la posibilidad de producir hidrógeno para su propio consumo y para la exportación.

Ezequiel Mirazón, socio de PwC Argentina, líder de la práctica de Energía, Minería y Utilities, señaló: “esta década es crucial para desarrollar proyectos de hidrógeno junto con la infraestructura para producir, transportar, importar, distribuir y utilizarlo a gran escala. Ello puede allanar el camino para que crezca su demanda para el año 2030. Este proceso, además tiene el potencial de crear empleos calificados a lo largo de la cadena de valor que conecta a la mayoría de los sectores de la economía global”. PwC es una red de firmas presentes en 155 países con más de 284.000 personas que ofrecen servicios auditoría, consultoría y asesoramiento impositivo y legal y outsourcing services.

El informe evidencia que el crecimiento del hidrógeno dentro el sistema de energía enfrenta grandes desafíos. En la actualidad, los costos para su desarrollo no son competitivos respecto de otras fuentes de energía y probablemente en el futuro tampoco lo sean sin el apoyo significativo de quienes financien estos proyectos. Sin embargo, los factores ambientales y políticos determinantes envían señales alentadoras al mercado y promueven cada vez más el interés, con varios proyectos piloto en desarrollo en todo el mundo.

Algunos países están desarrollando activamente alianzas bilaterales para ayudar a formar cadenas de suministro global de hidrógeno. Gracias a la implementación de las políticas y tecnologías adecuadas en pos de su expansión, algunas proyecciones sugieren que podría tener costos competitivos respecto de otras energías para el año 2030.

“La forma en que los países quieran producir y consumir energía limpia, sus prioridades inmediatas y la aceptación por parte de la sociedad en general, determinarán su desarrollo a gran escala. Identificar las prioridades del usuario final y los factores desencadenantes de una mayor demanda será fundamental para comprender mejor el potencial del hidrógeno en la creación de sociedades futuras descarbonizadas”, destacó Mirazón.

A nivel mundial, el interés en el hidrógeno limpio como vector energético va en aumento, a medida que los países y las empresas buscan explorar su potencial para descarbonizar los sectores, al brindar almacenamiento flexible para una cantidad cada vez mayor de energías renovables. Si bien su verdadero potencial en los futuros sistemas de energía es aún incierto, hay una mayor necesidad de nuevas oportunidades económicas y sociales que potencien la recuperación pospandemia.

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Los miembros del Comité Ejecutivo de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) solicitaron al secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, una copia del proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que el Poder Ejecutivo enviará próximamente al Congreso. El reclamo, difundido por la cuenta de Twitter de la Ofephi, surge luego haber solicitado el texto sin éxito durante varios meses, pese a que las provincias son las titulares del dominio de esos recursos naturales.

“Es de suma importancia para las Provincias integrantes de la Ofephi, como titulares del dominio de los recursos hidrocarburíferos, poder contactar con el texto del Proyecto de Ley para conocer en detalle el mismo y poder emitir una opinión circunstanciada”, señala el documento firmado por el ministro de Energía de Neuquén y secretario ejecutivo de la Ofephi, Alejandro Monteiro.

En sintonía, días atrás, el gobernador neuquino y presidente de la Organización de Estados Productores, Omar Gutiérrez, manifestó que no conoce el proyecto: “Vamos a esperar la formalización de la presentación de este proyecto de ley. Nos han dicho que antes de ser presentado, lo van a girar a la Ofephi para que tengamos conocimiento del mismo y ver cuáles de las observaciones que planteamos han sido consideradas”.

Omar Gutiérrez, gobernador de Neuquén

Así, aunque desde el gobierno manifestaron que se desarrollaron reuniones con todos los actores involucrados, las provincias productoras nucleadas en la Ofephi (Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Salta, Formosa, Jujuy y La Pampa) exigieron acceder a la redacción final del texto.  

La iniciativa que la cartera de Energía envió a la Secretaría Legal y Técnica de Presidencia, que dirige Vilma Ibarra, contempla un régimen de promoción de inversiones petroleras de aquí a 20 años para apuntalar el desarrollo hidrocarburífero del país con especial foco en Vaca Muerta. Entre otros ítems, autoriza a las compañías beneficiarias una garantía de exportación del 20% de su producción incremental con disponibilidad del 50% de las divisas generadas.

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Apenas unos días después de que la secretaría de Energía informara que se avanzará con la licitación para ampliar el gasoducto Centro-Oeste, que conecta Neuquén con Buenos Aires por la zona centro del país, directivos de Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) y referentes del Instituto del Patria, el espacio que se referencia con la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, dejaron trascender entre empresas productoras y transportistas que se está evaluando financiar con los 550 millones de dólares que recibió IEASA provenientes del impuesto a las grandes fortunas un nuevo gasoducto troncal que una Tratayén con Salliqueló y Salliqueló con San Jerónimo por el sur el país. Esta iniciativa podría convertir al Estado Nacional, a través de IEASA u otro vehículo societario, en una tercera transportista de gas junto a TGS y TGN.

Si bien el potencial de generación de gas de Vaca Muerta puede justificar las dos obras, la iniciativa evidencia una vez más la falta de coordinación que existe dentro del área energética, pues resulta difícil que en el actual contexto de restricciones presupuestarias se pueda avanzar con ambos proyectos al mismo tiempo.

Temperley versus el PSG

La intención del secretario de Energía Darío Martínez es financiar la ampliación del gasoducto Centro-Oeste con fondos provenientes de partidas sub-ejecutadas del Presupuesto 2021 y así reducir las importaciones de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés). Es decir, solventar la iniciativa con recursos del Tesoro bajo el paraguas de la Ley de Obra Pública.

A través del decreto 489/2021, el gobierno asignó una partida de 10.400 millones de pesos para este año para tender una serie de loops y repotenciar plantas compresoras del gasoducto Centro-Oeste. A su vez, en 2022 el presupuesto asciende a 41.600 millones para construir un nuevo gasoducto de 36 pulgadas entre las localidades La Mora (Mendoza) y Tío Pujio (Córdoba).

Como destacó EconoJournal, en la industria del gas, algunos conocen a ese trazado como proyecto Temperley en referencia al equipo de fútbol del sur del conurbano, que suele adaptarse a la adversidad para dar pelea con un presupuesto ajustado.

Una de las ventajas de ese proyecto es que la repotenciación del sistema Centro-Oeste se puede realizar de manera modular, con obras de menor tamaño y mayor autonomía entre sí. Además, permitiría comenzar a reemplazar el gas proveniente de Bolivia, que está declinando de manera acelerada y podría convertirse en un problema para Argentina en el corto plazo. La producción local permitiría de este modo garantizar el abastecimiento en la zona norte del país.  

Alternativas

Al proyecto Temperley le surgió ahora un rival de peso que cuenta con el aval del Enargas y el Instituto Patria y consiste en construir un gasoducto troncal de cero que una la localidad neuquina de Tratayén con la ciudad bonaerense de Salliqueló, 273 kilómetros al norte de Bahía Blanca, y desde allí suba hasta San Jerónimo, en el sur de Santa Fe.

El gasoducto troncal que busca unir Tratayén con Salliqueló también figura en el anexo 2 del decreto 489/2021 con un presupuesto de 7800 millones de pesos para este año y 44.200 millones para 2022, pero fuentes de Energía habían aclarado a EconoJournal la intención es financiar esa obra con un crédito chino y que en los hechos este año solo pensaban destinarse 5 millones de dólares para estudiar su factibilidad técnica. Sin embargo, la posibilidad de redireccionar los 550 millones de dólares que recibió IEASA del impuesto a las grandes fortunas para esa obra puso a este gasoducto de nuevo en carrera.

Esa millonaria partida convierte al gasoducto Tratayén-Salliqueló en una especie de PSG francés frente al modesto proyecto Temperley, ya que los millones provenientes de las grandes fortunas operarían en los hechos como los fondos que ponen los jeques qataríes en el club de fútbol francés que ahora contrató a Messi.

¿Por qué los proyectos rivalizan?

El problema es que los 550 millones de dólares que maneja IEASA no alcanzan a cubrir los 900 millones de dólares que demanda la obra hasta Salliqueló ni los 300 millones adicionales que se necesitan para llevar el ducto hasta San Jerónimo. Solo cubriría un poco menos de la mitad de los 1200 millones de dólares necesarios para concretar el plan. Por lo tanto, el proyecto PSG terminará rivalizando por los fondos del Tesoro con el proyecto Temperley, que es más modesto, porque solo requiere 870 millones de dólares en total, y además permite obtener repotenciaciones parciales con mucho menos dinero.

¿Corresponde destinar los 550 millones a esa obra?

La ley 27.605 del impuesto a las grandes fortunas establece en su artículo 7 que el 25% de los fondos recaudados se debe destinar “a programas y proyectos que apruebe la Secretaría de Energía de la Nación, de exploración, desarrollo y producción de gas natural, actividad que resulta de interés público nacional, a través de Integración Energética Argentina S.A., la cual viabilizará dichos proyectos proponiendo y acordando con YPF S.A., en forma exclusiva, las distintas modalidades de ejecución de los proyectos”.

La construcción de un gasoducto troncal no es técnicamente un proyecto destinado a la exploración, desarrollo y producción de gas natural y tampoco está claro qué papel podría jugar YPF en esa iniciativa.

La entrada El cristinismo evalúa utilizar los US$ 550 millones del impuesto a las Grandes Fortunas para construir un gasoducto desde Vaca Muerta se publicó primero en EconoJournal.

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Las diferencias por los beneficios del megaproyecto de cobre Josemaría entre las provincias de San Juan y La Rioja, ambas gobernadas por el Frente de Todos, se agudizaron en los últimos días. El gobernador riojano, Ricardo Quintela, quiere recibir al menos una parte de lo que podría dejar este megadesarrollo minero que está ubicado en territorio sanjuanino y que demandará una inversión de 3.100 millones de dólares en la construcción, que iniciará en 2022. Por su parte, el gobernador sanjuanino Sergio Uñac descarta -por ahora- compartir las regalías por el cobre y oro que exportará Josemaría en unos años. La disputa también es por el canon minero, los 4.000 puestos de trabajo y sobre quién aportará los proveedores de servicios que necesitará Josemaría en las instalaciones a 4.300 metros sobre el nivel del mar.

El megaproyecto Josemaría está ubicado en San Juan, pero a poco más de 700 metros del límite con La Rioja, y podría exportar cobre a partir de 2024 más de 1.150 millones de dólares anuales. Según los informes técnicos presentados por Josemaría Resources, subsidiaria del grupo canadiense Lundin, a cargo del megaproyecto, las regalías sumarán más de 25 millones de dólares anuales.   

Fuentes cercanas al gobernador Uñac consultadas por EconoJournal entienden que San Juan no puede ceder al reclamo de Quintela porque el proyecto, que tendrá una vida útil de -al menos- 19 años, está en San Juan y los beneficios deberían quedar para esa provincia, que además ya le dio visto bueno a la licencia social.

Reclamo de La Rioja

Por su parte, allegados a la gobernación de La Rioja indicaron a EconoJournal que Ricardo Quintela reclama que el impacto ambiental será de igual magnitud para ambas provincias y abarcará 70 kilómetros hacia San Juan y otros 70 kilómetros hacia La Rioja. Otro punto que pone sobre la mesa Quintela es que para acceder a la zona de Josemaría hay que pasar por caminos riojanos porque desde San Juan por ahora no se puede acceder.

La Rioja también discute el impacto hídrico del proyecto, ya que-entiende- el agua con la que se abastecerá Josemaría parte de la cuenca que viene del norte, en la provincia de La Rioja. Según la empresa canadiense Lundin, el proyecto utilizará agua subterránea confinada en pequeños acuíferos y no demandará agua del Río Blanco.

Además, desde la gobernación de Quintela plantean que, así como está diseñado, no tendrá impacto social en La Rioja. La puja en este punto es por quién se queda con los 4.000 puestos de trabajo que demandará la construcción del proyecto y los 1.000 puestos en la etapa de producción. Otro tema que genera cortocircuito entre ambas provincias es quién aporta las empresas para la cadena de proveedores de servicios que tendrá Josemaría.

Apoyo desde la Casa Rosada

El presidente Alberto Fernández visitó esta semana la provincia de San Juan. Allí declaró que «la Constitución dice que las provincias son dueñas de sus recursos naturales y éste (proyecto minero Josemaría) es uno que está en San Juan. No hay más que hablar«. Las declaraciones fueron al Diario de Cuyo. En San Juan recibieron estos dichos del presidente como un fuerte respaldo a San Juan en la disputa con La Rioja. De todos modos, desde ámbitos nacionales promueven el diálogo entre ambas provincias para llegar a un acuerdo, que no podría demorar demasiado.

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El ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Juan Cabandié, indicó que el área de energía debería pasar al área ambiental en el futuro. También dio algunas definiciones generales sobre la propuesta de canjear “deuda por energía”.

“Yo sé que el Estado argentino en algún momento va a tener que tomar la decisión de que el área de energía va a tener que estar en el área ambiental. Que el agua va a tener que estar en el área ambiental. Y que ambiente no va a ser más un ministerio de Ambiente. Va a ser un ministerio de Transición Ecológica, como es en Europa”, remarcó Cabandié en declaraciones a AM 530.

Cabandié, uno de los fundadores de La Cámpora que hoy no integra la mesa de conducción de la agrupación que dirige Máximo Kirchner, profundizó en la idea de que el Estado argentino necesita adoptar “una mirada holística”. “Nadie mejor que la cartera ambiental va a ocuparse de las energías renovables. Hay una transición en la que obviamente vamos a tener que seguir usando combustibles fósiles para producir energía, pero en el marco de la transición y del crecimiento de las energías renovables”, apuntó.

Deuda por energía

El ministro también brindó algunas definiciones generales sobre la propuesta en conversación con otros países para avanzar en condonaciones de deuda externa a cambio de ejecutar “acciones climáticas”. Señaló que buscan generar consenso con otros países de la región para cerrar una propuesta y presentarla con mirar la Cumbre de Presidentes del G20 de octubre en Roma.

El eje central de la propuesta es reemplazar pagos de la deuda con el Fondo Monetario Internacional por inversiones en energías renovables. “Lo que habría que hacer es monetizar por ejemplo los megavatios y de esa manera hacer una cuenta de cuántos cientos o miles de millones representan una cantidad de megavatios de renovables. En vez de girar esos dólares al FMI quedan para generar la inversión de esos megavatios que nosotros nos comprometemos a tener en suelo argentino”, explicó Cabandié.

También indicó que el acuerdo es perfectamente auditable y que el FMI podría hacerlo. “Lo pueden auditar distintos organismos, como el IPCC de Naciones Unidas, o el mismo Fondo. Estamos en el plano de presentar la propuesta a elaboración de los requerimientos que vayan surgiendo en esa negociación”, marcó.

Mesa con Economía

La propuesta de canjear deuda por energía cuenta con el respaldo público del ministro de Economía, Martín Guzmán. “Hay una deuda que tienen los países que han hecho la mayor contribución al cambio climático con los demás países, por lo que hay que gestionar algunas cuestiones para mejorar las condiciones de financiamiento, pero también para discutir los canjes de ‘deuda por naturaleza’ que sin duda ayudarían a avanzar en este proceso”, dijo Guzmán en la Conferencia Internacional de Cambio Climático organizada en Venecia el mes pasado.

Guzmán mantuvo el lunes con Cabandié y otros funcionarios una reunión sobre transformación productiva en la Argentina. Tras el encuentro se anunció la creación de una mesa de trabajo permanente sobre energía y ambiente para colaborar en la definición de políticas estratégicas al respecto. Del encuentro participaron el secretario de Energía, Darío Martínez; el secretario de Asuntos Estratégicos, Gustavo Béliz, el secretario de Cambio Climático, Rodrigo Rodríguez Tornquist; el director de YPF, Demian Panigo, y el asesor en temas energéticos del ministerio de Economía, Santiago López Osornio.

“Este es un paso muy importante para la política ambiental porque estos acuerdos permiten avances concretos con respecto a los compromisos asumidos por la Argentina para combatir el cambio climático”, afirmó el ministro de Ambiente.
«Seguimos trabajando hacia la transición energética en la cual está embarcada la Argentina para cumplir con sus compromisos internacionales en función de la matriz energética con que cuenta el país. Es un trabajo interministerial, que estamos haciendo en conjunto y en colaboración con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, la Secretaría de Asuntos Estratégicos y la Secretaría de Cambio Climático«, apuntó Darío Martínez.

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Las turbinas de gas de servicio pesado H-Class de General Electric (GE) ya fueron encargadas por 50 productores de energía en 20 países, generando más de 26 gigavatios (GW) de energía y acumulando más de 1 millón de horas de operación comercial. Se trata de la flota de más rápido crecimiento en su clase en línea con la ruta global hacia una producción de energía más sostenible.

Desde el lanzamiento de la turbina de gas insignia HA en 2014, seguida de la primera unidad en operación comercial en 2016 con una eficiencia de ciclo combinado récord, la turbina de gas HA de GE ayudó a los operadores de centrales eléctricas a reducir las emisiones, aumentar la eficiencia y retirar las instalaciones de carbón, e integrar mayores niveles de energía renovable.

«GE diseñó meticulosamente las turbinas H-Class para ser un líder de la industria y ayudar a los operadores de plantas de energía a prosperar en el complejo mundo de la transición energética, proporcionando energía confiable y sostenible hoy y estando bien posicionados como tecnología de destino en los próximos años», dijo Amit Kulkarni, director de gestión de productos para turbinas de gas de servicio pesado de GE Gas Power.

“GE está avanzando en soluciones de generación de energía de gas flexibles, eficientes y confiables, ya que el gas es el más adecuado para complementar la energía renovable. Estamos orgullosos del impulso, el progreso y la colaboración con nuestros clientes de HA mientras celebramos este hito de ´Un millón de horas´ con ellos”, indicó.

GE considera que “el despliegue acelerado y estratégico de energías renovables y energía de gas, junto con la modernización de la red eléctrica, puede ayudar a cambiar la trayectoria global del cambio climático, permitiendo reducciones sustanciales en las emisiones rápidamente mientras se continúa acelerando”. La energía de gas de alta eficiencia se puede implementar rápidamente y a escala, requiriendo menos terreno y asegurando una generación de energía constante.

El sector eléctrico en Estados Unidos ha reducido sus emisiones de carbono en un 33% desde el máximo en 2007, principalmente reemplazando el carbón con la generación de gas y desarrollando capacidad renovable. En América Latina, la combinación de almacenamiento de energías renovables y gas también es clave para ayudar a acelerar la descarbonización en la región.

GE anunció recientemente nuevos proyectos piloto impulsados por HA centrados en demostrar plantas de energía capaces de operar con hidrógeno. La cartera de turbinas de gas de clase H de GE actualmente tiene la capacidad de quemar hasta un 50% en volumen de hidrógeno cuando se mezcla con gas natural.

“Esta capacidad está habilitada por el sistema de combustión DLN2.6e que es estándar en las ofertas actuales de turbinas de gas 9HA.01, 9HA.02 y 7HA.03. El hidrógeno no es el único camino para descarbonizar las turbinas de gas. Las plantas de ciclo combinado de clase H de GE también se pueden configurar con un sistema de captura de postcombustión para reducir las emisiones de CO2 hasta en un 90%”, concluyó el comunicado de GE.

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El pico máximo histórico de abastecimiento de energía eléctrica por fuentes renovables se alcanzó el pasado domingo 22 de agosto a las 17:05 horas, cuando el 24,72% de la demanda total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) fue provisto por energía de este origen, según los datos proporcionados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa). Así, se superó la marca anterior de 24,11% del 10 de julio pasado a las 05:50 horas.

De los 3.166,39 MW que aportaron las energías renovables en ese momento, el 71,46% correspondió a parques eólicos, el 19,39% a solares fotovoltaicos, el 5,6% a plantas de bioenergía y el 3,55% a pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH). En julio pasado, el abastecimiento promedio de la demanda total por fuentes renovables fue del 12,9%, un aumento considerable respecto al 11,5% de junio.

“Estos indicadores marcan que seguimos avanzando en función de los objetivos establecidos por la Ley 27.191 y de los compromisos manifestados por el presidente Alberto Fernández en la Cumbre de Líderes sobre el Clima 2021”, manifestó el secretario de Energía, Darío Martínez.

Máximo histórico

En este sentido, en julio pasado se registró el máximo histórico de generación eléctrica a partir de fuentes renovables en el país, con un total de 1.600,4 GWh en el mes, de los cuales el 80,69% correspondió a energía eólica, el 8,7% a fotovoltaica (solar), el 6,57% a bioenergías y 4,04% a los PAH.

“Desde el Estado Nacional seguiremos contribuyendo al crecimiento de las renovables en la matriz energética nacional con iniciativas de apoyo a los proyectos que están avanzados, la liberación de capacidad de transporte para nuevos proyectos y el fomento a los contratos entre privados”, explicó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

En este marco de crecimiento sostenido del sector renovable en la Argentina, durante julio y agosto pasado se habilitaron cinco nuevos proyectos de generación en las provincias de Buenos Aires (dos de biogás), Córdoba (dos PAH) y San Juan (un parque eólico), que incorporaron en conjunto 103,22 MW de potencia instalada.

Esta dinámica de crecimiento presenta asimismo continuidad respecto a los dos primeros trimestres de 2021, cuando se habilitaron 10 proyectos y 5 proyectos respectivamente, que incorporaron 569,84 MW de potencia instalada; y con relación a 2020, cuando se añadieron 1.524 MW a través de 39 proyectos. El año pasado, en promedio de la demanda total abastecida a partir de fuentes renovables, fue del 9,7%.

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Javier Papa presentó a Martín Guzmán su renuncia a la Subsecretaría de Planeamiento Energético de la Secretaría de Energía. “Por medio de la presente, me dirijo a Usted a los efectos de presentar mi renuncia indeclinable al cargo de Subsecretario de Planeamiento Energético de la Secretaría de Energía por motivos profesionales, entre otros”, reza el texto de la renuncia con fecha del sábado 21 de agosto.

Javier Papa.

Papa había asumido el cargo en noviembre del año pasado por impulso del ministro de Economía, Martín Guzmán. Una de sus últimas actividades públicas fue en la cumbre del G20 en Italia a fines de julio. Allí participó en las sesiones del Grupo de Trabajo de Clima y Energía y de la Reunión Ministerial Conjunta de Clima y Energía del G20. El licenciado en Economía había asumido el cargo en la subsecretaría sin tener antecedentes en el sector energético.

En su paso por la cartera de Energía Papa tuvo conflictos tanto con la línea interna del área que le tocó conducir como también con la conducción política de la secretaría que encabeza Darío Martínez. A su vez, otras fuentes aseguraron que tampoco habría tenido la mejor relación con funcionarios de la secretaría de Medio Ambiente y de Cancillería.

Será clave conocer a su reemplazante para saber si es un cambio que decidió Guzmán o si significa un retroceso del ministro dentro de la secretaría de Energía. Por ahora desde Economía se limitaron a informar que Papa seguirá cerca de Guzmán. «Es un perfil principalmente técnico. Va a trabajar en cuestiones muy importantes para la gestión de Martín», aseguraron fuentes oficiales.

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El proyecto de ley de Hidrocarburos, que todavía no fue presentado oficialmente, contempla en su Título VII un Régimen especial de cancelación para grandes inversores hidrocarburíferos que genera preocupación entre varias refinadoras, según informaron fuentes del sector privado a EconoJournal. La norma, que autoriza a no pagar impuestos a las firmas que puedan demostrar una situación de quebranto o pérdida, está pensada para favorecer casi exclusivamente a YPF y el temor de sus competidores es que esa concesión le permita al gobierno utilizar a la petrolera de bandera como herramienta para postergar el aumento de precio de los combustibles más allá de fin de año.

El acuerdo implícito que cerró YPF con el gobierno en marzo contempló un ajuste de precios del 15 por ciento y un posterior congelamiento al menos hasta después de las elecciones de noviembre. En un escenario de inflación mensual del 3% esa situación va generando un atraso de precios que en algún momento debería corregirse.

Por ahora el tema precios de combustibles no está en la agenda oficial, pero después de las elecciones tampoco va a ser fácil darle luz verde a un aumento ya que la inflación sigue sin dar tregua, pese al congelamiento de los precios regulados y la estabilidad del dólar oficial.

Por lo tanto, se podría negociar con YPF para que aumente sus precios por debajo de sus requerimientos autorizándola, como compensación, a no pagar ciertos impuestos. De este modo, el aumento en el surtidor podría terminar siendo menor al esperado, incluso en un escenario de aceleración del dólar oficial como el que se prevé para luego de las elecciones.  

El problema es que YPF pareciera ser la única petrolera en condiciones de calificar para ese beneficio impositivo, pero al tener el 55% del mercado de ventas de combustibles el precio que le pone a sus combustibles opera como un techo para el conjunto del mercado. Si en ese contexto, alguna firma decidiera poner un precio en el surtidor muy por encima de YPF, automáticamente perdería mercado a manos de la petrolera controlada por el Estado Nacional.

Qué dice el proyecto

El artículo 75 del proyecto oficial, que Economía giró a la Secretaría Legal y Técnica de Presidencia la semana pasada, señala que los sujetos alcanzados por este régimen “podrán cancelar sus obligaciones tributarias correspondientes al Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono (…) con un crédito fiscal correspondiente al monto de las pérdidas netas de todas sus actividades, acumuladas, no absorbidas, y que resulten compensables a la fecha de sanción de la presente Ley”.

Es decir, aquellas empresas que estén en condiciones de demostrar una situación de quebranto o pérdida se las autoriza a no pagar el ICL y el Impuesto al Dióxido de Carbono.

La norma está redactada a la medida de YPF porque el artículo 73 aclara que solo podrán acceder a este régimen especial de quebrantos las empresas que “hayan invertido en el bienio 2019-2020 más de mil millones de dólares estadounidenses (USD 1.000.000.000) cada año, (…) 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 todas sus formas, directamente o a través de terceros”.

Al poner el piso de 1000 millones de dólares de inversión anual, la lista de potenciales beneficiarios se reduce casi exclusivamente a YPF. Tal vez PAE también supere los 1000 millones de inversión, pero en el segmento de refinación y venta de combustible opera con otra sociedad denominada Axion. Por lo tanto, habría que ver si se la considera como grupo económico o se la deja afuera por no ser una misma empresa la que produce y refina el combustible.

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El Programa de Actualización en Derecho de los Hidrocarburos, Energía y Sostenibilidad de la Facultad de Derecho de la UBA inicia el 2 de septiembre. Se trata de un posgrado gratuito orientado a profundizar los fundamentos del mercado del oíl & gas en Argentina, así como el estudio del diseño e implementación de las políticas energéticas y productivas. Las clases se desarrollarán los jueves de 8:30 a 12:30hs. a través de la plataforma virtual Zoom. Para inscribirse hay que enviar un correo a la casilla posgrado@derecho.uba.ar y el lunes 30 de agosto a las 18hs. el equipo docente brindará una charla informativa.

El programa de estudio está a cargo de Juan José Carbajales, abogado, licenciado en Ciencia Política, ex subsecretario de Hidrocarburos y actual asesor de la Secretaría de Energía de la Nación. La vicedirectora, Leila Devia, es abogada especialista en el régimen jurídico de los recursos naturales.

“El curso complementa la visión privada del negocio hidrocarburífero con la mirada estatal como poder concedente y regulador; y todo eso atravesado por la dimensión ambiental en el marco de la agenda global de transición energética”, apuntó Carbajales en diálogo con EconoJournal.

Vaca Muerta y los recursos convencionales y no-convencionales serán el eje central del plan educativo en tanto representantes de oportunidades de desarrollo productivo, avance tecnológico, crecimiento sustentable y explotación sostenible. A su vez, se abordarán las cuestiones ligadas al gas natural como vector de una matriz energética que contribuya a mitigar los efectos del Cambio Climático y al cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) a través de las nuevas tecnologías en materia de reducción y captura de las emisiones de carbono.

El objetivo principal, aseguró el titular del posgrado, “es brindar una formación actual y calificada a profesionales interesados en los aspectos legales y regulatorios del área de los hidrocarburos y el ambiente, con el propósito de que adquieran competencias para desenvolverse en el sector estatal (como hacedores integrales de políticas públicas) y en el sector privado (como agudos analistas e incluso hábiles negociadores)”.

Plan de estudios y cuerpo docente

El plan de estudios contempla los siguientes tópicos: la relación entre recursos naturales, hidrocarburos y energía, los modelos de desarrollo productivo y sustentable para Argentina, el dominio y administración de los hidrocarburos, los lineamientos de buen gobierno corporativo, la producción, transporte, industrialización y comercialización de gas, petróleo y biocombustibles; además de los aspectos ambientales y sociales de los hidrocarburos, el Cambio Climático y la Agenda 2030 de los ODS.

Asimismo, se abordará durante las clases la producción, el transporte y la distribución de gas natural, las nuevas tecnologías, el almacenaje subterráneo, el GNL y el hidrógeno “verde”, la geopolítica regional e internacional, los desafíos y oportunidades que presenta la agenda global de transición energética, la articulación entre Estado, mercado y sociedad civil en el orden normativo e institucional argentino, los actores gubernamentales y corporativos representados en el interés general y la rentabilidad comercial y el rol de las empresas públicas de Nación y de las provincias.

El equipo docente está conformado por una multiplicidad de profesionales de diversas procedencias: la Secretaría de Energía de la Nación y las agencias provinciales de concesión y control, además de prestigiosos estudios jurídicos y empresas petroleras. Dictarán clases los especialistas del sector energético Juan Albarenque, María José Alzari, Nicolás Arceo, Julio Burdman, Lucila Crexell, Griselda Lambertini y Ariel Masut, entre otros.

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El próximo jueves 26 de agosto a partir de las 9 de la mañana, los principales líderes empresariales, funcionarios del gobierno nacional y referentes políticos provinciales participarán del evento «Suppliers» organizado por EconoJournal. A través de siete paneles, los especialistas harán un recorrido por la agenda de los distintos segmentos que participan de la cadena de valor de la industria Oil&Gas.

La jornada de entrevistas se realizará bajo modalidad virtual y se transmitirá en vivo, vía streaming, en la página de EconoJournal y en todas nuestras redes sociales (YouTube, Linkedin, Twitter y Facebook). Click aquí para acceder al canal de YouTube.

Speakers

El presidente de la compañía de servicios Tenaris Cono Sur, Javier Martínez Álvarez, estará a cargo de la apertura del evento a las 9. El directivo ahondará en las características de la intersección de la agenda local con la internacional, la ventana de oportunidad de Vaca Muerta y los desafíos del sector a corto plazo.

A las 9.40, Julián Hecker, director Nacional de Compre Argentino y Desarrollo de Proveedores, Facundo López Raggi, ministro de Industria de Neuquén y Claudio Mossuz, secretario de Industria de Santa Fe hablarán de la formulación de políticas públicas: los objetivos, tiempos y retos a las puertas de un escenario de post-pandemia.

Desde la óptica de las empresas operadoras, Marcelo Gioffré, vicepresidente de Supply Chain de Pan American Energy (PAE) y Guillermo Murphy, director de Supply Chain deTecpetrol, disertarán a las 10.30.

A las 11.15, Javier Gremes Cordero, CEO de PECOM, Edgardo Lorenzo, CEO de San Antonio Internacional, Jorge Patiño, director comercial de DLS y Diego Martínez, Sales Manager de Weatherford para Argentina, Bolivia y Chile; abordarán las particularidades de las empresas de servicios que lideran y proyectarán el escenario al 2022.

Más tarnde, Gabriela Prete, gerenta de QHSE y Sustentabilidad para Vista Oil&Gas, la petrolera fundada por Miguel Galuccio, hará hincapié en el desarrollo sustentable de la cadena de proveedores.

Luego, a las 12.50, los especialistas Eduardo Borri, Luis Manini, Marcos Montefiore y Pablo Fiscaletti detallarán el rol de los fabricantes metal-mecánicos en el abastecimiento de insumos para el segmento de Oil&Gas.

Con el objetivo de aportar una visión regional y analizar la potencialidad de las contratistas provinciales, Nicolás Crexell, presidente de Transportes Crexell, Carlos Etcheverry, Gerente general de Texproil, Ezequiel Cufré, titular de la Cámara de Empresas de Servicios Golfo San Jorge y Luis Rodríguez, Gerente de Unidad de Alquileres de Grúas San Blas, expondrán a las 13.45.

Hacia el final, a las 14.30, Diego Pando, gerente general de AESA; Pablo Brottier, director ejecutivo de SACDE; Jorge Andri director comercial de IMPSA, la firma de soluciones integrales para la industria; y Fabián Lena, CEO de CSM, repasarán los grandes proyectos de infraestructura de posible concreción en nuestro país y cerrarán la jornada.

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El presidente Jair Bolsonaro aseguró el jueves que Brasil está negociando con la Argentina la construcción de un gasoducto para traer gas de Vaca Muerta. “Estamos en negociaciones con Argentina. Gas de Vaca Muerta. Saldrá algún día, porque no es fácil empezar a importar gas, crear, construir ductos”, sostuvo el mandatario durante una transmisión en las redes sociales.

Brasil promulgó este año una nueva Ley del Gas que desregula el monopolio de Petrobras en el sector y abre el mercado a la importación. El objetivo declarado es reducir los precios del gas a través de una mayor competencia.

El embajador Daniel Scioli propuso meses atrás avanzar en el proyecto en reuniones con el presidente Bolsonaro y su ministro de Minas y Energía, Bento Albuquerque. En una entrevista con Valor Económico de Brasil, Scioli había dicho que el proyecto de gas tiene sentido para ambos países. “Brasil necesita el gas y sus industrias acogerían con agrado un gas más barato, como el no convencional, mientras que asegurar un gran mercado atraería a los inversores a Argentina para expandir Vaca Muerta. Llevaría tres años construirlo una vez que se haya decidido, dijo Scioli.

“Estamos en la etapa exploratoria ahora. Existe la voluntad de ambos gobiernos de avanzar con el proyecto”, agregó el funcionario argentino.

La Secretaria de Energía viene analizando la factibilidad de exportar gas a Brasil. “Entendemos que ahí hay una posibilidad, dado el declino de Bolivia. Pero como secretario, lo primero que estoy  averiguando es ver por cuántos años nos puede llegar a comprar Brasil y a qué precios, para poder tomar el resto de las decisiones. Esto es, lo que sería la construcción de un gasoducto para poder evacuar gas de Vaca Muerta”, había indicado el secretario de Energía, Darío Martínez, durante el Ciclo de Entrevistas de EconoJournal del año pasado.

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La Secretaría de Energía envió a la de Legal y Técnica de Presidencia, que está a cargo de Vilma Ibarra, el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas, según confirmaron fuentes oficiales. Tal como publicó EconoJournal el 29 de junio, se trata de una iniciativa que incluye un régimen de promoción para las inversiones petroleras para los próximos 20 años con el objetivo de incrementar la producción petrolera en el país, sobre todo en Vaca Muerta. Las compañías beneficiarias tendrán como beneficio, entre otros puntos, la autorización para exportacionesgarantizadas por un 20% de su producción incremental con la disponibilidad del 50% de esas divisas. En tanto, el restante 80% deberá ser ofrecido al mercado interno.

Fuentes oficiales también señalaron hoy que el proyecto podría presentarse esta semana en el Congreso para su tratamiento y, agregaron, que la idea es “resolver los desafíos del sector energético, generando incentivos que impulsen la inversión, sin dejar de atender el frente fiscal, cuidando el abastecimiento interno e impulsando la soberanía energética”.

Exportaciones, dólares y actividad

El proyecto prevé “fomentar el incremento de la producción para el autoabastecimiento y multiplicar las exportaciones de hidrocarburos” y robustecer el ingreso de divisas y las reservas del Banco Central (BCRA), “incrementando el valor agregado regional y nacional en la cadena de valor de la actividad”.

La iniciativa pretende “dar un gran impulso al sector promocionando todas las actividades que directa o indirectamente están relacionadas con la industria hidrocarburífera, en especial la exploración y producción mediante técnicas de extracción convencional y no convencional”, aseguraron las mismas fuentes.

También tiene como objetivo promover el transporte, compresión, separación, tratamiento, almacenaje y la industrialización de los hidrocarburos y sus derivados a través de procesos que los utilicen como materia prima, incluyendo -sin limitación- la petroquímica, la producción de fertilizantes, licuefacción de gas natural y la refinación de combustibles.

La norma establece un régimen de promoción para la exploración y producción de petróleo, otro relacionado con la producción de gas natural con incentivos para el compromiso de abastecimiento del mercado interno por parte de las productoras, y la determinación de exportaciones garantizadas en función del incremento de la producción.

Además, habrá menores requisitos y mayores beneficios para las cuencas maduras y en declino de producción convencional y para los campos marginales.

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Tenaris, la compañía del grupo Techint que brinda servicios para la industria petrolera anunció la firma de un acuerdo de cooperación mutua con la Fundación Rewilding Argentina y se comprometió a donar 1800 tubos de acero para apoyar diversos proyectos de conservación ambiental que la institución de bien público lleva a cabo en parques nacionales y áreas de reserva en las provincias de Corrientes, Chaco, Chubut y Santa Cruz.

Mediante el entendimiento válido por dos años, Tenaris donará un total de 1.800 tubos de acero (900 por año), es decir, cerca de 17 kilómetros de tuberías, que se utilizarán en la construcción de cercas y alambrados, corrales, jaulas, aviarios, puentes y muelles, entre otros recursos que la Fundación emplea para sus actividades de reintroducción y fortalecimiento de poblaciones de especies nativas. Los tubos donados están hechos de acero, un material 100% reciclable, y cada vez que es fundido y reutilizado para crear nuevas aplicaciones, sus propiedades se conservan inalteradas. Además, el 82% del acero producido por Tenaris proviene de material reciclado.

«Sin lugar a dudas es un orgullo que podamos acompañar a la Fundación Rewilding en la protección y recuperación de verdaderos tesoros naturales de nuestro país. Nuestros tubos son protagonistas de este logro en lugares únicos, inmensos y de enorme riqueza ambiental. Es un destacado proyecto de contribución de la industria al Objetivo de Desarrollo Sustentable (ODS) 15 de las Naciones Unidas”, expresó Manuel Frávega, gerente de Ambiente de Tenaris.

El ODS 15 insta a las organizaciones públicas y privadas a gestionar sosteniblemente los bosques, luchar contra la desertificación, detener e invertir la degradación de las tierras y detener la pérdida de biodiversidad. Los tubos donados por Tenaris contribuirán a la preservación y regeneración de especies en extinción como el yaguareté, la nutria gigante, el ocelote y el guacamayo del parque nacional y reserva natural Iberá (Corrientes);  el yaguareté, la nutria gigante y el guanaco del parque nacional El Impenetrable y alrededores (Chaco); y el huemul, los guanacos y diversas aves de dos áreas de la Patagonia (Chubut y Santa Cruz).

Rewilding Argentina busca enfrentar y revertir la extinción de especies y la degradación ambiental resultante, recuperando la funcionalidad de los ecosistemas y fomentando el bienestar de las comunidades locales. Creada en el año 2010 por conservacionistas argentinos, es heredera del legado de Tompkins Conservation, continuando la implementación del trabajo mancomunado con gobiernos, empresas y asociaciones civiles.

Tenaris también tiene convenios vigentes con la Fundación Banco de Bosques y Fundación Reciduca. El primero establece la donación periódica de las botellas PET que se descartan en el comedor y las oficinas: cada tonelada despachada implica el doble beneficio de plástico reutilizado y la obtención de recursos para la compra y conservación de hectáreas de bosques nativos en la selva misionera. En tanto, el segundo acuerdo permite la donación periódica del cartón generado en los centros industriales. Con su posterior comercialización, Reciduca puede seguir acompañando a jóvenes en situación de vulnerabilidad para que terminen la escuela y puedan acceder a su primer empleo.

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Cammesa, la compañía que administra el mercado mayorista eléctrico del país, prevé la incorporación de 323,5 MW de potencia de nuevos parques de energía renovable entre los últimos días de agosto y septiembre de este año. Se trata de proyectos de generación adjudicados en la ronda 1 y 2 del programa Renovar y uno del Mater (contrato de compra y venta de energía entre actores privados). En total, hasta septiembre entrarán en operación comercial 200 MW de energía solar, 120 MW de eólica y 3,5 MW generados a través de dos plantas de biogás.

Según las estimaciones de Cammesa, para todo el 2022 entrarán en operación comercial sólo 126 MW de potencia renovable en todo el país. Eso se debe a que hay más de 50 proyectos por alrededor de 1.000 MW adjudicados del programa Renovar que están demorados o que no fueron construidos por problemas de acceso al financiamiento que comenzó con la crisis económica de 2018.

Los datos surgen de la Programación Estacional y del Informe Mensual de Generación Renovable Variable elaborados por Cammesa, donde está prevista la entrada en operación de los parques de generación de energía.

Luego de los proyectos que entran en operación entre agosto y septiembre, la compañía administradora del mercado eléctrico tiene previsto que en lo que queda del año sólo se incorporen 13,2 MW de energía renovable a través del Parque Solar San Carlos de 7 MW (Mater) y de dos pequeñas plantas de biogás de relleno sanitario: uno en González Catán (Buenos Aires) por 5 MW y otro en Santa Fe por 1,2 MW, ambos del programa Renovar. Los tres proyectos tienen fecha de inicio de operación el 15 de diciembre.

Los proyectos que se suman

Los proyectos de energía renovable que, según estima Cammesa, entran en operación comercial entre agosto y septiembre son seis y suman 323,5 MW:

Central de Biogás General Villegas: es de 1,5 MW de potencia y está ubicada en la provincia de Buenos Aires. El proyecto fue adjudicado en la ronda 2 del programa Renovar. Ya solicitó el ingreso al Mercado Eléctrico Mayorista como agente generador. La fecha estimada de inicio de operación es el 15 de agosto.Parque Solar La Puna: Es de 100 MW de potencia. Está instalado en Salta y pertenece a la ronda 1 del Renovar.  Lo construyó la compañía francesa Neoen. Tenía fecha estimada de inicio de operación comercial el 15 de agosto.Parque Solar Altiplano I: suma 100 MW de potencia desde la provincia de Salta. Pertenece a la ronda 2 del Renovar y lo construyó Neoen. La fecha de inicio de operación comercial es el 19 de agosto.Central de Biogás Pollo San Mateo: Está ubicada en Córdoba y cuenta con una potencia de 2 MW. Es de la ronda 2 y tiene fecha programada para entrar en operación el 15 de septiembre.Parque Eólico Cañadón León: lo está terminando de construir YPF Luz y sumará 99 MW de potencia desde la provincia de Santa Cruz. Fue adjudicado en la ronda 2 del Renovar y tiene fecha estimada de inicio de operación comercial el 15 de septiembre. El proyecto de ampliación del parque es de 21 MW, corresponde a  contratos del Mater. También tienen fecha de inicio de operación el 15 de septiembre. En total, sumará 120 MW.

Ingresos para 2022

Cammesa estima que para todo el año que viene se incorporen a la operación comercial sólo 10 proyectos que sumarán en todo el 2022 sólo 125,9 MW de potencia. De todos modos, la potencia renovable que entre en operación comercial el próximo año podría ser superior a partir de la reducción de multas que implementó recientemente el gobierno para tratar de reactivar proyectos renovables que fueron demorados por problemas de financiamiento o que no se construyeron. Los 10 proyectos esperados por Cammesa:

Parque Solar Cura Brochero: son 17 MW adjudicados en la ronda 2. Está en Córdoba. También está prevista una ampliación para el Mater de 8 MW. Ambos proyectos inician operación comercial el 1° de febrero de 2022.Parque Solar Villa María del Río Seco: 20 MW de la ronda 2. Es de Córdoba y tiene fecha para el 1° de febrero de 2022.Central de Biogás Don Nicanor: está ubicado en Santa Fe y podría sumar 1.2 MW mediante la ronda 2 del Renovar. La fecha de entrada en operación comercial es el 1° de marzo de 2022.Central de Biogás Del Rey: 1,2 MW que podrían iniciar operación el 1° de marzo de 2022. Corresponde a la ronda 2.Central de Biogás de Relleno Sanitario Ricardone II: son 3,12 MW que se estima ingresen el 15 de marzo de 2022. Pertenece a la ronda 2.Pequeño Aprovechamiento Hidroeléctrico Salto 40 Canal Cacique Guaymallén: es de 0,52 MW con fecha del 1° de abril de 2022. Pertenece a la ronda 2.Central de Biomasa Kuera Santo Tomé: son 12.92 MW generados por desechos forestales de la ronda 2. La fecha estimada es el 26 de abril de 2022.     Central San Alonso: 37 MW adjudicados en la ronda 2 del programa Renovar. Está ubicado en la provincia de Corrientes. La fecha de inicio de operación comercial es el 30 de abril de 2022.Parque Eólico Koluel Kayke II: es de 25 MW y está ubicado en Chubut. Tiene fecha para el 15 de noviembre de 2022 y pertenece a los proyectos bajo la resolución 202.

La entrada Cammesa prevé incorporar 323,5 MW de energía renovable hasta septiembre y sólo 126 MW en todo 2022 se publicó primero en EconoJournal.

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Trabajadores desocupados de la industria petrolera iniciaron en la madrugada del martes cortes de ruta en la zona norte de la provincia de Santa Cruz. Uno de los grupos incluso intentó interrumpir el abastecimiento desde la terminal Termap, punto estratégico para evacuar la producción de crudo del Golfo San Jorge. Los manifestantes reclaman la reincorporación de unos 3000 operarios —según cuantifican los manifestantes— que dejaron sus puestos de trabajo en los últimos tres años porque aceptaron esquemas de “retiro voluntario» propuestos por petroleras y empresas de servicio.

A raíz de la caída del precio del petróleo y la caída de la inversión de las dos mayores operadoras en la región (YPF y Sinopec), la industria sufrió en la norte de Santa Cruz una especie de redimensionamiento (resizesing) a la baja. Esa es una situación objetiva. Sin embargo, el reclamo del grupo de desocupados que afecta la circulación por rutas petroleras que conectan ciudades petroleras como Pico Truncado, Caleta Olivia y Las Heras tiene una clara intencionalidad política de carácter electoral.

De hecho, los manifestantes exigen la renuncia de Claudio Vidal, el secretario de Petroleros Privados de Santa Cruz, que se presenta como candidato a diputado nacional por el frente Somos Energía para Renovar Santa Cruz (SER), que es crítico de la gestión del Frente de Todos en la provincia.

Críticas al Frente de Todos

El conflicto está apalancado por ex dirigentes del sindicato enfrentados con la conducción de Vidal como Omar Leguizamón. Por eso, si bien Vidal evitó realizar declaraciones y no respondió los llamados de este medio, el diputado del SER Hernán Elorrieta expresó ayer que Leguizamón tiene un objetivo netamente político avalado por el gobierno provincial: “esto es muy claro: se vienen las elecciones, y Vidal lleva más de 10 puntos de diferencia respecto a sus seguidores. Entonces, están buscando maneras para deslegitimar su imagen”, indicó el legislador al medio provincial La Prensa.

En esa misma línea, distintas fuentes consultadas por EconoJournal coinciden que la escalada del conflicto es funcional para el kirchnerismo santacruceño y busca esmerilar la figura de Vidal que cuenta con una intención de voto entre el 15% y el 20%, según encuestas públicas realizadas en las últimas dos semanas.

Vidal solicitó ayer el respaldo de líderes empresariales de la cuenca. En esa línea, la Cámara de Empresas de Servicios del Golfo San Jorge envío a los medios un comunicad en el que advierte que «es preocupante que empiecen a producirse este tipo de cortes, cuando se está tratando de volver a un ritmo de trabajo y de producción cercano al que había antes de la pandemia”.

En 2013, Vidal se impuso contra la Lista Verde de Juan “Toja” Carbajal y ganó las elecciones del sindicato de petroleros privados de Santa Cruz. Paulatinamente, fue ganando poder y engordando su lista de contactos y vínculos políticos a lo largo de los años. En 2017 obtuvo otra victoria en las urnas y consiguió retener hasta la fecha el cargo en el gremio.

Claudio Vidal encabeza la lista del frente SER con recurrentes críticas al gobierno provincial y a la gestión de YPF.

El reclamo de los autoconvocados

A través de una solicitada dirigida a la gobernadora de Santa Cruz, Alicia Kirchner, los desocupados -la gran mayoría despedidos bajo el Programa de “retiro voluntario” que llevaron adelante empresas operadoras y de servicios como consecuencia de la baja del precio del petróleo, inscripto en los artículos 241, 245 y 247 de la Ley de Contrato de Trabajo-, exigieron “la renuncia indeclinable o expulsión inmediata de Vidal, por conducta antisindical, desleal y nefasta además de la reincorporación de los desempleados”, y agregaron por fuera del documento que “Claudio Vidal es autor de la mayoría de los despidos en complicidad con las empresas petroleras mientras la gobernadora se hace la distraída”.

En este contexto, los cerca de 50 autoconvocados optaron por obstruir los puntos de acceso y los caminos que conectan a los yacimientos de la zona, perjudicando principalmente la entrada a los campos de YPF y de CGC, que el mes pasado adquirió los campos de Sinopec. Hasta el momento se registraron cortes en las rutas provinciales (RP) 43 y 12 de la localidad de Pico Truncado, las RP 12 y 3 de Cañadón Seco, los caminos Cañadón Quintar (Oleoducto y Gasoducto) y la RP 18 de Las Heras. Del mismo modo, los manifestantes intentaron obstaculizar la actividad en las terminales de Termap que reciben el crudo de la cuenca del Golfo San Jorge.

La entrada Santa Cruz: Vidal intenta descomprimir un conflicto con desocupados que cortan rutas petroleras y acusa de complicidad al Frente de Todos se publicó primero en EconoJournal.

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Chile avanza con una ley para incrementar la disponibilidad de leña seca, uno de los principales combustibles utilizados para la calefacción en los hogares trasandinos. La Cámara de Diputados sancionó una ley que regula la producción y venta de los biocombustibles sólidos, como leña, el pellet, las briquetas, el carbón vegetal o los desechos agrícolas. El gobierno estima que el país ahorrará miles de millones de dólares.

Aprobada con 109 votos a favor, la iniciativa crea los incentivos para que exista mayor disponibilidad de leña seca. “La regulación de la leña es un paso clave para mitigar los efectos del cambio climático que ya estamos viviendo. De este modo, las familias del sur de Chile podrán tener acceso a una energía más limpia, mejorando su salud y calidad de vida y alivianando el bolsillo”, declaró el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.

El proyecto (que ahora pasará a su último trámite legislativo en el Senado) apunta directamente a evitar los problemas de salud de las personas, tales como ataques de asma, neumonía, bronquitis aguda, entre otros. Para lograrlo se dictarán exigencias de producción y venta de los biocombustibles sólidos. El subsecretario de Energía, Francisco López, señaló que los productores y comercializadores recibirán apoyo de diversos programas para adecuarse a las nuevas reglas. “Terminaremos con la competencia injusta que existe entre vendedores de leña húmeda (de menor poder calorífico y más contaminante) y quienes venden leña seca”, afirmó.

Beneficios

La ley significará un ahorro económico porque permitirá comprar leña seca con un poder calorífico 14% mayor que la leña húmeda y evitará el pago de leña húmeda al precio de leña seca. El Ministerio de Energía evalúa que los beneficios en salud y productividad de reemplazar la leña húmeda por leña seca son de US$ 3.267 millones para el período 2021-2035.

Durante la sesión en la Cámara de Diputados, López indicó que “el proyecto viene a regular la calidad de la leña, especialmente su humedad, porque la leña húmeda emite muchos gases contaminantes. Esto cuidará la salud de los chilenos y nuestro medio ambiente, y permitirá a las familias dar un uso más eficiente de este energético. Cabe destacar que más de un 70% de las familias de Rancagua a Aysén utilizan leña. Al ocuparla con una humedad de 30% en comparación a una de 25%, las emisiones aumentan en 5 veces, por eso la necesidad de avanzar en una producción moderna y sustentable de leña”.

Actualmente, existen varios programas que apoyan a los pequeños productores, como Leña Seca (infraestructura, maquinaria y capacitaciones), Centros integrales de Biomasa y el Sello de Calidad (reconocimiento a productores de leña seca). El Estado dará apoyo financiero y técnico a los pequeños y medianos productores.

Uso de la leña en Chile

La leña es el principal combustible para calefacción en el centro-sur de Chile según un informe patrocinado por el Ministerio de Agricultura. Su combustión es una de las principales fuentes de contaminación atmosférica por emisión de material particulado (MP). “Los efectos combinados de la insuficiente eficiencia energética de las viviendas, el bajo confort ambiental y el gran porcentaje de los ingresos que se invierten en calefacción resultan en un alto nivel de pobreza de energía”, señala el informe. Ciudades como Valdivia y Osorno se declararon zonas saturadas por registrar una acumulación de material particulado.

La energía generada a partir de la utilización de biomasa forestal representa el 20% de la matriz de energía primaria de Chile.

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El Ministerio de Economía autorizó hoy la emisión de títulos en pesos para cancelar una deuda acumulada con IEASA (ex Enarsa), consolidada en el manejo del fideicomiso de administración de Importación de Gas Natural. Según el decreto 517 publicado hoy en el Boletín Oficial, el rojo ascendió hasta el 17 de agosto de 2021 a 11.806 millones de pesos (US$ 120 millones al tipo de cambio oficial). La cartera que dirige Martín Guzmán autorizó a la emisión de Bonos Públicos Nacionales, con una tasa Badlar Privada más 400 puntos básicos. La fecha de emisión es del 17 de agosto, con un plazo a 10 años y con una amortización trimestral.

El decreto está firmado por el presidente Alberto Fernández, el Jefe de Gabinete, Santiago Cafiero y el ministro Guzmán.

Son deudas que se acumularon por la importación de gas natural desde Bolivia, pero también por el incumplimiento en tiempo y forma del pago a productores locales de gas que inyectan gas en el sistema para la región sur del país. El consumo del gas que se consume en la Patagonia es solventado con subsidios del Tesoro que se canalizan a través de la empresa estatal IEASA.

Represas de Santa Cruz

IEASA también tiene pendiente la reactivación de las represas de Santa Cruz para lo cual necesita una ingente cantidad de fondos. El gobierno autorizó hace una semana una partida de 18.000 millones de pesos a modo de salvataje para reactivar las obras hidroeléctricas de las represas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic. Las obras habían sido demoradas por problemas de financiamiento con China.

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Por Pedro Milla (Secretario General de la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles)

Es prioritario seguir trabajando para convertir Buenos Aires en un polo del sector petrolero, con el objetivo de robustecer la oferta laboral y el abastecimiento de bienes. Precisamente, la provincia registra el índice de mayor consumo de la Argentina. Se trata además del territorio que concentra algunas de las refinerías más importantes del país, donde se producen las materias primas necesarias para la elaboración de los artículos que impactan directamente en el desarrollo de la industria nacional. Con lo cual, estamos hablando de uno de los pilares de la reactivación económica.

Veo este panorama con mucha expectativa. Urge afianzar este camino que ya está llevando adelante con acciones concretas nuestro gobernador Axel Kicillof. Por eso, sostengo que, de cara a las Elecciones Legislativas, quienes mejor podrán abordar tal desafío junto a los trabajadores petroleros serán los candidatos que él propuso junto al presidente Alberto Fernández, la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, y el presidente de la Cámara de Diputados Sergio Massa.

La lista encabezada por Victoria Tolosa Paz y Daniel Gollán es la indicada para sumar esfuerzos y continuar el trabajo desarrollado junto a todos los diputados y el presidente del bloque del Frente de Todos (FdT), Máximo Kirchner. También, apoyo a los precandidatos del FdT para la Legislatura de Buenos Aires, quienes son parte de un mismo proyecto.

Desde mi rol, voy a trabajar articuladamente junto al binomio conformado por la expresidenta del Consejo Nacional de Coordinación de Políticas Sociales y el exministro de Salud bonaerense. Siempre, con el compromiso de impulsar a Buenos Aires como provincia petrolera, para también ser parte de la reactivación económica de la Argentina.

Con el mismo esfuerzo continuaré promulgando la unidad del peronismo, que es la fuerza con la que se podrá encauzar la provincia en la senda del desarrollo y el crecimiento. Con el peronismo unido, entonces, Buenos Aires se convertirá en un verdadero polo del petróleo y seguirá fortaleciendo la maquinaria que pondrá en marcha al país.

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El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) creó la Base de Datos para el Seguimiento de Cortes de electricidad para evaluar el desempeño de las distribuidoras Edenor y Edesur ante los reclamos de los usuarios. La idea es agilizar los reclamos y mejorar la respuesta operativa de las compañías ante interrupciones de energía para el rápido restablecimiento del servicio. Las distribuidoras deberán hacer un seguimiento de cada caso. Desde una de las compañías distribuidoras aseguraron a Econojournal que es un trabajo que ya venían haciendo, pero “ahora se busca tener más inmediatez en la información”.

La nueva base de datos tendrá evaluaciones semestrales y el ENRE podrá sancionar a las compañías con una multa fijada en 100 kWh “por cada incumplimiento a las obligaciones establecidas en la presente resolución”, afirma la medida publicada hoy en el Boletín Oficial a través de la resolución sintetizada 267, firmada por la interventora del ENRE, María Soledad Manín. El sistema detectará aquellos reclamos que registren “una mora en su atención de 24 horas corridas o más, aquellos que llevan al menos un corte de suministro durante diez días corridos, los que se identifiquen como ´prioridad´ y los reclamos realizados por personas usuarias electrodependientes”, destacó el ENRE.

La resolución

La base de datos estará compuesta por la información recabada en los reclamos por falta de suministro presentados y a presentar por los usuarios ante las distribuidoras. La información será absorbida por nueva la Base de Datos para el Seguimiento de Cortes creada por el ENRE y estará acompañada de un nuevo procedimiento para las distribuidoras sobre la gestión de los reclamos. Las compañías cuentan con siete días hábiles para poner operativa la nueva base de datos.

“Crear la Base de Datos para el Seguimiento de Cortes con el objeto de evaluar la respuesta técnica y operativa que las distribuidoras brinden a los reclamos iniciados por las personas usuarias por de falta de suministro, a los efectos de darles una rápida asistencia y seguimiento, procurando el restablecimiento eficaz del servicio, con prioridad de solución a los reclamos generados por aquellas personas usuarias que se encuentren identificadas como electrodependientes por cuestiones de salud”, señala la resolución del ente regulador.

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A través de dos de sus parques eólicos y como parte de su compromiso con el medio ambiente, Pampa Energía ofrece certificados internacionales de energías renovables (IRECs) a empresas y organizaciones que consumen la energía producida en los parques eólicos Pampa Energía II y Pampa Energía III, ubicados en el sur de la provincia de Buenos Aires.

Los certificados I-REC son instrumentos reconocidos internacionalmente que pueden ser utilizados por empresas que poseen objetivos de sustentabilidad, buscan reducir sus emisiones de carbono y apoyan el desarrollo de la energía renovable. De este modo, los usuarios finales de la energía producida en estos parques eólicos pueden autenticar sus compromisos a través de esta certificación.

“Este es un hito muy importante respecto a nuestras inversiones en energía renovable, ya que demuestra el compromiso de Pampa en invertir con el objetivo de ofrecer soluciones integrales a nuestros clientes. En este caso, a través de la comercialización de energía de fuentes renovables y ahora también permitiéndoles lograr trazabilidad en sus consumos. Entendemos que, con estas certificaciones, muchos de ellos podrán cumplir sus objetivos de sustentabilidad como así también utilizar los certificados para demostrar su contribución con el medio ambiente global”, señaló Ruben Turienzo, director comercial de Generación de Pampa Energía.

A través del Parque Eólico Pampa Energía II y del Parque Eólico Pampa Energía III, la compañía puede llegar a emitir unos 500.000 certificados al año, lo que representa aproximadamente el 10% de la totalidad de emisión posibles en el país.

Acerca de los parques eólicos de Pampa Energía

Los parques eólicos Pampa Energía II y III ubicados en las localidades de Bahía Blanca y Coronel Rosales, en la provincia de Buenos Aires, fueron inaugurados en 2019 con una inversión de 70 millones de dólares cada uno. Ambos cuentan con 14 aerogeneradores que producen 53MW de energía renovable por parque y comercializan su energía a los Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista en el marco del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER).

Además, Pampa cuenta con el Parque Eólico Mario Cebreiro, que aporta 100MW de energía renovable al sistema interconectado nacional y que fue el primer proyecto de su tecnología y tamaño, del plan Renovar 1, que se puso en servicio.

La entrada Pampa Energía obtiene la certificación internacional de energías renovables de sus parques eólicos se publicó primero en EconoJournal.

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CAMMESA publicó el pliego de licitación para renovar los contratos de transporte naviero de combustibles líquidos para el parque termoeléctrico, tal como anticipó EconoJournal. 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 octubre de este año. Los contratos que generan mayor interés son los dos que tienen una extensión de 3 años, uno para transportar gasoil y otro fueloil. Las empresas Bahía Grande y Antares son las principales candidatas para quedarse con ese negocio dado que son las que actualmente poseen los barcos que mejor se ajustan a las condiciones que prevé el pliego.

Los contratos a 3 años

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. Esa condición deja mejor posicionado a la empresa Bahía Grande ya que es la única que actualmente tiene un barco operando que cumple con ese requisito al tener una capacidad de 17.000 metros cúbicos.

Bahía Grande es una firma controlada por el grupo Jacob que tendría entre sus accionistas a Horacio “el flaco” Miró, un empresario históricamente vinculado a José Manuel De la Sota y hoy de buena relación con el presidente de la Cámara de Diputados, Sergio Massa.

“Cuando dicen que se favorece a los que ya están, que vean que pasó el año pasado. Bahía Grande no era proveedor de CAMMESA y ganó ofertando un buque que trajo de afuera y desplazó a uno de los que estaba (uno de Horamar). Entonces, ¿por qué no podría pasar lo mismo este año? Es decir, que cualquier armador desplace a alguno de los que están. Cualquiera puede ofertar en todas la líneas. No se entiende porque dicen que favorece a algunos y otros no”, señaló una fuentes cercana a la secretaría de Energía al ser consultada por EconoJournal sobre el tema.

El otro contrato a 3 años es para transportar fueoloil entre el 1 de octubre de 2021 y el 30 de septiembre de 2024. En este caso, el pliego exige una capacidad de transporte de 10.000 metros cúbicos, condición que puede ser cumplida por varias firmas. Sin embargo, hay un dato que hace prever la continuidad de la firma Antares, que ya viene prestando ese servicio con un barco que tiene una capacidad de transporte de 13.000 metros cúbicos.  

El barco de Antares empezó a trabajar con CAMMESA cuando el Ministerio de Planificación, a cargo de Julio De Vido, tenía el control del organismo. Entonces fue Claudio Uberti quien le abrió el juego a la firma Pobater, vinculada a la familia Sambusetti.

El mes pasado el juez Sebastián Casanello procesó al ex presidente de Enarsa (ahora IEASA), Exequiel Espinosa, por considerarlo responsable del delito de administración fraudulenta agravada y le trabó un embargo por 800 millones de pesos. La causa se inició a causa de una denuncia de la Oficina Anticorrupción porque Espinosa contrató en 2012 sin licitación los depósitos de combustible de tres empresas, los cuales nunca utilizó. Entre ellas figuraba Pobater a la que le terminó pagando 899.200 dólares.

Pobater se salió del negocio, pero le vendió su contrato a Antares. Lo interesante es que ese contrato  tiene una cláusula que hace prever la continuidad de Antares. Cuando CAMMESA contrató a Pobater, durante la época de De Vido, acordaron que si la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista decidía rescindir ese contrato tendría que abonarle a Pobater una cláusula de limpieza equivalente a tres cargas de gasoil completas. Eso es porque se partió de la base de que el fueloil es un combustible sucio que afecta las instalaciones de los barcos. La consecuencia es que ahora hay que tomar en cuenta ese costo al momento de decidir a quién contratar. Lo que pone a Antares con ventaja relativa respecto del resto.

Los otros contratos

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.

En este caso las firmas que asoman con más chances son Horamar, Maruva y National Shipping y Transona.

La entrada CAMMESA establece módulos en la licitación para transportar combustibles: quienes son los candidatos a quedarse con los mejores contratos se publicó primero en EconoJournal.

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Tecpetrol, el brazo petrolero del grupo Techint, presentó el plan 2021/2022 de capacitaciones digitales y asistencia para acompañar el desarrollo de las PyMEs proveedoras de servicios para la industria del petróleo y el gas, con quienes la compañía trabaja en sus operaciones en Argentina. El desarrollo del yacimiento Fortín de Piedra -en la cuenca neuquina- fue un caso testigo de un trabajo junto a la cadena de valor que involucró a más de 1000 empresas distribuidas en 15 provincias. En un tiempo récord de 18 meses y con una inversión de más de US$ 2000 millones, se pasó de producir 0 a 17,5 millones de metros cúbicos diarios de gas, el 14% del consumo total en Argentina.

Durante el Encuentro Anual con Proveedores, el secretario de Energía, Darío Martínez, describió el programa de institucionalización del vínculo con las pequeñas y medianas empresas clientes y proveedoras del Grupo Techint (ProPymes) como “un círculo virtuoso: las provincias aportando el recurso, las productoras transformando la inversión en producción, las PyMEs sumándose con programas para ser cada vez más eficientes y competitivas, y el gobierno nacional tomando decisiones para poner los objetivos y las reglas a mediano y largo plazo que les permita diagramar los planes de inversión.”

Por su parte, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, presentó un balance de las acciones realizadas por la compañía, así como las perspectivas a futuro: “El Plan Gas nos dió un horizonte de cuatro años, sobre todo residencial y eléctrico. Hoy estamos produciendo 18 millones de metros cúbicos por día en nuestro yacimiento de Fortin de Piedra”. Respecto del desarrollo gasífero de la firma en la cuenca neuquina, Darío Martínez agregó: “Ojalá podamos tener varios Fortín de Piedra”.

Fortín de Piedra, el desarrollo de shale gas de Tecpetrol en la cuenca Neuquina.

El programa ProPymes

El programa corporativo ProPymes institucionaliza la cooperación de Ternium, Tenaris, Tecpetrol y Techint Ingeniería y Construcción, con las pequeñas y medianas empresas clientes y proveedoras que lo integran hace casi 20 años. El objetivo es desarrollar la cadena de valor a través de acciones de trabajo asociativo, colaborando con las PyMEs para que mejoren su competitividad, aumenten exportaciones, realicen inversiones productivas y sustituyan importaciones de forma eficiente. La iniciativa que nació en 2002 brinda asistencias industriales, comerciales, financieras, institucionales, ambientales, y gestión de recursos humanos, así como un robusto programa de capacitaciones destinado a transferir conocimiento herramientas y prácticas concretas.

Para Guillermo Murphy, director de Supply Chain de Tecpetrol, “el gen industrial heredado de Grupo Techint nos hace pensar en el diseño de las áreas productivas como si fuera una fábrica de pozos, donde el equipo que sale a la cancha son las pymes proveedoras, que representan el 80% de la inversión en la producción de gas y petróleo de la compañía”.

Asimismo, Murphy agregó que el objetivo es formar profesionales del mundo de la energía cada vez más competitivos, y nutrir a las PyMEs argentinas de las mejores prácticas, volviéndolas más eficientes y productivas para poder ofrecer servicios de calidad que permitan desarrollar la industria en nuestro país. “Queremos ser la cadena de valor de petróleo y gas mejor aceitada de América Latina”, concluyó el ejecutivo. En la misma línea, “a través de ProPymes, Tecpetrol busca promover la sustitución eficiente de productos y servicios que hoy son importados, e identificar oportunidades de exportación a otras cuencas fuera de la Argentina”, enfatizó Markous.

Como novedad, este año se amplió ha ampliado considerablemente la oferta de los cursos a través de alianzas reconocidas que les permiten a quienes asisten acceder a certificaciones oficiales, algunas de validez internacional, poniendo como foco la profesionalización en aspectos técnicos y de gestión. La posibilidad de realizar convenios de consultoría junto al INTI, la articulación de programas de formación a través del Instituto Argentino de Siderurgia (IAS) y la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), así como el programa de consultoría y planificación de Tecpetrol, son algunas de las iniciativas presentadas.

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En el anuncio, Panorama Minero destacó que la decisión se tomó luego de “una estrecha comunicación con el Gobierno de la provincia de Catamarca y tras evaluar conjuntamente la situación en términos sanitarios y de movilización de personas”, aunque aclararon que la próxima edición, en 2022, volverá a apostarse por Catamarca como sede de un evento que históricamente se realizó en las provincias del NOA (Salta, Jujuy y Catamarca) y que ahora de manera extraordinaria se migrará a Buenos Aires. 

Cabe destacar que se trata de uno de los eventos líderes relacionados al litio en todo el mundo, con una asistencia de más de 500 personas por edición y un amplio alcance internacional: “La realización del simposio en Buenos Aires contemplará todos los protocolos necesarios para asegurar la salud y seguridad de los asistentes, adecuando el desarrollo del evento a los lineamientos dispuestos por el Gobierno de la Ciudad en medio de un contexto de apertura de restricciones y el retorno escalonado a la presencialidad”, señalaron al respecto. Además, habrá un soporte virtual desde una plataforma especializada para quienes no puedan asistir presencialmente.

Entre las conferencias confirmadas por Panorama Minero, participarán actores referentes del mundo del litio como los Gobiernos de Catamarca, Jujuy y Salta, la secretaría de Minería de la Nación: las empresas de litio Livent Corporation, Orocobre, Lithium Americas, Neo Lithium Corp, Proyecto Pastos Grandes, Eramet, Lake Resources, Galan Lithium, entre otras. Así también se hará partícipe el reconocido referente de este sector, Joe Lowry, y las consultoras especializadas Benchmark Minerals Intelligence, CRU, entre otros. También habrá presencia de actores de Chile y otros países referentes en el mercado global del litio.

Para más información, comuníquese con Panorama Minero a:

informes@panorama-minero.com

Whatsapp Empresa: +54 9 11 6360-4077

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Pampa Energía inauguró el 25 de junio del año pasado el cierre de ciclo combinado de la Central Termoeléctrica Genelba en la localidad bonaerense de Marcos Paz, lo que le permitió sumar 377 MW de potencia a la planta. Sin embargo, el corte de cintas llegó en uno de los peores momentos de la cuarentena destinada a frenar el coronavirus e impidió hacer un recorrido por el lugar. Con el plan de vacunación avanzado, la compañía organizó este jueves una visita en helicóptero a la planta para un grupo de periodistas que también incluyó un sobrevuelo por la Central Térmica Ensenada-Barragán que ahora está en obra y prevé el cierre de ciclo combinado para el segundo trimestre de 2022.

Recorrida por Genelba

La partida hacia Genelba fue a las 14 horas desde el Helipuerto Baires Madero en la zona sur de Puerto Madero  y en 30 minutos se llegó a la central donde Héctor Frare, gerente de la planta, guió a los periodistas de los distintos medios, entre los que participó EconoJournal.

Frare es un ingeniero mecánico de 58 años egresado de la UTN que se incorporó a la central en 1998 cuando era controlada por Perez Companc y todavía no había entrado en operación comercial, ya que los primeros 674 MW producidos mediante su primer ciclo combinado (dos turbinas a gas y otra a vapor) los comenzó a aportar al sistema recién un año después. En 2003 la planta pasó a manos de Petrobas y en 2009 llegó la primera ampliación con la instalación de una turbina adicional a gas de 170 MW.

En 2016 Pampa Energía se quedó con los activos del grupo brasileño en el país y en octubre de 2017 inició una nueva ampliación que incluyó una turbina a gas y otra a vapor de tecnología Siemens.

Panorámica de la central Genelba de Marcos Paz.

La obra demandó una inversión de 350 millones de dólares que permitió completar un nuevo ciclo combinado y elevar la potencia total a 1253 MW, suficientes para abastecer el consumo eléctrico de unos 2,5 millones de hogares.

Durante la ampliación trabajaron unas 1300 personas en el lugar y otras 200 lo hicieron desde la oficina de ingeniería que la empresa montó en la Ciudad de Buenos Aires. El 25 de junio de 2020 se realizó el acto de inauguración, que contó con la participación del presidente Alberto Fernández por videoconferencia, y el 2 de julio el nuevo ciclo combinado entró en operación.  

La nueva turbina a gas que inauguró Genelba.

En la actualidad Genelba trabaja con unas 80 personas y la mayor parte de sus operaciones están automatizadas. “Es una central de base que opera la mayor parte del tiempo a su potencia máxima. Esto se debe a que es muy eficiente y al sistema le conviene despachar energía con esta planta”, destaca Frare.

La central no utiliza combustibles líquidos. El ciclo combinado incluye una turbina a gas y dos turbinas a vapor que se abastecen a través de las calderas de recuperación del calor proveniente de la turbina a gas.

Turbina a vapor inaugurada en junio de 2020.

Genelba ocupa un predio de 100 hectáreas y entrega energía a la subestación Ezeiza con una línea de 500 kilovatios que opera Transener y otra de 132 kilovatios que opera Edesur.

Sobrevuelo por Ensenada Barragán

La recorrida por Genelba se extendió por cerca de una hora y luego los helicópteros partieron hacia la central Ensenada Barragán, ubicada en el polo petroquímico de la localidad bonaerense de Ensenada. La central pertenecía a IEASA y Pampa Energía la adquirió en junio de 2019 junto con YPF.

La planta está conformada por 2 turbinas de gas a ciclo abierto con una potencia instalada de 567 MW. “Actualmente estamos realizando las obras de cierre del ciclo combinado para sumar otros 280 MW de potencia instalada”, destacó Ignacio de Astoreca, gerente de ingeniería y obras de Pampa Energía, ingeniero químico que trabaja en la empresa desde 2008 y también acompañó a los periodistas durante la recorrida.

Ensenada Barragán forma parte del polo petroquímico de Ensenada.

De Astoreca remarcó que la obra emplea a unas 1500 personas y su culminación está prevista para el segundo trimestre de 2022. La construcción está a cargo de una UTE que integran Techint y SACDE, firma que también integra el Grupo Mindlin.

Luis Ruiz, jefe de Ingeniería de Pampa que participó del sobrevuelo, precisó que las tres turbinas que tendrá en operación la planta son de tecnología Siemens. A diferencia de Genelba, Ensenada Barragán también puede funcionar a gasoil, pero desde la empresa aclararon el incremento de potencia no demandará combustible adicional.  

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La producción total de gas natural en junio del 2021 fue de 127 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) a nivel nacional. Esto representó una variación interanual del 0,8% respecto de junio del 2020, aunque comparado con el mismo mes de 2019 la oferta sigue un 9,3% por debajo de esos valores. Así se desprende de las estadísticas del sector gasífero elaboradas Economía y Energía, una de las principales consultoras energéticas del país.

En concreto, el incremento del 21,9% de la producción de shale gas desde Vaca Muerta registrado en junio (respecto del mismo período del año anterior), logró compensar la declinación natural del 8,3% de los yacimientos convencionales a nivel nacional. De los 127 MMm3/d producidos en junio, 66 millones provinieron desde campos convencionales, 38 millones desde explotaciones de shale gas y 23 millones a la de tight gas. Así, la participación del gas no convencional sobre la producción total fue del 48 por ciento.

«La producción de gas se recuperó en junio y julio. Es difícil alcanzar el pico de junio de 2019, porque ese record de oferta coincidió también, paradójicamente, con el cierre de pozos por parte de varias empresas porque no existía demanda para colocar toda la producción», explicó un directivo del sector consultado por EconoJournal.

Fuente: Economía y Energía en base a datos de Secretaría de Energía

Empresa por empresa

Según los datos de Economía y Energía, la producción de gas de YPF en junio del 2021 fue de 35,7 MMm3/día, de los cuales 11,9 millones corresponden a la explotación de shale gas. Los indicadores de la compañía controlada por el Estado la posicionaron un 7,1% arriba versus junio del 2020 y un 18,5% por debajo respecto del mismo mes del 2019.

Por su parte, la francesa Total produjo 30,7 MMm3/d, un 10,7 por debajo del 2020 y un 11,3% por debajo del 2019. Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint, reportó una producción de 16,4 MMm3/d (13,8 en shale), superando en un 9,5% la marca de junio del 2020 y un 10,5 por detrás de junio del 2019.

Pan American Energy (PAE) produjo 14 MMm3/d (2,9 en shale), con una variación del 4,4% versus el 2020 y del -3,7 versus el 2019. Del mismo modo, Pampa Energía produjo 6,8 MMm3/d con un incremento positivo del 19,6% y del 17,3% comparado con los períodos del año pasado y del 2019 respectivamente. Pluspetrol aportó 3,4 MMm3/d de producción de shale gas.

Fuente: Economía y Energía

Cuenca por cuenca

La mayor producción se registró en la explotación de shale y tight gas en la cuenca Neuquina con 58 MMm3/d, lo que implica un incremento del 13,2% respecto de junio del 2020.

Le sigue la cuenca Austral con 29,5 MMm3/d, la explotación convencional en la cuenca Neuquina con 24 MMm3/d, la cuenca del Golfo San Jorge con 11,1 MMm3/d, la cuenca del NOA con 4,2 MMm3/d y la cuenca cuyana con 0,1 MMm3/d que implicó un aumento del 8,8% a comparación del período anterior.

Es decir que solo el no-convencional de la cuenca Neuquina y el gas de la cuenca Cuyana suscitaron variaciones positivas mientras que las formaciones restantes mantuvieron niveles de producción que oscilan entre un -1,5% y un -9,8% por debajo de las cifras de junio del 2020.

Fuente: Economía y Energía en base a datos de Secretaría de Energía

Precios

Tal como indica el gráfico, el precio local cerró en 2,7 dólares por millón de BTU (MMBTU) y el Henry Hub (precio de referencia del mercado spot estadounidense) fue de 3,3 dólares por MMBTU. El gas boliviano arrojó un precio de 5,3 dólares por MMBTU y el Gas Natural Licuado (GNL) cerró en 7,6 dólares por MMBTU en julio del año corriente.

Según las proyecciones estimadas por Economía y Energía, en noviembre del 2022 el Henry Hub tendrá un precio cercano a los 3,6 dólares por MMBTU. El TTF (Title Transfer Facility) se ubicará en los 9,9 dólares y el JKM (Japan-Korea-Market) rondará los 11,7 dólares, lo que deja entrever un encarecimiento de los precios de la canasta de combustibles importados que consume la Argentina.

Fuente: Economía y Energía en base a datos de la Secretaría de Energía, EIA y CME Group.

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La secretaría de Energía le solicitó hace 15 días al Banco Central información financiera de miles de clientes de las distribuidoras de luz y gas para explorar alternativas de segmentación tarifaria de acuerdo al poder adquisitivo de la población. Tres fuentes oficiales confirmaron a EconoJournal el pedido, aunque en el gobierno reconocen que las dificultades para vincular al titular del CUIT con su lugar efectivo de residencia vuelve muy difícil la implementación de un esquema de esas características.

El pedido de información al Banco Central fue realizado por la subsecretaría de Coordinación Institucional que conduce Santiago Yanotti, un hombre de confianza del secretario Darío Martínez.  

Qué datos pidieron

Desde Energía aclararon que “lo que se pidieron son datos públicos que no violan el secreto bancario”. Eso es porque el secreto bancario corre sobre las operaciones pasivas (los depósitos) y no alcanza a las activas (préstamos y créditos) o cambiarias. “Cualquiera puede poner el CUIT en la central de deudores y saber el nivel de crédito y la condición crediticia de una persona”, explicó una fuente del sector financiero.

El nivel de crédito disponible en la tarjeta es un indicador que puede tomarse como parámetro para avanzar con la segmentación tarifaria, pero el problema surge cuando se intenta precisar donde vive efectivamente esa persona.

Cuál es el problema

Hay una gran cantidad de facturas que no están a nombre de quienes viven en la vivienda sino de dueños anteriores. También surge el problema de los inquilinos, que por lo general no ponen los servicios a su nombre. Por lo tanto, aplicar la segmentación de acuerdo al poder adquisitivo estimado de quien figura en esa factura puede derivar en múltiples reclamos.

Dentro del gobierno incluso se evaluó realizar una campaña para que los usuarios actualicen la titularidad de los servicios y así evitar quejas posteriores, pero así como hay algunos que se beneficiarían poniendo las facturas a su nombre, otros podrían verlo como un riesgo e incluso hacer lo contrario. “Si avanzan con ese tipo de segmentación, alguna gente va a empezar a poner los servicios a nombre de los hijos o de los padres”, señaló una fuente de una de las empresas.     

El gobierno de Cristina Fernández de Kirchner ya enfrentó estas dificultades cuando intentó aplicar un esquema de segmentación a partir de 2011, el cual finalmente quedó restringido a la quita de subsidios en algunas zonas geográficas puntuales como Puerto Madero, Recoleta y el corredor Libertador.

En Energía parecieran ser conscientes de estos problemas. “Los datos que se pidieron no nos sirven para segmentar. No se los va a utilizar. Estamos analizando otras variables”, aclararon anoche.

Una información similar ya había sido solicitada al BCRA a comienzos de año. En esa oportunidad quien formuló el pedido fue el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), que responde en los hechos al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, pero ahora el funcionario afirma no estar ocupándose del tema. Así lo expresó en una reunión que mantuvo con representantes de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), donde aclaró que es Yanotti quien está explorando alternativas de segmentación tarifaria. A partir de esta respuesta, desde ADEERA aseguraron que acercaran una serie de propuestas a la secretaría de Energía.

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El gobierno designó Ariel Kogan, ex vicepresidente de Cammesa, como asesor ad honorem del presidente Alberto Fernández en temas energéticos. El nombramiento tiene rango de subsecretario. Entre sus tareas se destaca la de impulsar el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas. Kogan es la mano derecha del secretario de Energía, Darío Martínez. Incluso en la gestión diaria de la cartea energética se desempeña como si fueses el secretario en funciones.

Ariel Kogan con el secretario de Energía, Darío Martínez.

Renunció en junio a Cammesa, la empresa encargada del despacho de energía eléctrica, luego de un palpable desgaste en su relación con funcionarios referenciados en el cristinismo en la disputa por las tarifas que enfrentó al ministro de Economía, Martín Guzmán, y al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

Designación

La designación del neuquino Kogan fue publicada hoy en el Boletín Oficial mediante el decreto 509, firmado por Alberto Fernández y el Jefe de Gabinete, Santiago Cafiero. Kogan es contador público y comparte hace varios años con Darío Martínez el mismo espacio político en la provincia de Neuquén conocido como Peronismo Solidario, una rama del Partido Justicialista enfrentada con el sector de Oscar Parrilli.

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La industria petrolera reportó ganancias mejores que las previstas en el segundo semestre del año. ExxonMobil, Chevron, British Petroleum (BP), Royal Dutch Shell, Total Energies y Eni confirmaron que reinvertirán sus ganancias en la recompra de acciones y el pago de dividendos, pero no para elevar sus niveles de producción de hidrocarburos. La decisión de premiar a los inversores antes que invertir más para incrementar la producción futura refuerza la perspectiva de precios crecientes del crudo y refleja las presiones políticas para acelerar la transición energética.

Las principales compañías petroleras de Estados Unidos y Europa consolidaron en el segundo semestre la recuperación de las ganancias que comenzó a verse en los primeros tres meses del año. BP anunció una ganancia de 2800 millones de dólares (había perdido 6700 millones en el mismo período de 2020). Por su parte, la compañía anglo-holandesa Shell informó ganancias por 5534 millones entre abril y junio, superando los 3200 millones reportados en los primeros meses del año. Lo mismo ocurrió con Chevron y ExxonMobil. De hecho, la primera anunció que retomará su programa de recompra de acciones.

La reactivación económica y las condiciones climáticas adversas en el hemisferio norte impulsaron la demanda global de combustibles en los primeros seis meses del año. La reducción de la producción y de las inversiones en 2020 también incidieron en una menor oferta disponible. Todos elementos que empujaron los precios internacionales. El crudo Brent pasó de la zona de los 50 dólares por barril a comienzos de año a la zona de 70 dólares en los últimos dos meses. Los precios del gas natural se duplicaron en Estados Unidos y se encarecieron las importaciones de gas natural licuado en Asia y Europa.

Reinversión de las ganancias y precios

Las productoras ponen el foco en mantener la confianza de los inversores en la rentabilidad. «Tenemos que asegurarnos de que nuestra base de accionistas actual esté satisfecha con lo que hacemos en términos de pagos», dijo el director ejecutivo de Shell, Ben van Beurden. Shell aumentó su dividendo a 24 centavos por acción, un 38% más que en el primer trimestre, y anunció recompras de acciones por 2000 millones que pretende completar para fin de año.

Los directivos de las compañías destacaron que las ganancias son producto de los altos precios y la reducción de los costos y gastos de capital como respuesta a los efectos de la pandemia sobre el sector. “Nuestro flujo de caja libre fue el más alto en dos años debido a un sólido desempeño operativo y financiero y un menor gasto de capital”, dijo el presidente y director ejecutivo de Chevron, Mike Wirth. Afirmó que reanudarán las recompras de acciones en el tercer trimestre a un ritmo esperado de dos a tres mil millones por año.

El CEO de BP, Bernard Looney, explicó que la combinación de un desempeño sólido, un mejor balance general y precios más altos de las materias primas permitieron a la compañía aumentar las ganancias para sus accionistas. Looney marcó que si el Brent continúa cotizando a 60 dólares por barril el dividendo seguirá creciendo un 4% anual hasta 2025. “Hemos aumentado nuestro propio plan de $ 50 a $ 60 (precios promedio del petróleo) para los próximos años, eso se debe a una fuerte demanda. El PIB ha vuelto a los niveles anteriores a la pandemia y las vacunas están funcionando claramente, la OPEP+ mantiene la disciplina y el suministro se está reduciendo, especialmente en el shale de EE.UU.”, consideró.

El mantenimiento de los precios es clave para sostener los ingresos y el atractivo de las acciones entre los inversores. «Tenemos que tener un negocio sólido que genere efectivo que también financie a la empresa para el futuro, pero al mismo tiempo tenemos que construir un negocio que esté preparado para el futuro», destacó van Beurden. Total Energies anunció que destinará el 40% del flujo adicional de ingresos generados por encima de los 60 dólares por barril de petróleo a la recompra de acciones. El presidente ejecutivo, Patrick Pouyanne dijo que significaría recomprar acciones por 800 millones en 2021. «Y si el precio promedio sube a 68 dólares, por ejemplo, podría subir a mil millones», dijo Pouyanne.

Capex a la baja

Las compañías destacaron que la reinversión en gastos de capital no es un objetivo primordial, lo que plantea dudas sobre la producción futura de hidrocarburos. Las consultoras prevén un escenario internacional con una oferta más limitada de gas y petróleo en los próximos años debido a la reducción del capex.

Por el derrumbe de los precios internacionales entre 2014 y 2015 el capex en gas y petróleo cayó casi a la mitad entre 2014 y 2016, según datos de la Agencia Internacional de la Energía. La recuperación del gasto que comenzó en 2017 fue abortada por la pandemia. La consultora Deloitte estimó que el año pasado hubo un recorte del 23% en los gastos de capital en gas y petróleo con respecto a 2019.

Las principales petroleras estadounidenses confirmaron que reducirán sus gastos de capital. Chevron gastará entre 14.000 y 16.000 millones por año entre 2022 y 2025; su objetivo anterior era de 19.000 a 22.000 millones. ExxonMobil anunció en febrero que espera que su capex para 2021 oscile entre 16.000 y 19.000 millones; es entre un 11 y un 25% menos que los 21.400 millones gastados el año pasado.

La agencia Fitch Ratings estimó en su último Oil and Gas Global Capex Outlook que los niveles de gasto de 2019 se volverán a ver recién en 2025. En el escenario de mediano plazo, Arabia Saudita liderará los aumentos en la producción de petróleo y gas a nivel mundial hasta 2030, en la medida que las grandes productoras de Estados Unidos y Europa se mantengan cautelosas y se centran en las ganancias a corto plazo. “Los únicos mercados en los que pronosticamos un aumento sustancial por encima de los niveles prepandémicos son Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos y Kuwait”, evaluó Fitch.

Presiones

La reducción de los gastos de capital también responde a las incertidumbres generadas por el avance de las políticas para reducir las emisiones y acelerar la transición energética a ambos lados del Atlántico norte. En la industria no pasó desapercibido el fallo de la justicia de Países Bajos que obliga a Shell a recortar sus emisiones: fue una señal de las presiones que existen para que desinviertan en la producción de gas y petróleo no solo en Europa sino alrededor del mundo.

En la Unión Europea la agenda de la transición energética avanza a un ritmo más acelerado. La Comisión Europea logró consensuar una primera versión de la taxonomía verde y presentó su propuesta para reformar el mercado de comercio de derechos de emisión. Pero la discusión por el futuro del gas natural arriesga con dinamitar los consensos. Los ministros de Energía de la Unión Europea acordaron recientemente mantener el financiamiento europeo para una lista de proyectos existentes de gas natural transfronterizos que puedan ser reconvertidos luego en activos de hidrógeno, pero no permitirán financiar nuevas propuestas. Fue un acuerdo difícil porque Polonia y otros países del este y el sur de Europa piden que la generación de electricidad con gas natural sea considerada como “sostenible” en la taxonomía verde.

En este escenario, las petroleras trabajan para adecuar sus modelos de negocio. Una herramienta que aparece en sus estrategias de largo plazo es la inversión en generación con energías renovables. Total Energies puso como meta sumar 35 GW de capacidad renovable para 2025. BP tiene como objetivo desarrollar 20 GW de capacidad renovable para 2025 y 50 GW para 2030. Equinor estableció un rango de 4 GW a 6 GW para 2026, y de 12 GW a 16 GW para 2035. Eni duplicó su pronóstico de producción de energía renovable.

La agenda de la transición energética también avanza en Estados Unidos pero con matices. El gobierno apuesta a la descarbonización en los sectores de generación y transporte y busca orientar las inversiones privadas hacia las energías renovables. En ese sentido, la Securities and Exchange Commission analiza la inclusión de mayores requisitos de transparencia en la información sobre impacto ambiental que las compañías comunican a sus inversores. De todas formas, los productores de gas y petróleo están reaccionando a los buenos precios del crudo. El Departamento del Interior aprobó alrededor de 2500 permisos para perforar en tierras públicas y tribales en los primeros seis meses del año, según un análisis de Associated Press en base a datos gubernamentales. Eso incluye más de 2100 aprobaciones de perforación desde que Biden asumió el cargo el 20 de enero. Si la tendencia continúa, el Departamento del Interior podría emitir cerca de 6,000 permisos para fin de año. La última vez que se emitieron tantos fue en 2008.

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Veolia Argentina desarrolla operaciones cada vez más complejas, donde cuenta con experiencia especializada para lograr la transición ambiental, que prevengan y actúen sobre los impactos que generan las actividades extractivas, como los residuos peligrosos y el tratamiento de aguas de procesos industriales y la descontaminación del suelo. Ahora presenta un nuevo emprendimiento instalando un TCC (Thermo Mechanical Cutting Cleaner) de la empresa noruega Thermtech, que cuenta con aprobación y alta aceptación en el mercado de los recortes de perforación.

El TCC de Thermtech está considerado como la mejor tecnología disponible (Best Available Technology) y la mejor práctica medioambiental (Best Environmental Practices) en su segmento por los principales operadores y proveedores de servicios de la industria del petróleo y el gas en el mundo. A través de la alianza con la empresa Treater, durante este semestre, brindará servicios de tratamiento de recortes de perforación y recuperación de hidrocarburos para su reutilización, como una propuesta de alto valor agregado.

“La incorporación de esta nueva tecnología representa una importante inversión para el mercado del petróleo y el gas, en general, y en particular para la provincia de Neuquén, y será el puntapié inicial para el desarrollo de un fuerte programa de capacitación del personal en tecnologías de punta y en el cuidado del ambiente. También, la posibilidad concreta de crear nuevas fuentes de trabajo para cuadros técnicos con la operación conjunta de Veolia ‐ Treater”, comentó Miguel den Hartog, presidente del directorio de Treater.

“En Veolia nos propusimos ser la empresa de referencia para la transformación ecológica, estamos listos para enfrentar plenamente nuestra responsabilidad y desempeñar nuestro papel ayudando a la sociedad a superar estos desafíos emergentes. Tanto la misión que nos propusimos para dar recursos al mundo como nuestro propósito traducen nuestro compromiso inquebrantable de crear un impacto positivo en el planeta”, destacó la compañía.

“Nuestra alianza estratégica con Treater refleja nuestra visión común sobre las soluciones sustentables a ofrecer al mercado de tratamiento de los residuos peligrosos derivados de la actividad de producción de hidrocarburos, sobre el cumplimiento de las normativas vigentes y el respeto del medioambiente, a través del incremento de actividades de recuperación y reuso, claves para lograr mayor eficiencia y el cuidado de los recursos”, expresó Gustavo Calvi, director de Servicios Industriales & Desarrollo de Nuevos Negocios de Veolia Argentina.

Para la compañía, la transformación ecológica “significa trabajar para cambiar radicalmente los patrones de producción y consumo. Significa situar la ecología en el centro de cada proceso y de cada evaluación. Aportar soluciones radicales y significativas a los grandes problemas, con y para sus interlocutores: autoridades locales y nacionales, sociedad civil, comunidades, empleados y, en especial, nuestros clientes comprometidos con el medioambiente. Nuestra ambición es enorme, pero también lo es nuestra determinación.”

El grupo Veolia “tiene la ambición de volverse la empresa de referencia de la transformación ecológica. Presente en los cinco continentes con cerca de 179.000 empleados, diseña e implementa soluciones útiles y concretas para la gestión de agua, residuos y energía que ayudan a cambiar radicalmente el panorama”. En 2020, el grupo Veolia abasteció de agua potable a 95 millones de personas, prestó servicio de saneamiento a 62 millones, produjo cerca de 43 millones de MWh y valorizó 47 millones de toneladas de residuos. Veolia realizó en 2020 una facturación consolidada de 26.010 mil millones de euros.

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YPF continuó en el segundo trimestre de 2021 una “sólida recuperación de la rentabilidad”, según expresó en un comunicado la compañía controlada por el Estado. El EBITDA (ingresos antes de impuestos) ajustado de YPF fue de US$ 1.084 millones, un 41% superior respecto del trimestre anterior y US$ 100 millones más que en el mismo período de 2019, en prepandemia. El resultado neto antes de impuestos arrojó una ganancia cercana a los $ 18.000 millones de pesos en este período, más que duplicando los casi $ 7.700 millones del primer trimestre.

“La compañía continuó con la ejecución de su plan de inversiones con foco en el crecimiento de la producción de gas y petróleo. Durante el segundo trimestre del año, se invirtió US$ 580 millones con un crecimiento de la producción de hidrocarburos del 6% respecto del trimestre anterior y un 6% adicional en el mes de julio. La producción total fue de 490 mil barriles equivalentes por día”, señaló YPF en un comunicado.

Vaca Muerta

En particular, la producción no convencional proveniente del yacimiento Vaca Muerta de la compañía tuvo un crecimiento del 22%. La producción de gas no convencional de YPF mostró un “impactante crecimiento del 48%, lo que permitió superar ampliamente los ambiciosos objetivos de abastecimiento contraídos en el marco del Plan Gas”.

Por el lado del downstream, la demanda local de los principales productos refinados tuvo un comportamiento mixto. Mientras la demanda de naftas cayó un 17% respecto del trimestre anterior como consecuencia de la reintroducción de restricciones a la movilidad hacia fines de abril y durante mayo, la demanda de gasoil creció un 7% impulsada principalmente por el sector agropecuario y las usinas eléctricas. Sin embargo, en julio se observó un fuerte repunte en la demanda de naftas que se ubicó solo un 7% por debajo de los volúmenes prepandemia.

Por último, YPF remarcó que “el flujo de caja libre terminó nuevamente en territorio positivo, lo que le permitió a la compañía reducir aún más los niveles de deuda neta que disminuyó en US$ 253 millones al final del trimestre, con una reducción de US$ 600 millones en los primeros seis meses del año”.

“YPF ratifica su compromiso de inversión de US$ 2.700 millones para este año y un crecimiento de su producción del 5% en petróleo y del 9% en gas en el segundo semestre comparado con el mismo período del año pasado”, concluyó el comunicado de la compañía.

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Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), iba a lanzar esta semana el concurso público para renovar los contratos de barcos alijadores para abastecer de combustibles líquidos al parque de generación termoeléctrica. De manera informal, directivos de la empresa —que desde julio tiene como gerente general a Sebastián Bonetto, un funcionario de confianza del subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo— dejaron trascender la semana pasada que reducirían en 2022 la cantidad de embarcaciones asignadas a ese servicio. Como era previsible, la información no fue bien recibida por los referentes privados del sector.

Los contratos actuales, que expiran el 31 de septiembre, nuclean, en total, siete barcos. La intención que filtraron desde el área energética del gobierno apuntaba a reducir ese número a 5 o 6 embarcaciones. Sin embargo, un colaborador directo de Basualdo descartó esa posibilidad. “Se está evaluando el pliego de condiciones. Pero no será a la baja por ahora”, indicó.

Señales contradictorias

No es sencillo para los funcionarios de la Secretaría de Energía proyectar cuántos barcos alijadores de combustibles serán necesarios en el futuro inmediato. Desde una óptica positiva, la producción local de gas reaccionó en julio a los incentivos que estableció el Plan Gas Ar, por lo que en el gobierno creen que el año que viene la oferta seguirá una tendencia creciente. Eso provocaría una menor necesidad de líquidos para las centrales térmicas. Y, por consiguiente, una cantidad menor de barcos alijadores.

Pero en el reverso de esa lectura optimista, la seca histórica de la cuenca del Paraná —y en menor medida, del Comahue— obligó este año a importar al menos 15 cargamentos de gasoil que no estaban previstos. Se descuenta que la situación hídrica mejorará para el año que viene, pero nadie se anima a asegurar cuánta agua habrá en los embalses de las grandes represas hidroeléctricas. Si la mejora no es pronunciada, los barcos de transporte de gasoil y fuel oil seguirán siendo necesarios.

Módulos

Por eso, la licitación que prepara Cammesa incluiría distintos módulos de contratación, con plazos diferentes. Es probable que se contraten embarcaciones por tres años (36 meses) y otras sólo por un año. La cartera que dirige Darío Martínez apuesta a que la producción de gas siga creciendo en 2022 a partir de la inversión que comprometieron las empresas petroleras. En esa clave, creen que la oferta creciente del fluido contribuirá a reemplazar el consumo de gasoil, que es mucho más caro. El gasoil importado supera en la actualidad los US$ 15 por millón de BTU, cuatro veces más que que el precio medio del Plan Gas Ar, que ronda los 3,55 dólares.

El empresario Horacio Miró, de estrecha relación con Sergio Massa, tendría intereses en el negocio naviero de combustibles.

En el sector naviero sigue de cerca lo que sucederá con la embarcación de la empresa Bahía Grande, una firma controlada por el grupo Jacob que tendría como socio al empresario cordobés Horacio ‘El flaco’ Miró, de estrecha relación con Sergio Massa. Bahía Grande obtuvo un waiver especial para poder brindar servicios a Cammesa.

Esa habilitación de la Subsecretaría de Puertos y Vías Navagables fue recusada y el Ministerio de Transporte tiene pendiente resolver el diferendo. En la lista de compañías armadoras que brindan servicios a la administradora del mercado eléctrico figuran también Maruba, Antares, National Shipping y Horamar, entre otras.

«Es un negocio cuyos márgenes se fueron reduciendo en los últimos cinco años. Lo problemático, más que perder un contrato, es qué hacer con el personal en caso de tener que bajar un barco. Con el régimen de doble indemnización que todavía está vigente, el despido del personal que implicaría la pérdida de un contrato puede generar un quebranto para las compañías«, advirtió un empresarios naviero, bajo reserva de nombre.

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La minera canadiense Sable Resources comenzará en el último trimestre de este año la perforación de varios pozos del proyecto La Poncha, ubicado en la provincia de San Juan. Según los resultados del nuevo mapeo geológico y de los estudios de casi 200 muestras de rocas que concluyó recientemente la compañía, el proyecto cuenta con un depósito de oro y cobre de “gran tamaño”.

La Poncha (18.114 hectáreas) está ubicado en el departamento de Iglesia a 210 kilómetros al noroeste de la ciudad de San Juan y a 50 kilómetros al sur del proyecto El Fierro, perteneciente a la misma minera Sable Resources. Además, se encuentra cerca del proyecto de oro Don Julio, que también explora la firma Sable junto a South32, otra minera canadiense, y de Filo del Sol, un proyecto de cobre de gran escala situado en la misma provincia. Las empresas con base en Canadá también cuentan con otro proyecto de oro en San Juan llamado Los Pumas.

Campaña de perforación

“Sable está planeando su primera campaña de perforación en La Poncha para el cuarto trimestre de 2021, que incluirá aproximadamente 5.000 metros probando todos los objetivos principales. El enfoque en La Poncha es el descubrimiento de depósitos de pórfido de oro de gran tamaño y tonelaje a granel con créditos de cobre”, destacó la minera en un comunicado.

El proyecto está dividido en zonas de mineralización llamadas Poncha Norte y Poncha Sur. “La huella de pórfido – epitermal de Poncha Norte está representada por una anomalía de oro – cobre que se extiende por un área de más de 2 km por 1,2 km, asociada con alteraciones bien definidas, anomalías magnéticas y de cargabilidad. En Poncha Sur, Sable Resources identificó una mineralización de estilo pórfido”, subrayó la minera.

Rubén Padilla, presidente y director Ejecutivo de Sable Resources señaló que «La Poncha representa un grupo de pórfidos – centros epitermales a lo largo del cinturón mineral del Mioceno que alberga el depósito Filo del Sol, que recientemente reportó una intersección de 858 metros con 1.8% CuEq. Los dos objetivos principales presentan un potencial significativo para el descubrimiento de mineralización de tonelaje a granel de oro”.

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GeoPark obtuvo el primer lugar en el ranking anual de Institutional Investor, publicación líder del sector financiero, por su destacado desempeño entre compañías de Small-Cap del sector de petróleo, gas y petroquímicos en Latinoamérica. La Compañía ocupó el primer lugar en las ocho categorías evaluadas, entre ellas Mejor CEO, Mejor CFO, Mejor Profesional de Relaciones con los Inversores (IR), Mejor ESG y Mejor Manejo de Crisis del COVID-19, una nueva categoría introducida en la clasificación de 2021.

El desempeño de GeoPark también fue resaltado en el ranking de la industria en Latinoamérica, el cual incluye a empresas de todos los tamaños incluyendo las estatales.

El ranking ´2021 Latin America Executive Team’ es publicado por Institutional Investor a partir de encuestas a analistas de buy-side, administradores de fondos y analistas financieros que cubren América Latina.Los resultados de la encuesta reflejan las opiniones de más de 600 profesionales de 308 empresas de servicios financieros.

Estos son los reconocimientos que obtuvo GeoPark en el ranking ‘2021 Latin America Executive Team’ para compañías de Small-Cap del sector de Petróleo, Gas y Petroquímicos:

Mejor CEO: James F. ParkMejor CFO: Andrés OcampoMejor Profesional de IR: Diego Gully, 1er lugar combinado y sell-side; Stacy Steimel, 2do lugar combinado y 1er lugar buy-side; Miguel Bello, 2do lugar buy-side.Mejor ESGMejor Manejo de la Crisis por COVID-19Mejor Equipo de IR Mejor Programa de IRMejor Evento para Inversores/Analistas

En el ranking de compañías de todos los tamaños en la industria de petróleo, gas y petroquímicos, los resultados de GeoPark fueron los siguientes:

Mejor CEO: James F. Park, 3er lugar combinado y 2do lugar sell-side.Mejor CFO: Andrés Ocampo, 2do lugar sell-side.Mejor Profesional de IR: Diego Gully, 2do lugar sell-side.Mejor ESG: 3er lugar combinado y 2do lugar sell-side.Mejor Manejo de la Crisis por COVID-19: 3er lugar sell-side.Mejor Equipo de IR: 3erlugar combinado y 2do lugar buy-side.Mejor Programa de IR: 3er lugar sell-side.Mejor Evento para Inversores/Analistas: 3er lugar combinado y 2do lugar sell-side.

En la metodología de Institutional Investor, los CEO son calificados por su credibilidad, liderazgo y calidad de comunicación. Los CFO son evaluados por su capacidad en la asignación de capital, la administración financiera y la calidad de la comunicación. Para los programas de Relaciones con Inversores, las empresas fueron calificadas con base atributos como: autoridad y credibilidad; conocimiento comercial y de mercado; llamadas de ganancias; sensibilidad; reuniones, presentaciones virtuales; y oportunidad, consistencia y granularidad de la divulgación financiera. Los administradores de fondos y analistas también calificaron las métricas ESG de las empresas, la gestión de crisis en medio de COVID-19 y la calidad de los eventos para inversores/analistas.

GeoPark es una compañía latinoamericana líder en exploración y producción de petróleo y gas con activos en Colombia, Ecuador, Chile, Brasil y Argentina, y que desde 2014 cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York. Desde su fundación, GeoPark cuenta con un Sistema Integrado de Valores denominado SPEED, que ha sido la clave de GeoPark para atraer el mejor talento, ser el socio preferido, el mejor vecino y desarrollar una operación exitosa, segura y sostenible.

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A pesar de haber aumentado la venta de energía un 6,8%, la compañía Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, registró pérdidas por 11.636 millones de pesos en el primer semestre de 2021 en comparación con el mismo período de 2020. Al mismo tiempo, los ingresos de la distribuidora registraron una caída de 21% en términos reales en lo que va de 2021 respecto al año pasado. Edenor también marcó una caída de 18% del margen bruto, denominado Valor Agregado de Distribución (VAD). Además, en el informe sobre los resultados operativos del primer semestre de 2021, la distribuidora informó que tuvo una caída del EBITDA (nivel de ingresos antes de impuestos) de 1.643 millones de pesos “reflejando la falta de actualización de los ingresos en un contexto de altos índices de inflación que genera el incremento de los costos operativos”.

La compañía pertenecía a Pampa Energía, del grupo liderado por Marcelo Mindlin. Pero, ya con el visto bueno del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), acaba de ser adquirida por el consorcio liderado por los empresarios Daniel Vila, José Luis Manzano y Mauricio Filiberti.

Los datos negativos que mostró la distribuidora, que alcanza a casi tres millones de usuarios en la zona norte del Área Metropolitana de Buenos Aires, contrastan con el aumento de 6,8% en la venta de energía que tuvo en el primer semestre del año, alcanzando 10.674 GMh en comparación con los 9.994 GMh vendidos en el primer semestre de 2020. Además, registró un incremento de 1,8% en la cantidad de usuarios que brinda el servicio eléctrico.

Resultados

Edenor informó que el resultado del período obtuvo una pérdida de 11.636 millones de pesos “principalmente por el deterioro del margen bruto y del resultado operativo, por el impacto en el cambio en la alícuota del impuesto a las ganancias -lo que supuso una pérdida adicional de $ 7.473 millones– y por un mayor cargo financiero originado por el diferimiento del pago de las obligaciones con el MEM (Mercado Eléctrico Mayorista), todo ello compensado parcialmente como consecuencia de una mayor ganancia por exposición a la inflación en el primer semestre de 2021”, destacó la compañía.

Edenor remarcó que “logró sostener la mejora en sus niveles de calidad de servicio juntamente con una mejora en la eficiencia en el uso de sus recursos”. Además, destacó que las inversiones durante el primer semestre del año alcanzaron 6.170 millones de pesos, “lo que significa un incremento del 4% en términos reales respecto del mismo período del año anterior”. La compañía subrayó también que redujo la duración y frecuencia de los cortes desde 2014, “cumpliendo así con los requerimientos regulatorios previstos en la última revisión tarifaria integral, incluso superando este año los indicadores de calidad exigidos por el regulador para el del período tarifario en febrero de 2022”.

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YPF Luz, la compañía de generación de energía térmica y renovable de la petrolera controlada por el Estado, vendió un 36,2% más de energía en el primer semestre del año en comparación con el mismo período de 2020. Totalizó ventas por 4.764 GMh, mientras que en 2020 había vendido 3.498 GMh. Las ventas significaron 210,6 millones de dólares, un 47,9% más que en 2020.

En cuanto al desempeño durante el segundo trimestre del año, YPF Luz vendió un 33,6% más de energía que el mismo período de 2020. Entre generación térmica y renovable, alcanzó los 2.350 GMh entre abril y junio, mientras que en 2020 las ventas habían sido de 1.838 GMh, según el informe de los resultados operativos del segundo trimestre del año presentado por la compañía.

Renovables

En cuanto a la energía renovable, la compañía de YPF tuvo un aumento de las ventas en el segundo trimestre de 134,2%. Pasó de vender 127 GMh en abril, mayo y junio de 2020 a vender 297 GMh en 2021. En cuanto a los resultados semestrales, YPF Luz incrementó las ventas un 106,8% totalizando 529 GMh, mientras que en los primeros seis meses de 2020 había vendió energía por 256 GMh.

La compañía liderada por Martín Mandarano cuanta con el parque eólico Manantiales Behr de en Chubut, con una capacidad instalada de 100 MW, y con Los Teros I y II en Buenos Aires, que en junio pasado terminó su ampliación y hoy llega a una potencia instalada de 175 MW.

YPF Luz también incrementó su participación en el Mercado a Término de Energía Renovable (Mater) en el país, que se trata de acuerdos de compra y venta entre privados. La cuota de mercado en tanto capacidad instalada de la compañía en el Mater en el primer semestre de 2021 fue de 33%, mientras que en el mismo período de 2020 era tan sólo de 18%. YPF Luz abastece de energía renovable a empresas como Toyota, Coca-Cola FEMSA, Nestlé, Profertil, Holcim, Santander, Ford, Roca y Hyatt, entre otras.

Ingresos

La compañía de generación de energía de YPF mostró un aumento del EBITDA (nivel de ingresos antes de impuestos) de 69,8% en el segundo trimestre en comparación con 2020. Es decir, los ingresos entre abril y junio de 2021 fueron de 79,8 millones de dólares, cuando en el segundo semestre de 2020, en plenas restricciones por la pandemia, registró un EBITDA de 47 millones de dólares. Además, el EBITDA de la compañía en el primer semestre de 2021 alcanzó los 152,9 millones de dólares, que significó un crecimiento de 55,6% respecto al mismo período de 2020, que fue de 98,2 millones de dólares.

Capacidad instalada

YPF Luz cuenta con centrales de generación térmica en Tucumán, Neuquén y Buenos Aires (La Plata) y con generación térmica y eólica en Chubut y Santa Cruz. Según informó la compañía, al cierre del segundo trimestre la capacidad instalada fue de 2.360 MW, un 28,4% mayor que en el primer semestre de 2020.

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El gobierno autorizó un nuevo aumento de las tarifas eléctricas que pagan las industrias y comercios abastecidos por las redes de Edesur y Edenor. A través de las resoluciones 262/21 y 263/21, firmadas por la interventora del ENRE, Soledad Manin, una funcionaria que responde al subsecretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo, el precio estacional de la electricidad para estos usuarios –que en la jerga se los conoce como GUDIS- se incrementa un 24%.

Ese ajuste podría haber sido sustancialmente menor si las distribuidoras hubieran trasladado la suba del precio estacional de la electricidad al conjunto de sus clientes, incluidos los residenciales, pero la decisión del gobierno es no tocar ahora la factura de los hogares y que todo el peso recaiga sobre los GUDIS, en su mayoría pymes.

Los afectados son aproximadamente 6200 industrias y comercios que ya habían tenido que afrontar en marzo una suba promedio superior al 50% en sus facturas debido al ajuste de 90% aplicado en el precio estacional.  

Si bien es cierto que dentro de ese universo hay algunas grandes compañías automotrices, cementeras y metalmecánicas, también hay muchísimas pymes que vienen siendo duramente golpeadas por la pandemia y este año han debido enfrentar los mayores aumentos de tarifas.

La diferencia de los GUDIS con los grandes usuarios conocidos como GUMA/GUME`S es que los primeros son abastecidos directamente por las distribuidoras, mientras que los segundos compran la electricidad directamente en el mercado mayorista.

La decisión oficial contrasta con la preocupación que el kirchnerismo había manifestado cuando era oposición y cuestionaba con dureza el impacto provocado sobre las pymes por la suba de tarifas autorizada por el gobierno de Mauricio Macri. La propia vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner se refirió en varias ocasiones al golpe que provocó la suba de tarifas en las pymes e incluso recorrió algunas industrias afectadas por esos aumentos.  

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Como adelantó Econojournal a fines de julio, el gobierno ofrecerá un salvataje económico de hasta 18.000 millones de pesos para retomar las obras de las dos represas de Santa Cruz, que habían sido demoradas por problemas de financiamiento con China. Así quedó confirmado en el Decreto 489, firmado por todo el Gabinete nacional, donde el Poder Ejecutivo realizó distintas modificaciones presupuestarias.

En concreto, el gobierno destinará -mediante una modificación presupuestaria- una partida de 17.290 millones de pesos (alrededor de US$ 170 millones al cambio de hoy) para el Fondo Fiduciario de Infraestructura Hídrica (FFIH), que hará de salvataje para continuar con las obras de las represas hidroeléctricas Néstor Kichner y Jorge Cepernic, que el gobierno de Macri las había rebautizado como Cóndor Cliff y La Barrancosa.

Pedido de salvataje

Como publicó este medio, el consorcio conformado por las firmas Electroingeniería, Hidrocuyo y la china Gezhouba le solicitó al gobierno un salvataje de alrededor de 18.000 millones de pesos para poder continuar con la construcción de las represas de Santa Cruz. EconoJournal había revelado en exclusiva el pasado 2 de julio que China había interrumpió el envío de fondos.

El país asiático reclama la firma de una adenda financiera que se adecúe a la nueva realidad del proyecto. Mientras eso no se resuelva, solo el aporte del Estado Nacional podría permitir la continuidad de las obras, ya que la adenda recién se firmaría luego de que concluyan una serie de estudios técnicos que incluyen la realización de un súper pozo destinado a descartar riesgos geológicos en la represa Néstor Kirchner.

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La petrolera Tecpetrol y el fondo de inversión Oaktree Capital Management compraron la participación que la francesa Engie tenía en la distribuidora Litoral Gas y se repartirán en partes iguales las acciones de la empresa. EconoJournal confirmó la información con fuentes cercanas a la operación, aunque ninguna de las compañías todavía la hizo pública pues esperan el visto bueno del organismo regulador.

Litoral gas distribuye gas natural por redes en el área geográfica conformada por las provincias de Santa Fe y el noreste de la Provincia de Buenos Aires (partidos de Baradero, Bartolomé Mitre, Colón, Pergamino, Ramallo, San Nicolás y San Pedro). Según cifras de la propia compañía, a fines de 2020 prestaba servicio a 708.029 usuarios residenciales y 29.070 clientes comerciales e industriales.

Los que llegan

Tecpetrol ya tenía un 30% de las acciones y ahora concentrará el 50% del Grupo Tibsa, la sociedad a través de la cual la francesa Engie controlaba la compañía. El otro 50% quedará para Oaktree, un fondo estadounidense de capital de riesgo que tiene como principal accionista a la multinacional canadiense Brookfield Asset Management.

Oaktree adquirió cierta visibilidad en Argentina durante la renegociación de la deuda que YPF cerró en febrero. En ese momento lideró la posición dialoguista de los fondos más chicos que aceptaron la oferta de reestructuración de la petrolera cuando Fidelity, Ashmore y BlackRock todavía resistían.

El desembarco de Oaktree muestra que, más allá de la incertidumbre que genera el atraso tarifario, los fundamentos del negocio del gas en Argentina son buenos. De hecho, los últimos datos de producción muestra que se puede extraer gas a precios competitivos que oscilan entre 3 y 3,5 dólares por millón de BTU.

Lo que queda por precisar es qué papel jugará Tecpetrol ahora que tendrá el 50% de las acciones. El artículo 34 de la ley del gas 24.076 prohíbe que un productor de gas controle una distribuidora, algo que paradójicamente viene haciendo YPF desde hace varios años al controlar Metrogas, pese a que Enargas le ordenó adecuarse a la legislación a comienzos de 2017. Desde la compañía del grupo Techint prefirieron no hacer declaraciones al ser consultadas sobre si efectivamente incrementarán su participación accionaria al 50% del Grupo Tibsa. Sin embargo, fuentes del mercado aclararon que el hecho de que se reparta las acciones de la empresa en partes iguales con otro accionista no supone necesariamente que Tecpetrol tenga el control de la empresa.     

La que se va

La compañía Engie, surgida de la fusión de GDF y Suez, estaba intentando salir de Litoral Gas desde hace cerca de un año. Igual su decisión de abandonar el país no deja de sorprender, pues en 2018 se había manifestado interesada en comprar la participación de YPF en Metrogas y expandirse así en el mercado argentino.  

El conglomerado de 32.000 millones de euros anunció recientemente un giro hacia la generación de energía renovable y los activos de infraestructura, como las redes eléctricas. De hecho vendió su participación en la empresa de residuos Suez por 3.400 millones de euros, superando la oposición del presidente francés, Emmanuel Macron. Catherine MacGregor, CEO de Engie, asumió este año con el objetivo de profundizar esa transformación.

Como parte de esa reestructuración, Engie también avanza con la venta de su complejo termoeléctrico Jorge Lacerda en Brasil, el cual contempla siete grupos de generación divididos en tres plantas: Jorge Lacerda A, con dos unidades generadoras de 50MW y otras dos de 66MW; Jorge Lacerda B, con dos unidades de 131MW; y Jorge Lacerda C, con una unidad generadora de 363MW, lo que da un total de 857MW.

Con el objetivo de avanzar de forma decidida hacia la carbono-neutralidad a nivel global, Engie anunció también un completo plan de transformación de sus operaciones en Chile, lo que considera la salida total del carbón, correspondiente a cerca de 1.500MW, para el año 2025. 

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La Anses administra el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS), que a la fecha administra un patrimonio equivalente a unos US$ 42.000 millones. Fuentes de la cartera indicaron a EconoJournal que la meta para este año es financiar emisiones de empresas petroleras por unos US$ 1000 millones, siempre y cuando se destine ese dinero para solventar proyectos concretos en el upstream de hidrocarburos, fundamentalmente de gas natural.

En esa clave, en julio el FGS fue el principal comprador de las ONs (Obligaciones Negociables) emitidas por YPF y Pan American Energy (PAE), las dos principales petroleras del país, por un total de US$ 665 millones bajo el paraguas del inciso L del artículo 74 de la Ley 24.241. Esa norma dio al Fondo la obligación de invertir al menos un 5% de los activos en inversiones en proyectos productivos y de infraestructura. Las iniciativas hidrocarburíferas que financia el FGS permitirán, en términos relativos, reducir importaciones de combustibles importados y por consiguiente, contribuirán a ahorrar divisas hoy escasas en la economía local.

La Anses trabaja para colocar en las próximas semanas un remanente de alrededor de US$ 350 millones en nuevas colocaciones de compañías petroleras. En esa lista figuran Vista Oil&Gas, la empresa creada por Miguel Galuccio, que saldría al mercado durante agosto para solventar la perforación de nuevos pads en sus campos no convencionales en Vaca Muerta. Y también CGC, la petrolera de Corporación América presidida por Hugo Eurnekian, que acaba de adquirir los activos de la china Sinopec al norte de Santa Cruz y es de una de la empresa que más apostó en los últimos años por la explotación onshore de gas en la cuenca Austral.

Visión

“Tenemos previsto seguir apuntalando nuevas emisiones de empresas petroleras. La CNV está realizando un trabajo muy activo para captar a nuevas compañías de Oil&Gas que puedan utilizar fondos del FGS para financiar sus planes de inversión”, explicaron las fuentes consultadas. El organismo opta por vehículos de mayor plazo (con una media de 6 o 7 años), que pagan un cupón más atractivo. Son fondos que se calzan en títulos de largo contra capex (inversión) de las compañías. “El dinero no puede ser utilizado para refinanciar pasivos ni reestructurar deuda. Se tiene que calzar contra inversión en nuevos desarrollos”, aclararon desde el FGS.

Fernanda Raverta, directora de ANSES, junto con Lisandro Cleri, subdirector ejecutivo del FGS.

En forma complementaria al apuntalamiento de la inversión en Oil&Gas, la Secretaría de Energía pidió que una partida del inciso L se destine al segmento de energías renovables. Como una herramienta que permita reactivar proyectos adjudicados por el programa RenovAr que hoy están frenados por falta de financiamiento.

Detalle

Bajo el paraguas del inciso L del FGS, PAE emitió a fines de julio dos ONs por el equivalente a US$ 280 millones a 5 y 10 años de plazo. El financiamiento se destinará a la perforación, terminación e intervención de pozos de gas y construcción de instalaciones de yacimientos no convencionales en Neuquén y convencionales en Chubut. Se calcula que las obras generarán 1.000 puestos de trabajo directo y 1.300 indirectos. Calculados a valores actuales, el volumen de producción de gas natural permitirá ahorrar anualmente US$ 300 millones de dólares por sustitución de importaciones.

Por su parte, con destino a la perforación y terminación de pozos y la construcción de instalaciones de superficie en Vaca Muerta (Neuquén) YPF colocó en el mercado una ON a 11 años por casi US$ 385 millones. Se calcula que el desarrollo del proyecto generará 1.910 empleos directos y 2400 puestos de trabajo indirectos

En el sector de energía eléctrica, Generación Mediterránea, de la empresa Albanesi, emitió dos ONs por U$S 130 millones a 5 y 8 años de plazo para cerrar el ciclo combinado de la Central Térmica Ezeiza, un proyecto que generará 2.017 empleos directos y 1.208 indirectos.

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El secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila, recorrió este jueves el yacimiento Manantiales con el presidente de YPF, Pablo González, y con el CEO, Sergio Affronti, y volvió a reiterar la necesidad de que el proyecto de ley de Hidrocarburos incentive inversiones no solo en Vaca Muerta sino también en la Cuenca del Golfo San Jorge. También les pidió a las autoridades de YPF que incrementen la actividad en la zona.

Contra el proyecto de ley de hidrocarburos

“Vinimos no solamente a recorrer el yacimiento, sino las grandes infraestructuras que tiene YPF hoy para darle energía al país. Esto también hay que mostrarlo: tenemos una planta hidroeléctrica, que es la más grande de la región. La empresa no ha dejado de trabajar y tenemos el gran compromiso de modificar algunas cosas de esta ley nacional, que nos permitan de acá a 20 años pensar en un futuro distinto”, afirmó Ávila.

El gremialista ya había disparado con munición gruesa contra el proyecto oficial a fines de junio. “Con la nueva Ley Petrolera que se quiere mandar al Congreso de la Nación, se está beneficiando un solo yacimiento que es Vaca Muerta y a los demás se los está dejando abandonados. Ese es uno de los problemas que se avecinan pronto, y vamos a salir a la calle a enfrentarlo con todos los trabajadores a la cabeza”, aseguró entonces.

“Son 1.000 millones de dólares que puso YPF para Vaca Muerta contra los 160 millones que puso en Comodoro Rivadavia, por lo que dentro de poco podríamos tener una enorme cantidad de gente sin trabajo, en la casa, porque no los podemos sacar a trabajar. Si miramos la inversión que estamos teniendo hoy en Pan American y la que han hecho otras operadoras en otros lugares, y miramos la desinversión que ha hecho YPF en Chubut, tenemos que salir a defender nuestra cuenca”, agregó en aquella oportunidad y ahora lo volvió a remarcar ante los directivos de la petrolera controlada por el Estado Nacional.

Pedido de inversiones

“Nuestro deseo es que eso se tome en cuenta a la hora de que se hagan las inversiones y venga la plata que necesitamos para que Chubut crezca, que no nos dejen tirados como muchas veces ha pasado con otras empresas que se fundieron y se fueron, que lamentablemente ya no están más”, determinó.

“Ya habíamos discutido con Affronti la posibilidad de que si nos acompañan, podamos subir un equipo más. Eso va a brindar la oportunidad de que mucha gente que está en la casa pueda volver a la actividad”. Luego agregó que eso ayuda a fortalecer el entramado productivo de las pymes de la región y remarcó que no quiere volver a enfrentar el cierre de compañías como SP Argentina, Metrapet y El Condor.

“Ese es el miedo que tiene hoy la gente, que vuelva a pasar lo mismo y a crearse fantasmas que no existen, pero que a raíz de lo que pasó hace un tiempo están arrastrándonos. Esa es la garantía que pedimos, la de sentirnos seguros de que podemos trabajar y salir adelante”.

“Quedó demostrado en los últimos tiempos pudimos sacar trabajo con San Antonio y con DLS y varias empresas locales: Lo que no queremos, es que nuestras pequeñas y medianas empresas desaparezcan, sino que tengan la posibilidad de progresar y haya un futuro mejor para todos. Nosotros queremos acompañar para que eso sea una realidad, y la única manera de hacerlo es que el empresariado cumpla. Les pedimos (a las operadoras) que hagamos el esfuerzo que sea necesario”, cerró.

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El presidente de YPF, Pablo González junto al CEO de la compañía, visitaron Chubut y ratificaron el plan de inversiones que alcanzará los 184 millones de dólares este año en la provincia. Mantuvieron reuniones con el gobernador, el intendente de la municipalidad de Comodoro Rivadavia y los líderes de los sindicatos petroleros de la Cuenca: Jorge “Loma” Ávila de Petroleros Privados y José Lludgar de Jerárquicos.

“Durante cuatro años YPF estuvo dormida, durmieron a un gigante. Hoy quiero agradecer a las autoridades provinciales y municipales, a los gremios petroleros porque siempre están dispuestos a trabajar y dialogar para seguir creciendo. Quiero decirles a todos y todas que el gigante se despertó y camina hacia adelante”, señaló el presidente de YPF, Pablo González.

Por su parte, el gobernador Mariano Arcioni afirmó: “somos un equipo de trabajo, somos pares, tenemos el mismo objetivo. Queremos una YPF de pie, con más producción y más trabajo”. En tanto, el intendente de la ciudad, Juan Pablo Luque, dijo: “Hoy podemos defender los puestos de trabajo, las empresas regionales, podemos ser escuchados, nos da mucha felicidad que los directivos de YPF estén en Comodoro”.

Durante la visita recorrieron Manantiales Behr que conjuga en forma sustentable la producción de petróleo y gas, la generación eléctrica a través de fuentes renovables y la generación térmica a través de una central híbrida. “Vemos a una YPF con responsabilidad empresaria, con el objetivo de salir adelante, siempre dispuesto a hablar. Queremos agradecer la visita de su presidente y CEO por venir a Comodoro Rivadavia y reunirse con los trabajadores”, afirmó Jorge Ávila, secretario general del Petróleo y Gas privado de Chubut.

También, y en el marco de esta visita y de las conversaciones que se mantuvieron sobre el proyecto de ley de promoción de hidrocarburos que promoverá las inversiones en la Cuenca del Golfo San Jorge, Ávila afirmó “el gremio acompaña la nueva Ley que posibilitara más inversiones y mayor crecimiento para YPF».

Manantiales Behr, con más de 90 años, es una de las más antiguas que la compañía opera en la provincia de Chubut y en el país y, gracias a la utilización de técnicas de recuperación secundaria y terciaria, sigue dando resultados muy positivos. En el mes de mayo, alcanzó los 3918 m3/d de producción de crudo, el nivel más alto de actividad en su historia.

“Quiero agradecer a los directivos de YPF por estar en los yacimientos de Chubut. Es un orgullo ver tanta gente trabajando en los yacimientos. Todo esto significa que se inició una nueva etapa”, concluyó José Lludgar, secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos.

Allí está ubicado el primer Parque Eólico de YPF que con una potencia instalada de 99 MW es el parque con mayor factor de capacidad del país, con un promedio de 60% en 2020. Recientemente, entró en operaciones el primer complejo híbrido de generación eléctrica, uno de los más grandes del país, desde donde se genera electricidad a partir de fuentes eólica y térmica con gas natural.

Comodoro

Por último, las autoridades de la compañía recorrieron las instalaciones del nuevo natatorio municipal, único en su tipo en la ciudad. La obra representó una inversión de YPF superior a los 200 millones de pesos e implico la construcción de la pileta más grande de Comodoro Rivadavia en un gimnasio de 1300 metros cuadrados.

En el predio, el Municipio está realizando una obra complementaria para dar respuesta, junto a la obra de YPF, al desarrollo de prácticas deportivas integrales, que se prevé inaugurar en su totalidad en los próximos meses.

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La compañía canadiense Spey Resources iniciará la perforación de cinco pozos en el proyecto de litio Candela II en el Salar de Incahuasi, ubicado en la provincia de Salta. La perforación se extenderá por tres semanas y es parte de la etapa de exploración. Según informó la minera, los trabajados están “muy avanzados”.

Candela II en Incahuasi está desarrollado por las compañías canadienses Spey Resources, que tiene como subsidiaria en este proyecto a Tech One Lithium Resources con el 80% de la propiedad, y AIS Resources, que es la operadora y controla el 20% restante. En marzo pasado, AIS le adquirió por un millón de dólares su participación a Tech One Lithium.

El acuerdo firmado entre ambas compañías canadienses implica que, si hay una estimación de recursos de al menos 45.000 toneladas de litio (metal equivalente), Tech One puede volver a adquirir el 20% ahora en poder de AIS y -así- obtener nuevamente un total del 100%, pero para eso deberá desembolsar 6 millones de dólares.

La zona abarca tres kilómetros cuadrados a 3.400 metros sobre el nivel del mar, cerca de Jujuy y del límite con Chile, en el Triángulo del Litio, el área que comparten Argentina, Bolivia y Chile y que es la reserva de este mineral más grande del mundo. Candella II es lindante del peroyecto Mariana (Salar Llullaillaco), propiedad de la compañía Gangfeng Lithium, el mayor productor del mineral para baterías de China, y de Orocobre (Salar Olaroz), que es uno de los dos únicos proyectos de litio en etapa de producción en el país, que está en Jujuy.

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La Cámara Minera de San Juan realizó de forma virtual la asamblea general ordinaria para elegir a sus autoridades. Se presentó una lista única y, por unanimidad, Mario Hernández, Raúl Cabanay y Ricardo Martínez continuarán dos años más como presidente, vicepresidente y secretario general de la entidad, respectivamente. La novedad fue que la Comisión Directiva se redujo a menos de la mitad de los integrantes y se incorporaron miembros de la Mesa Joven, un espacio dentro de la cámara integrada por un grupo de empresarios que van de los 30 a los 45 años.

Según Mario Hernández, presidente reelecto, reducir la cantidad de cargos obedece a “una mejor operatividad. Una menor cantidad de integrantes nos permite enfocarnos en una Comisión Directiva más ágil”.

“Les agradezco la confianza y renovamos el compromiso de seguir trabajando con Ricardo y con Raúl, y con todo el equipo. Hemos querido que en este grupo nos acompañe gente joven para, de alguna manera, ir tomando un poco el camino hacia una nueva generación de dirigentes”, señaló Mario Hernández.

La asamblea

La elección para renovar la Comisión Directiva de la Cámara Minera de San Juan (CMSJ) tenía fecha para el año pasado, pero debido a la pandemia del Covid-19 se postergó. Con lo cual, la convocatoria fue para este lunes y, en el segundo llamado de la Asamblea General Ordinaria que se realizó vía Zoom, quedó conformada la CD que dirigirá la entidad durante los próximos dos años.

La escribana Patricia Aranda estuvo presente para dar cumplimiento a lo establecido en la Resolución 0273 de la Inspección General de Personas Jurídicas. Tras leerse el Orden del Día que incluyó cuatro puntos, los socios con derecho a voto dieron el visto bueno a la única lista presentada que estaba encabezada por las mismas autoridades que estuvieron al frente un bienio después de que el legendario Jaime Bergé dejara la presidencia en el año 2018.

La Junta Fiscalizadora estuvo integrada por Wbaldino Acosta, Pedro Zárate y Germán Moreno. Aranda fue tomando asistencia para que los socios votaran y a las 20.30 horas estaba conformada la nueva Comisión Directiva que obtuvo la aprobación de veintisiete socios presentes. A partir de este mandato, la CD de la histórica entidad minera tendrá únicamente 13 miembros, en lugar de 28 como estuvo conformada por años.

“Gracias a quienes han confiado en que podemos tener un período más de trabajo. Esto no se puede hacer individualmente, sino entre todos. Gracias por el apoyo y por estar siempre acompañando la Cámara. Somos un equipo y este compromiso es renovar la militancia y el trabajo en conjunto. Vamos a responder con un mayor esfuerzo”, concluyó Hernández tras enfatizar que la nueva Comisión Directiva fue fruto del consenso.

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Genneia, empresa de generación de energías renovables, lanzó en el mercado internacional el primer bono verde corporativo de la Argentina, con vencimiento en 2027, que se ofrece como canje de su obligación negociable (ON) Clase XX, que tiene vencimiento en enero de 2022. Se trata de una ON en el mercado internacional para el canje de su ON Clase XX por 500 millones de dólares y el lanzamiento de tres nuevas ONs en el mercado local, por un monto a emitir en conjunto por US$ 40 millones, ampliable a US$ 80 millones. Los cuatro instrumentos fueron calificados como bonos verdes por cumplir con requisitos nacionales e internacionales en la materia.

Oferta de canje y primer bono verde internacional

La compañía, que alcanza el 25% de la capacidad intalada de energía eólica del país, anunció “el lanzamiento de su primer bono verde en el mercado de capitales internacional, Clase XXXI, con vencimiento en agosto de 2027, denominado y pagadero en dólares estadounidenses a emitirse bajo la Ley de Nueva York, cupón de 8,75 % pagaderos semestralmente, y amortizable en diez cuotas iguales semestrales a partir de marzo 2023 (lo que otorga una vida promedio de la ON de 3,8 años)”.

El bono verde se ofrece como canje de la ON Clase XX, por un total de 500 millones de dólares y por la ON Privada por un total de 53 millones de dólares, ambas con fecha de vencimiento en enero de 2022. “Esta oferta de canje se realiza cinco meses antes de su vencimiento y con un instrumento que brinda al inversor la posibilidad de invertir en bonos que buscan cuidar al planeta, con criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ESG). Para Genneia es un verdadero orgullo acercar proactivamente una propuesta de estas características a sus inversores”, expresó Carlos Palazón, CFO de Genneia.

“Estas obligaciones negociables se encuentran respaldadas por los ingresos del Parque Eólico Madryn, de 222 MW de capacidad instalada. Este es el parque eólico más grande del país, que representan el 30% de los ingresos de Genneia”, explicó Palazón.

Para los tenedores de las ON Clase XX que adhieran al canje antes del jueves 16 de agosto de 2021 (denominada earlybird, o participación temprana), Genneia ofrece dos alternativas:

       -La primera consiste en entregar entre 1.010 y 1.020 nominales de ON Clase XXXI por cada 1.000 nominales de ON Clase XX entregadas en canje.

       -La segunda consiste en ofrecer un pago de 100 millones de dólares estadounidenses en efectivo, a ser repartido entre todos los que participen en esta opción de canje. Es decir que, Genneia pagará como mínimo 200 dólares estadounidenses en efectivo y entregará 800 nominales en ON Clase XXXI, por cada 1.000 ON Clase XX entregadas en canje.

JP Morgan y Bank of America actúan como agentes colocadores internacionales; y Macro Securities actúa como colocador local. Para mayores detalles, dirigirse a https://www.genneia.com.ar/ir.

Mercado de capitales local

La licitación de las Obligaciones Negociables en el mercado local estará abierta hasta el viernes 6 de agosto de 2021. Estas ONs ingresan al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales, y está dirigido a cualquier inversor – personas o instituciones- dispuesto a obtener rentabilidad a la vez que contribuye a brindar soluciones ambientales. Las características son las siguientes:

La ON Clase XXXII denominada en dólares tendrá una tasa de interés fija a licitar, pagadera trimestralmente, con vencimiento a los 24 meses. Estas podrán ser integradas en pesos al tipo de cambio inicial y pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable (dolar-linked).La ON Clase XXXIII denominadas en Unidades de Valor Adquisitivo (“UVA”), a tasa de interés fija a licitar, pagadera trimestralmente, con vencimiento a los 36 meses, para ser integradas en pesos.La ON Clase XXXIV denominadas en dólares, a tasa de interés fija a licitar, pagadera semestralmente, con vencimiento a los 36 meses (pagadera en 4 cuotas de 25% a los 18, 24, 30 y 36 meses), para ser integradas en dólares estadounidenses.

Banco Macro actúa como Organizador, mientras que Macro Securities, Balanz, BBVA, Banco Patagonia, Facimex, Max Capital, BST, BACS y Banco Hipotecario actúan como Colocadores.

Criterios verdes

Como parte de la emisión del bono verde, Genneia publicó su Green Bond Framework de acuerdo al procedimiento voluntario para la emisión de bonos verdes. En esta línea, Genneia recurrió a la consultora Sustainalytics, para revisar la alineación de su bono a los cuatro componentes básicos de los Principios de Bonos Verdes y contar con su opinión independiente, denominada Segunda Opinión (“SPO” por sus siglas en inglés: Second Party Opinion).

“Las operaciones de energía renovable de Genneia se reflejan principalmente en el gran impacto y la contribución a los ODS, a través del objetivo #7 de Energía Asequible y No Contaminante y el #13 de Acción por el Clima”, expresó Bernardo Andrews, CEO de la compañía.

Al respecto Andrews resumió la trayectoria de la compañía: “En 2016, pusimos en marcha un plan de inversión en energías renovables mayor a 1.000 millones de dólares. Esto implicó dos acciones sumamente positivas en favor del medio ambiente: aumentamos nuestra capacidad instalada renovable en más de 700 MW y desconectamos de la red, desde 2018, 205 MW de energía convencional”.

De esta forma, “Genneia busca diversificar su cartera de inversores y crear conciencia sobre los desafíos que impone el abordaje y las soluciones al cambio climático, atrayendo inversiones al desarrollo de infraestructura baja en carbono, que además permita un desarrollo equitativo y sustentable de su país y comunidades”, expresa Carlos Palazón, CFO de Genneia.

Genneia mejoró el perfil crediticio

A la interesante propuesta de canje verde, Genneia suma la novedad de una mejora en su perfil crediticio. A inicio de este mes, la calificadora de riesgo Fix SCR elevó a A+ las calificaciones de largo plazo de la compañía y a A1 las de corto plazo. La mejora que se evidencia trimestre a trimestre se refleja en una ratio de apalancamiento que cae a 3,5x y una elevada liquidez utilizada para el repago de deuda.

El informe destaca la estabilidad de flujo de fondos esperada luego de la finalización exitosa de todos los proyectos por parte de la compañía (15 en menos de cinco años), con contratos de abastecimiento de largo plazo en dólares por el 93% aproximado y un EBITDA normalizado en torno a los US$ 225 MM en 2021 (90% renovables/10% térmico).

Desde la compañía aclararon: “si se emiten y cuando se emitan, las nuevas ON Clase XXXI no se registrarán de acuerdo con la Ley de Valores de 1933 de los Estados Unidos. Por lo tanto, los bonos no pueden ser ofrecidos o vendidos en los Estados Unidos sin registro o sin una exención aplicable de los requisitos de registro de la Ley de Valores de 1933 de los Estados Unidos y de cualquier ley estatal de valores aplicable”.

Genneia cuenta con los parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Necochea, que suman una potencia de 784 MW en energía eólica. Además, supera los 866 MW de energía renovable con el parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan.

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California utilizará fondos públicos para incentivar a las empresas industriales a que reduzcan su demanda de energía en los períodos en que exista el riesgo de apagones en el servicio eléctrico. La medida forma parte de un paquete de emergencia que busca garantizar la disponibilidad de más energía en el futuro cercano.

El estado de la región oeste de Estados Unidos declaró el viernes una situación de emergencia vinculada con los efectos de los incendios forestales, las sequías continuas y las condiciones de calor extremo sobre el servicio eléctrico. La gobernación reembolsará a las compañías eléctricas los pagos a los clientes que acuerden reducir el uso de energía en los períodos críticos. También fueron aliviadas las restricciones sobre el uso de generadores de respaldo y se ordenó a las agencias estatales que agilicen el proceso para sumar más capacidad de energías renovables en la red.

La declaración de emergencia señala problemas en la provisión de energía por falta de agua en los reservorios y una reducción de hasta 4000 MW en la oferta de energía provocada por una serie de incendios forestales que afectaron la interconexión eléctrica con el estado de Oregon. También se agregó que California se enfrenta a una escasez adicional de suministro de energía proyectada de hasta 3500 MW en los momentos de pico en la demanda entre la tarde y noche en los días más calurosos. El déficit es mayor que el proyectado en mayo de 2021.

“California lidera la nación con sus ambiciosos objetivos de energía limpia, y con la crisis climática que amenaza a las comunidades de todo el oeste, debemos tomar medidas decisivas para ampliar y acelerar nuestra transición a un sistema de electricidad 100% limpio, que satisfaga las necesidades del siglo XXI y más allá”, dijo el gobernador Gavin Newson el viernes en un comunicado. “Mientras construimos un futuro energético seguro, asequible y confiable que beneficie a todas nuestras comunidades, también estamos tomando medidas para enfrentar los desafíos causados por el cambio climático que ya están a nuestras puertas”, agregó.

Pagos por reducir el consumo

Newson dispuso que el Departamento de Finanzas financie programas complementarios de reducción de la demanda eléctrica a ser establecidos por las compañías eléctricas de California. Buscan así incentivar a los grandes usuarios de energía a que reduzcan su demanda de electricidad cuando ocurre un evento de calor extremo, una reducción repentina y severa de la capacidad de transmisión, o ambos.

Los clientes de las compañías eléctricas que se inscriban en esos programas podrán recibir hasta 2 dólares por cada kWh que dejen de consumir. Como condición para recibir el dinero, los clientes se comprometen a reducir su demanda eléctrica por un número mínimo preestablecido de kWh en todos los momentos en que el operador de la red de transmisión estatal, CAISO, determine que es necesario ejecutar una reducción de la demanda bajo dichos programas. Las compañías eléctricas deberán operar estos programas hasta el 31 de octubre próximo.

En California ya existen programas y mecanismos para la reducción de la demanda eléctrica pero que se resuelven dentro del mercado. En este caso, el Estado interviene con fondos públicos para crear programas complementarios. Las autoridades no informaron aún cuántos fondos serán asignados a estos. “Estamos trabajando en los detalles», dijo la presidenta de la Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC), Marybel Batjer.

El pago de dos dólares por kWh conservado es generoso si se lo compara con el precio promedio de 14 centavos de dólar por kWh que las industrias de California pagaron en mayo. De todas formas, el éxito de los programas dependerá de la cantidad de clientes industriales dispuestos a reducir su producción.

Falta de energía

Los problemas para garantizar la oferta de energía en los meses de verano no son nuevos en California. El Estado registró durante algunos días de agosto del año pasado cortes rotativos en el servicio eléctrico por falta de energía, un hecho que no se registraba desde 2001. El informe final de CAISO, CPUC y la Comisión de Energía de California arrojó que los cortes fueron provocados por las condiciones climáticas extremas, la adecuación de recursos y los procesos de planificación, y las prácticas de mercado.

Un problema central que afecta a la resiliencia de la red en California es el déficit de generación de energía: es uno de los principales estados importadores en Estados Unidos. Ese déficit es particularmente acuciante a la hora de despachar energía entre las 16 y las 21 horas, franja en la que el mayor nivel de consumo eléctrico diario se conjuga con el declive de la generación solar, que en California es particularmente importante por ser el principal estado productor, con 23.000 MW de potencia solar instalada.

California retiró en los últimos años cerca de 10.000 MW de potencia firme, distribuidos entre usinas termoeléctricas a gas natural y una central nuclear, y sumó 13.000 MW de potencia solar y eólica. CAISO advirtió a las autoridades que necesita capacidad “no intermitente” para garantizar el servicio. No obstante, la Comisión de Servicios Públicos aprobó en junio un plan para procurar 11.500 MW nuevos solo de energías renovables.

North American Electric Reliability Corporation (NERC), la entidad encargada de desarrollar y hacer cumplir los estándares de seguridad obligatorios en las redes de Estados Unidos, indicó que existe un riesgo creciente relacionado con la alta penetración de las renovables en algunas regiones. La adición de energía eólica y solar, junto con el crecimiento continuo de los recursos energéticos distribuidos y el retiro de la generación convencional, “están cambiando fundamentalmente la forma en que se planifica y opera la red”, señaló NERC en su último informe de Evaluación de Seguridad a Largo Plazo. Advirtió que California puede sufrir emergencias eléctricas incluso en períodos de demanda veraniega normal.

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“La iniciativa sigue en marcha, aunque estamos redefiniendo algunos puntos”, respondió el presidente de YPF, Pablo González, cuando un empresario petrolero del Golfo San Jorge lo consultó telefónicamente sobre el proceso de desinversión en yacimientos que no integran el portafolio de activos estratégicos de la petrolera controlada por el Estado. El hombre de negocios quería conocer el estado actual del proyecto presentado en el primer trimestre por YPF para traspasar la operación de cuatro clusters de más de 30 áreas secundarias o maduras agrupadas en Neuquén, Mendoza y Tierra del Fuego. 

Cuando se comunicó públicamente, la decisión impulsada por el CEO Sergio Affronti fue bien recibida en la industria. Hay consenso mayoritario entre directivos de empresas y representantes de provincias y sindicatos acerca de que, en un contexto con evidentes restricciones para acceder a financiamiento internacional a tasas competitivas, la petrolera debería alojar su capacidad de inversión en sus áreas más rentables y de mayor escala como las de Vaca Muerta.

El 26 de mayo pasado, una decena de empresas de distinta envergadura —grandes como Pampa, independientes como Capsa, Roch, PCR, Crown Point, Phoenix y Aconcagua y algunas empresas de servicios que apuntan a reconvertirse en operadoras— presentaron los lineamientos generales de sus planes de desarrollo de esos campos. Cada compañía acercó una propuesta no vinculante por el cluster o bloque en el que estaban interesados. En un principio, la vicepresidencia de Proyectos Especiales, que dirige Fernando Giliberti, iba a tomarse dos semanas para analizar las ofertas recibidas antes de iniciar un proceso de venta formal. Sin embargo, dos meses después aún no hay novedades concretar sobre los próximos pasos a seguir. 

Esquema

En este tiempo, los equipos de YPF estuvieron trabajando internamente con vistas a definir el esquema más consistente y que mejor respuesta ofrezca a los distintos objetivos que se plantea la empresa, en lo operativo y económico, pero también en lo político y social.

Lo complejo, en este caso, es encontrar una fórmula que satisfaga el pedido de los accionistas privados de la empresa, que desde hace tiempo reclaman que YPF destine su inversión al desarrollo de grandes yacimientos y no al de campos madures que podrían ser explotados de manera más eficiente por empresas más pequeñas. Pero también de la conducción política de la compañía, que sabe que muchos procesos de desinversión de áreas maduras chocaron en el pasado por la falta de validación de los distintos gobiernos de turno y de la política en general. Es determinante, desde esa óptica, contar con el acompañamiento de de administraciones provinciales y referentes sindicales para legitimar políticamente el proceso. Por el momento, salvo por algunas críticas de sectores políticos de representación marginal como el Instituto Scalabrini Ortiz, no se registraron declaraciones ni a favor ni en contra desde gobernaciones y dirigentes de provincias petroleras.

En conversaciones privados, González confirmó a empresarios que el proceso de desinversión en áreas maduras sigue en pie.

Una de las opciones que baraja la petrolera –según lo que transmitió González a tres fuentes privados que, con reserva de nombre, hablaron con este medio- es que, en lugar de desprenderse totalmente de su participación en yacimientos maduros  (como por ejemplo Puesto Hernández o Chihuido de la Sierra Negra, dos yacimientos históricos de Neuquén), YPF ceda sólo la operación de las áreas a compañías con estructuras de costos más competitivas y conserve para sí un porcentaje accionario de modo tal de garantizar su continuidad en los campos.

Asociación estratégica

Eso facilitaría, de alguna manera, a que la política digiera la conveniencia que esos reservorios sean operados por petroleras más pequeñas. Es lo que sucede, sólo como ejemplo, en la cuenca de Alberta, en Canadá, donde existen cerca de 2000 empresas operadoras de yacimientos hidrocarburíferos, la mayoría de ellas firmas pequeñas que tienen foco en la explotación y extensión de la vida útil de yacimientos super maduros que, sin embargo, siguen produciendo una buena cantidad de petróleo y gas.

“Muchas veces por desconocimiento y otras tantas por sobreideologización, hay sectores de la política que pasan por alto que hay petroleras independientes o pequeñas que pueden operar campos maduros a la mitad del costo que lo hace YPF. Y no porque YPF no tenga buenos técnicos o no sepa cómo explotar este tipo de campos. Si no, fundamentalmente, por una cuestión de tamaño de empresa, de estructura y falta de foco. Sólo el costo de overead de YPF (una empresa que tiene cerca de 21.000 empleados) torna en anti-económico la operación de estas áreas”, señaló el presidente de una petrolera que presentó una propuesta por un cluster de bloques de YPF.

Por caso, en las áreas de Tierra del Fuego la empresa pierde unos 20 millones de dólares por año. De ahí que uno de los puntos a resolver sea encontrar los instrumentos o vehículos asociativos que permitan poner en valor a esos yacimientos maduros. Un modelo que podría servir de guía es el de Cerro Bandera, un área cedida por YPF a la empresa Oilstone, que en control de la operación del campo logró incrementar los niveles de producción de petróleo y gas. YPF permaneció adentro del activo con una participación accionaria relevante y se benefició con un porcentaje de la oferta incremental de hidrocarburos del área.

Agenda

Según el cronograma que había bosquejado inicialmente, la intención original apuntaba a terminar el proceso de desinversión de áreas en noviembre de este año. De hecho, es una de las metas u objetivos anuales que fijó el top management de YPF para evaluar, a fin de año, la performance de los ejecutivos de la empresa. Sin embargo, estos procesos no suelen ser lineales: encolumnar a todos los actores que deben validar la iniciativa lleva tiempo y obliga a replantear algunos ejes del proyecto en el andar. “En junio pusimos las conversaciones on hold para redefinir el proceso y encontrar el esquema más transparente y el que mejor cubra los objetivos que nos fijamos. Estamos viendo cómo avanzar porque sabemos que hay interés”, explicó una fuente de YPF ante la consulta de EconoJournal.

Será clave, en esa dirección, alinear una agenda con las gobernaciones provinciales, que en definitiva son las dueñas de los recursos hidrocarburíferos y también con el ecosistema petrolero de cada cuenca. “Para gestionar de manera más eficiente muchas de las áreas que YPF quiere vender se precisa de una agenda sindical que permita avanzar en mejoras operativas que deben promoverse. Lo mismo sucede con las gobernaciones provinciales”, explicó otro empresario que espera la reactivación formal del proceso. Habrá que ver también si la discusión en el Congreso de la nueva Ley de promoción en la que trabaja el gobierno –cuya presentación en Diputados está demorada- contempla algún capítulo que haga sinergia con el desarrollo de este tipo de campos convencionales. 

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La Fundación Pampa Energía y la Fundación Siemens firmaron esta mañana un convenio de cooperación para potenciar la formación de futuros profesionales. Esta alianza se suma al trabajo que las fundaciones llevan adelante junto a escuelas técnicas del país, para favorecer la capacitación de los alumnos a través de prácticas profesionalizantes. Este acuerdo, también impulsa la formación de docentes.

Participaron del encuentro Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, Ricardo Torres, vicepresidente Ejecutivo de Pampa Energía, Benjamín Guzman, director de Producción e Ingeniería de Pampa Energía, Pablo Diaz, director de la Fundación Pampa Energía, Mariana Corti, gerenta de la Fundación Pampa Energía, Alejandro Kockritz, CEO de Siemens Argentina y presidente de Fundación Siemens, Javier Pastorino, Managing director de Siemens Energy e integrante del Board de Fundación Siemens, y Pablo Aldrovandi, gerente ejecutivo de la Fundación Siemens.

Durante la firma del convenio, Alejandro Kockritz, sostuvo “la alianza con Fundación Pampa Energía nos permite asegurar el acceso a educación de calidad para cientos de estudiantes técnicos de distintas partes del país, acompañándolos en sus trayectorias educativas a través de proyectos tecnológicos, innovadores y de alto impacto”.

Por su parte, Gustavo Mariani expresó, “en Pampa tenemos un fuerte compromiso con la educación y a través de nuestra fundación desarrollamos programas que contribuyen a la igualdad de oportunidades. Con esta alianza tenemos una finalidad muy concreta: unir esfuerzos y colaborar con la formación educativa de las generaciones futuras”.

Al finalizar, Javier Pastorino agregó, “este trabajo conjunto con Fundación Pampa Energía nos permitirá redoblar nuestra apuesta a la formación técnica, acompañando a nuestros futuros líderes del mañana en su desarrollo técnico profesional”.

El mes pasado, ambas fundaciones se unieron para desarrollar un curso virtual de energías renovables para alumnos de escuelas técnicas de Monte Hermoso y Pringles. El curso también asegura prácticas profesionalizantes en alianza con la Dirección General de Escuelas Técnicas de Provincia de Buenos Aires y contempla la enseñanza teórica y práctica acerca de aerogeneradores de alta y baja potencia e impacto ambiental de los sistemas eólicos.

A su vez, junto a los ministerios de Educación de Buenos Aires y Neuquén llevan adelante el programa educativo Solid Edge, a través del cual más de 100 estudiantes accederán al curso de diseño CAD “Siemens Solid Edge” que les permitirá aprender todos los aspectos del proceso de desarrollo de productos: diseño 3D, simulación, fabricación, gestión de datos y mucho más. Este programa educativo asegura el software gratuito tanto para alumnos y docentes como así también la instalación en laboratorios escolares y una certificación internacional acerca del uso de la herramienta comprendida como práctica profesional.

Por último, Siemens y Pampa Energía acompañarán una vez más la II Diplomatura en Educación, impulsada por el Grupo de Fundaciones y Empresas (ambas fundaciones integrantes del comité directivo) en alianza con la Universidad Torcuato Di Tella, acompañando la formación de más de 50 líderes de organizaciones de la sociedad civil, responsables de áreas de RSE de empresas y equipos de gobierno, con el objetivo de alinear estrategias conjuntas para generar mayor impacto temas de educación y en tiempos de post pandemia.

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La producción del sector petroquímico del país creció un 26% interanual en el mes de junio, pero se mantuvo constante respecto al mes de mayo. Este crecimiento se debió a que durante el mismo mes de 2020 se llevaban a cabo las restricciones establecidas por la pandemia por lo cual las plantas estuvieron produciendo a menor capacidad, sumado a algunos problemas operativos en algunos casos. Los datos surgen del informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP), que agrupa a más de 150 compañías.

La reseña señala que, respecto a junio del año anterior, las ventas locales se incrementaron un 22% y las exportaciones un 167%. Los subsectores más influyentes en ambos casos fueron los productos básicos orgánicos y los finales termoplásticos. Respecto a mayo, las ventas en el mercado local cayeron un 5% y las ventas externas un 2%. Las empresas informantes manifestaron acumulación de stock. Por su parte, la capacidad instalada del sector tuvo, durante junio, un uso promedio del 65% para los productos básicos e intermedios y del 83% para los productos petroquímicos.

Durante junio de 2021, la balanza comercial de los productos del sector alcanzó un déficit de 742 millones de dólares, 58% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones del 57% en las importaciones y del 53% en las exportaciones.

A raíz de los datos que presenta el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP), señaló que “a pesar de la recuperación interanual en la producción hay que tener en cuenta que esto se dio dado que el año anterior las plantas se manejaban a menor ritmo dadas las restricciones producto de la pandemia del Covid19. Igualmente, el sector denota una diversidad con relación a su evolución, por eso creemos que sostener un ritmo parejo de crecimiento para el segundo semestre del año dependerá de la variación en la situación sanitaria y la demanda del mercado, entre otras”.

El informe confeccionado por la CIQyP indica que -en línea con el sector en general- las pequeñas y medianas empresas de la industria química (PyMIQ) registró valores positivos para la variación interanual, creciendo un 20% en producción, 8% en ventas locales y 485% en ventas externas. Las ventas en el mercado local crecieron un 3% respecto a mayo de 2021, pero se observan caídas en producción del 11% y del 16% en las exportaciones.

En conclusión, las ventas totales (mercado local más exportaciones) de los productos comunicados por las empresas participantes del informe, durante junio de 2021, alcanzan los 341 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.812 millones en el primer semestre del año.

Aunque el informe mensual muestre varios números positivos, si comparamos los primeros seis meses de 2021 con el mismo período del 2019, que fue un año en baja para el sector, aún se encuentran por debajo la producción en un 18% y las ventas en un 12%.

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica emite mensualmente desde 1999 un informe sobre la actividad, cuyas fuentes son las empresas del sector, el INDEC, Penta-Transaction-Estadísticas Import-Export y el BCRA. El trabajo cuenta con diferentes niveles de desagregación y se organiza en bloques productivos, los que a continuación se detallan: productos Inorgánicos, petroquímicos básicos, petroquímicos intermedios y finales (polímeros y elastómeros), agroquímicos y fertilizantes, y PyMIQ (Pequeña y Mediana Empresa Química).

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El Grupo Techint iniciará este viernes  una gira por distintas ciudades del interior del país con el objetivo de convocar jóvenes estudiantes y recién graduados para participar de las Prácticas Educativas de Verano (PEV) y el Programa de Jóvenes Profesionales (JP). La búsqueda está orientada a aquellos estudiantes universitarios que hayan aprobado por lo menos el 50% de las materias o graduados de las siguientes carreras: Ingeniería Industrial, Ing. Eléctrica, Ing. Electrónica, Ing. Mecánica o Electromecánica, Ing. Química; Sistemas; Administración de Empresas y Contador.

La convocatoria comenzará el 5 de agosto y durará hasta mediados de noviembre en las provincias de Tucumán, Santa Fe, San Juan, Mendoza, provincia de Buenos Aires, Córdoba, Chubut, Neuquén y Ciudad de Buenos Aires. Se busca seleccionar más de 400 perfiles para las empresas del Grupo Techint. Para quienes viven lejos de las locaciones de la compañía, la propuesta contempla un paquete de relocalización que incluye alojamiento, transporte y viáticos.

Para postularte debes ingresar en careers.techint.com, filtrar por la palabra clave “PEV” o “JP”, y seleccionar la localidad en la que te gustaría aplicar. Una vez postulado y si tu perfil coincide con los requisitos te contactaremos para iniciar el proceso de selección.

LAS FECHAS DE LA GIRA

Tucumán – 5 al 16 de agostoSanta Fe / Litoral – 30 de agosto al 9 de septiembreSan Juan / Mendoza – 13 al 17 de septiembreRosario / San Nicolás – 27 de septiembre al 1 de octubreMar del Plata – 23 al 30 de agostoLa Plata – 4 al 10 de octubreCórdoba – 6 al 12 de septiembreComodoro Rivadavia / Neuquén –  20 al 26 de septiembreCABA – 18 de octubre al 12 de noviembreBahía Blanca – 16 al 23 de agosto

“Nuestros programas apuntan a aquellos jóvenes que quieran adquirir una experiencia laboral concreta en alguna de las 13 locaciones en las que operamos. La propuesta busca dar el primer puntapié de la carrera laboral de los jóvenes, alentándolos a perfeccionarse y brindándoles espacios para la acción”, comentó Lara Lascurain, gerente de Gestión de Talento del Grupo Techint.

Las Prácticas Educativas de Verano (PEV) tienen una duración de tres meses, de enero a marzo, son remuneradas y durante su transcurso, los aplicantes llevan adelante un proyecto específico con tareas y responsabilidades asignadas, que complementará profesionalmente su formación académica, y les permitirá experimentar la práctica de los conocimientos teóricos adquiridos durante sus estudios. Durante la inducción al programa, los y las jóvenes tendrán la oportunidad de conocer más acerca del Grupo Techint, las empresas que lo componen, sus plantas, yacimientos y/o proyectos y los sectores a los que pertenecen. Aprenderán sobre las particularidades del mundo del acero, la energía (convencional y no convencional), y la ingeniería y construcción. Cada pasante estará acompañado durante todo el proceso por un tutor.

El Programa de Jóvenes Profesionales (JP) está orientado a graduados recientes o estudiantes en su último año de carrera, que busquen una incorporación efectiva. Es una herramienta estratégica diseñada para garantizar el desarrollo de profesionales con potencial para convertirse en los futuros líderes de las compañías del Grupo Techint, con presencia global y grandes desafíos.

El Grupo Techint cuenta con un Plan de Carrera para todo el personal, con programas diferenciados orientados según sean estudiantes, graduados recientes, profesionales jóvenes, profesionales senior, mandos medios, gerentes o directores. Más del 50% de la alta Dirección del Grupo Techint en Argentina, ingresó a través del programa de Jóvenes Profesionales, que se desarrolla hace más de 35 años.

Con presencia en 19 países y una trayectoria de más de 75 años en la actividad industrial, el Grupo Techint está compuesto por Tenaris, Ternium, Tecpetrol y Techint Ingeniería y Construcción, compañías con objetivos y estrategias propios pero que comparten una filosofía de compromiso a largo plazo con el desarrollo local, así como con la calidad y la tecnología. Tenaris es líder en la provisión de tubos y servicios para la industria energética mundial, así como para otras aplicaciones industriales. Ternium es fabricante líder de productos terminados de acero en América Latina. Tecpetrol actúa en el sector de la energía en América Latina, con actividades de exploración y producción de petróleo y gas (E&P). Techint Ingeniería y Construcción provee servicios de Ingeniería, Suministros Construcción para proyectos complejos en todo el mundo. En la Argentina emplea a más de 15.000 personas.

Contacto: Tamara Krell tamara.krell@techint.net

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El gobierno aceptó reducir hasta un 70% las penalidades para los proyectos de energía renovable de todas las rondas del programa RenovAr. También implementó otras medidas para reactivar la ejecución de los parques eólicos y solares adjudicados durante la administración anterior o, en su defecto, para facilitar una puerta de salida regulatoria para las empresas que no estén en condiciones de realizar los emprendimientos. Con esta opción, la Secretaría de Energía apunta a liberar capacidad de transporte eléctrico que está asignado a proyectos de generación que hoy no registran grado de avance. Así quedó asentado en la resolución 742 de la Secretaría de Energía, que se publicó hoy en el Boletín Oficial.

Las estimaciones más conservadoras que realizan en el gobierno contemplan, como mínimo, unos 50 proyectos por unos 1.000 MW de potencia que están frenados desde que la crisis económica desatada en 2018 obturó el acceso al financiamiento. Eso provocó una fuerte suba del riesgo país que imposibilitó el acceso al crédito para los actores privados.

La resolución firmada por Darío Martínez otorgó una prórroga de 360 días y redujo las multas a los proyectos. Según el contrato original, las garantías del programa RenovAr tienen un costo de US$ 250.000 por cada MW de potencia comprometida por parte de las centrales de generación. En algunos casos las penalidades pueden sumar hasta 15 millones de dólares para los proyectos demorados o que -estando operativos- están abasteciendo por debajo de su capacidad de generación de energía, según los contratos PPA (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés) firmados con Cammesa en las licitaciones del programa Renovar adjudicadas entre 2016 y 2018.

La medida de Energía establece que las centrales que no cumplan con el abastecimiento de potencia al que se comprometieron o que directamente se demoraron para iniciar la operación comercial, podrán saldar las multas a través de 12 cuotas mensuales o mediante 48 cuotas más un interés de 1,7% de intereses nominado en dólares. En este caso, y con el objetivo de garantizar el mantenimiento de los parques de generación renovable, las multas no podrán superar el 40% de lo que indica el contrato.

El articulado

El primer artículo especifica que el monto de las multas impuesto por Cammesa, la compañía que administra el mercado mayorista eléctrico, “con motivo del incumplimiento de la Fecha Programada de Habilitación Comercial” (Cláusula 13.2.(a)) y “el incumplimiento de Abastecimiento de Energía Comprometida prevista en la Cláusula 13.2 (b)” de los contratos de las rondas 1, 1.5, 2 y 3 del programa Renovar y también de los proyectos bajo la resolución 202 de 2016 “será descontado de la suma que le corresponda percibir al vendedor sancionado en virtud del contrato suscripto, a partir de la Fecha de Habilitación Comercial efectiva, en 12 cuotas mensuales, iguales y consecutivas”. Es decir, las centrales en operación que tengan penalidades por deficiencia de abastecimiento y los proyectos que no cumplieron con la fecha programada de habilitación comercial podrán saldar las multas mediante 12 cuotas sin intereses o en 48 cuotas “aplicándose sobre el saldo una Tasa Efectiva Anual equivalente al 1,7% nominada en dólares”.

Además, el primer artículo también señala que las centrales (las operativas que no cumplen con el abastecimiento y los proyectos que se demoraron) que optaron por el pago de las penalidades en 48 cuotas, tendrán un tope en las multas de hasta un 40% de lo que fija el contrato. En este caso, la idea de la resolución es sostener la operación de la planta de generación.

Proyectos habilitados

El artículo 3 otorga un mes para que los proyectos, cuya fecha de habilitación comercial ocurrió luego de los 180 días de la prórroga otorgada, puedan acceder a una extensión de la prórroga de 360 días, según la fecha de habilitación comercial prevista en los contratos de cada proyecto. La resolución indica que “se estima conveniente aplicar una multa reducida”. En rigor, estos proyectos tendrán con una reducción de las penalidades del 70%. Para esto, deberán acreditar un avance de obra de al menos el 70% y renunciar a efectuar reclamos, acciones judiciales o arbitrales, entre otras condiciones.

El artículo 3 indica también que los proyectos no habilitados que tienen demoras superiores a los 180 días podrán acceder a la prórroga de 360 días y una reducción del 70% en las multas, pero para eso tendrán que reemplazar la garantía del contrato original por una fianza bancaria. La idea en este punto es otorgar un año -con reducción de multas del 70%- para que las empresas adjudicadas puedan terminar los parques.

Si un proyecto no cumple con el plazo de 360 días se le pueda ejecutar la garantía nueva, que “deberá ser irrevocable, incondicional, prorrogable, pagadera a la vista y a primer requerimiento, emitida por banco o institución financiera en el carácter de fiadores lisos, llanos y principales pagadores con renuncia a los beneficios de excusión, división e interpelación judicial previa al deudor”. Estos proyectos también deberán renunciar a efectuar reclamos, acciones judiciales o arbitrales.

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La vuelta de las exportaciones de biodiesel argentino al mercado de Estados Unidos depende directamente de lo que suceda con las negociaciones del gobierno con el Fondo Monetario Internacional (FMI) por la deuda contraída entre 2018 y 2019 por 44.000 millones de dólares. Al mismo tiempo, la Cancillería argentina, a cargo de Felipe Sola, mantiene negociaciones bilaterales desde el año pasado con el gobierno de Estados Unidos para acercar posiciones sobre el ingreso del biodiesel a ese país, que fue bloqueado en enero de 2018 por barreras arancelarias (derechos antidumping y compensatorios) de 130% que impuso la gestión de Donald Trump.

Los envíos de biodiesel a Estados Unidos pueden resultar clave para el gobierno nacional por la necesidad de dólares que tiene la economía argentina. En 2017, el biodiesel explicó el 25% de las exportaciones argentinas a Estados Unidos, que significaron 1.200 millones de dólares. Ese año, el 60% de las exportaciones argentinas del biocombustible fueron a Estados Unidos.

Negociaciones

Fuentes del sector privado señalaron a Econojournal que las negociaciones están atadas “directamente” con lo que suceda con el FMI. También indicaron que el punto central de las negociaciones es determinar un cupo anual que permita retomar los envíos. El cálculo que hacen es que la presión que pueda hacer la Argentina en las negociaciones bilaterales para reabrir el mercado de biodiesel podría perjudicar el voto positivo de Estados Unidos en el acuerdo con el FMI. “Estados Unidos debe votar a favor de la renegociación de deuda el año que viene. Si presionas a Estados Unidos por el biodiesel, tal vez no te apoyen (con el FMI)”, explicaron las mismas fuentes.

En Cancillería también manejan esta idea, pero remarcan que el argumento argentino para retomar los envíos de biodiesel tiene “solidez técnica” y que “es inviable” el alto arancel que impuso la Casa Blanca. Las expectativas están puestas en que el ministro de Economía, Martín Guzmán, llegue a un acuerdo con el FMI y, luego, que el nuevo gobierno de Joe Biden dé el visto bueno políticamente para retomar los envíos de biodiesel. Ayer Guzmán señalo en una entrevista en C5N que «la Argentina no tiene la capacidad de pago para hacer frente a la deuda con el FMI, por eso necesita más tiempo para negociar«.

Tanto las fuentes vinculadas a las compañías exportadoras como desde la cartera de Felipe Solá indicaron a este medio que la recuperación para el biodiesel del mercado estadounidense es el tema principal de la agenda comercial entre ambos países. La embajada argentina en ese país, a cargo de Jorge Argüello, también viene haciendo gestiones. Hace poco Felipe Solá se reunió con el secretario de Estado norteamericano, Antony Blinken, y uno de los temas centrales fue el biodiesel. Lo mismo sucedió con Edward Prado, embajador estadounidense en la Argentina. Las cerealeras que exportaban biodiesel a Estados unidos en 2017 fueron Vincentin, Dreyfus, Bunge, AGD, Cargill y Molinos Río de La Plata, entre otras.

La entrada Cancillería gestiona la reapertura de las exportaciones de biodiesel a EE.UU. pero el acuerdo está atado a la negociación con el FMI se publicó primero en EconoJournal.

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La administración de Cambiemos adjudicó 18 áreas petroleras offshore para la exploración de hidrocarburos en mayo de 2019. Existe consenso en la industria a la hora de afirmar que fue una de las iniciativas más positivas de la gestión anterior. Logró captar el interés de empresas líderes del segmento a nivel internacional y en términos geopolíticos, comprometió cuantiosos desembolsos con la intención de generar valor sobre la plataforma continental, fundamentalmente en cuencas aledañas a las islas Malvinas. En total, 13 petroleras comprometieron una inversión de 724 millones de dólares.

La lista incluyó a ExxonMobil, Total, Shell, British Petroleum, Wintershall, Equinor, Qatar Petroleum, Mitsui, ENI, Tullow, Pluspetrol, Tecpetrol y la propia YPF. Sin embargo, la llegada de esos capitales y la realización de los proyectos offshore ahora están en duda porque el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible convocó solo a una de las audiencias públicas previstas y no aprobó ninguno de los Estudios de Impacto Ambiental (EIA) que se requieren para iniciar las campañas de prospección sísmica, pese a que ya pasaron más de dos años desde la adjudicación. Si la inacción oficial continúa, las empresas podrían verse imposibilitadas de desembolsar esos fondos. Por lo pronto, la demora de la cartera que encabeza Juan Cabandié ya ocasionó serios inconvenientes en la agenda operativa de las empresas en la contratación de servicios de prospección sísmica.

Qué dice la ley

La legislación argentina estable que todo titular de un permiso de reconocimiento superficial, permiso de exploración y/o concesión de explotación de hidrocarburos, o proponente de un proyecto offshore debe cumplir, previo a su ejecución, con el procedimiento de EIA y debe obtener la correspondiente Declaración de Impacto Ambiental (DIA).

La Resolución Conjunta 3/2019 de la secretaría de Energía y la entonces Secretaría de Medio Ambiente, del 26 de noviembre de 2019, aprobó los nuevos procedimientos de Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en el ámbito territorial offshore ubicado a partir de las 12 millas marinas.

La norma establece que la Secretaría de Energía y la Secretaría Ambiente son autoridades de aplicación de la Resolución Conjunta y ambas participan en el procedimiento de EIA. La Secretaría de Ambiente es la encargada de la elaboración del Informe Técnico de Revisión Final, teniendo en cuenta las consideraciones hechas por la Secretaría de Energía, pero además es la encargada de emitir la DIA y disponer la aprobación de la realización del proyecto o su rechazo. Este medio intentó comunicarse con el secretario de Ambiente, Rodrigo Rodríguez Tornquinst, pero el funcionario no respondió ni los llamados ni los mensajes enviados. Desde el área de comunicación del Ministerio de Ambiente tampoco realizaron comentarios.

Internas y resistencias

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

La audiencia tuvo lugar a partir del jueves 1 de julio en un ambiente hostil en el que participaron más de 500 oradores, en su mayoría miembros de organizaciones ambientalistas que se manifestaron en contra de autorizar la actividad.

La Secretaría de Energía es la que debería haber defendido la conveniencia de que se lleven adelante estos proyectos que ya tienen inversiones garantizadas, sobre todo en un contexto en el que el gobierno argentino, por ejemplo, elabora un proyecto de ley de hidrocarburos con la intención de atraer inversiones petroleras. No obstante, el Director Nacional de Exploración y Producción, Nicolás Taiariol, quien estuvo presente en la audiencia, no habló en la audiencia.

A un mes de la audiencia de Equinor, todavía no hubo una resolución del gobierno. Fuentes del mercado aseguraron a EconoJournal que el tema no tiene prioridad y ven difícil que pueda haber novedades hasta después de las elecciones. De hecho, el gobierno no convocó a ninguna de las otras audiencias públicas que ya deberían haberse realizado.

Los argumentos de Equinor

Raúl Hurtado, gerente de Activos Costas Afuera de Equinor, aseguró en la audiencia que la compañía noruega planea iniciar la prospección sísmica en octubre y los trabajos demandarán cinco o seis meses. Pero sin la aprobación del estudio de impacto ambiental, no podrá realizar los trabajos. Hurtado también señaló que la campaña está dividida en dos y abarca profundidades que van desde 1.000 a 3.500 metros en la Plataforma Continental Argentina.

La primera será sobre las licencias CAN 100 y 108, ubicadas a 307 kilómetros frente a la ciudad de Mar del Plata, y la segunda campaña será sobre el área CAN 114, que está a 443 kilómetros de la costa. Equinor, uno de los grandes referentes del desarrollo offshore de petróleo y gas, tiene ocho permisos de exploración distribuidos en el norte y sur del Mar Argentino, donde es el operador en seis y participa en dos como socio.

Hurtado expresó además que la campaña sísmica contará con tres buques donde se desplegará una red de 10 cables de 8.000 metros de largo y 150 metros entre ellos con una anchura de barrido de 1.350 metros. Los cables son sumergidos a 12 metros de profundidad y arrastrados por el buque principal. Por su parte, Nidia Álvarez Crogh, presidenta de Equinor Argentina subrayó: “hacemos entre tres y cinco estudios similares al año en Noruega y en otras partes del mundo”.

La licitación

En octubre de 2018 el entonces presidente Mauricio Macri instruyó a la secretaría de Energía a través del decreto 872 a convocar a un concurso público internacional para la adjudicación de permisos de exploración para la búsqueda de hidrocarburos en áreas offshore.
El 4 de noviembre de ese mismo año, Energía convocó al concurso. La norma establece que las petroleras obtienen una concesión de cuatro años que luego pueden extender por cuatro años más y puede haber una segunda renovación por otros cinco. En el segundo período tienen la obligación de perforar un pozo para saber si se puede comercializar el gas o el petróleo. Si luego de terminar el lapso están en condiciones de desarrollar el bloque, obtienen un permiso de concesión para la producción por 35 años.
Las áreas de exploración se ubican dentro de las cuencas Argentina Norte, Austral y Malvinas Oeste, cerca del límite de la plataforma continental, a 22 kilómetros de la costa. En total son más de 94.800 km2 que nunca se exploraron.

Cabandié y Rodríguez Tornquist frenaron la aprobación de los estudios de impacto ambiental de los proyectos offshore.

La cuenca Argentina Norte queda a la altura de Buenos Aires y Río Negro. Con una profundidad que va desde los 200 metros a los 1300 metros y de 1200 a 4000 metros, se la considera de aguas ultra profundas, más difícil de explorar. En esta área se entregaron siete concesiones a las empresas YPF, Equinor, Shell, Qatar Petroleum, Total Austral y BP Exploration.
La cuenca Austral tiene una profundidad de solo 100 metros, y allí fueron licitados dos bloques, que obtuvo Equinor.
La cuenca más demanda fue la Malvinas Oeste, que tiene una profundidad de entre 100 a 600 metros y en la que se explorarán nueve áreas.
La intención del gobierno de Macri era avanzar con un segundo llamado para adjudicar más áreas de exploración, pero no llegó a tiempo. A fines de 2019, el entonces ministro de Gobierno de Energía, Gustavo Lopetegui indicó que dejaban los trámites listos para avanzar con las licitaciones en el segundo trimestre de 2020. Sin embargo, el gobierno de Alberto Fernández tampoco avanzó con esa segunda ronda.

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Trenes Argentinos Cargas comenzó a despachar arena con origen en San Nicolás para las operaciones de YPF en Vaca Muerta a través de la línea San Martín. La empresa estatal de transporte de cargas transportará la arena desde San Nicolás, provincia de Buenos Aires, hacia Palmira, en Mendoza. Desde allí, se llevará al yacimiento neuquino por camión.

La nueva ruta optimiza el material rodante ya que las formaciones de la línea San Martín comienzan su recorrido en la zona de Cuyo donde cargan piedra con destino a la siderúrgica Ternium en San Nicolás y regresan cargadas de arena. Este acuerdo prevé una operatoria de 10.000 toneladas al mes con proyecciones de crecimiento mensual.

De esta manera, Trenes Argentinos Cargas (TAC) consolida un nuevo transporte para YPF que se suma al carbón de coque que mensualmente se transporta por ferrocarril desde Mendoza hacia la refinería que la petrolera de bandera tiene en La Plata, provincia de Buenos Aires. “Junto al Ministerio de Transporte trabajamos para que el ferrocarril sea una opción rentable a través de circuitos comerciales estratégicos que ofrezcan alternativas para aprovechar al máximo el potencial que tiene nuestro transporte”, afirmó el presidente de TAC, Daniel Vispo.

Incremento de los despachos de arena

Durante el primer semestre de 2021 la línea San Martín, que recorre el país de este a oeste a lo largo de 2.800 kilómetros, transportó más de dos millones de toneladas, lo que representó un crecimiento del 29% respecto del 2020 y un 70% en comparación a 2019. Dentro de estos números se destaca el aumento del 45% de despachos de áridos, que incluye la arena y la piedra, siendo el segundo producto con mayor incidencia en la traza.

TAC opera actualmente los servicios de carga en las líneas Belgrano, San Martín y Urquiza. La compañía también pasará a operar temporalmente los servicios de cargas en las líneas Sarmiento, Mitre y Roca tras la decisión del Ministerio de Transporte de no prolongar las concesiones de esos servicios. La ley ferroviaria 27.132 sancionada en 2015 dispuso la implementación de un modelo de uso abierto de la infraestructura ferroviaria con participación estatal y privada.

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Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), reforzó esta semana el suministro de combustibles para las centrales termoeléctricas. Por medio de una licitación realizada bajo la órbita de Megsa, la empresa que se encarga de realizar subastas y concursos en la Bolsa de Comercio, adquirió el miércoles 16,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) adicionales de gas para el parque termoeléctrico, según indicaron a EconoJournal fuentes del mercado petrolero. Pagó, por ese volumen, un precio promedio de US$ 4,41 por millón de BTU, una tercera parte de lo que costó importar el último tender de cargamentos de LNG que compró la estatal IEASA para la terminal regasificadora de Escobar.

La operación dejó en evidencia que la oferta de gas local reaccionó de manera favorable en los últimos dos meses. Hoy existen remanentes de gas en el sistema que superan la producción comprometida por las petroleras al Plan Gas Ar o Plan Gas 4. De hecho, el encarecimiento de la canasta de combustibles importados registrado en el primer semestre de 2021 terminó de confirmar que la puesta en marcha del plan de estímulo a la producción de gas local, que fue resistido por algunos sectores del Enargas y del Instituto Patria, fue un acierto para el gobierno en función del cuidado de las cuentas públicas.

Más gas local

Sin el Plan Gas Ar en funcionamiento, el costo de la importación de combustibles del invierno —que se disparó fuertemente este año por la sequía y el aumento del precio del petróleo y LNG— hubiese sido todavía más alto.

En concreto, Cammesa compró esta semana 8,5 MMm3/día de gas desde Neuquén, 2 millones desde Chubut, 1 MMm3/día de Santa Cruz y 4 millones desde Tierra del Fuego.

Los productores deberán entregar su oferta de gas entre el 1º y el 15 de agosto. Por eso, en la segunda semana del mes se realizará un nuevo concurso para adquirir volúmenes para la segunda quincena de agosto. En base al pliego que definió Cammesa, el valor de compra del hidrocarburo en esta subasta fue equivalente al que surgió como ‘precio de gas adicional de invierno’ de la primera ronda del Plan Gas Ar. El importe final se calcula multiplicando el precio tope anual promedio (que estuvo en torno a los 3,55 US$/MMBTU) por 1,3 veces. Participaron los principales productores de gas del país, como YPF, PAE, Total, Wintershall, Pampa, CGC y Tecpetrol, entre otros.

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Los tenedores de obligaciones negociables (ON) de la compañía Edenor, la distribuidora eléctrica más grande del país, avalaron el ingreso del nuevo grupo controlante a la empresa, liderado por los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) había autorizado en junio la venta de Edenor entre Pampa Energía y el nuevo consorcio.

La compañía informó que “gracias al apoyo mayoritario de los tenedores de sus obligaciones negociables 2022, alcanzó la dispensa de la cláusula de cambio de control”. Dicho proceso “fue concluido en tiempo y forma” y “Edenor agradece a los tenedores que apoyaron el consentimiento por la confianza depositada”, destacó la distribuidora en un comunicado.

Además, remarcó que “el directorio de la empresa Edenor había aprobado en el mes de julio la búsqueda de la dispensa para rescatar esas obligaciones negociables a aquellos que asi lo solicitaran”.

“Con esta aprobación, todos los vencimientos y condiciones de la ON 9,75% 2022 se mantienen sin ninguna variación con respecto a los términos originales de la emisión”, concluye el comunicado.

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El CEO de Oleoductos del Valle (Oldelval), Jorge Vugdelija, dejará el cargo a fines de agosto, según confirmó a EconoJournal. Por el momento no está confirmado quien será su reemplazo. La compañía es clave en el transporte de crudo por ductos desde Neuquén hasta Buenos Aires. Concentra cerca del 70% de los envíos de petróleo de la cuenca neuquina y el 100 por ciento del shale oil producido en Vaca Muerta.

Vugdelija es un ingeniero electrónico egresado de la Universidad Tecnológica Nacional y con un MBA en la Escuela de Negocios del IAE. Asumió al frente de la empresa en febrero de 2016 y en los últimos días adelantó su salida ante su equipo, cuando en el mercado ya había comenzado a circular el rumor de que dejaría de ocupar la gerencia general.

Al ser consultado por EconoJournal, Vugdelija confirmó la información y aseguró que su salida obedece a una oportunidad laboral que le surgió, aunque no confirmó cual será ese destino, pues espera que sea la propia empresa que lo recibe la que lo informe. «Es una oportunidad de crecimiento, un desafío importante que no se puede dejar pasar. Dejar la compañía donde se lograron tantas cosas siempre cuesta, pero al mismo tiempo es bueno encarar un desafío nuevo. Me siento con la satisfacción del deber cumplido», subrayó.

¿Quién lo reemplazará?

La compañía tiene como accionista mayoritario a YPF y también participan Pluspetrol, Chevron, Exxon, Pampa Energía, PAE y Tecpetrol. Una de las versiones que circuló en las últimas horas es que el reemplazo de Vugdelija lo definirá YPF y será un directivo que trabajó en la petrolera controlada por el Estado Nacional. Sin embargo, otras fuentes relativizaron esa información al asegurar que no es YPF quien propondrá al sucesor sino otro de los accionistas.

La compañía que preside Pablo González había designado a comienzos de junio como directores titulares de Oldelval a Marcos Capdempont, ex gerente de Empresas Participadas de YPF; Carlos Grassia, ex gerente Regional de Neuquén de la petrolera con responsabilidades en el midstream y transporte de combustibles; y Juan Giménez, hasta entonces gerente de Planificación, Control y Servicios Comerciales de Refinación.

En ese momento, circuló ya la versión de que también habría cambios en la estructura gerencial, pero desde la firma se encargaron de remarcar que los desplazamientos que se registraron en ese momento en el board corresponde hacerlos cada dos años y no tienen relación con la salida de Vugdelija.

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El presidente y CEO de Vista Oil & Gas, Miguel Galuccio, anunció ayer en la presentación de resultados del segundo trimestre que la compañía incrementará su inversión en 310 millones de dólares para el período 2021. En esa línea, entre ayer y hoy la acción de la petrolera en la Bolsa de Nueva York alcanzó una cotización de US$ 4,82 con un alza total del 13 por ciento.

La petrolera alcanzó una producción total de 39,9 barriles equivalentes de petróleo por día (Mboe/d) durante el segundo trimestre del año. La cifra representa un incremento del 67% respecto del mismo período del año anterior. Los resultados se deben principalmente a la suba del petróleo, que aumentó un 101% año contra año y un 19% en comparación con el primer trimestre del 2021.

El lifting cost del segundo trimestre de 2021 fue de 7,3 dólares por barril equivalente de petróleo (BOE), un 15% menos respecto del registrado en el segundo trimestre del año pasado y un 3% menos comparado con el trimestre anterior. Mientras que el beneficio bruto de explotación (EBITDA) trimestral ajustado fue de 102 millones de pesos, lo que contabiliza un 75% de aumento en comparación con el trimestre anterior y un incremento del 904% respecto del mismo periodo del 2020. Tal como explicó el directivo, la proyección del beneficio ajustado para el año corriente es del 18%.

Costos de producción

El segundo mayor operador de shale oíl del país registró 24,6 Mboe/d en el bloque Bajada del Palo Oeste. Allí, la compañía completó su octavo pad y cuenta con 32 pozos en producción. “Hemos mejorado los tiempos de perforación y completación, lo que nos permitió conectar pozos en Bajada del Palo Oeste antes de lo proyectado. Sumado a la buena productividad de nuestros pozos, esto hizo que actualicemos nuestras proyecciones en términos de producción”, añadió Galuccio.  

Con respecto a la deuda de la empresa, el ejecutivo afirmó que “se proyecta un índice de apalancamiento neto de aproximadamente 1.1 veces EBITDA ajustado para fin de año”, y agregó: “Esto demuestra la ejecución exitosa de nuestra estrategia de desapalancamiento”.

La compañía generó un flujo de caja positivo de 35 millones de dólares en el trimestre lo que resultará en una suma de 237 millones de dólares de caja para cerrar el año. La actual situación de la firma permite acelerar los proyectos en Vaca Muerta. Con la adición de un quinto pad para el plan 2021, la compañía invertirá un 13% más de lo estipulado inicialmente, alcanzando una suma de 310 millones de dólares.

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Por la sequía en la cuenca del Paraná, el encarecimiento del precio del petróleo, los conflictos sindicales en Neuquén y la demora en la implementación del Plan Gas Ar, el precio de la energía eléctrica aumentó considerablemente en junio en términos interanuales. El costo monómico trepó el mes pasado hasta los 85 dólares por MWh generado, casi un 35% más que en el mismo mes de 2020. En plena cuarentena estricta por la pandemia, en junio de 2020 el costo monómico se había ubicado en 64 dólares por MWh generado. Los datos surgen de información de Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista. En los hechos, este incremento en el costo de la energía incide de manera directa en un aumento en los subsidios energéticos del Estado, que este año superarán los US$ 8500 millones.

Fuente: Energía y Economía en base a datos de CAMMESA.

El costo monómico es el valor real de lo que cuesta generar energía en el país y resulta clave para determinar cuántos subsidios destina el Tesoro Nacional a la energía eléctrica. Es la suma del valor de la energía térmica, renovable, el fuel-oil, el Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés), la hidroeléctrica, entre otras, que se divide por la cantidad de MW generados. Este dato resulta clave para determinar cuántos subsidios debe aportar el Tesoro Nacional. En junio, con un costo monómico de 85 dólares por MWh generado, lo que paga el usuario representó apenas 25 dólares, el 29 por ciento. Según el Presupuesto 2021, el 70% de los subsidios energéticos están destinados a la electricidad.

En rigor, para el cierre del mes de julio se espera que se sostenga esta tendencia. El costo monómico de la energía de julio de 2020 fue de 66 dólares por MWh generado y todo indica que, en julio de 2021, cuando termine este mes completo, el costo rondará los 85 dólares por MWh generado. En mayo de 2021, el costo de la energía fue de 73 dólares por MWh generado y desde marzo se puede ver la marcada tendencia al alza.

Causas   

El encarecimiento en el costo de la energía se debe a la falta de generación hidroeléctrica, que es una de las más baratas del país. Por la bajante histórica del Paraná, la represa Yacyretá está operando a menos del 50% de su potencia y existen problemas operativos en centrales térmicas como Vuelta de Obligado, San Martín y San Nicolás, que tienen que reemplazar sus ciclos combinados por generación mediante combustibles como fuel oil, que son más caros.

Además, en los últimos meses estos combustibles también se incrementaron por el fuerte aumento del precio internacional del barril de petróleo. El crudo Brent, de referencia para el país, trepó casi un 50% desde el 1° de enero, ya que pasó de 50 a 74 dólares.

Ante esta situación, el gobierno tuvo que salir a reforzar las importaciones de combustibles a precios récords. Cammesa adjudicó a principios de mes la importación de urgencia de 6 cargamentos de gasoil y 3 de fuel-oil. Al mismo tiempo, IEASA (ex Enarsa) concretó la compra de 4 cargamentos de LNG para abastecer la terminal de Escobar en los meses de agosto y septiembre.

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Las distribuidoras de energía eléctrica del país incrementaron la deuda que acumulan con Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Al 23 de julio, las empresas sólo habían pagado $ 20.698 millones de los $ 29.975 millones que debían abonar según la transacción de mayo que venció este mes. El nivel de cobrabilidad actual de Cammesa —contemplando los planes de pago por mora— cayó a un 69%, muy por debajo del porcentaje cercano al 90% que se registraba dos años atrás.

Por la decisión del gobierno de atrasar las tarifas eléctricas en el AMBA —sólo aumentaron un 9% en los últimos 24 meses—, la deuda total de las distribuidoras asciende a los 205.000 millones de pesos, según el informe de cobranzas al que accedió EconoJournal. Los privados aún tienen dos días para pagar algo más de la transacción venció el 12 de julio, pero pese a eso el resquebrajamiento de la cadena de pagos dentro del sector eléctrico no hizo más que acentuarse.

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, impulsó la redacción del artículo 87 de la Ley de Presupuesto 2021 para intentar ordenar esa deuda, pero hasta el momento el esquema creado por esa norma —que otorga créditos para que los privados puedan regularizar el pasivo de 2020— no arrojó resultados alentadores. Sí sirvió para que algunas distribuidoras del interior se pongan al día con los pagos. Es el caso, por ejemplo, de la Empresa Provincial de la Energía de Santa Fe, de la su homónima de Córdoba y de la Empresa Distribuidora de Electricidad de Mendoza (EDEMSA), que en julio abonaron un 100% de la factura de Cammesa. Son distribuidoras que operan en provincias que autorizan una recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) en línea con la inflación. Por eso, generan el flujo de fondos suficiente para cumplir sus obligaciones con el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Pendiente

Pero Basualdo aún no pudo avanzar con el ordenamiento de la deuda de las distribuidoras deCapital Federal y del interior de la provincia de Buenos Aires, que en conjunto represan casi un 50% del rojo total con Cammesa.

Como el gobierno habilitó una suba en factura final del 9% para Edenor y Edesur, las dos mayores eléctricas del país, las compañías argumentan que su situación de caja no permite pagar toda la factura que les envía Cammesa. Basualdo tiene pendiente desde principios de año resolver una adjudicación directa de subsidios para que las empresas puedan regularizar esa situación.

En ese contexto, Edenor, que ya es controlada por el grupo Manzano-Vila-Filiberti, pagó en julio 3.630 millones de pesos, es decir un 57% del monto total de 6.406 millones que debía abonar. Por debajo del 50%, Edesur pagó 2.596 de los 5.283 millones correspondientes a la compra de energía al sistema.

En la misma línea, la Empresa Distribuidora La Plata (Edelap) pagó un 57% de su compromiso total. Su escenario es similar al de Edenor y Edesur, dado que en abril el gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, autorizó sólo un incremento del 7% en la tarifa final para los usuarios bonaerenses.

Las empresas más comprometidas, en tanto no pagaron nada, son las cooperativas de Chubut en las localidades Comodoro Rivadavia, Trelew, Puerto Madryn, Rawson, y Sarmiento, además de la distribuidora Villa Gesell en el Partido de la Costa.

Las distribuidoras abonaron un 69% de la factura de Cammesa correspondiente a la transacción de mayo.

La deuda acumulada

La deuda total que las distribuidoras mantienen con Cammesa ascendió en julio a los 205.838 millones de pesos. En cuanto al monto total acumulado por zona geográfica, en el AMBA, Edesur debe 35.836 millones de pesos (el equivalente al pago de 6 meses) mientras que Edenor adeuda 31.343 millones (equivalentes al pago de 4 meses). En conjunto, ambas distribuidoras alcanzaron un porcentaje de deuda del 32,6%.

Al respecto, Daniel Vila, uno de los nuevos accionistas de Edenor, manifestó semanas atrás en el programa radial Toma y Daca, que “el aumento de tarifa no solo tiene que ver con lo que paga el usuario sino también con la necesidad de aumentos que tiene la empresa para mantener operativa la prestación del servicio”, y agregó que “en la medida en que la tarifa se va desfasando de la realidad es muy difícil mantener el capital de trabajo que hace falta para que el sistema funcione de manera eficiente”.

Del mismo modo, Santa Fe acumuló una deuda del 8,9%. Le siguen Chubut con el 8,2%, Misiones con el 7,8%, Buenos Aires con el 5,7%, Chaco con el 6,8%, Mendoza con el 6,6%, Río Negro con el 4,4%, Córdoba con el 4%, Neuquén con el 3,8%, La Rioja con el 3,1%, Corrientes con el 2,8% y Entre Ríos con el 2,4%. Tierra del Fuego, Catamarca, San Luis, Formosa y Santa Cruz se mantienen por debajo del 1%.

La entrada El esquema creado para reducir el rojo con Cammesa está frenado en Buenos Aires y la deuda de las distribuidoras ya supera los $ 200.000 millones se publicó primero en EconoJournal.

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El consorcio conformado por Electroingeniería, Hidrocuyo y la china Gezhouba le solicitó al gobierno un salvataje de hasta 18.000 millones de pesos, unos 180 millones de dólares, para poder continuar con la construcción de las represas de Santa Cruz. EconoJournal reveló en exclusiva el pasado 2 de julio que China interrumpió el envío de fondos ya que reclaman la firma de un adenda financiera que se adecúe a la nueva realidad del proyecto. Mientras eso no se resuelva, solo el aporte del Estado Nacional podría permitir la continuidad, ya que la adenda recién se firmaría luego de que concluyan una serie de estudios técnicos que incluyen la realización de un súper pozo destinado a descartar riesgos geológicos en la represa Néstor Kirchner (ex Condor Cliff).

Los problemas fiscales que enfrenta el gobierno y las crecientes necesidades sociales hacen difícil suponer que pueda aportar esos recursos en este momento. Sin embargo, como la obra es en Santa Cruz, donde gobierna Alicia Kirchner, y el pedido llega en medio de la campaña electoral, algunas fuentes consultadas no descartaron que pudieran girarse fondos del Tesoro. Serían solo para avanzar con la represa Jorge Cepernic (ex Barrancosa).  

“Estamos viendo si existe la chance, y es viable legalmente, se redireccionar fondos de otras partidas a la construcción de las represas. Pero aún no hay nada definido”, indicó a este portal hace ya algunas semanas un funcionario del área energética del Ejecutivo. En caso de poner el dinero, la intención sería recuperarlos apenas China restablezca el giro de fondos.

El súper pozo

La represa Néstor Kirchner, el proyecto más grande, deberá esperar porque se registraron varios deslizamientos de tierra en la zona y antes de avanzar deben descartar riesgos geológicos. Para eso comenzaron a realizar un pozo exploratorio de 10 metros de ancho por 40 de profundidad.

El objetivo es extraer una muestra de 50 centímetros por 50 centímetros de la piedra que  hay en el lugar y mandarla a analizar. Sobre esa piedra va a estar fundación de la presa, donde va el hormigón. Están viendo la consistencia de la piedra para decidir qué hacen.

De los resultados del estudio dependerá la envergadura del proyecto y sus costos. Por lo tanto, no habrá adenda financiera con China hasta no tener precisiones sobre ese estudio. La realización del pozo y el ensayo de las muestras van a demorar varios meses. Por lo tanto, hasta el primer trimestre del año próximo no van a poder avanzar.

¿Qué pasó con China?

En agosto de 2013 el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner le adjudicó la construcción de las represas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic sobre el río Santa Cruz a un consorcio conformado por la china Gezhouba, Electroingeniería e Hidrocuyo.

En julio de 2014, durante la visita del presidente chino Xi Jinping al país, se firmó el contrato de financiamiento con un grupo de bancos chinos. China Development Bank Corporation (CDB), Industrial and Commercial Bank of China (ICBC) y Bank of China Limited (BOC) se comprometieron entonces a aportar 4714 millones de dólares para financiar la obra a una tasa de interés Libor + 3,8 por ciento.

El crédito fue por quince años y contempló cinco años y medio de gracia para el capital, justo el plazo que se preveía para la construcción de las represas. Se suponía que el Estado recién iba a comenzar a pagar el préstamo una vez que las centrales estuvieran operando. De ese modo, los fondos para hacerlo provendrían del contrato de venta de energía.

Las sucesivas demoras que sufrió el proyecto por cuestiones judiciales y políticas, como la renegociación que impulsó el gobierno de Mauricio Macri, y problemas técnicos, como la aparición de rajaduras en el terreno durante la construcción de la obra civil, llevaron a que los 66 meses del plazo de gracia se hayan cumplido y los bancos estén reclamando el comienzo de los pagos cuando las represas aún no están terminadas.

Esta situación forzó a abrir una negociación que encabeza el propio ministro de Economía, Martín Guzmán. El gobierno busca una extensión del plazo para no verse forzados a desembolsar dinero por una obra que todavía no está concluida. Por eso se negocia una adenda financiera. El problema es que, si no hay acuerdo, la Argentina podría caer técnicamente en default con el gigante asiático porque el contrato con los bancos chinos cuenta con cláusulas de cross default con otras líneas crediticias que están activas con entidades chinas.

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La petrolera Vista Oíl & Gas alcanzó una producción total de 39.9 barriles equivalentes de petróleo por día (Mboe/d) durante el segundo trimestre del año. La cifra representa un incremento del 67% respecto del mismo periodo del año anterior. Los resultados se deben principalmente a la suba del petróleo, que aumentó un 101% año contra año y un 19% en comparación con el primer trimestre del 2021.

Asimismo, el segundo mayor operador de shale oíl del país, registró 24.6 Mboe/d en el bloque Bajada del Palo Oeste. Allí, la compañía completó su octavo pad y cuenta con 32 pozos en producción.

El lifting cost del segundo trimestre de 2021 fue de 7.3 $/boe, un 15% menos respecto del registrado en el segundo trimestre del año pasado y un 3% menos comparado con el trimestre anterior.

El EBITDA (resultado de explotación) ajustado fue de 102.3 $MM, lo que contabiliza un 75% de aumento en comparación con el trimestre anterior y un incremento del 904% respecto del mismo periodo del 2020. Es la primera vez que la compañía alcanza un EBITDA ajustado trimestral de tres dígitos. El flujo de caja libre fue positivo durante el trimestre.

En materia medioambiental y en línea con lo trazado en el primer Reporte de Sustentabilidad publicado meses atrás, Vista proyecta reducir la intensidad de las emisiones de efecto invernadero en un 30% aproximadamente para fines de este año.

En términos sociales, la petrolera continúa apoyando las inversiones sociales en Catriel, Río Negro. Durante el segundo trimestre asignó instalaciones de la compañía para ser utilizadas como centro de vacunación contra el Covid-19 y completó la primera fase de la bicisenda de 8 km en dicha ciudad.

Si bien el segundo trimestre del 2020 mostró un nivel de actividad bajo por el cierre de producción en respuesta a la caída de la demanda tras el inicio de la pandemia, la compañía reactivó sus operaciones y marcó una recuperación acelerada de sus principales métricas operativas y financieras.

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Enel X, la línea de negocios dedicada a las soluciones tecnológicas y digitales de la firma multinacional, presentó esta mañana una máquina de carga para vehículos eléctricos en la puerta del edificio del Ministerio de Justicia y Derechos Humanos provincial, en La Plata. Es el primer equipo instalado en un edificio público del país, gracias a un acuerdo suscripto con las autoridades provinciales.

El nuevo cargador forma parte del trabajo conjunto que están llevando adelante la compañía y el Ministerio de Justicia de La Plata. Los planes incluyeron también la iluminación con equipos led de Enel X en las unidades penitenciarias de Lomas de Zamora y Florencio Varela. 

“Estamos trabajando muy fuerte en la Provincia, tanto en iluminación como en infraestructura de carga de última generación para ir hacia un modelo de ciudad inteligente. Este nuevo paso que logramos en conjunto con el Ministerio nos permite avanzar en ese rumbo, con foco en la eficiencia energética y en el cuidado del medio ambiente. Resaltamos la importancia de haber instalado el primer cargador en un edificio público del país”, remarcó Juan Erize, responsable de Enel X, durante la jornada en que estuvo presente Santiago Ávila, en representación de la dirección de Asuntos Estratégicos del Ministerio.

Este nuevo punto de carga se suma a la red que la empresa viene desarrollando en toda el área de concesión, y a los más de 180 equipos de carga de vehículos eléctricos de la firma disponibles en todo el mundo. Además, está prevista la instalación de cinco puestos más en diferentes estaciones de servicio y otros tres en edificios de Enel Argentina. 

Respecto de las luminarias, este año se instalaron equipos de alta potencia en la zona exterior de la Unidad Penitenciaria 42 y también en la 23, ambas en Florencio Varela, y en la UP 40 de Lomas de Zamora. El objetivo es mejorar las condiciones de iluminación y contribuir a la eficiencia en su consumo de energía. La acción forma parte de un proyecto que consiste en proveer, instalar y adecuar la red externa de iluminación de las unidades penitenciarias.

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Con el fin de seguir el avance de nuevas tecnologías, Edesur renovó su sistema de radiocomunicaciones troncalizadas para interconectar equipos de trabajo. El sistema se apoya en una infraestructura digital, inteligente y de nueva generación que permite la comunicación por canales grupales privados e individuales entre todos los tipos de radios de la compañía, que además cuentan con geoposicionamiento.

El nuevo equipo cuenta con 13 sitios de repetición que permiten la cobertura en toda el área de concesión, una comunicación encriptada y que graba todo tipo de llamadas. Además, Edesur informó que: 

Suma un anillo de 24 radioenlaces con un ancho de banda de 155 megabits. Cada sitio posee al menos 8 horas de autonomía ante cortes de energía o blackout.Cuenta con varias Consolas de Despacho de Telecomunicaciones situadas en nuestros Centros de Control para derivar y operar en forma segura las comunicaciones ante contingencias en nuestra red de distribución.Los equipos técnicos contarán con nuevas terminales portátiles móviles instalados en nuestros vehículos y fijas para escritorio en oficinas.Se asegura el intercambio de información con las cámaras transformadoras de media tensión que están fuera de cobertura de red de telefonía celular o son de tipo subterráneas.Cada terminal posee un botón de llamada ante emergencia asegurando la salud de todo nuestro personal.

La distribuidora también informó que “técnicos y cuadrillas podrán interconectarse en toda el área de concesión con mejor tecnología y una clara comunicación de voz. Otro avance hacia el Grid Blue Sky”.

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La Secretaría de Energía creó un registro de operadores del sector del Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) para facilitar su uso en instalaciones industriales. Lo hizo a través de la Resolución 706, publicada hoy en el Boletín Oficial con la firma del secretario de la cartera energética, Darío Martínez. Además, la medida establece un procedimiento específico para las exportaciones de GNL.

El registro busca facilitar el uso, almacenamiento, transporte, distribución y comercialización de GNL en el país. La resolución habilita que el GNL no sea sólo utilizado en las terminales regasificadoras (Escobar o Bahía Blanca) para inyectarlo en los gasoductos, como ocurre hasta el momento, sino para que el GNL también se pueda comercializar, distribuir y abastecer una planta industrial o llegar a zonas sin acceso al tendido de gas natural.

En los considerandos, la resolución remarca que “el avance de la tecnología ha impulsado notoriamente el uso del GNL en el sector hidrocarburífero, por lo que resulta necesario contar con una normativa integral que regule toda la cadena productiva de tal hidrocarburo, incluyendo su elaboración, almacenamiento, transporte y comercialización”. Además, aclara que el registró permitirá “identificar a todos los operadores del sector, determinando, asimismo, los requisitos que deberán cumplir y la documentación que deberán presentar a los efectos de poder desarrollar las actividades mencionadas”.

Formalmente, el registro de GNL se incorpora a la Resolución 31 de enero de este año, donde el gobierno le dio un marco a la reorganización de los registros de exploración, producción, transporte, refinación, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos, combustibles, gas licuado y dispuso que todas las presentaciones relacionadas con inscripciones en los registros deberán efectuarse ante la Dirección Nacional de Economía y Regulación de la Subsecretaría de Hidrocarburos.

Exportaciones

Además, la resolución 706 de hoy establece un procedimiento específico para las exportaciones de GNL, “el cual se regirá íntegramente por las disposiciones de la presente resolución”. Las empresas con intención de exportar GNL deberán registrarse ante esta Secretaría de Energía.

También deberán demostrar, en forma previa a obtener la autorización de exportación, “que se le ha otorgado la posibilidad de adquirir dicho producto a los agentes del mercado interno que pudieren estar interesados en ese combustible”, entre otros requisitos.

La Subsecretaría de Hidrocarburos “podrá emitir permisos de exportación de GNL en firme hasta un plazo máximo de 20 años, previa evaluación de la seguridad del abastecimiento interno de gas natural en función de las características del proyecto, la eventual afectación de la capacidad del sistema de transporte de gas natural que requiera la solicitud, en cualquier etapa del proceso productivo”.

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El Seminario Internacional: Litio en Sudamérica fue creado en 2011 y desde entonces se ha posicionado como el evento de referencia para la industria con una realización anual itinerante en las provincias del noroeste argentino, Jujuy, Salta y Catamarca, y un promedio de asistencia de 600 personas por edición. El último episodio de este simposio, sobre el que referentes del sector como Joe Lowry destacaron que se trata de uno de los eventos más atractivos a nivel mundial, fue realizado en modalidad virtual y contó con una participación de más de 2.000 personas. 

La décima edición del seminario Litio en Sudamérica está programada en modalidad presencial, en la provincia de Catamarca, Argentina, sujeto a las condiciones sanitarias y posibilidades de acceso vigentes en el país, contemplando los protocolos y requerimientos COVID-19 implementados por las autoridades nacionales y provinciales. En función del panorama, el evento podría ser trasladado a modalidad híbrida y será comunicado oportunamente.

En la actualidad ya se encuentran abiertas las inscripciones, así como también las posibilidades de auspicio de este evento de referencia del sector del litio. Próximamente será informado el programa de conferencias cuya información estará disponible en la web oficial del evento: www.litioensudamerica.com.ar

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Vista Oil & Gas anunció hoy que el lunes 2 de agosto cancelará un bono de 50 millones de dólares, “respetando así los compromisos asumidos con los inversores, que confiaron su capital en el desarrollo de la compañía”, informó la petrolera liderada por Miguel Galuccio.

Se trata de la Obligación Negociable Clase I lanzada al mercado en julio de 2019 con una tasa del 7,88% y con vencimiento a dos años. El monto de intereses que abonará Vista es de 971.506,85 dólares, equivalente a 1,94% sobre el valor nominal emitido. Fue la primera obligación negociable de nueve que emitió entre los años 2019 y 2021. La compañía informó que abonará el monto del capital más los intereses totalizando en 50.971.506,85 dólares.

“El objetivo radica en proteger la confianza de nuestros inversores y honrar, como hicimos desde el primer día, nuestros compromisos asumidos en tiempo, forma y en las condiciones acordadas”, afirmaron desde la compañía presidida por Miguel Galuccio.

Fuentes del mercado financiero coincidieron que Vista busca marcar una diferencia positiva con el resto de las compañías que se ampararon en la normativa A7106 y comunicaciones subsiguientes emitidas por el Banco Central de la República Argentina (BCRA), la cual exigía refinanciar al menos el 60% de los vencimientos que se den antes del 31 de diciembre de 2021, para extender los plazos de pago por 2 años.

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YPF anunció, en la mañana del lunes, la realización del primer proyecto para conocer el potencial de la formación Vaca Muerta en la provincia de Mendoza. Con una inversión de 17 millones de dólares, la compañía perforará dos pozos horizontales en el sur de Malargüe, dentro de los bloques CN-VII y Paso de las Bardas Norte.

Se trata de una iniciativa piloto que permitirá ampliar los límites geográficos del desarrollo de la formación no convencional que se explota, principalmente, en la provincia de Neuquén.  

El presidente de la compañía, Pablo González, y el CEO, Sergio Affronti, presentaron al gobernador mendocino, Rodolfo Suárez, los planes que la empresa de mayoría accionaria estatal tiene en carpeta para la provincia durante una reunión en la Casa de Gobierno. «La inversión será inmensa y va a generar empleo genuino. Desde el gobierno acompañamos todo este proceso», expresó Suárez.

El gobernador de Mendoza, Rodolfo Suárez, junto al presidente de YPF, Pablo González

Proyectos e inversiones

Por otro lado, las autoridades de YPF confirmaron los proyectos de ampliación y modernización del Complejo Industrial Luján de Cuyo, con inversiones por 103 millones de dólares, para adaptar las instalaciones a las nuevas especificaciones de combustibles y ampliar la capacidad de procesamiento y distribución.

Asimismo, la compañía manifestó el interés en impulsar proyectos de recuperación terciaria con inversiones estimadas en 71 millones de dólares, que incluyen el montaje de cuatro plantas de inyección de polímeros, pozos de delineación y pruebas de inyectividad en las áreas Chachahuen y Cerro Morado, en Mendoza. Los resultados de estos proyectos piloto definirán una potencial inversión de 400 millones de dólares en el desarrollo de la recuperación terciaria. A cambio, la provincia se compromete a reducir al 50% las regalías actuales para viabilizar dichas inversiones.

Además, YPF solicitó la extensión por 10 años de las concesiones de las áreas Chihuido de la Salina, Chihuido de la Salina Sur y Paso de las Bardas Norte, comprometiendo inversiones por 25 millones de dólares. González y Affronti también explicaron detalles del avance de los proyectos de reactivación y abandono de pozos en el marco del plan Mendoza Activa Hidrocarburos, para el que YPF destinó más de $1000 millones. Estos anuncios forman parte de un acuerdo suscripto entre YPF y el estado provincial que apunta a promover el desarrollo hidrocarburífero de la compañía en la provincia.

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Por Jorge Martín, Ingeniero de Mobil Lubricantes

Mucho se habla de la Industria 4.0 que estamos atravesando en este momento, pero ¿todos sabemos a qué se refiere y qué implica? Según el Ministerio de Desarrollo productivo*, esta “Cuarta Revolución Industrial” implica el incremento tecnológico en el proceso productivo y los avances en materia de informática y software, además de una serie de transformaciones que van desde lo cultural hasta lo organizacional, para alcanzar una “Fábrica inteligente”.

Puede parecer una obviedad, pero durante mucho tiempo no hubo un conocimiento completo de las pérdidas generadas por tener los equipos detenidos. Hasta la década de 50, las industrias estaban limitadas a prácticas de mantenimiento correctivo. Con la aparición del concepto de ingeniería de mantenimiento, la idea de prevenir daños fue ganando terreno, es decir, se generó un cambio de una mentalidad reactiva a una proactiva.

En la década del 80, el mantenimiento comenzó a jugar un papel estratégico en el funcionamiento de cualquier proceso productivo continuo de escala industrial. Ayudar a optimizar los procesos, aumentar la productividad, reducir los costos operativos y los impactos ambientales se ha convertido en un factor competitivo.

En esta nueva etapa de transformaciones que abre la Industria 4.0, el mantenimiento de los equipos a través de la digitalización y una mayor automatización de las plantas será aún más eficiente, rápida y segura.

Ahora bien, ante la pregunta sobre cuáles son las oportunidades de avance y modernización de la industria, podemos decir que un legado ya visible para el mundo pospandémico será sin duda acelerar la transformación digital de las organizaciones. Hoy, los conceptos de Industria 4.0 están presentes en los principales actores del sector. Sin embargo, todavía existe una falta de comprensión, debido a que ya no es una ventaja competitiva, sino una cuestión de supervivencia. En otras palabras, es necesario redoblar los esfuerzos para acelerar la digitalización de las plantas lo antes posible o, al menos, implementar un proceso paulatino de transición.

En este sentido, la lubricación puede considerarse un primer paso interesante para la modernización del sector, con un buen equilibrio costo-beneficio y no necesariamente vinculado en forma directa a la digitalización de los procesos productivos. Incluso, en caso de que los activos sean antiguos, la tecnología incluida en los lubricantes ha evolucionado mucho y permiten mejorar significativamente el rendimiento de los equipos. Esto implica ganancias en confiabilidad, productividad, eficiencia energética, obteniendo el menor costo total de operación y mejor relación con el medio ambiente.

Paralelamente, y en línea con los conceptos de Industria 4.0, Mobil ha desarrollado herramientas para monitorear el desempeño de sus productos de forma de impactar de manera positiva en la extracción de mayor rendimiento de los equipos de los clientes.

En la práctica, se trata de una plataforma que permite monitorear en tiempo real las condiciones del lubricante en uso, así como de otras variables vinculadas.

Nuestro equipo de ingeniería cuenta con equipos para realizar captura de datos o estudios en campo, entre otros, así como análisis de vibraciones (mantenimiento predictivo) y evaluar problemas como condiciones de alineación, equilibrio, brechas mecánicas y fallas de lubricación del equipo, posibilitando monitorear el desempeño del lubricante en tiempo real.

En un futuro no muy lejano, se masificará el concepto de incorporar sensores conectados para analizar no solo el estado del equipo, sino el estado del lubricante, como contaminación, desgaste, temperatura y vibración. Con el análisis de este conjunto de datos, será posible predecir desviaciones y enviar alertas para intervenciones preventivas. Por ello, podemos hablar de una Lubricación 4.0, mucho más proactiva (y predictiva) que nunca, que ayudará a prolongar la vida útil del lubricante y, en consecuencia, la de todo el sistema.

Además, sumando tecnologías como el aprendizaje automático y la inteligencia artificial, el mantenimiento alcanzará otro nivel. Veremos a los equipos tomando decisiones autónomas según las necesidades de la producción y, por ende, la tecnología incluida en los lubricantes deberá acompañar ese desarrollo. La industria del futuro está cerca. La transformación digital acelera los cambios en el entorno empresarial y también ofrece oportunidades para reducir los cuellos de botella existentes.

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La producción de shale gas desde la formación de Vaca Muerta registró en el mes de junio una nueva marca histórica. Luego de seis meses de aplicación del Plan Gas, lanzado en enero, la producción de gas no convencional (sin contemplar la oferta proveniente de reservorios tight) anotó un incremento interanual del 22%, mientras que aumentó 19% respecto al mes de mayo de este año. Los datos surgen de un informe de la consultora Economía y Energía en base a información de la Secretaría de Energía.

En junio de este año, desde Vaca Muerta se produjeron 38,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), cuando en el mismo mes de 2020, a poco de comenzar las restricciones por la pandemia, la oferta había llegado a 31,6 MMm3/d. En mayo de este año las compañías petroleras produjeron 32 MMm3/día de gas. En tanto que en febrero de 2020, el último mes antes de que comiencen las restricciones por el Covid-19, la producción de shale gas en la cuenca Neuquina había sido de 33 MMm3/día.

«En junio de 2021 se registró el record de la producción de shale gas. Sin embargo, si se considera también la oferta de tight gas (de campos como Estación Fernández Oro o Lindero Atravesado), el récord fue en agosto 2019«, explicaron desde la consultora.

Petróleo

El mismo tiempo, el informe elaborado por la consultora que lideran Nicolás Arceo y Patricia Charbay exhibe que la producción de shale oil (petróleo no convencional) marcó un crecimiento interanual del 30%, comparando junio de este año respecto al mismo mes de 2020. La producción de crudo no convencional fue de 152.100 barriles diarios (bbl/d), mientras que en el mismo mes de 2020 llegó a 116.800 bbl/d. La producción en febrero de 2020 (sin restricciones) se ubicaba cerca de los 120.000 bbl/d.

Shale gas: compañías y áreas

Fuente: Economía y Energía en base a datos de la Secretaría de Energía

Las áreas de Vaca Muerta que mayor producción de shale gas registraron fueron:

–Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint, registró en el área Fortín de Piedra un incremento de 1,4% en junio. En junio de este año produjo 13,8 MMm3/d, mientras que el mismo mes de 2020 llegó a 12,4 MMm3/d.

–YPF, controlada por el Estado, produjo el mes pasado 8 MMm3/d, mientras que el mismo mes de 2020 la producción fue de 5 MMm3/d. En el área Rincón del Mangrullo tuvo un crecimiento de 1,9% (pasó de 1,8 MMm3/d a 3,7 MMm3/d); en El Orejano tuvo un crecimiento de 1,7% (el incremento fue de 1,9 MMm3/d a 3,6 MMm3/d); y en Loma Campana YPF creció 0,3% (de 13 MMm3/d a 1,6 MMm3/d).

–Total Austral fue el único caso de caída de la producción (-0,8%). En el área Aguada Pichana Este pasó de 4,5 MMm3/d a 3,8 MMm3/d.

–Pluspetrol tuvo un crecimiento de 0,6% en el área La Calera. Pasó de producir 2,7 MMm3/d a 3,4 MMm3/d.

–PAE creció 1% en Aguada Pichana Oeste al pasar de producir en junio del año pasado 1,4 MMm3/d a 2,4 MMm3/d en junio de 2021.

Shale oil: compañías y áreas

–YPF produjo casi 85.000 barriles diarios en junio de este año frente a los 64.200 barriles diarios en 2020. El área Loma Campana tuvo un crecimiento de 13,7%; La Amarga Chica 5%; y Bandurria Sur 1,9%.

–Vista Oil & Gas, liderada por Miguel Galuccio, en el área Bajada del Palo Oeste aumentó su producción interanual en el mes de junio un 6,9%.

–Shell en el campo Cruz de Lorena tuvo un crecimiento de 5,4%.

–Pluspetrol tuvo un incremento de producción de petróleo no convencional en junio de 5,4% frente al mismo mes de 2020.

–Tecpetrol en Fortín de Piedra disminuyó su producción un 0,2%.

Pozos conectados

Las compañías conectaron 29 pozos en el mes de junio de 2021, de los cuales 19 fueron de petróleo y 10 de gas. En junio de 2020 sólo fueron conectados 4 pozos de crudo y gas. YPF conectó 13 pozos de petróleo y gas; Vista y Shell conectaron 4; mientras que las compañías Chevron, Tecpetrol, Pluspetrol y PAE conectaron 2 pozos cada una.

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Especial desde Aña Cuá (Corrientes)

Mariana Carmona es la jefa de Coordinación de Seguridad e Higiene de la obra argentino-paraguaya de maquinización del brazo Aña Cuá que forma parte de la represa hidroeléctrica Yacyretá. Como parte de la estructura del consorcio ejecutor del proyecto, integrado por las empresas Astaldi, Rovella y Tecnoedil, el equipo de seguridad reúne más de 25 personas entre prevencionistas, enfermeros, médicos, choferes de ambulancia y expertos ambientales.

Hace un año, cuando inició la obra que aportará un 10 por ciento de la energía que produce la central, Mariana fue convocada para desempeñar un rol preventivo indispensable en un proceso que implica la realización de trabajos de alto riesgo.

En diálogo con EconoJournal, que viajó a Corrientes para conocer de primera mano los avances del proyecto, la jefa de seguridad explica cómo funciona el protocolo de despeje para avanzar con las explosiones del suelo que en cuatro años constituirá un nuevo corredor del caudal del río Paraná: “primero suena una sirena de advertencia, luego una segunda de evacuación, una tercera que anuncia la detonación y una cuarta para que, finalizado el proceso, el personal regrese a sus puestos de trabajo”.

Consciente de ello, en el día a día, Mariana hace algo más. Presiona el botón de una quinta sirena que advierte lo fundamental de su presencia para evacuar los estereotipos de género en una industria históricamente masculina, para detonar los prejuicios del trabajo de la mujer en obra y deconstruir cualquier imaginario social que no contemple la posibilidad del liderazgo femenino como realidad latente.

Prevenir para garantizar la seguridad

–¿En qué consisten las tareas del equipo de seguridad que dirigís en Aña Cuá?

En un proyecto de semejante magnitud nos atañen muchas responsabilidades ligadas a garantizar la seguridad del personal en tareas de altura, de riesgo eléctrico, de montaje, de movimiento de suelo, de carga y descarga de camiones, y de procedimientos de voladura. Además, coordinamos los aspectos ambientales. La responsabilidad es mucho más grande que en una obra habitual, porque estamos situados en una isla y tenemos que estar atentos a la permanente convivencia con especies autóctonas como yacarés, carpinchos, monos y serpientes. Por eso, es fundamental preparar a la dotación de personal para circular con estos seres vivos que deben ser preservados y cuidados porque son parte de la estructura de la reserva ambiental.  

–¿Cuáles son las actividades con mayor nivel de riesgo?

Es una obra que tiene riesgos que son bien puntuales y van a ir complejizándose a medida que avance el proyecto diseñado inicialmente por 5 años, aunque quizá se extienda por la cuestión pandémica. Los riesgos más críticos tienen que ver con los trabajos de montaje en altura esenciales para la construcción de armaduras de hormigón de la futura casa de máquinas.

El procedimiento de voladuras (perforaciones en roca), lo empezamos a realizar en diciembre del año pasado y ya llevamos 103 voladuras ejecutadas que nos sirven para poder aplicar los explosivos necesarios y avanzar en la profundidad de la excavación. Es una actividad que está a cargo del personal idóneo que conoce de la materia y requiere la aplicación de protocolos muy específicos.

Otro riesgo latente es la excavación en sí misma, a medida que realizamos el movimiento de suelo y se van extrayendo los metros cúbicos de piedra, se trabaja cada vez a mayor profundidad, con lo cual hay que estar muy atentos al comportamiento de los aludes. Hay un 50% de personal del lado paraguayo y un 50% del lado argentino porque así lo establece el proyecto que tiene la particularidad de ser binacional. Por eso, es necesario aplicar los marcos legales tanto argentinos como paraguayos. Yo soy una profesional recibida en Argentina y me senté a estudiar la legislación paraguaya para hacer una combinación y síntesis.

–¿Dónde pones el foco para evitar cualquier tipo de accidente?

Siempre apostamos a la prevención, nuestra tarea consiste en adelantarnos al riesgo que se pueda presentar, formar el personal, realizar capacitaciones diarias, si hay algún desvió en la práctica o en la condición de seguridad automáticamente se detiene el trabajo y se lo corrige para evitar que acontezca un accidente. Tuvimos incidentes muy leves que han sido atendidos en la enfermería de obra. Aun así, para nosotros cualquier mínimo incidente implica un llamado de atención importante, significa que tenemos que ajustar los controles y los procesos de trabajo para que esos desvíos no nos lleven a un accidente de mayor seriedad. Hacemos una parada de seguridad para reunir a todo el personal y poder revisar qué sucedió, corregir y establecer lo que llamamos la “lección aprendida”.

El rol de la mujer en la obra

–¿Cómo ejerces el liderazgo en una industria predominantemente masculina?

Si bien los tiempos han cambiado, mi rol como profesional mujer en un mundo masculino desde hace tantos años implica un esfuerzo extra, un plus que a nosotras nos toca atravesar y a los varones no. Se trata de hacernos escuchar en un universo de opiniones masculinas donde quizá, sin quererlo, los varones dan por sentado que tenemos que estar vinculadas a otro tipo de trabajos o no confían tanto en nuestra labor.

Mi forma de manejar los grupos humanos tiene que ver con aspectos que he defendido durante toda mi vida en todos mis trabajos. Para mí, lo más importante es ser humana a la hora del trato. Me comunico exactamente igual tanto con el ayudante de obra como con el gerente general; con humildad, respeto, cariño y esencialmente con humanidad. Eso es lo que me ha permitido sortear los obstáculos.

–¿Cuáles son los desafíos del papel que desempeñás en el día a día?

En el día a día las dificultades se presentan. En general yo manejo las situaciones con firmeza y humor al mismo tiempo. Mi teléfono no para de sonar y siempre tengo una palabra de aliento para cada uno. En verdad me manejo con humor y también con mucha firmeza porque tengo que defender lo que considero que es correcto y al mismo tiempo ser lo suficientemente flexible para identificar si me estoy equivocando y corregirlo. Mi primer objetivo cuando encaro mi rol en la obra es aprender los nombres de las personas con las que trabajo.

–Son 630 personas…

Todavía no logré aprender todos, pero sé muchísimos de ellos y los saludo cada vez que los cruzo en la obra. Además de compartir el trabajo, compartimos la vida. Estamos muchas horas en el proyecto y me parece importante encontrar momentos destinados a la contención afectiva.

–El trabajo en materia de seguridad no es ajeno al interés por sostener los lazos afectivos porque un buen clima laboral influye mucho a la hora de que la gente vaya a trabajar tranquila y segura…

Claro, de eso se trata la combinación del humor y la firmeza. En materia de seguridad, si no hay firmeza la persona se siente desorientada, tiene que ver a alguien firme y seguro. No obstante, tengo una concepción de la autoridad alejada del autoritarismo. Construyo mi autoridad desde la legitimidad y para eso necesito que la gente me conozca trabajando a la par de ellos. Porque, en definitiva, no sirve de nada que yo venga de la cima de la estructura vertical de mi rol para imponer una directiva.

–¿Qué diferencial aportas por ser mujer?

Respondo con un ejemplo: si se golpea un trabajador automáticamente le pregunto qué le pasó y si tiene alguien en su casa que lo espera. Las mujeres tenemos esa añadidura que ayuda a la apertura y al diálogo. Hay una tendencia a ser muy detallistas y tenemos en cuenta cosas que por lo general no se miran. A la mujer en seguridad yo la considero muy valiosa, también en los roles técnicos e ingenieriles. Por eso creo que debería haber muchas más trabajadoras en obra, pero es difícil porque generalmente están vinculadas al staff administrativo. Personalmente, impulsé para el 8 de marzo una foto grupal con las mujeres que trabajamos en el proyecto Aña Cuá. Creo que podemos aportar cosas muy interesantes desde nuestra perspectiva y empujar para que aumente el numero de mujeres en el sector industrial.

–¿Qué le dirías a las jóvenes profesionales que desean insertarse en la industria?

Yo les diría que se animen a romper con los esquemas que nos enseñan de chicas dando por hecho que hay actividades que son de nene cuando no es así. Que se animen a transitar estos caminos que constituyen desafíos muy lindos y arrojan mucha experiencia. Que rompan las estructuras impuestas y den un paso más para visibilizar lo que implica nuestra presencia en un mundo mal llamado masculino.

Los lazos comunitarios

Mariana Carmona tiene 42 años y hace 13 que trabaja en el ámbito de la seguridad. También fue docente de bibliotecas populares y alfabetizó jóvenes y adultos durante más de 10 años. Es un cúmulo de experiencias empáticas con la comunidad que incorpora a cada paso que da en el puesto que ejerce en la actualidad.

En sintonía con la importancia que le otorga a la construcción de lazos afectivos, Mariana asegura estar muy atenta a lo que acontece en Ayolas e Ituzaingó, las dos ciudades linderas a la represa: “Esta obra tiene un impacto social muy grande, Aña Cuá es un proyecto muy esperado por las comunidades. Muchos habitantes de la zona se criaron entre charlas de la represa, porque sus padres o sus abuelos trabajaron en la construcción. Desde ese lugar, sumado a la apertura de puestos de trabajo y la generación de movilidad social y económica que habilita el proyecto, es una obra muy importante para todos”.  

A poco más de un mes para las PASO, mientras las campañas electorales evidencian la tendencia discursiva de la política anunciando propuestas de resolución de conflicto dirigidas a la “gente común”, muchas veces sin identificar quién es la gente, qué es lo común y cuán importante es aceptar la existencia de la diferencia sin suficiencia elitista ni exaltación acrítica, la experiencia de Mariana suscita, -como mínimo- una reflexión a la hora de encarar posiciones de liderazgo. Para aceptar la diferencia como rasgo distintivo de los seres humanos y defender, a partir de allí, los derechos igualitarios. Porque, a fin de cuentas, ¿quién decide cuál es el proyecto común si dejamos de lado las diferencias?

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La obra de ampliación y maquinización del Brazo Aña Cuá, que forma parte de la central hidroeléctrica binacional Yacyretá construida por Argentina y Paraguay, ampliará la potencia instalada en 270 MW, y otorgará una generación estimada anual de 2000 gigawatts por hora (GW/h). El proyecto de la represa ubicada entre Ituzaingó, provincia de Corrientes, y la ciudad paraguaya San Cosme y Damián, supuso, hasta el momento, la contratación de 3000 personas entre empleos directos e indirectos.

Con una inversión de 400 millones de dólares proyectada por la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), la obra de infraestructura de la empresa que genera un 45% de la energía hidroeléctrica total del país, concluirá dentro de 3 o 4 años. Según lo previsto en el presupuesto 2022, la continuidad de Aña Cuá requerirá el año próximo un desembolso de 170 millones de dólares que saldrán de los recursos de la empresa.

Los detalles del proyecto

La central Yacyretá cuenta con 20 turbinas hidráulicas tipo Kaplan que permiten la conversión del recurso hídrico en energía eléctrica. Por su parte, el vertedero del brazo Aña Cuá comienza 15 kilómetros aguas arriba de Yacyretá, sobre la presa de cierre lateral derecha, mide 300 metros, está equipada con 16 compuertas radiales y ahora incorporará 3 turbinas.

El director ejecutivo de la EBY, Ignacio Barrios Arrechea, destacó a EconoJournal las posibilidades de estabilización de la generación hidroeléctrica que permitirá la obra, sobre todo ante circunstancias atípicas como la bajante histórica que hoy atraviesa el río Paraná: “A diferencia de la central principal, el brazo Aña Cuá tiene un caudal mínimo constante de 1000 metros cúbicos por segundo (m3/s) y cuando esté en funcionamiento, en una situación de baja del caudal de agua como la existente, aportará un 20% de lo que genera la central hidroeléctrica. Con la represa funcionando a máxima capacidad, la generación del brazo Aña Cuá va a representar un 10%”.

En términos de facturación, “Aña Cuá brindará 6 millones de dólares de facturación mensual con un caudal bajo y 7,5 millones en condiciones normales. Asimismo, por la sequía histórica desencadenada principalmente por la escasez de precipitaciones en la región, la central Yacyretá está facturando 30 millones de dólares, mientras que el promedio normal, con una generación de 3200 megawatts (MW), es de 65 millones de dólares mensuales”, explicó el directivo oriundo de Misiones.

El proyecto prevé la construcción y el desarrollo del canal aductor a la central, la embocadura, la casa de máquinas, el canal de fuga, una instalación de trasferencia de peces para no perjudicar el ecosistema del río y una playa de maniobras e interconexión con sus correspondientes líneas de transmisión.

El ingeniero Fabián Ríos y el director de la EBY, Ignacio Barrios Arrechea

Las empresas a cargo de la obra

En noviembre de 2019 se adjudicó la ejecución electromecánica a la empresa alemana Voith Hydro mientras que la obra civil quedó en manos del consorcio ART, integrado por la italiana Astaldi, la constructora argentina Rovella-Carranza y la firma paraguaya Tecnoedil. A su vez, la alemana Siemens está a cargo del equipamiento de transformadores.

En los próximos meses la EBY lanzará una última licitación para la interconexión a través de una línea de transmisión de energía de 500 kilowatts (KV) que vinculará la central Brazo Aña Cuá con la central Yacyretá y requerirá una suma de entre 17 y 18 millones de dólares.

Por último, consultado por la distribución de la energía entre los países involucrados, Arrechea manifestó que “cada país es dueño de un 50% de la energía de Yacyretá. Como Argentina tiene más demanda de energía, Paraguay, que abastece su demanda fundamentalmente a partir de la represa hidroeléctrica Itaipú, cede a la Argentina un 40% y luego hay un mecanismo de compensación por cesión que se realiza entre los estados y no depende de la Entidad Binacional”, concluyó.

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Distintas compañías petroleras exportarán en agosto tres cargamentos de petróleo Medanito, producido en Vaca Muerta. Cada barco transporta 75 mil metros cúbicos, sumando unos 225 mil metros cúbicos en total. De este modo, las operadoras de la Cuenca Neuquina comienzan a ganar posiciones en el negocio de la exportación.

Quienes exportan

Un cargamento pertenece íntegramente a Vista, la compañía liderada por Miguel Galuccio, que en febrero se convirtió en el segundo productor de petróleo no convencional en el país. Otro cargamento es compartido por las petroleras Pluspetrol y Petronas, aunque también contará con una porción menor de Pampa Energía. El tercer cargamento es de Tecpetrol, brazo petrolero del Grupo Techint, y la Compañía de Hidrocarburos No Convencionales (CHNC), el sello creado por YPF y Chevron para canalizar sus exportaciones de crudo provenientes de Loma Campana.

Los tres cargamentos van a ser despachados desde la terminal de exportación de crudo de Puerto Rosales (Bahía Blanca), la cual es operada por la empresa Oiltanking, controlada por la firma alemana Marquard & Bahls Company. El operador tiene que adecuar la logística para poder dar respuesta a estas exportaciones

Nuevo polo exportador

El año pasado ya hubo un mes en el que se exportaron tres cargamentos de crudo Medanito, pero fue en medio de la cuarentena estricta que había provocado una caída abrupta de la demanda local. Ahora, en cambio, la exportación se concreta en medio de la reactivación de muchas actividades productivas lo que evidencia que la exportación de crudo Medanito comienza a sistematizarse.

A las compañías les conviene exportar porque si venden a 70 dólares el barril Brent, terminan obteniendo unos 62 o 63 dólares luego de descontar un 8 por ciento de retenciones y uno o dos dólares por flete, mientras que en el mercado local por ese mismo crudo perciben entre 54 y 55 dólares.

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La petrolera YPF decidió desplazar al vicepresidente de Servicios, Carlos Alfonsi, y en su lugar asumirá Gustavo Medele, un ex Schlumberger que se venía desempeñando como vicepresidente de Recursos Humanos desde febrero de este año. La decisión de correr a Alfonsi, que se efectivizará a partir del 1 de agosto, es una jugada audaz porque este ingeniero mendocino cumplía 35 años en la empresa justo este año y contaba con un amplio reconocimiento interno, un activo clave en momentos en que la compañía atraviesa una de sus peores crisis y está tratando de reconstruir su cultura organizacional y comprometer al personal en esa tarea.

La salida de un histórico

Alfonsi nació en la ciudad mendocina de Luján de Cuyo. Cursó la primaria en la escuela Comandante Saturnino Torres y la secundaria en el Instituto San Pablo y luego se recibió de ingeniero químico en la Universidad Tecnológica Nacional de Mendoza. Luego sumaría el título IMD Managing Corporate Resources de Lausanne University y estudios de posgrado en el Massachussets Institute of Technology.

Dio sus primeros pasos en la refinería que YPF tiene en Luján de Cuyo donde llegó a desempeñarse como gerente de operaciones.

Luego dejó Mendoza y siguió ascendiendo dentro de la estructura de la petrolera. Fue director del Complejo de Refinería La Plata (1999-2001), director de Planeamiento Operativo (2002) y director de Comercio Exterior y Transporte para América Latina (2002-2004). Luego fue director de Refino y Marketing y Country Manager y CEO para Perú y director Ejecutivo de Refino y Marketing Internacional para Perú, Chile, Ecuador y Brasil (2004-2008).

Carlos Alfonsi.

En 2008 volvió al país y hasta 2012 se desempeñó como director ejecutivo de Downstream Industrial. Luego de la salida de Repsol y el Grupo Eskenazi, ocupó la vicepresidencia ejecutiva de Downstream, sumando el área Comercial y de Gas y Electricidad, puesto desde el que terminó siendo clave en el diseño del Plan Gas destinado a recomponer la producción en un momento crítico de la compañía.

El macrismo lo desplazó en 2017 de esa área clave, pero no se animaron a correrlo del todo por el arraigo que tenía entre el personal de YPF, no solo en la Torre de Puerto Madero sino también en las bases regionales del interior. Por eso designaron como vicepresidente Ejecutivo de Operaciones y Transformación, cargo desde donde debía pensar la transición de la compañía hacia un nuevo escenario caracterizado por la emergencia de las energías renovables y la movilidad eléctrica. «Como compañía, estamos bien. Somos la empresa número uno en producción de petróleo y de gas, refinación y comercialización de combustibles. Estamos cambiando porque queremos adelantarnos y prepararnos para lo que viene, no por una crisis», declaró entonces a EconoJournal.

Luego del cambio de gobierno se lo mencionó como uno de los candidatos a ser el nuevo CEO de la empresa, pero finalmente terminó haciéndose cargo de la vicepresidencia de Servicios desde donde comandó una dura negociación con los proveedores de la petrolera, haciéndose cargo de todo el proceso de manejo de caja de YPF.

Alfonsi además era desde 2018 presidente de AESA, empresa de Servicios, Ingeniería y Construcción de YPF S.A., y desde 2008 vicepresidente del Comité Argentino del Congreso Mundial de la Energía.

“Es un ciclo cumplido. Fue una decisión del CEO (Sergio Affronti) que necesita hacer un recambio en algunas áreas estratégicas de la compañía”, se limitaron a responder desde YPF ante la consulta de EconoJournal. Sin embargo, otras fuentes identifican al santacruceño Pablo González, presidente y principal espada de la política en la petrolera, como el motor de la decisión. Se desconocen los detalles del acuerdo de salida, pero por su larga trayectoria en cargos ejecutivos es de esperar que reciba una millonaria indemnización.

Quien llega en su reemplazo

En reemplazo de Alfonsi asumirá Gustavo Medele, quien también había sido mencionado como candidato a CEO el año pasado y finalmente en febrero de este año se incorporó al Comité Ejecutivo como vicepresidente de Recursos Humanos.

En la trayectoria de Medele sobresale su desempeño en distintas posiciones genenciales y operativas de Schlumberger. Desde 1995 hasta 2007 ocupó diversos cargos en Argentina, Brasil, Venezuela y Centro América. Entre 2007 y 2009 fue VP de Personal en Medio Oriente y Asia, siendo responsable de políticas de desarrollo de personal, beneficios y relaciones externas, abarcando 35 países desde Egipto hasta Nueva Zelanda.

Gustavo Medele.

Entre 2009 y 2013 se desempeñó como vicepresidente de Operaciones en México, a cargo también de proyectos integrados para Centro América. Entre 2013 y 2018 fue Gerente General en Latinoamérica y a partir de 2018, Gerente de Proyecto en Estados Unidos.

Es Ingeniero Electrónico, egresado de Northern Alberta Institute of Technology, Canadá. Luego se perfeccionó como Licenciado en Tecnología de la Información en University of Phoenix, USA.

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Estados Unidos y Alemania llegaron a un acuerdo político y energético que despeja el camino para la finalización y puesta en operación del gasoducto Nord Stream 2, el proyecto que reforzará la posición de Rusia en el mercado europeo del gas. Washington y Berlín también dejaron la puerta abierta a futuras sanciones en contra del gas ruso en caso de considerar que Rusia toma medidas que amenacen a Ucrania o a la seguridad energética de Europa.

Las diplomacias de ambos países informaron en un comunicado conjunto que trabajarán “para responder juntos a la agresión rusa y sus actividades malignas, incluidos los esfuerzos rusos por utilizar la energía como arma”. Berlín además se compromete a hacer todo lo posible para garantizar el tránsito de gas ruso vía Ucrania más allá del 2024.

El ministro de Asuntos Exteriores de Alemania, Heiko Maas, manifestó en Twitter su «alivio» por una «solución constructiva». «Ayudaremos a Ucrania a construir un sector de energía verde y presionaremos para asegurar el tránsito de gas a través de Ucrania en la próxima década», señaló.

El gasoducto gemelo de Nordstream 1 se encuentra construido en un 98%. El consorcio Nord Stream AG (integrado principalmente por la compañía rusa Gazprom y por otras compañías de Alemania, Holanda y Francia) había recibido en mayo el visto bueno de las autoridades alemanas para la construcción de un tramo faltante en territorio alemán. Una vez en operación podrá transportar 55.000 millones de m3 de gas de Rusia a Alemania por año. Entre los dos Nordstream la capacidad total ascenderá a 110.000 MMm3 anuales.

Nuevo acuerdo

EE.UU. y Alemania reafirmaron su apoyo a los reclamos soberanos, la integridad territorial y la independencia de Ucrania frente a Rusia. Ambos países están dispuestos a usar herramientas y sanciones para “garantizar que Rusia no hará un mal uso de ningún gasoducto, incluido Nord Stream 2, para lograr fines políticos agresivos utilizando la energía como arma”. En caso de “utilizar la energía como arma o cometer nuevos actos agresivos contra Ucrania, Alemania tomará medidas a nivel nacional y presionará para que se adopten medidas eficaces a nivel europeo, incluidas sanciones, para limitar las capacidades de exportación rusas a Europa en el sector energético, incluido el gas, y / o en otros sectores económicamente relevantes”.

Un objetivo importante del acuerdo es el compromiso asumido por Alemania para lograr mantener el tránsito del gas ruso vía Ucrania. “Alemania se compromete a utilizar todos sus recursos disponibles para facilitar una extensión de hasta 10 años al acuerdo de tránsito de gas de Ucrania con Rusia, incluido el nombramiento de un enviado especial para apoyar esas negociaciones, para comenzar lo antes posible y a más tardar el 1 de septiembre”, indica el comunicado oficial.

Por otro lado, se comprometieron a movilizar inversiones para apoyar la transición energética en Ucrania y otros países de Europa central y del este. Crearán un Fondo Verde para Ucrania por el que esperan movilizar mil millones de dólares para apoyar su transición, eficiencia y seguridad energéticas. Alemania proporcionará una donación inicial de al menos 175 millones de dólares y trabajará para extender este compromiso en los próximos años. También incluirá asistencia técnica para avanzar en la integración de Ucrania en la red eléctrica europea.

Giro de EE.UU.

El anuncio del acuerdo llega luego del encuentro del presidente Joe Biden y de la canciller alemana Angela Merkel en la Casa Blanca. Alemania siempre defendió el proyecto, pese a la oposición de otros socios en la Unión Europea, de Ucrania y de Estados Unidos. Esa diferencia volvió a quedar expuesta. «Aunque reiteré mis preocupaciones sobre el Nord Stream 2, la canciller Merkel y yo estamos absolutamente unidos en nuestra convicción de que no debe permitirse a Rusia usar a la energía como arma para coaccionar o amenazar a sus vecinos», dijo Biden luego del encuentro.

De todas formas, el acuerdo cimienta un cambio de posición de Estados Unidos con respecto a Nordstream 2. El gobierno estadounidense había suspendido en mayo las sanciones aprobadas por el Congreso en 2019 en contra de Nord Stream AG y del director ejecutivo que supervisa la construcción del gasoducto. Biden buscaba comenzar a recomponer con ese gesto las relaciones con Alemania, deterioradas durante la presidencia de Donald Trump.

“Mi punto de vista sobre Nord Stream 2 se conoce desde hace algún tiempo. Los buenos amigos pueden estar en desacuerdo, pero cuando asumí la presidencia, estaba completado en un 90% y la imposición de sanciones no parecía tener ningún sentido», marcó Biden.

El gobierno alemán justifica el proyecto frente a la posibilidad de necesitar más gas en el futuro. Alemania es el primer importador en la Unión Europea (79.000 MMm3 en 2020), seguido por Italia, Francia, España y Holanda. El 43% de las importaciones europeas fueron a través de los gasoductos con Rusia, seguido por los gasoductos desde Noruega (23%) y las importaciones de GNL (otro 23%).

Críticas de Ucrania

Ucrania y Polonia consideraron que el acuerdo agudiza una crisis de seguridad en Europa. En un comunicado conjunto afirmaron que “esta crisis se profundiza significativamente por la renuncia a los intentos de detener el lanzamiento del gasoducto NS2. Esta decisión ha creado una amenaza política, militar y energética para Ucrania y Europa Central, al tiempo que aumenta el potencial de Rusia para desestabilizar la situación de seguridad en Europa”.

Un tercio de las exportaciones de gas ruso a Europa transitan a través de Ucrania, con un beneficio económico de explotación estimado en 1000 millones de dólares anuales. Con Nord Stream 2 en funciones, la ruta ucraniana del gas ruso perdería relevancia geopolítica. Ucrania y Rusia están enfrentadas por la guerra civil en la región del Donbás y la ocupación e incorporación de Crimea como nuevo territorio ruso.

“Ucrania y Polonia trabajarán junto con sus aliados y socios para oponerse a NS2 hasta que se desarrollen soluciones para abordar la crisis de seguridad creada por NS2, brindar apoyo a los países que aspiran a ser miembros de las instituciones democráticas occidentales y reducir las amenazas a la paz y la seguridad energética”, concluyeron.

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