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La reducción de las emisiones de carbono ha logrado colocarse como un objetivo prioritario en la agenda internacional. En el año 2015 se firmó el Acuerdo de París para coordinar los esfuerzos globales con 196 países adherentes, con el objetivo de mantener el aumento de la temperatura media mundial por debajo de los 2 °C con respecto a niveles preindustriales. La Argentina asumió compromisos significativos de reducción de emisiones mediante de contribuciones a nivel nacional a partir de determinadas acciones de mitigación.

José A. Martínez de Hoz

El cambio reciente en la Administración de los Estados Unidos significa volver a colocar esta cuestión como prioritaria, y ya se han anunciado iniciativas relevantes al respecto. Además, los organismos financieros internacionales más importantes han focalizado sus políticas de crédito hacia las nuevas fuentes de energía, con el objetivo de inducir proyectos que ayuden a la reducción de emisiones de carbono.

La Argentina se encuentra en una posición en la que puede adaptarse a la tendencia internacional sin renunciar ni reducir el desarrollo de sus recursos y reservas de hidrocarburos.

El gas natural puede colaborar hacia la transición en materia energética,
pues genera emisiones mucho menores a otras fuentes de energía como
el carbón y puede contribuir a la reducción de emisiones en áreas como el transporte público.

El gas natural puede colaborar hacia la transición en materia energética, pues genera emisiones mucho menores a otras fuentes de energía como el carbón, y puede contribuir a la reducción de emisiones en áreas como el transporte público.
En la Argentina, el gas natural representa más del 50% de la matriz energética, y a partir del desarrollo de Vaca Muerta, que cuenta con recursos no convencionales mundialmente reconocidos en cuanto a su magnitud y calidad, el país tiene una oportunidad de cambio de paradigma para convertirse en un exportador de gas natural y GNL. 

Oportunidad finita

Sin embargo, esta ventana de oportunidad no es infinita y debe aprovecharse en forma inmediata, pues en las próximas décadas es previsible que el mundo continúe avanzando hacia otras fuentes
de energía sin carbono.

Paralelamente, la Argentina demostró un avance importante en la diversificación de su porfolio energético hacia las energías de fuente renovable a través del Programa RenovAr. A partir de 2016
se licitó un gran número de contratos de suministro eléctrico asociados a la construcción de plantas de generación eólica, solar fotovoltaica y biomasa que en la actualidad representan una capacidad de generación que cubre más del 12%de la demanda nacional. 

Desafortunadamente, la consolidación y profundización de este programa se malogró a causa de la inestabilidad cambiaria que comenzó en el año 2018, y el cambio de reglas de juego y el agravamiento de la situación macroeconómica desde el año 2020 hasta la fecha.
El aprovechamiento del aprendizaje en esta materia depende en buena medida de la superación de las circunstancias mencionadas y el convencimiento de la necesidad de adoptar políticas de Estado de largo plazo que permitan el planeamiento empresario con independencia de la alternancia política en el gobierno propias de cualquier sistema democrático.

Litio

Afortunadamente, se presentan nuevas oportunidades para el país en otras áreas. La Argentina se encuentra también en el denominado «triángulo de litio» que comparte con Bolivia y Chile, donde están localizadas más del 67% de las reservas probadas mundiales; cuenta con reservas de litio que lo colocan en el segundo lugar a nivel global por su magnitud y es el tercer productor mundial.

La demanda internacional de litio ha crecido exponencialmente en la última década por su empleo en baterías para múltiples usos, desde teléfonos celulares hasta vehículos eléctricos e instalaciones de almacenamiento. Esta tendencia ha conducido a que grandes compañías como Tesla, Panasonic y Ganfeng Lithium estén focalizadas en la búsqueda de reservas de litio de magnitud a precios competitivos. 

Hidrógeno

Por otra parte, el denominado hidrógeno «verde» producido a partir del proceso de electrólisis que no genera emisiones de carbono empieza a transitar por un gran «momentum» a nivel internacional, con proyectos –aún en evaluación– de gran envergadura, impulsados por jugadores de primer nivel, como el Asian Renewable Energy Hub en Pilbara, Australia. Este país cuenta con otros cuatro proyectos, y Holanda, Alemania, China, Arabia Saudita y Chile también están avanzando con proyectos importantes. Se estima que la generación de hidrógeno «verde» permitirá reducir las emisiones de carbono en procesos industriales y proporcionar combustible para automóviles, camiones, autobuses y buques, entre otras muchas aplicaciones.

Algunos países desarrollados, incluyendo Alemania, Japón y China, han aprobado marcos regulatorios para estimular el desarrollo del hidrógeno verde a gran escala. La Argentina aprobó en 2006 la Ley 26.123, que crea un régimen de promoción, pero esta no ha sido reglamentada y falta su implementación específica, que incluye la demora en el diseño de un Plan Nacional de Hidrógeno que prevé la ley. 

No obstante, la Argentina cuenta con algunos desarrollos pioneros de la tecnología, como el de Hychico en Chubut. También YPF y el CONICET están desarrollando iniciativas en este terreno. Asimismo, Buquebus anunció que se encuentra en una etapa de estudios para integrar el hidrógeno a través de un proceso de «blending» con gas natural o pilas de hidrógeno para la propulsión de los motores de sus embarcaciones.

Sinergía renovable

Además, la generación de hidrógeno «verde» requiere un suministro eléctrico intensivo que brinda la oportunidad de cubrir esa necesidad con generación de energías renovables de fuente eólica o solar, y así intensificar el uso de energías sin emisiones de carbono.

El desarrollo de estas fuentes de nuevas energías tiene un elemento común: la necesidad de gigantescas inversiones cuya recuperación depende de proyectos sustentables en el largo plazo.

Para que sean viables en la Argentina, al igual que el desarrollo masivo de Vaca Muerta, nuestro país debe recuperar la normalidad macroeconómica y políticas económicas sustentables con reglas de juego claras, previsibles y estables, incluyendo niveles reducidos de inflación y una moneda confiable.

Aspectos regulatorios

En el aspecto regulatorio, además de los incentivos fiscales, para el desarrollo de estos proyectos es indispensable la creación de un marco legal que garantice estabilidad tributaria, la eliminación de las restricciones cambiarias, de las retenciones a las exportaciones y las limitaciones a la exportación, a través de acuerdos de inversión que otorguen a los inversores una base legal y contractual confiable y estable que permita financiar y viabilizar dichos proyectos.

En los grandes proyectos internacionales se garantiza el acceso a un foro neutral para resolver las eventuales disputas. La manera de dar seguridad jurídica a los inversores es someter al arbitraje internacional administrado por alguna de las varias instituciones arbitrales especializadas las posibles divergencias que puedan surgir de los acuerdos de inversión. Ello es ineludible si se desea competir a nivel internacional. 

La Argentina aún está a tiempo de aprovechar estas nuevas tendencias. Las oportunidades son múltiples, pero dependen de que la clase política comprenda que el país y quienes vivimos en él tenemos mucho más que ganar con el consenso de acordar políticas de largo plazo; asimismo, aprendiendo de las experiencias de otros países en desarrollo que permitan construir plataformas de desarrollo estables y previsibles que den seguridades de su continuidad más allá de la alternancia de los diferentes partidos en el gobierno.  ×

(*) Socio MHR Abogados

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La industria petroquímica mostró una recuperación de la producción del 5% en abril comparado con el mismo mes de 2020. Los datos surgen del informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP), que registró también un crecimiento productivo interanual del 8% “debió a que, durante el mismo mes del año pasado por las restricciones establecidas por la pandemia, las plantas estuvieron produciendo a menor capacidad”, indica el reporte. Los subsectores que favorecieron la recuperación fueron los productos finales termoplásticos. No obstante, “el acumulado del año aún registra una baja del 8%”.

A su vez, el informe señala que las ventas locales cayeron 3% respecto a marzo, pero registraron un crecimiento interanual del 51% dado el aumento en precios y volúmenes vendidos, acumulando un crecimiento del 29% durante el primer cuatrimestre de 2021. Con respecto a las ventas externas, si bien acumulan una caída del 20%, se observa una recuperación intermensual del 17% y una recuperación interanual del 10% por lo mencionado anteriormente. Tanto para el mercado local como para el externo, las ventas se vieron favorecidas por los productos finales termoplásticos e intermedios.

El relevamiento confeccionado por la CIQyP, que agrupa a más de 150 compañías que representan el 80% del valor agregado industrial del sector conformado por grandes, medianas y pequeñas, determina que la capacidad instalada del sector durante abril 2021 tuvo un uso promedio de 61% para los productos básicos e intermedios y del 89% para los productos petroquímicos.

Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP, enfatizó que “desde inicio de año, las empresas se enfrentan a grandes desafíos por eso algunas han dejado de producir a capacidad máxima, algunos han visto una reducción en la oferta y otros han experimentado un gran aumento de la demanda, por eso creemos que la industria química y petroquímica no solo es tan importante ahora como lo era antes de la emergencia global de la pandemia del Covid-19, sino que en realidad es mucho más relevante para el futuro”.

Por su parte, la balanza comercial de los productos del sector alcanzó en abril un déficit de 416 millones de dólares, 17% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones del 23% en las importaciones y del 33% en las exportaciones.

El informe acentúa que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) mantienen su recuperación en producción, alcanzando en abril un crecimiento del 27% respecto al mes anterior. Por su parte, las ventas locales cayeron un 11% y las externas un 39%. No obstante, al comparar los valores con los obtenidos en abril de 2020 se observan registros positivos para las tres variables.

“En conclusión, las ventas totales (mercado local más exportaciones) de los productos comunicados por las empresas participantes del informe durante marzo de 2021 alcanzan los 312 millones de dólares, acumulando un total de USD 1120 millones en el primer cuatrimestre del 2021”, destaca el informe.

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica emite mensualmente y desde 1999 un informe sobre la actividad industrial cuyas fuentes son las empresas del sector, el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), Penta-Transaction-Estadísticas Import-Export y el Banco Central de la República Argentina (BCRA).

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El sector energético vivió un cambio trascendental en 2020. No por la pandemia y sus consecuencias sobre la producción y la demanda de energía, sino por lo que Marcelo Martínez Mosquera denomina la llegada del «tsunami verde». El presidente del Departamento de Energía de la Unión Industrial Argentina y hombre histórico de Techint entiende que la industria energética terminó por asumir la realidad del cambio climático y la necesidad de adaptarse a un nuevo contexto político y social internacional que exigirá reducir las emisiones.

Marcelo Martínez Mosquera

Martínez Mosquera realiza esta lectura de época en su reporte sobre el CERAWeek 2021, el mayor evento anual de Oil & Gas de Estados Unidos. TRAMA pudo acceder a las reflexiones del experto en energía de la UIA. «En cinco días de CERAWeek no escuché ninguna voz que objetara el vínculo entre las emisiones de CO2 y el cambio climático. Y hubo unánime aceptación de la gravedad de la situación», explica Martínez Mosquera. Según su visión, «este tsunami verde llegó para quedarse, pero esta vez no es una hipocresía, esta vez verdaderamente vamos a combatir las emisiones de CO2 a nivel mundial».

Un escenario nuevo

La reducción de las emisiones a cero fue un tema de enorme centralidad en los paneles del CERAWeek. Según Martínez Mosquera, «no resulta fácil en el mundo de la energía abstraerse de una situación tan relevante, especialmente cuando los presidentes de las principales empresas petroleras de Europa ya anunciaron que están modificando su ‘business definition’».
La transformación «de empresas de petróleo y gas a ‘empresas de energía’» refleja un proceso en el que políticos, dirigentes y empresarios son observados por los «accionistas» de cada una de estas actividades (votantes para los políticos, miembros de directorios y bancos para las empresas), que presionan para que se fijen políticas serias de reducción de emisiones.

Martínez Mosquera describe un escenario en el que todos los países y todas las empresas asumirán compromisos para reducir sus emisiones. «A mediados del año pasado, Xi Jinping anunció que China iba a llegar a ‘net zero emissions’ para el año 2060, luego llegó Joe Biden y también asumió un compromiso similar para Estados Unidos. También Bernard Looney de BP, Patrick Pouyanné de Total y Van der Beurden de Shell expresaron su completa adhesión y efectuaron promesas diversas de reducción de emisiones en cada compañía», dice.

En ese marco, espera que los países establezcan impuestos y tasas al carbono en forma creciente, como ya viene sucediendo en Europa. «La Unión Europea está en camino de instaurar un ‘carbon tax adjustment’ para todas las importaciones desde terceros países, calculando el nivel de emisiones que cada producto trae aparejado desde su país de origen. Es un interesante y complejo concepto, muy resistido por el resto
del mundo», explica el experto en energía de la UIA.

Si bien comparte la necesidad de imponer cargos a las emisiones, también indica que no serán una solución completa ni definitiva. «Es muy probable que la economía se ajuste a los nuevos valores y sigamos emitiendo; menos, por supuesto, pero emitiendo al fin», dice. Por otro lado, no ve que el uso de esos cargos para disminuir la demanda energética (y las emisiones asociadas a ella) pueda tener un impacto significativo. «Existen pocos antecedentes donde haya habido importantes reducciones de demanda de energía por señales de precio. La elasticidad de la demanda de energía al precio, por ser una necesidad básica del ser humano, es muy baja», evalúa en su reporte.

Desafíos

El tsunami verde necesariamente abarca también otras industrias. Entre las automotrices, muchas aceleran sus planes para la fabricación de vehículos eléctricos. Como ejemplo, General Motors anunció recientemente un ambicioso plan para fabricar solo vehículos eléctricos para el año 2035. El transporte es un sector clave: genera el 24% de las emisiones directas de CO2, según IEA. 

Para Martínez Mosquera, «el auto eléctrico jugará un rol fundamental en esta batalla contra las emisiones». La tecnología en baterías y coches fue mejorando con los años y las disparidades con los vehículos a combustión se han ido achicando. «La diferencia en el precio de un auto eléctrico y un auto a combustión que brinden el mismo servicio ya resulta más accesible», explica. 

Si bien muchas grandes automotrices dicen apostar a un futuro solo con coches eléctricos, el experto de la UIA traduce ese desafío en números. «Si lográramos aumentar la capacidad de producción y venta de autos eléctricos en un fabuloso 30% anual acumulativo, llegaríamos en 2030 a fabricar de 35 a 40 millones
al año contra una necesidad de 70-80 millones, básicamente la mitad, un excelente logro. Aunque así se llegaría en total a solo 200-250 millones de autos eléctricos circulando, menos del 25% del total del parque para esa época», razona.

El parque mundial de automóviles actual demanda 25 de los 100 millones de barriles de petróleo que se consumen por día. El resto se divide entre otros tipos de transporte (algunos fáciles de electrificar y otros mucho más difíciles, como lo son los buses y los camiones, respectivamente), la petroquímica
y otros usos. «No hay que confundirse. Cuando se propone como solución el auto eléctrico, estamos atacando solo una cuarta parte del consumo petrolero a nivel mundial», explica.

Martínez Mosquera recurre a estos números para dar cuenta de que la demanda mundial de petróleo no se verá significativamente afectada en los próximos diez años. Es más, anticipa un leve crecimiento, impulsado por países y regiones aún en desarrollo como China, India y Latinoamérica. «Si el consumo de petróleo global antes de la pandemia era en 2019 de 100 MMbbl/día y se vuelve post-pandemia a un nivel similar, a futuro mediato el petróleo no decaerá en su demanda y es posible que incluso tenga cierto crecimiento hasta 2030, llegando a 105 MMbbl/día», analiza.

Pero más desafiante es el objetivo de descarbonizar la generación eléctrica. Existe una doble presión en contra. Por un lado, la demanda eléctrica global es traccionada por la demanda de los países no desarrollados, principalmente en Asia. Por el otro, distintos países avanzan con planes para reemplazar el uso de carbón o de gas natural por fuentes energéticas renovables. Estas fuerzas presionan más allá de la respuesta que la industria energética y el avance de la tecnología hoy pueden dar en materia de energías limpias.

«La posibilidad de hacerlo solamente con energías renovables es impensable con la tecnología actual. Hasta que no encontremos un avance tecnológico en materia de almacenamiento, poder satisfacer esas necesidades con energías intermitentes resultará imposible», entiende el hombre de la UIA. También considera que las tecnologías en almacenamiento de energía, producción de hidrógeno y captura de carbono todavía conllevan importantes desafíos técnicos, tecnológicos y/o de costos.

Parte de su razonamiento se basa en el desempeño reciente. Las fuentes eólica y solar alcanzaron una participación del 6%al 7% de la generación eléctrica mundial. «Son evidentes las virtudes de las energías renovables, pero efectivamente se necesita un crecimiento incluso superior al observado para
que tengan un verdadero impacto en emisiones para 2030», explica. Incluso cuestiona que no esté claro cuál es el costo integral de las fuentes renovables cuando se tienen en consideración todos los factores para lograr atender a los centros de consumo, tales como las líneas de alta tensión para traer
la energía o los sistemas de back up para compensar la intermitencia. «¿Cuál es el verdadero costo para la sociedad en su conjunto? ¿Se hará explícito este costo?», reflexiona.

Oil & Gas

El gas natural suele estar en la mesa de las discusiones sobre transición energética, especialmente en lo que respecta a generación eléctrica. Mientras que el carbón genera emisiones de 850 kg de CO2/Mwh, el gas natural libera 400 kg de CO2/Mwh del gas natural. La generación eléctrica con carbón sigue representando más del 35% del total mundial. Pero su uso viene en retroceso, especialmente en Estados Unidos y Europa, gracias a los precios del gas natural.

Para Martínez Mosquera, la reducción en la generación a carbón es de gran relevancia, especialmente en el sudeste asiático.
Los casos más relevantes son los de China e India, debido a sus necesidades energéticas crecientes. «Recordemos que tanto China como India tienen un 70% de dependencia de generación eléctrica de turbinas a vapor alimentadas con carbón. En 2020 China agregó 30 nuevas usinas a carbón, todas ellas con sus correspondientes emisiones, pero necesarias para satisfacer su demanda energética. Esto, independientemente de ser el mayor instalador, por lejos, de energías renovables», explica.

Pese a los esfuerzos de estos países para sumar más energías renovables, las condiciones para reducir su dependencia del carbón no están dadas ni lo estarán en el corto o mediano plazo. «La posibilidad más concreta de estos países de iniciar un cambio es por medio del gas natural. Tal como lo hizo Estados Unidos: 15 años atrás su generación a carbón representaba el 50% de la matriz eléctrica, mientras que el gas natural representaba el 22%», dice Martínez Mosquera. 

La clave de ese éxito no es otra que los precios del gas. «Lo logró porque pudo obtener un gas a un costo menor a u$s 3/MMBTU que, utilizado en una turbina de ciclo combinado a gas natural, tiene un costo de generación eléctrica de alrededor de u$s 40/Mwh, lo que implica una reducción de costo muy importante respecto de colocar una nueva usina de carbón o tratar de seguir adelante con usinas a carbón ineficientes, cuyo costo es de alrededor de u$s 70/Mwh», explica.

Pero ese costo es al menos la mitad del que China e India pueden conseguir. Sus reservas conocidas son escasas, por lo que deben recurrir a importaciones de gas natural licuado, desde países como Qatar, Australia, Rusia o Estados Unidos. «Este sería el primer paso de la tan comentada transición energética: salir del carbón e ir al gas natural. Aunque si nos detenemos a pensar que ese gas natural licuado les cuesta más de u$s 8/MMBTU, y por ende les resulta mucho más caro que generar a carbón, la decisión se hace más difícil, especialmente en países que están en sus etapas iniciales de desarrollo, como es el caso de India», indica Martínez Mosquera.

Con respecto a la oferta futura de petróleo, Martínez Mosquera vaticina un renovado rol de los países miembros de la OPEC en la producción global, luego de varios años de dominio del shale oil estadounidense. «El rol de la OPEC se modificó, incorporando a Rusia y otros países exportadores que adhirieron a los postulados de la OPEC en el control de la producción a nivel mundial, constituyendo la ya afamada OPEC+. Esto hace que el lado de la oferta esté bastante firme y controlado en este momento», afirma.

Las formaciones de shale en Estados Unidos ya no suponen la amenaza de antaño sobre ese dominio histórico de la OPEC. Esto se debe a que la declinación en la producción es muy superior en este tipo de yacimientos. Las mejores áreas («sweet spots») se agotan rápidamente y cada año se deben hacer más y más inversiones solo para mantener la meseta productiva, antes de su declinación final. «En Estados Unidos, básicamente el 90% de la producción de petróleo shale proviene de tres enormes cuencas: Permian, Eagle Ford y Bakken. Las dos últimas ya llegaron a su plateau y los «sweet spots» están llegando a su fin. Solo queda la Permian con posibilidades de crecimiento».

«Hay muchos analistas financieros que sostienen que la razón de la falta de crecimiento actual en Estados Unidos es el deseo de recibir cash por parte de los accionistas, de los inversores, de los financistas, de los fondos de inversión, etc. Mi visión es diferente: si el precio es atractivo y hoy lo es a u$s 60 por barril, todos aquellos yacimientos que tengan una adecuada tasa de retorno serán desarrollados. Pero, aun así, no se puede esperar un fuerte crecimiento», sentencia Martínez Mosquera. ×

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El Centro de Estudios para la Producción (CEP-XXI) del Ministerio de Desarrollo Productivo es el ámbito encargado de realizar análisis de coyuntura, estudios e investigaciones sobre la estructura productiva que aporten al diseño de políticas públicas. Como parte de esa tarea, ha venido realizando diversas investigaciones con una visión de largo plazo destinada a fomentar el crecimiento de las capacidades de producción, aumentar la eficiencia y potenciar el dinamismo tecnológico. El listado incluye documentos sobre la transición a la electromovilidad, desafíos y oportunidades de la minería y oportunidades para el desarrollo de la economía del hidrógeno. Esos trabajos son los que el ministro Matías Kulfas toma como referencia para definir esa otra agenda que va más allá de la coyuntura. TRAMA conversó con Daniel Schteingart, director del CEP-XXI, sobre los aspectos clave de esos informes. 

El potencial del cobre

En el trabajo dedicado a las oportunidades que ofrece la minería el CEP XXI detalla, por ejemplo, el potencial de la producción de cobre que se utiliza en numerosas actividades e incluso es clave para la generación de energías renovables. «El cobre está presente en todas las iniciativas para reducir emisiones de carbono. Por ejemplo, un motor a combustión interna (alimentado con fósiles) demanda en promedio 23 kg de cobre, mientras que la batería de un vehículo eléctrico (que implica muchas menos emisiones de gases de efecto invernadero) utiliza alrededor de 80 kg. Es decir que un vehículo eléctrico necesita cuatro veces más cobre que uno convencional», destaca Schteingart. 

La International Energy Agency señala que la participación global de los vehículos eléctricos en las ventas globales en la actualidad promedia el 3%, aunque proyecta que sea del 30% en 2030. «Esto significa que en 10 años las ventas pasarían de unos 2 millones de unidades cada año (entre 2019-2020) a 25-30 millones. Pero, además, va a hacer falta desarrollar una infraestructura de estaciones de recarga, donde cada cargador rápido utiliza unos 8 kg de cobre», agrega el director del CEP-XXI para reforzar la importancia de este mineral. 

Incluso el cobre es clave para la industria renovable, ya que una central eléctrica convencional requiere alrededor de 1 tonelada de cobre para producir 1 Mw de electricidad, mientras que tanto los parques eólicos como los solares necesitan entre 3 y 5 toneladas por Mw. 

Para estimar la oferta adicional de cobre que será necesaria en los próximos años, desde el CEP XXI contrastaron proyecciones de consumo con proyecciones de producción de cobre y señalaron que hasta 2026 no se requerirán esfuerzos especiales para mantener el balance entre oferta y demanda. Sin embargo, en los años posteriores la necesidad de nueva producción en mina será creciente: para 2030 podría superar los 3 millones de toneladas y más que duplicarse en 2035, hasta alcanzar 7,7 millones de toneladas. La clave frente a este escenario pasa por determinar cuáles son las posibilidades de que proyectos argentinos cubran esa oferta faltante. 

Schteingart sostiene que en la actualidad existen al menos unos 48 proyectos de cobre avanzados en el mundo, que cuentan con estudios actualizados durante los últimos dos años. Aunque no todos se concretarán en los próximos años, la suma de reservas en cada país es un indicador de dónde se concentran los esfuerzos para ampliar la capacidad productiva de cobre a nivel global. Siguiendo estos criterios, los proyectos de mayor capacidad se ubican en la República Democrática del Congo, con cuatro proyectos avanzados; Estados Unidos en segundo lugar, con cinco proyectos; y en tercer lugar Argentina, con tres proyectos avanzados (El Pachón, Josemaría y Agua Rica). «De los proyectos locales, Josemaría en San Juan es el que se encuentra más avanzado y la empresa prevé iniciar sus operaciones entre 2025 y 2026, estimando operaciones por 19 años», afirma Schteingart. 

Divisas, empleo e infraestructura

Los proyectos mineros también serán claves para la generación de divisas. Según cifras oficiales, el proyecto de Josemaría prevé exportar u$s 19.800 millones durante los 19 años de vida útil del proyecto, es decir, unos u$s 1.150 millones al año. Además, estos proyectos representan desembolsos de inversión extranjera directa que pocos sectores pueden ostentar: únicamente la puesta en marcha de Josemaría demandaría u$s 3.091 millones. Agua Rica aportaría un número similar en materia de exportaciones. «Nosotros estimamos que solo esos dos proyectos podrían incrementar las exportaciones en u$s 2.600 millones, lo que equivale más o menos a todas nuestras exportaciones de carne vacuna. No obstante, el alza del precio internacional del cobre durante el último año quizás mejore nuestras previsiones. En abril, el Banco Mundial revisó sus proyecciones sobre el precio del cobre, previendo subas de entre 24% y 37% para la próxima década», remarca el director del CEP XXI.

Además, la minería, una actividad regional ubicada lejos de los grandes centros urbanos, es clave en varias provincias, tanto en empleo como en recaudación e infraestructura, ya que las inversiones mineras incluyen el desarrollo de rutas y tendidos eléctricos.

El empleo minero cuenta además con una remuneración que es unas tres veces superior al promedio de la Argentina y la segunda más alta de la economía solo por detrás de los hidrocarburos. Todo ello se traduce en poder adquisitivo y nuevas oportunidades en regiones muchas veces postergadas. «No es casualidad que la pobreza por ingresos en el Gran San Juan fuera 10 puntos superior a la media nacional en 2004 (antes del auge minero) y que en 2018-2020 haya sido 3 puntos menor. Como medida a mejorar urgente, hay que decir que se trata de una actividad muy masculinizada (al igual que la del sector primario y el industrial): si bien las mujeres que trabajan en la minería perciben muy buenos salarios ($ 160.000 en promedio), son apenas el 10% del empleo del sector», afirma Schteingart.

La apuesta por el hidrógeno

Unos 20 países trazaron estrategias vinculadas al desarrollo del hidrógeno, con un foco importante en el transporte. Algunas proyecciones apuntan a que podría representar el 18% de la demanda de energía para 2050. Argentina también busca posicionarse como un jugador clave en ese mercado. «Nuestro país está en condiciones de posicionarse en el mercado del hidrógeno, especialmente en lo que será el mercado del hidrógeno verde, porque cuenta con el recurso más importante para su desarrollo: un gran potencial en energías renovables. Es muy importante comprender que la producción de este hidrógeno es intensiva en energía eléctrica y, por lo tanto, quien tenga acceso a ese recurso podrá ofrecer los mejores precios», aclara. En este sentido, Argentina cuenta con los mayores niveles de radiación a nivel mundial en el noroeste y una capacidad eólica en la Patagonia, e incluso en el sur de la provincia de Buenos Aires, equiparable a las de zonas offshore del Mar del Norte, con factores de carga en los parques que sobrepasan ampliamente el promedio internacional. De hecho, diversos estudios de organismos internacionales y consultoras ubican a Argentina y Chile entre los países con más potencial en esta industria. 

«Además contamos con un diferencial con relación a otros países que son fuertes en recursos renovables: tenemos capacidad de producir hidrógeno azul a partir de gas natural. Eso nos da el diferencial de poder abastecer todos los mercados del hidrógeno a lo largo de la transición energética hacia la descarbonización, ya sea con un combustible de transición como el gas natural, o a partir de la electrólisis de fuente renovable», responde Schteingart.

El CEP XXI destaca en uno de sus informes que Argentina podría lograr una penetración en el mercado del hidrógeno de entre el 2,5% y el 5% para 2050, lo cual permitiría generar exportaciones por más de u$s 15.000 millones anuales, cifra similar a las exportaciones del complejo sojero en 2020. «No creo que sea utópico imaginar una Argentina que alcance ese nivel de penetración en el mercado mundial, ya que nuestra potencial competitividad es alta. De hecho, Chile está pensando que a 2050 sus exportaciones podrían estar en el rango de los u$s 25.000/30.000 millones. Y como ya dijimos, si podemos generar la energía renovable más barata del mundo, también podríamos ofrecer el hidrógeno más competitivo del mercado, lo que nos facilitaría mucho el acceso al mercado internacional», agrega el director del CEP XXI. 

La producción de hidrógeno demandará inversiones en generación de energía –aerogeneradores y paneles solares–, en infraestructura para almacenamiento de las emisiones para el caso del hidrógeno azul, en los electrolizadores –que hay de distintas tecnologías y prestaciones–, en infraestructura para su transporte y distribución, en redes de gas y puertos. «Son inversiones muy complejas y de largo plazo, pero considerando las inversiones en renovables y la tecnología de producción, podría pensarse en un volumen no menor a los
u$s 100.000 millones, lo que tendría un gran impacto en la demanda de bienes y servicios locales (particularmente si desarrollamos proveedores). El desafío está en poder calibrar los incentivos en función de generar el volumen de inversiones necesarias para generar esta oferta y también en la disponibilidad de financiamiento para este tipo de proyectos. Debe tenerse en cuenta que se trata de una producción totalmente capital-intensiva, de modo que el costo financiero de los proyectos será una variable clave», concluye Schteingart. ×

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«El desarrollo de la economía del hidrógeno es un tema con amplio potencial económico y ambiental para nuestro país. Acá se está defiendo una auténtica política de mediano y largo plazo en la cual la Argentina una vez más tiene que estar unida. Por eso es tan importante que a partir de ahora y en el marco del Consejo Económico y Social se desarrollen los estudios, las propuestas, las opiniones y también las iniciativas nacionales e internacionales para que en el próximo semestre nuestro país pueda presentar de modo consensuado una estrategia nacional de hidrógeno 2030». Con estas palabras, el presidente Alberto Fernández cerró el foro «Hacia una Estrategia Nacional Hidrógeno 2030», organizado por el Consejo Económico y Social, que contó con numerosos especialistas del sector público y privado quienes pusieron el foco en la hoja de ruta que debe seguir el país para potenciar sus recursos, producir hidrógeno verde y asumir una posición de liderazgo de cara al proceso global de transición energética. 

El presidente del Consejo, Gustavo Béliz, sostuvo que el plan consiste en poner en marcha la estrategia oficial lo antes posible: «El desarrollo no es producto de una mano mágica, un algoritmo o una mecánica espontánea, sino que tiene que ver con la voluntad de una nación para entablar un esfuerzo con miradas compartidas». Béliz integró durante 13 años el staff del Banco Interamericano de Desarrollo donde, entre otras cuestiones, se dedicó a trabajar en una agenda operativa y de conocimiento de frontera que vincula las tecnologías de cambio exponencial con los desafíos de innovación social, integración física y productiva de la región.

Durante el evento en la Casa Rosada, la discusión giró en torno a la importancia de analizar el marco regulatorio, fomentar la demanda inicial, reducir los riesgos de inversión para obtener financiamiento y robustecer la investigación tecnológica y científica. 

El subsecretario de Planeamiento Energético del Ministerio de Economía, Javier Papa, determinó que los estudios que se están realizando permitirán recabar evidencia empírica sólida para confeccionar las primeras estadísticas oficiales del hidrógeno en el país. «Vaca Muerta es la segunda reserva más grande del mundo de gas natural no convencional y se encuentra en un 4% de fase de desarrollo masivo, es decir que hay un potencial enorme de recursos», resaltó el funcionario y agregó: «Por otro lado, Argentina cuenta con una vasta red de transporte y distribución de gas de más de 16.000 kilómetros, y el hidrógeno, en concentraciones bajas de entre un 10% y 15%, mezclado con el gas natural, puede ser transportado por las mismas redes. Ya estamos produciendo 400.000 toneladas por año de hidrógeno gris que no cuenta con tecnologías de captura de carbono. Es decir que tenemos las capacidades productivas con lo cual el desafío es incorporar tecnologías de captura y almacenamiento de carbono apuntando a energías limpias». 

Demanda y precios

Si bien Argentina se reconoce típicamente como un país con gran potencial en materia de energías renovables, la diferencia entre este momento y los anteriores es que existe una demanda concreta de grandes volúmenes de hidrógeno a precios de economía de escala. En este sentido, el ingeniero del Instituto Fraunhofer, Alejandro Gesino, sostuvo que «los precios del hidrógeno deben respetar la economía de escala de los países. Nadie va a adquirir hidrógeno verde a precios desmesurados. Nuestra región es la única que tiene grandes extensiones de tierra con viento y agua, y esto permite a los países del mundo abastecerse con nuestro hidrógeno. Pero para llegar a la exportación hay que desarrollar el mercado interno». 

Por su parte, el gerente general de Y-TEC, Santiago Sacerdote, destacó la necesidad de visualizar cómo satisfacen los productos el proceso de descarbonización, entendiendo que algunos productos a precios menores pueden resultar igualmente eficientes. «Hay una demanda segmentada y una multiplicidad de productos a distintos precios con distinta capacidad de descarbonizar. Nuestro país tiene la oportunidad de ofrecer esa paleta de opciones. El desarrollo del hidrógeno azul a u$s 2 y del hidrógeno verde a u$s 3 resulta competitivo. A partir de este enfoque emerge una estrategia de producción multimodal buscando inteligentemente la sinergia entre las opciones. Por ejemplo, una planta de amoníaco podría tener un abastecimiento dual y hacer un mix de hidrógeno de distintos tipos».

Avanzar en la frontera del conocimiento

«Hay grupos de físicos, químicos e ingenieros de procesos, entre otros, dedicados al estudio del hidrógeno desde hace años. Actualmente, se está desarrollando un perfil de proyecto y va a haber una convocatoria de fondos sectoriales en los próximos meses, con el objetivo de conseguir financiación para los trabajos de investigación», dijo Carolina Vera, jefa de Gabinete del Ministerio de Ciencia y Tecnología. 

En la misma sintonía, Daniel Pasquevich, director del Instituto de Energía y Desarrollo Sustentable de la Comisión Nacional de Energía Atómica, indicó que «para el sector científico el tema del hidrógeno no es nuevo y hay mucha gente capacitada. Además, contamos con laboratorios que tienen capacidad de diseñar y generar prototipos. Para ser competitivos tiene que haber una sinergia entre el sector público, el privado y el científico. Hoy se está avanzando en la frontera del conocimiento, pero no todo está resuelto; por ende, la ciencia debe ocupar un lugar protagónico para articular la estrategia nacional», concluyó el investigador. ×

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La agenda energética se vio dominada en los últimos meses por el aumento en el precio de los combustibles, los cortes de ruta en Vaca Muerta y el debate sobre qué hacer con las tarifas de los servicios públicos de gas y electricidad. Esas discusiones, muchas veces espasmódicas y desordenadas por la falta de cohesión interna dentro del Frente de Todos, dominan el debate y la política la mayoría de las veces no puede escapar de ese cortoplacismo. Sin embargo, existen algunos vórtices dentro del Ejecutivo que intentan canalizar una agenda energética diferente. Esa otra agenda tiene como prioridad la transición hacia la movilidad eléctrica y la apuesta a la minería, en especial el litio, como parte del desarrollo de la cadena de valor necesaria para insertarse en esa revolución verde. 

Matías Kulfas

El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, quien el año pasado dejó de tener bajo su órbita la cartera energética es, paradójicamente, el responsable principal de avanzar con ese conjunto de temas que recién dará frutos a mediados de esta década y sobre todo en la próxima. En diálogo con TRAMA, el funcionario analizó las posibilidades de Argentina y dejó en claro que el objetivo es desarrollar una cadena de valor para no quedar como un mero receptor y adaptador pasivo de tecnología diseñada en otros países. «Pensamos que tenemos todos los elementos para que Argentina pueda ser la gran fábrica de América del Sur de baterías de litio y de algunos formatos de vehículos eléctricos, en particular vehículos de pasajeros», aseguró.  

El gobernador de Chubut intentó habilitar la explotación minera en la provincia y la resistencia de grupos ambientalistas unavez más frustró esa posibilidad, pese a que la intención era autorizar un proyecto lejos
de las zonas de mayor conflicto.

¿Qué evaluación hace de lo ocurrido?

La decisión de explotar o no la minería depende de las provincias, que son las propietarias de esos recursos. Lo que nosotros apoyamos desde nuestro lugar es que la minería se desarrolle bajo los preceptos de sustentabilidad ambiental y desarrollo inclusivo en términos productivos y de cadena de valor. El caso de Chubut ha sido paradigmático, porque las típicas críticas a la minería tenían que ver con la preocupación por las áreas de glaciares y con el uso del cianuro, que suele ser un elemento demonizado, pero
el proyecto que se estaba discutiendo no utilizaba cianuro y no afectaba ningún tipo de glaciar porque está en la meseta chubutense. Aun así generó resistencias porque existe un activismo que no tiene una base científica sino que simplemente se limita a impugnar cualquier tipo de actividad minera. Nosotros lo que queremos destacar es la importancia de generar un buen marco de discusión social, con base científica. Por eso desde el inicio de la gestión hemos lanzado el Plan Estratégico de Desarrollo Minero
y hemos convocado a todos los sectores, empresas productoras, sindicatos, académicos y, por supuesto, grupos ambientalistas porque también nosotros lo somos. Queremos un desarrollo más armónico y la minería es un aliado ineludible de la estrategia de reconversión ambiental. Hay que ser muy claros: o estamos a favor de la revolución verde o estamos en contra de la minería. Las dos opciones no son posibles. 

¿Cuál es el aporte de la mineríaa la revolución verde?

— Un auto eléctrico necesita entre cinco y seis veces más cobre que un auto convencional. Además, requiere litio, que es el principal insumo de las baterías que van a utilizar los autos eléctricos y que emplea la gran mayoría de los productos electrónicos que usamos en nuestra vida cotidiana. Ningún ser humano prescinde hoy de estos minerales y no podría hacerlo ni aunque lo deseara. La realidad es que el mundo avanza hacia una revolución verde que va a ser trascendental para la humanidad y que va a implicar, por ejemplo, cambiar los vehículos que hoy generan emisiones contaminantes por otros que no van a generar contaminación ya que van a funcionar con baterías eléctricas. Al mismo tiempo, esos nuevos vehículos van a generar una clara mejora en la vida urbana porque no producen ruido ni contaminan. Ese proceso, que es fundamental, y que va a transformar la vida cotidiana y la producción en todo el mundo durante esta década y sobre todo en la que viene, requiere minería. Entonces, ahí hay que ser muy claros y en todo caso decir algo con lo que estamos de acuerdo: «hagamos minería y hagámosla bien». Tengamos todos los mecanismos de control, control tecnológico, ambiental y social. De esa manera vamos a poder desarrollar una minería que va a ser fundamental y protagonista de esta revolución verde. 

¿Qué proyección tienen sobre el desarrollo de la actividad minera en los próximos años?

— Tenemos muy buenas perspectivas. Estamos conversando todas las semanas con diferentes inversores en proyectos de litio, de cobre y de oro. Hay mucho interés por Argentina. Es un país con una geografía especial para la minería.

Argentina tiene la segunda reserva de litio más grande del mundo, pero solo hay dos proyectos que se encuentran en producción comercial y algún otro en construcción, ¿cómo se puede hacer para pegar el salto en este sector?

— Es cierto, hoy son pocos los proyectos que están en producción, pero ya hay cerca de 20 proyectos que están en análisis o en proceso de fase de exploración y prefactibilidad. Por eso pensamos que esta va a ser una década de mucho crecimiento de la inversión en minería
de litio.

¿Cuántas minas de carbonato de litio prevén que podría llegar a haber en actividad en los próximos años?

— Creemos que entre 20 y 25 proyectos de litio son los que pueden estar activos y generando una producción significativa. 

¿En qué período?

— Desde acá hasta mediados de esta década, sobre todo a medida que se vayan confirmando las previsiones que estamos viendo: que la movilidad eléctrica está despegando y que el litio se sigue consolidando como el principal insumo de este tipo de baterías.  

¿Qué función cumple la mesa del litio que armaron con las provincias productoras?

— Esa mesa tiene como objetivo coordinar políticas. El recurso es de las provincias, pero cuando hablamos de agregar valor y desarrollar la cadena de la movilidad sustentable está claro que eso excede completamente el ámbito de las provincias. Necesitan un acompañamiento de la política nacional, leyes nacionales y promoción de inversiones. En esa mesa hay un consenso absoluto sobre la necesidad de potenciar el desarrollo del recurso, lo cual es muy bueno porque estamos hablando de gobernadores que responden a distintas fuerzas políticas.

¿Se puede pasar del extractivismo a la producción de baterías de litio?

— Sí, pero primero quiero hacer una aclaración sobre el concepto de extractivismo. Si bien la actividad minera es una actividad extractiva, igual que el petróleo y el gas, yo llamo extractivismo a esa actividad que consiste en extraer un recurso natural sin ningún tipo de agregado de valor, sin desarrollo de proveedores locales ni beneficio para las comunidades. Si esa actividad minera, petrolera o gasífera se hace con mayores proveedores nacionales, de equipamiento, de tecnología, de ingeniería o agregándole valor con posterioridad, no lo llamo extractivismo sino una actividad extractiva que genera un entramado, un clúster productivo o tecnológico. En el caso del litio, el gran desafío que tenemos hoy es utilizarlo como un puntal para que Argentina se consolide como un proveedor de toda la cadena de electromovilidad.

¿Y es posible lograr eso?

— Sin duda, porque Argentina, a diferencia de otros países, además de tener el litio, tiene una industria automotriz activa, con muchos años de historia; tiene conocimiento acumulado, empleados calificados con experiencia en el sector y una red autopartista que, a pesar de los golpes que ha sufrido, está de pie y está produciendo muy bien; tiene una industria química que es central para el desarrollo de la industria del litio y la electromovilidad, y hay interés de inversores nacionales e internacionales para avanzar con el desarrollo de la movilidad sustentable. Además, Argentina cuenta con una red de ciencia y tecnología que no está tan presente en otros países de la región. Tiene un instituto del litio, universidades con buenos estudios aplicados e investigadores que en los últimos años han generado una red de conocimientos que con un proyecto en curso van a poder aplicar. Pensamos que tenemos todos los elementos para que Argentina pueda ser la gran fábrica de América del Sur de baterías de litio y de algunos formatos de vehículos eléctricos, en particular vehículos de pasajeros. 

“El avance de la electromovilidad va a ser una oportunidad espectacular para repensar el sistema de subsidios al transporte que hay en Argentina»

Paul Graves, CEO de Livent, subsidiaria  de la estadounidense FMC, que explota el proyecto Fénix en Catamarca, remarcó en un seminario reciente que solo China, Japón y Corea del Sur fabrican baterías y que Australia y Chile fallaron cuando se lo propusieron. 

— Argentina debe tener planes entendiendo el lugar que los países de la periferia ocupan en este tipo de desarrollos. Somos un país que a lo largo de su historia ha mostrado avances importantes en algunas tecnologías. En otras hemos tenido mayores dificultades y en otras ni siquiera se ha hecho una apuesta. Si pretendemos discutir renta schumpeteriana con Alemania, China o Japón vamos a estar en dificultades. Ahora bien, si queremos entrar en determinados nichos incorporando tecnología ya desarrollada con aplicaciones específicas y los aportes que pueda hacer la red tecnológica nacional y la red productiva nacional, entonces tenemos un espacio para disputar. Probablemente el CEO de Livent lo dijo con la mejor buena fe hablando de lo desafiante que significa esto. Yo creo, además, que estamos entrando en una etapa distinta porque ahora se viene de lleno la producción a nivel internacional. En la segunda mitad de esta década y sobre todo en la década que viene va a haber un recambio exponencial de unidades de vehículos que funcionan a combustible fósil por vehículos de movilidad sustentable. Si Argentina logra adquirir las capacidades como para producir movilidad sustentable, puede aprovechar las innovaciones que se van a ir produciendo. Toda revolución tecnológica se sabe dónde arranca, pero no se sabe dónde termina. Con una red productiva y tecnológica, tenemos muchísimas más chances de ocupar algún rol dentro de esa cadena productiva e innovativa que si nos quedamos como meros adaptadores y receptores
de tecnologías que se desarrollan en otros países. Esto ya lo hemos vivido y es peor aún en un escenario en el que seguir avanzando para estructurar un proyecto de inversión. 

¿Este año prevén aprobar la ley de electromovilidad? 

— Tenemos un proyecto de ley prácticamente terminado y esperamos poder mandar al Congreso entre mayo y junio. Ese es el marco legal fundamental. Es lo que va a dar beneficios específicos y también certidumbre con respecto al desarrollo de estas inversiones. 

¿La ley va a otorgar beneficios fiscales? 

— El proyecto prevé beneficios fiscales a la fabricación y a la compra de vehículos eléctricos de pasajeros nacionales y contempla la creación de un fondo que financie buena parte de esas inversiones, sobre todo lo que tiene que ver con investigación y desarrollo. También prevé la creación del Instituto de la Electromovilidad, donde se incorpore al sector privado, universidades, al Ministerio de Ciencia y Tecnología y a todo el entramado de investigación y desarrollo como para estar acompañando el desarrollo de la industria y generando también innovaciones. Por donde se lo mire, es un proyecto virtuoso porque hace un aporte positivo al medio ambiente y es un proyecto industrial que va a crear muchísimo empleo y desarrollo tecnológico. Además, apunta a generar un resultado positivo en la balanza de pagos, tanto por la minería de litio como por el desarrollo de baterías y vehículos finales. Es un proyecto virtuoso y esperamos que logre un acompañamiento masivo. 

«Tenemos todos los elementos para que Argentina pueda ser la gran fábrica de América del Sur de baterías de litio y de algunos formatos de vehículos eléctricos»

¿Se está planificando la distribución de electricidad para el parque automotor? 

— Es un tema que habrá que trabajar de manera paralela para que podamos tener una red de abastecimiento. Nosotros pensamos que es bueno empezar con los vehículos de pasajeros porque es más sencillo. Son vehículos que tienen autonomía para estar recorriendo todo el día una ciudad y a la noche cargan la batería en la terminal. Después hay una discusión más profunda que tiene que ver con el desarrollo de vehículos particulares. El desafío en el mediano plazo es tratar de lograr que todo el sector automotor argentino pueda, de a poco, ir generando modelos eléctricos. 

¿Les van a fijar exigencias a las empresas de colectivos para que vayan reemplazando sus unidades actuales por vehículos eléctricos?

— Sí, tenemos previsto poner metas concretas de reconversión de las flotas de colectivos. Creemos, además, que el avance de la electromovilidad va a ser una oportunidad espectacular para repensar el sistema de subsidios al transporte que hay en Argentina, porque son vehículos que requieren menor costo de mantenimiento y tienen una batería que ahora suele durar entre ocho y diez años, y tal vez mejore en el futuro. Eso va a derivar en un mecanismo distinto del uso de los subsidios al transporte. 

¿Tienen estimada cuánta energía podría demandar un parque automotor eléctrico, primero de autobuses y luego de vehículos particulares? Lo pregunto porque algunos países van a dejar de fabricar autos de combustión fósil en 2030. 

— Los cálculos todavía son preliminares porque estamos hablando de una fase embrionaria, pero nuestra proyección es que el parque de generación es perfectamente compatible con un posible crecimiento de la demanda, y en caso de que fuera necesario ampliarlo, creemos que hay un montón de alternativas para que Argentina lo haga a lo largo de esta década y la que viene. Incluso lo puede ir combinando con una mayor presencia a futuro de energías renovables, pues ahí lograríamos un ciclo completo totalmente verde. De todos modos, es importante tener en claro que son procesos que llevan tiempo.  

¿El congelamiento tarifario y las restricciones presupuestarias para incrementar subsidios pueden afectar las inversiones y condicionar esta agenda de migración hacia la movilidad eléctrica?

—Esa es otra discusión que tiene que ver específicamente con el escenario de tarifas. Pensamos que tiene que haber una segmentación. Carece de sentido seguir subsidiando a sectores de altos ingresos. Hay que concentrar la masa de subsidios en los sectores de menores recursos porque los últimos dos años del gobierno de Macri y la emergencia del coronavirus provocaron mayores dificultades y aumento de la pobreza. Hay que tener especial cuidado con ese sector e ir retirando parte de esos subsidios cuando la gente comience a recuperar ingresos, pero carece absolutamente de sentido que existan subsidios a los sectores de mayores ingresos. ×

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La media sanción que obtuvo el proyecto de ampliación del subsidio patagónico al consumo de gas natural desató un fuerte conflicto interno en el PRO por el respaldo que obtuvo la iniciativa de parte del 51% de los diputados de ese bloque. El presidente de la Comisión de Presupuesto, Luciano Laspina, expuso las diferencias al enviar una carta a sus compañeros cuestionando el apoyo a la iniciativa de Máximo Kirchner que rebajará las tarifas de 4 millones de hogares entre 30% y 50%, lo que redundará en un nuevo aumento de los subsidios.

“Anoche (en referencia al jueves de la semana pasada) el 51% de nuestro bloque votó una ley de autoría política de Máximo Kirchner e intelectual del inefable Federico Bernal. Básicamente se resume así: cuadruplicar (de 1 a 4 millones) los hogares que reciben un subsidio al gas de red (que son hogares medios y altos en su enorme mayoría que no usan garrafas) y que ahora pasarán a pagar con un descuento de entre 30% y 50% en sus facturas de gas sobre una tarifa que ya tiene un subsidio de más del 50%. Es decir que estos 4 millones de hogares (ricos y pobres, no importa) pagarán apenas el 25% del costo real del gas natural de red”, describe Laspina, quien luego deja en claro que alguien terminará pagando esa factura más temprano que tarde.

“No hace falta decir que esto aumentará el gasto en subsidios, reducirá las tarifas que reciben los productores (que es menor inversión y producción) y hará explotar la demanda, obligando a multiplicar la importación de gas en el invierno con los famosos barcos regasificadores”, agrega.

“Máximo Kirchner le `regala` a nuestros votantes (porque el mapa de las zonas beneficiadas es `la camiseta de Boca` más la región cuyana) lo que no es suyo y ni siquiera tenemos (porque tendremos que importar gas carísimo en el invierno). Y lo hace con la plata de los contribuyentes y con el voto del PRO”, afirmó Laspina en el texto con el que buscó interpelar a sus compañeros de bancada, integrantes de Juntos por el Cambio.  

Racionalidad versus demagogia

“Sé que es muy difícil resistir las presiones mediáticas y la tentación demagógica cuando el adversario juega con estas cartas todo el tiempo. Pero creo que hay que hacer una profunda reflexión filosófica (de principios) y política (de conveniencia) respecto a nuestro rol en el firmamento de la política y nuestro futuro como alternativa de gobierno”, agregó el economista.

Lo que recrimina Laspina a sus compañeros es no asumir la defensa de cierta “racionalidad” en el debate político frente a lo que califica como “populismo” y “demagogia”, aún cuando eso signifique ir contra la corriente. El legislador considera que hay que explicar con claridad las razones de ciertas negativas frente a la sociedad y mantenerse firme en las convicciones.  “Jugar el juego de Máximo Kirchner y su madre nos dejará vacíos de representación social. Dejaremos de representar a los votantes que quieren algo distinto, que no les creen nada de lo que dicen o hacen, que no quieren más regalos ni subsidios de un joven monarca que te deja el regalo en la puerta y después te lo roba por la ventana con inflación, impuestos y pobreza, y que quieren un país diferente al que se vertebra con este tipo de leyes”, sostiene Laspina

Luego el legislador insiste en que para el PRO es clave tener una postura clara más allá de los que exprese el humor social en determinado momento. “Tenemos que mirarnos al espejo y respondernos algunas preguntas: ¿qué ideas defendemos? ¿qué espacio ideológico-político representamos? O simplemente reconocer que preferimos navegar en la ambigüedad y la indefinición de las ideas como estrategia o especulación electoral”, remarcó.

“Les pido que no lo sientan como un reproche. Estoy provocando una reflexión y por eso me veo obligado a ser provocativo. Creo que estamos a tiempo de corregirlos pero no podemos subestimar a nuestros votantes. Porque el mensaje que les llega con estas leyes es que nosotros somos “kircherismo de buenos modales”, agregó Laspina.

La gota que rebalsó el vaso

El legislador no solo cuestionó lo que votó parte del bloque del PRO frente al proyecto de ampliación de zonas frías sino también el apoyo parcial a otras iniciativas como el aumento del empleo público para los transgénero, la baja de Ganancias para los salarios medios y altos, la ley de alquileres y de Teletrabajo.

Luego comparó el respaldo parcial a esas normas con el rechazo que fijó el PRO frente a otras iniciativas similares durante el período 2007-2015. “Muchísimas de las leyes kirchneristas más emblemáticas tuvieron el apoyo de la oposición de aquél momento, a excepción de un pequeño grupo de 6 ó 7 diputados del PRO, entre los que estaba nuestro Presidente de Bloque, Cristian Ritondo, el inoxidable Pablo Tonelli y mi amigo Federico Pinedo, entre otros. Como en la película “100” estos valientes votaron sistemáticamente en contra de aquellas leyes “populares” pero destructivas. Y en 2015 ganó Mauricio Macri. Hay muchísimo por reflexionar y aprender de esa etapa de la historia. Lo primero es que es mentira que la vocación de poder sea contraria a la defensa de nuestros principios”, sostuvo Laspina.

Un hecho que destacó fue la oposición al Impuesto a la Riqueza donde, según sostuvo, “pudimos explicar que se trataba de un falso progresismo. Y creo que ganamos el debate en nuestro electorado o al menos no lo perdimos. Primero, porque teníamos razón. Y segundo, porque nos diferenciamos de esta lacra que nos gobierna y que está hundiendo al país desde hace más de una década”.

Por último, señaló que la consistencia en las ideas y el pensamiento a través del tiempo es lo que le dará al PRO la legitimidad en la acción cuando le toque volver a gobernar. “Nadie puede reclamarle al kirchnerismo que no avisó que haría lo que está haciendo. Porque siempre votó y gobernó igual. ¿Qué nos dirán a nosotros si ganamos cuando pretendamos ordenar este desastre? `Pero como, ¿ustedes no estaban a favor de regalar el gas? – No Señor Votante, eso era en otra época – Ah, perdón, había entendido mal.` Hay que explicar lo que está mal ahora para poder cambiarlo cuando seamos gobierno”, concluyó Laspina.

Laspina acompañó su carta con la siguiente captura donde detalla cómo votaron los distintos bloques el proyecto de ampliación del subsidio patagónico que propuso Máximo Kirchner.

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Profertil SA, la compañía dedicada a la producción de fertilizantes integrada en partes iguales por YPF y Nutrien Inc., anunció hoy el resultado de su primera colocación de Obligaciones Negociables Clase 1 (ON) en el mercado local. La emisión implicó 25 millones de dólares, aunque el fuerte interés que generó hizo que la demanda ascendiera a 41 millones de dólares. Se colocó a través del instrumento dólar Link, a una tasa del 2,49%, con un vencimiento de 24 meses.

La empresa tenía previsto emitir 20 millones de dólares, pero el alto interés y la demanda de los inversores permitió ampliar la colocación a 25 millones de esa moneda. Ese monto será destinado a proyectos tendientes a aumentar la producción de fertilizantes, a dotar de capital de trabajo a la compañía y a reforzar la sustentabilidad de su complejo productivo.

“En un mundo en constante crecimiento, el compromiso de Profertil con la producción sustentable para la generación de alimentos es una línea rectora bajo la cual opera desde hace más de 20 años”, dijo Federico Veller, gerente general de la compañía. “Este momento marca un hito de enorme relevancia para nuestra empresa, que por primera vez realiza una emisión de obligaciones negociables. Es el resultado del esfuerzo de un gran equipo que transita un camino de seriedad, transparencia y compromiso desde hace décadas. Como empresa nacional, nos hace sentir profundamente orgullosos”, concluyó el ejecutivo.

Los bancos y entidades financieras que participaron como colocadores fueron Banco Santander, Banco Galicia, Banco de la Provincia de Buenos Aires y SBS Trading. La emisión supuso una cantidad de 174 órdenes recibidas por un monto de US$ 41.000.000, un valor nominal de US$ 25.000.000 y una tasa de interés del 2,49%.

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Carlos Bacher, CEO de Techint Ingeniería y Construcción, dio inicio hoy a la última jornada de la Semana de la Ingeniería, dedicada a la industria, y destacó el valor de la ingeniería para el desarrollo de una Argentina competitiva: “Para tener crecimiento y sostenibilidad necesitamos trabajar con un plan y salir de las urgencias del corto plazo, para pensar el mediano y largo plazo. Aquí la ingeniería tiene mucho para colaborar”. 

Asimismo, destacó el rol de la industria: “el sector podría tener un crecimiento importante y ocupar un rol mucho más preponderante con un salto de calidad e impacto positivo en los habitantes, en los empleos y en la educación” y agregó que “hay una agenda transversal de inversión para alcanzar este desarrollo que involucra a sectores diversos como el agro, la minería, la energía y la industria”. “Estoy convencido no solo del potencial sino de la realidad que tenemos en la Argentina”, sostuvo. 

Javier Goñi, Gerente General de Ledesma, presentó nuevos desarrollos de la compañía con foco en la innovación y la sustentabilidad: “estamos trabajando para integrar a la biología con la industria pensando en el futuro con el concepto de biofábricas y en los bioplásticos que se pueden obtener mediante la caña de azúcar. Este material ecológico nos permitiría reemplazar al plástico en algunos usos como vasos o bandejas de alimentos”. 

Martín Berardi, Presidente Ejecutivo de Ternium Argentina, remarcó el potencial nacional en el desarrollo industrial y refirió a las oportunidades de Argentina: “Tenemos un mundo con viento a favor con cambios de patrones de consumo que aumentan la producción de bienes durables y buenos precios de commodities, pero es fundamental para crecer más la articulación público privada”. 

Berardi refirió a los desafíos y compromisos de la industria con la sostenibilidad y el rol de la cadena de valor industrial. “Trabajamos con más de 900 empresas de nuestra cadena de valor acentuando la sustentabilidad. Desde Ternium, nos comprometimos a reducir la huella ambiental en un 20% para el 2030, con más energía renovable, captación de chatarras y reciclabilidad y nuevas tecnologías para controlar las variables del proceso productivo y reducir las emisiones. Sólo en Argentina tenemos proyectos enfocados en el medioambiente por más de 250 millones de dólares de inversión”. 

Berardi explicó además cómo están trabajando en innovación y aplicando tecnología, para mejorar de modo continuo la eficiencia de los procesos productivos “con robotización, sensorización de procesos, conectividad y machine learning” 

María Eugenia Tibessio, Presidenta de Dupont Argentina, presentó la experiencia local de la empresa en materia de innovación y tecnología: “Dupont trabaja con más de 2500 científicos e ingenieros para innovar trabajando con toda la cadena de valor. Innovar solos es cada vez más difícil, por eso debemos ser socios en la innovación” y resaltó el potencial del país: “En Argentina tenemos lo que llamamos early adopters que se animan a las innovaciones y a crear nuevos productos trabajando con nuestras cadenas de valor”. 

“Cada división de DuPont hoy tiene equipos de sustentabilidad que trabaja para integrar los principios de la economía circular en nuestro circuitos comerciales y un desafío es convertir nuestros materiales en reciclables y hay avances para lograr polímeros verdes y en proyectos de sustentabilidad en el proceso”. 

El último de los oradores fue Daniel Herrero, Presidente de Toyota Argentina y de la Asociación de Fábricas de Automotores (ADEFA), que trazó un panorama del medio y largo plazo de la industria automotriz. “El futuro de la industria automotriz hoy pasa por la electrificación de los automóviles y por la movilidad”, explicó Herrero y destacó la ventaja de Argentina en la industria: “la industria automotriz local hoy es competitiva y en Toyota tenemos un 42% de contenido local en cada vehículo producido”. 

“Toyota ha invertido en momentos no tan buenos del país pero ha crecido en el largo plazo y hemos podido aumentar por 10 la cantidad de empleados. Las nuevas tecnologías van a generar nuevos y mejores empleos donde la ingeniería y los ingenieros argentinos podrán realizar aportes concretos en el sector”. 

El cierre del evento estuvo a cargo de Carlos Bacher, Presidente de la edición 2021 de la semana y de Pablo Bereciartua que, en su carácter de Presidente del Centro Argentino de Ingenieros, remarcó que “la oportunidad de crecimiento que se nos presenta es notoria y necesitamos al sector privado para lograrlo: hemos visto escenarios muy positivos en la industria, la minería, el agro y la energía. Con menos restricciones, distorsiones y regresiones impositivas las inversiones e innovaciones posibles podrán acelerar el desarrollo nacional”. 

La Semana de la Ingeniería, organizada por el Centro Argentino de Ingenieros, estuvo desarrollada en la presentación de cuatro sectores identificados como claves para el desarrollo competitivo: agro, minería, energía e industria.

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YPF y el Ministerio de Desarrollo Productivo lanzaron el nuevo programa #Ympulso enfocado en el desarrollo de proveedores locales. Tiene el objetivo de mejorar la competitividad de la cadena de valor nacional, sustituir importaciones, promover la capacitación y recuperar el capital social en las provincias en donde la compañía tiene operaciones.

El Programa #Ympulso buscará transformarse en una herramienta a través de la cual YPF fortalecerá sus vínculos con más de 5.000 Pymes que forman parte de su cadena de valor en todo el país.

“Las cadenas de valor del petróleo y el gas son palancas del desarrollo productivo argentino. Fomentar la creación de puestos de trabajo es el gran desafío que tenemos por delante. Por lo tanto, apuntalar a las empresas que proveen a YPF es fundamental para garantizar más producción y más empleo de calidad”, aseguró Matías Kulfas, ministro de Desarrollo Productivo de la Nación.

Por su parte, el presidente de la compañía controlada por el estado, Pablo González, afirmó: “Este programa constituirá un eje de acción clave para YPF ya que le permitirá desarrollar la cadena de valor nacional, promover el crecimiento de las Pymes locales y poder obtener bienes y servicios en el país en forma competitiva”.

El Programa #Ympulso trabajará en cuatro líneas de acción, informó YPF en un comunicado. Primero, buscará mejorar la competitividad de las Pymes nacionales a través de la asistencia técnica para que las empresas puedan desarrollar nuevas capacidades y adecuarse a las necesidades del sector. En segundo lugar, intentará promover un plan de financiamiento e incubación de proyectos que permita potenciar el desarrollo de proveedores locales y los emprendedores.

Tercero, implementará un programa de capacitación para las empresas con foco en la competitividad y en las perspectivas para la industria en el mediano y largo plazo. Cuarto, y último, potenciará el rol de YPF como empresa líder para promover la innovación y el desarrollo de la cadena de valor local y regional.

En el acto de presentación del programa estuvieron Pablo González, presidente de YPF, Sergio Afrronti, CEO, Ramiro Manzanal, director de YPF, Darío Garribia, gerente de Desarrollo Sustentable de Proveedores, Matías Kulfas, ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Guillermo Merediz, secretario Pyme y Emprendedores, y Ariel Schale, secretario de Industria, Economía del Conocimiento y Gestión Comercial Externa.

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Avanza la construcción de cuatro nuevos salones en la Escuela Secundaria Técnica Nº2 de Zárate y Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur, visitó la obra este jueves. Además, dialogó con el equipo directivo y representantes de la institución sobre el impacto que esta ampliación de 210 m2 cubiertos tendrá en estudiantes y docentes.

En ese sentido, Martínez Álvarez aseguró que “la educación será imprescindible para que como sociedad podamos salir adelante luego de la pandemia de COVID-19”. “Argentina necesita enfocarse en los jóvenes brindándoles una educación de calidad y a la altura de los retos que presenta la industria, como la robótica y la digitalización”, agregó.

El presidente de Tenaris para Cono Sur fue recibido por Carlos García, director de la EST Nº2, con quien se interiorizó acerca de los planes que tiene el establecimiento para los espacios que se terminarán a mediados de julio. La construcción de las aulas -cada una tendrá 37 m2, contempla una nueva cubierta, un pasillo conector y una escalera que los unirá con la planta baja y primer piso.  Unas vez en funcionamiento, estas cuatro aulas nuevas permitirán una cursada mucho más cómoda tanto para los estudiantes como para el cuerpo docente.

Además, uno de los salones será utilizado para el montaje de una de las Aulas Digitales que Tenaris está construyendo en distintas escuelas técnicas públicas de la zona, y para las cuales la compañía donará 40 laptops nuevas con sus respectivos sistemas operativos, un equipo extra para el docente, pantallas interactivas con conectividad WIFI, sistemas de audio, cámaras web para la transmisión online de las clases, insumos complementarios y mobiliario. Además se hará cargo de los costos de instalación y capacitación al personal de las instituciones beneficiarias.

“Fue una visita productiva donde repasamos el avance de los trabajos y la actualidad de nuestra institución. Esta ampliación nos permitirá sumar un Aula Digital y también trabajar con más espacio y comodidad, evitando juntar comisiones dentro de un mismo salón por falta de espacio”, señaló García.

La obra de infraestructura en la EST Nº2, que se realiza en el marco del programa educativo GEN Técnico, implica una inversión superior a los 30 millones de pesos con aportes de la Fundación Hermanos Agustín y Enrique Rocca.

GEN Técnico es un programa gestionado por Tenaris e implementado por su departamento de Relaciones con la Comunidad, que tiene como objetivo fortalecer la preparación de las nuevas camadas de técnicos en base a las necesidades del mercado laboral industrial. Abarca proyectos tecnológicos, ciclos de capacitaciones a directivos, docentes y alumnos, inversiones en infraestructura y equipamiento educativo, Prácticas Profesionalizantes y el Proyecto Matemática.

La Escuela Secundaria Técnica Nº2 «Cnel. Tomás Espora» forma técnicos industriales desde el año 1953. En la actualidad cuenta con una matrícula de 1.050 estudiantes, de los cuales un 40% son mujeres. Ofrece tres especialidades de formación: Electricidad, Electrónica y Administración de las Organizaciones. 

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GE Renewable Energy presentó recientemente su nueva solución para realizar inspecciones submarinas de turbinas hidroeléctricas. Basada en vehículos de operación remota (ROV por sus siglas en inglés) equipados con sensores y cámaras, esta solución de inspección de turbinas de GE Hydro Solutions puede inspeccionar áreas de difícil acceso de cualquier tipo de turbina hidroeléctrica sin remover el agua del equipo. Diseñado, desarrollado y probado con el Centro de Investigación de GE, esta solución es una evolución en el campo de las evaluaciones de condición de turbinas hidroeléctricas.

Pascal Radue, presidente y director ejecutivo global de GE Hydro Solutions, dijo: “La industria hidroeléctrica está impulsada por la necesidad de mayor flexibilidad y disponibilidad. Nuestros clientes buscan nuevas soluciones para administrar mejor sus plantas y responder de manera eficiente a las fluctuaciones en la oferta y la demanda. Por esta razón nos esforzamos por mantener el tiempo de inactividad de los activos de nuestros clientes lo más bajo posible. Esta solución robótica nos ayudará a cumplir con estas expectativas”.

Esta nueva metodología de evaluación de condición permite inspecciones bajo demanda y de alta calidad con resultados comparables a la inspección visual en seco sin que el equipo de servicios ingrese en el espacio confinado de una turbina. El diseño personalizado del ROV es una novedad en el campo de la evaluación del estado de las centrales hidroeléctricas, ya que esta nueva solución es capaz de inspeccionar entre los álabes del rodete de una turbina con aberturas menores a 200 mm. Se pueden detectar los mismos defectos que se detectan en una inspección visual convencional: erosión, cavitación, corrosión, marcas de impacto y presencia de cuerpos extraños. La implementación sencilla, el requisito de personal reducido, y la eliminación de las tareas no productivas, los riesgos de salud y seguridad reducen el costo general de este tipo de inspección. Los expertos revisan la información en tiempo real para garantizar una inspección adecuada de todas las superficies críticas. Las imágenes de video también se graban para su posterior análisis, si es necesario. 

Roberta Galli, Líder de GE Hydro Services, dijo: “Los avances en la tecnología de ROV submarinos han sido tremendos en los últimos años. A medida que su uso se está extendiendo progresivamente en la industria hidroeléctrica, queríamos acelerar su implementación con nuestra solución de vanguardia de evaluación de condiciones submarinas. Nuestra amplia cartera de evaluaciones nos permite inspeccionar los equipos hidroeléctricos de nuestros clientes de manera más rápida y eficiente y brinda recomendaciones más rápidas para atenderlos mejor”.

El proceso de validación de esta innovadora solución se realizó en cinco centrales hidroeléctricas en Canadá. Se inspeccionaron satisfactoriamente las rejas de basura, las compuertas de entrada, las turbinas verticales y horizontales y las compuertas aguas abajo. La inserción de una cámara de 360 grados entre los álabes de los rodetes Francis permitió a los equipos inspeccionar visualmente el distribuidor, el rodete y el tubo de aspiración.

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Daniel Bustos es vicepresidente y director comercial de Excelerate Energy. Con sede en Texas, es una de las principales empresas en brindar soluciones de GNL y de combustibles a nivel global. Bustos participó del Ciclo de Entrevistas de EconoJournal, donde dejó definiciones sobre el panorama internacional y regional del gas natural licuado y explicó la importancia de la flexibilidad en el sistema energético argentino.

Excelerate es reconocida en el país por su terminal de regasificación en Escobar y la provisión de barcos regasificadores para atender las demandas estacionales, principalmente en invierno. Días atrás, uno de sus buques, el Exemplar, arribó al puerto de Ingeniero White en Bahía Blanca y comenzó a regasificar gas natural, trayendo alivio a un sistema falto del combustible debido a la baja producción en Vaca Muerta.

No obstante, Bustos lucha por cambiar la percepción pública que impera sobre las operaciones que la empresa realiza en el país. “No nos gusta que nos vean como ‘la empresa del barco’”, señaló el ingeniero nuclear egresado del Instituto Balseiro, al defender el razonamiento sistémico detrás de las importaciones de GNL.

Demanda internacional y producción en EE.UU.

La producción de gas natural licuado retrocedió a nivel internacional por las disrupciones en la cadena de producción y de logística causadas por la pandemia. El desbalance entre la oferta y la demanda se evidenció durante el último invierno en el hemisferio norte, con precios más altos debido a una recuperación en la demanda que fue más rápida que la esperada.

“La producción de GNL tuvo una caída muy importante en el último año. Estados Unidos redujo su producción bastante. Todos los países con cierta flexibilidad para reducir su producción lo hicieron”, señaló Bustos. Respecto al alza en los precios internacionales del GNL considera que la subida fue muy puntual y se explica prácticamente por muy pocas operaciones. “Lo que estoy viendo es que la demanda se ha sostenido de una forma bastante interesante, hay todavía algunos países que estar recuperando y sosteniendo los stocks. El Brent hoy está a 71 dólares y es un barril que tiende a arrastrar los precios del GNL”, analizó.

Consultado por la capacidad de Estados Unidos para recuperar sus niveles de producción, Bustos ve una normalización para mediados de 2022. “Estados Unidos está enfrentando bastantes problemas con la disponibilidad de personal capacitado. La gente se está trasladando entre industrias, generando picos de déficit de personal que va a complicar el recupero de la producción en ciertas áreas, incluso en aquellas con buenos precios. Creo que se va a normalizar la producción a mediados de 2022 antes que a finales de 2021”, dijo el VP de Excelerate.

Sudamérica

Argentina y Brasil son mercados en los que Excelerate ve grandes oportunidades a través de los intercambios de energía dentro de la región. La flexibilidad para exportar e importar gas y electricidad con Brasil, Chile, Uruguay y Bolivia es un elemento central de cara al futuro.

“Lo más importante que se puede ver de países como Brasil y Argentina es el portfolio de recursos. La colaboración más interesante es el desarrollo de renovables conjuntamente con acceso a GNL. El GNL se ha transformado en los últimos años en un combustible muy flexible”, remarcó Bustos.

En el caso de Brasil la nueva ley de gas natural abrió el mercado y está generando nuevas oportunidades. “La nueva ley de gas está forzando a Petrobras a retirarse y eso le trae muchas oportunidades a jugadores regionales, incluido Excelerate. Nosotros hemos abierto una comercializadora de gas en Argentina y otra en Brasil. Maximizar el valor de todos estos intercambios que tenemos en la región será un valor enorme para estos países”, explicó.

Diferente es el panorama en Bolivia, que “está enfrentando una declinación de producción de gas que va a tomar muchos años para revertir, si es que lo logra”. “Las empresas pueden operar pero el Estado no les ha permitido tomar riesgos de exploración. La ley es muy penalizante para la exploración y el resultado es el que se esta viendo”, dijo Bustos.

Flexibilidad y recursos

Bustos entiende que el GNL jugará un rol protagónico en la búsqueda por lograr un sistema energético más flexible. La posibilidad de despachar GNL en tiempo y forma en función de los cambios en la demanda y a precios muy competitivos frente a otras alternativas fundamentan ese protagonismo.

Como ejemplo de esa flexibilidad cita la operación actual con el buque regasificador Exemplar en Bahía Blanca. “En estos días Excelerate ha estado inyectando más o menos un 20-25% de las necesidades de gas del país. Pero si la temperatura sube un poquito la inyección va a caer a cero. Es la gran ventaja que tiene este servicio. Mezclando flexibilidad y previsibilidad en los recursos naturales es la ecuación de los países exitosos en general”, remarcó.

El vicepresidente de Excelerate es consciente de que la mejor opción es la producción y abastecimiento con gas local, pero la necesidad de flexibilidad se impone por las características del mercado local, que carece por ejemplo de las cavernas para almacenar gas que se aprovechan en Europa y Estados Unidos. “En Argentina desgraciadamente no hay esas oportunidades de almacenamiento cerca de los lugares de consumo. Entonces los barcos proveen ese almacenamiento crítico y terminan dando la flexibilidad que el sistema necesita. Para generar esa flexibilidad en el campo el costo es enorme. Hay que ampliar la red de gasoductos a un nivel excesivo”, comparó.

La importación de GNL por barco también se justifica desde los costos. “IEASA hizo una gestión de compra de GNL bastante interesante. La gente habla de los 10 dólares pero el gasoil esta a casi 20 dólares el MM Btu equivalente. Ellos dejan la oportunidad de ver cómo viene el invierno y compran un poco más o un poco menos. El GNL tiene que ser el último recurso, eso no tengo dudas”, evaluó. Agregó que “en un día normal de importación el costo del barco es el 3% del costos total de la terminal, incluyendo el combustible”.

Bustos destaca las inversiones realizadas por Excelerate en el país, que van más allá de la percepción pública que existe sobre el buque regasificador. “Una de las cosas que no nos gusta es que nos vean como ‘la empresa del barco’. Si bien tenemos 500 millones de dólares de barcos en Argentina la gente nos ve como que nos vamos en cualquier día y no es así. Nosotros hemos invertido muchísimo dinero en hacer los barcos más adecuados al sistema argentino. Estamos buscando realizar inversiones porque vemos que el GNL le va a traer flexibilidad al sistema en el futuro aún con un sistema energético en general muy exitoso, más allá del GNL”, dijo.

Argentina

El debate sobre las mejores oportunidades que tiene el país en materia energética se cuela durante la entrevista. Bustos entiende que el principal valor del país es trabajar regionalmente en flexibilizar la exportación e importación de energía y darle el lugar que el petroleo está teniendo en la mesa inversiones.

“Una vez alguien me dijo que Argentina debería ser el próximo Catar. Yo dije que a mí me encantaría que Argentina sea el próximo Kuwait. Lo que hacen es comprar un poco de gas cuando no es suficiente y exportan petróleo en lugar de quemarlo. La ecuación de Argentina es mucho más rica en realidad. Una cosa interesante es que el gobierno sin hacer demasiado ruido ha dejado a los exportadores la posibilidad de exportar gas cada vez que fue posible. Ese tipo de cosas va a ser fundamental para el futuro, especialmente teniendo en cuenta la situación de Bolivia”, razonó Bustos.

Respecto al proyecto de ley de hidrocarburos sobre el que trabaja el gobierno, Bustos indicó que van a esperar a que avance más para poder opinar al respecto “de forma muy transparente y abierta”. “En general, Argentina necesitaba refrescar la ley porque han cambiados todos los fundamentos. Pero esto es similar a lo que ha ocurrido con la ley de gas en Brasil. La hemos seguido con mucho cuidado”, dijo el hombre de Excelerate.

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La empresa estatal IEASA (ex Enarsa) lanzó ayer un tercer tender para importar ocho nuevos cargamentos de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) para las terminales regasificadoras de Escobar y Bahía Blanca, según indicaron a EconoJournal fuentes privadas.

Según el cronograma preparado por IEASA, entre el 4 de agosto y el 30 de septiembre arribarán paulatinamente siete buques a la terminal de Escobar y el 23 de agosto llegará uno más al puerto de Bahía Blanca.

La fecha pautada para la presentación de ofertas es el 15 de junio (próximo miércoles) y al día siguiente IEASA definirá los resultados de la licitación. Entre algunas traders llamó la atención el poco tiempo concedido para ofertar desde el momento de emisión del tender.

Gas en septiembre

La novedad, además, es que el gobierno decidió comprar cuatro cargamentos de LNG que llegarán en septiembre, un mes en el que, en los últimos años, prácticamente no se importaron barcos de gas y en el que por lo general no hay problemas de abastecimiento.

La decisión deja en evidencia que los técnicos del área energética prevén que la producción local de gas seguirá comprimida incluso en septiembre y para no pasar sobresaltos (y tener que importar cargamentos de gasoil para las centrales térmicas a precio más caro, como sucedió en mayo y junio) se optó por comprar cargamentos de LNG para tener de reserva.

La tanda se suma a las dos licitaciones anteriores realizadas por IEASA. La última, realizada a fines de abril, terminó convalidando precios cercanos a los 10 dólares por millón de BTU. Anteriormente, el precio de los 24 cargamentos adjudicados en marzo osciló entre los 7 y los 7,50 dólares por millón de BTU.

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CAF, el banco de desarrollo de América Latina, se convirtió en el primer emisor latinoamericano en colocar bonos bajo la tasa SOFR (Secured Overnight Funding Rate), consolidada como una tasa alternativa de reemplazo a la tradicional tasa LIBOR, que durante las últimas décadas fue la referencia en los mercados y está en proceso de descontinuación. La emisión se realizó por USD 400 millones a tres años y un cupón de SOFR+62 puntos básicos y fue estructurada por JP Morgan.

“Estamos muy satisfechos por la confianza de los inversionistas en la solidez financiera de CAF y en atraer recursos para apoyar los planes de acción de los países para mejorar el bienestar de la población y la reactivación económica de la región. También nos enorgullece estar a la vanguardia de los mercados”, aseguró Renny López, presidente ejecutivo interino de CAF.

Ante la desaparición de la tasa de referencia LIBOR, que refleja el tipo de interés promedio al que una selección de bancos se presta dinero sin cobertura en el mercado monetario, SOFR surge como una alternativa eficiente al ser utilizada por los bancos para fijar el precio de los derivados y préstamos denominados en dólares. La tasa SOFR es administrada por el Banco de la Reserva Federal de Nueva York y publicada en el sitio web http://www.newyorkfed.org

El Banco de Desarrollo de América Latina lleva a cabo desde hace tres décadas una estrategia de diversificación de sus fuentes de financiamiento, a través de una presencia ininterrumpida en los mercados globales de capital. El organismo multilateral promueve el desarrollo sostenible y la integración regional, mediante una eficiente movilización de recursos para la prestación oportuna de servicios financieros múltiples, de alto valor agregado, a clientes de los sectores públicos y privado de los países accionistas.

CAF cerró el 2020 con un récord de más de USD 14.000 millones en aprobaciones de préstamos, la mayoría destinados a atender los efectos de la pandemia en la economía y en los sistemas de salud, así como a mejorar las infraestructuras digitales, terrestres y energéticas. Al cierre de su 50 aniversario, acumuló un total de más USD 200.000 millones aprobados desde 1970, para promover el desarrollo sostenible y la integración regional.

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Mobil Lubricantes inicia el segundo año del ciclo de charlas profesionales para los segmentos industriales con el objetivo de seguir acercándose a los profesionales de Argentina, Bolivia, Paraguay y Uruguay a fin de brindarles conocimientos y herramientas que permitan maximizar el rendimiento en equipos y procesos.

El primer encuentro abordará el tema “Grasas lubricantes, otro eslabón para alcanzar la eficiencia industrial” y se desarrollará el miércoles 16 de junio a las 15 horas de Argentina, de manera virtual. Con una duración estimada de una hora y media, la charla estará liderada por ingenieros del equipo Mobil, expertos en lubricación con amplia experiencia en todas las aplicaciones de la industria.

Destinada a todo el personal industrial involucrado, tanto en el mantenimiento de equipos como en la implementación y búsqueda de elementos que permitan hacer más eficientes los procesos, la capacitación se centrará en capturar el valor que desempeñan las grasas lubricantes dentro del proceso operativo.

Los equipos necesitan tanto de lubricantes como de grasas para su funcionamiento, por eso el foco del encuentro será exponer los beneficios de la correcta selección y utilización de las grasas como un elemento adicional en la búsqueda de la eficiencia productiva. Por último, habrá un foro de preguntas/respuestas con los ingenieros del equipo Mobil.

De participación libre y gratuita, los profesionales pueden inscribirse en el siguiente link: https://forms.gle/L3UYW66LbWDD3TLq5. Al igual que en el ciclo del año pasado, se entregará un certificado al final.

A través de esta formación, la marca continuará focalizada en convertirse en el aliado de los profesionales a cargo de la gestión de los equipos y procesos industriales al brindar soporte técnico, know-how y experiencias documentadas de campo que contribuyan a la optimización de los costos totales de la operación, conociendo en profundidad la tecnología y beneficios de las grasas. 

PARA AGENDAR

Día: miércoles 16 de junio

Hora:a partir de las 15 horas de Argentina (una hora y media aproximadamente)

Informes e inscripción: LINK

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El módulo de minería fue liderado por Alfredo Vitaller, Gerente General para Argentina de Josemaría Resources, que resaltó que “la minería tiene en su ADN el desarrollo de las cadenas de valor que desarrollan a los proveedores locales llevándolos a estándares internacionales” 

Alberto Carlocchia, Presidente de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros brindó precisiones sobre el sector: “Hoy la minería es el sexto complejo exportador del país y, en plena pandemia, realizó exportaciones por 2600 millones de dólares generando más de 83.000 empleos directos”, mencionó. Argentina está ingresando a la etapa del cobre, un mineral que demandan sectores como el de la micromovilidad y la tecnología. Carlocchia agregó que “Argentina tiene una gran posibilidad aquí con varios proyectos de cobre donde cada uno podría generar entre 8000 y 10000 empleos en la etapa de construcción y más de 4000 en la etapa de producción con inversiones de 2000 millones de dólares cada producto”. 

También Argentina tiene grandes posibilidades en minerales como oro y plata donde contamos con el mayor yacimiento del mundo sin explotar. 

“Argentina podría triplicar en 10 años las exportaciones y alcanzar los 10.000 millones de dólares si logramos alcanzar las inversiones pendientes por 20.000 millones de dólares. Hoy tenemos más de 100 PyMES exportando y cuanto más desarrollo minero tengamos mayor desarrollo industrial alcanzaremos”, explicó Carlocchia. 

Óscar Vardé es Presidente Honorario de la Academia Nacional de Ingeniería y presentó la publicación que la Academia realizó en conjunto con CAI. “La minería en Argentina” es un documento de más de 200 páginas con contribuciones de la ingeniería para el desarrollo sostenible. 

A su turno, Francisco Almenzar en su carácter de Presidente del Colegio Argentino de Ingenieros de Minas (CAIM) detalló cada uno de los pasos y procesos desde que concibe un proyecto minero hasta que se procede a su cierre siempre respetando los criterios de sustentabilidad y cuidado del ambiente.

La ingeniería participa activamente de todo el proceso minero. Roberto Massa, Presidente del Departamento Técnico del CAI, se refirió a este aspecto: “La ingeniería argentina es un actor fundamental. Para un proyecto de cobre el proyecto de ingeniería requiere más de un millón de horas hombre de ingeniería que implican empleos profesionales para el sector de hasta 580 puestos en el pico del proyecto” aunque insistió en que el sector “necesita seguridad jurídica y fiscal y mejoras en las condiciones macroeconómicas”. 

Nicolás Bareta es Presidente de Yamana Gold y Vicepresidente de la CAEM y fue el último de los oradores. Insistió con el aporte de la ingeniería argentina que hizo posible el crecimiento del sector minero: “Estamos en el camino correcto y hoy ya hemos podido sustituir el 45% de los insumos del sector. 

Bareta dió algunos números sobre la minería en el país: “las explotaciones mineras dejan alrededor del 90% de la producción en el país. En el caso del oro de una onza a 1800 dólares, 1100 quedan acá generando empleo, mejorando las cadenas de valor y desarrollando proveedores. Lo mismo ocurre con el cobre”: 

La Semana de la Ingeniería es organizada por el Centro Argentino de Ingenieros cuyo presidente es Pablo Bereciartua y cuenta este año con 4 paneles temáticos de Agro, Minería, Energía e Industria y un Foro de Jóvenes donde se abordarán temas de desarrollo sustentable, tecnología e innovación. El programa completo se encuentra en https://cai.org.ar/semana-de-la-ingenieria-si2021/

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¿Qué lugar ocupa Argentina en el mundo como país productor de energía? ¿Qué hace falta para vincular la soberanía nacional respecto de los recursos naturales con la tecnología necesaria para avanzar hacia una matriz limpia? ¿Cómo robustecer la variable medioambiental en la racionalidad industrial? Para dar respuesta a estas preguntas, el Instituto de Energía de Buenos Aires (IDE), organizó el seminario “La transición energética como oportunidad de desarrollo nacional” en el que disertaron Diego Roger, investigador del Programa Institucional Interdisciplinario de Intervención Socio Ambiental; Bárbara Brea, arquitecta especializada en eficiencia energética, y Federico Nacif, coordinador de Vinculación Tecnológica InnovaT-CONICET.

Energía e industria

“Necesitamos pensar la transición energética junto al complejo industrial que no está particularmente reñido con pautas de medioambiente y biodiversidad. Las políticas industriales interpretan el consumo energético como algo separado. Pero ocurre que si Argentina quiere alcanzar una matriz basada en energías renovables va a ser necesario construir centrales hidroeléctricas, solares, eólicas, nucleares, etc.”, manifestó Diego Roger.

En sintonía, Bárbara Brea también se refirió a una situación de incompatibilidad: “Las instalaciones industriales no están pensadas modularmente. Tampoco se tienen en cuenta las capacidades de carga porque sencillamente no son conceptos que entren en la racionalidad industrial. Tampoco se cuantifica la energía que se necesita para producir. Se prenden todas las máquinas, por inexistencia de modularidad, y eso hace que no se vea relación entre la producción y la energía consumida, cuando se trata en realidad de factores que deberían ir de la mano”.

Soberanía industrial y tecnológica                 

Partiendo de la base de que la discusión acerca de los recursos naturales de la Argentina trasciende las relaciones de oferta y demanda, Federico Nacif sostuvo que “el área de acción que nos corresponde como país es la recuperación del dominio sobre los recursos naturales. Si eso se revierte se podría establecer una apropiación de la renta pública que hoy no nos estamos apropiando. Sobre todo, porque en el caso de las fuentes de energía, las rentas ya no se perciben solo en forma de dinero sino que implican un aumento de productividad que es posible distribuir en el resto de la sociedad”.

Para Diego Roger los especialistas deben discutir porque estas discusiones solo las pueden dar los países que tienen cierto grado de libertad a la hora de definir cómo van a llevar a cabo la transición. «Y esa libertad se gana sobre la base del dominio industrial y tecnológico que permite elegir que sendero tomar y que recursos desarrollar. Si no hay política en este sentido, las decisiones se van a imponer desde afuera”, sostuvo.

Explotación e investigación

La producción de litio es un caso emblemático de falta de vinculación tecnológica. Así lo consignó Federico Nacif: “Argentina tiene una paradoja: contamos con yacimientos de altísima calidad que están en explotación abasteciendo al mercado mundial y una gran capacidad de investigación científica y tecnológica. Sin embargo, nada de eso se vincula. La investigación circula a través de papers académicos, la producción es primaria y el Estado también está disociado. Por eso, los intentos de fabricación de baterías de litio en Argentina desde 2008 cayeron en frustraciones tecnológicas”, subrayó el investigador.  

Además, agregó Nacif, “hay un discurso dominante que atribuye la frustración a la ineficiencia de la política tecnológica implementada, por parte de la empresa o por parte el ministerio de Ciencia y Tecnología. En los hechos, vemos que la falta de vinculación tecnológica se va a seguir frustrando si no se modifican las condiciones generales de la producción. Si no cambian las condiciones, no cambian los resultados”.  

Muchas intenciones, pocas discusiones

Desde el punto de vista de la arquitectura, Bárbara Brea destacó que la incapacidad para ahorrar muchas veces está ligada a la falta de información. “No se piensa en el consumo de energía. Por ejemplo, los formados en arquitectura o construcciones no tenemos tan en cuenta el parámetro energético, pero es esencial revertir eso para crear y diseñar comprendiendo que lo que accionamos va a demandar algún tipo de energía y va a producir, o no, algún impacto ambiental”.

Para finalizar Diego Roger enfatizó: “Hay muchas intenciones y pocas discusiones. Si coincidimos en que debemos incluir el 50% de pobres que tiene el país, y que tienen que alcanzar condiciones de vida básica, debemos saber que eso requiere escalar enormemente en el consumo de energía. Porque hay que construir viviendas, generar empleo, hacer mas transporte, fabricar más alimentos, brindar más servicios, etc. Hoy no es posible incluir a todos sobre las bases del actual régimen de consumo. Se puede hacer sobre la base de otras formas de organización del sistema energético, pero no al costo de menos consumo energético y estas son discusiones que hay que dar”.

El investigador estimó que llegar al 2050 con una matriz del 70% de renovables requiere entre US$300 mil y US$500 mil millones de inversión solo en tecnología de generación e infraestructura. “No hay posibilidad de hacerlo si no es con tecnología nacional, porque ya no se puede tomar deuda externa. Y en cuanto a la política, se necesitan medidas que ordenen los cambios de la matriz de consumo y abrir el debate sobre el tema tabú de los mecanismos de financiamiento. Porque la capacidad tecnológica del país se mide en las empresas con grandes departamentos de ingeniería que pueden hacer cosas en el sector de bienes de capital”, concluyó Roger.

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YPF gestionó el arribo de cuatro profesionales de la salud que llegaron a Neuquén para sumarse a la atención de pacientes en medio de la segunda ola de Covid 19. Se trata de dos médicos y dos enfermeros que se sumarán a los equipos sanitarios de Rincón de los Sauces y Chos Malal, en acuerdo con el Ministerio de Salud de la provincia.

La primera de las profesionales arribó hoy a Rincón de los Sauces, donde fue recibida por autoridades provinciales, directivos del hospital local y funcionarios municipales. El resto se incorporará a la atención en los próximos días.

La ministra de Salud de la provincia, Andrea Peve, agradeció el acompañamiento de YPF y destacó la importancia de la articulación público-privada para hacer frente a la pandemia. «En este difícil contexto epidemiológico, el fortalecimiento de los equipos de salud es muy importante, ya que el sistema de Salud continúa día a día realizando su máximo esfuerzo», concluyó Peve.

Por su parte, la intendenta de Rincón de los Sauces, Norma Sepúlveda, agradeció el aporte y remarcó “que el personal es muy necesario por el agotamiento del recurso humano del hospital”.

A su vez, también llegó hoy a la localidad un vacunatorio móvil aportado por YPF en conjunto con el Ministerio de Salud. El mismo se destinará a cubrir el calendario regular de vacunas, y buscará descomprimir las instalaciones que están abocadas a la campaña contra el Covid.

Desde que comenzó la pandemia el año pasado, YPF impulsó múltiples acciones en la región, que incluyeron la instalación de tráileres sanitarios, la donación de freezers para la conservación de vacunas y de decenas de computadoras portátiles que se utilizaron en el programa de vacunación. También se aportaron miles de insumos sanitarios a distintos centros sanitarios de Neuquén y Río Negro.

De este modo, seguimos trabajando para acompañar a las comunidades en las que operamos en la lucha contra la pandemia del Covid-19.

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La generación de electricidad produce el 35% del total de gases de efecto invernadero. Le siguen la producción de alimentos con el 24%, la industria manufacturera con el 21%, el transporte con el 14% y la construcción con el 6%, según datos del Panel Intergubernamental del Cambio Climático de la ONU (IPCC). A partir de este diagnóstico, los ingenieros Alexis Caporale y Ariel Mesch analizaron en la mesa de diálogo coordinada por la Comisión de Jóvenes del Centro Argentino de Ingenieros (CAI) las condiciones y posibilidades de transformación de la matriz energética para asegurar el desarrollo sustentable en los próximos años.

“Tenemos un desafío sistémico de transformación en esta década”, expresó Caporale, investigador del World Fund, el fondo de capital de riesgo enfocado en tecnologías para la mitigación del cambio climático. “Debemos avanzar hacia un sistema regenerativo que nos permita vivir en armonía con la naturaleza y ayudar activamente a que los daños generados a causa del desarrollo económico se regeneren”, agregó.

Con la mente en el futuro, Caporale agregó que estamos en un período de transición hacia la matriz eléctrica: “El 100% de la energía va a ser eléctrica, renovable y distribuida. También van a ser eléctricos los autos, trenes y camiones. Entonces, si la electricidad es renovable, su costo de generación va a ir bajando cada vez más. La energía solar era carísima hace una década en comparación a la generación térmica y hoy es más barata en gran parte del mundo. Si tengo costos decrecientes de generación de electricidad y hay momentos del día en que tengo más generación que consumo puedo acoplar esto con sistemas de baterías».

Respecto de la existencia de una red eléctrica centralizada, el ingeniero indicó que “hoy tenemos una infraestructura espectacular para el sistema energético que se pensó en el siglo XX, pero no es válido para un mundo en el que el 15% de la población mundial no tiene acceso a los servicios energéticos básicos. Hay familias que tienen menos acceso a la energía de lo que consume nuestra heladera. Además, las ciudades crecen y la red eléctrica empieza a ser deficiente”.

Nuevas tecnologías

Con el objetivo de renovar perspectivas, orientar a otros profesionales, desarrollar diagnósticos y buscar soluciones innovadoras, el disertante dio a conocer algunas tecnologías de vanguardia para remover el CO2 de la atmósfera. “A modo de ejemplo pienso en lo que se denomina Captura Directa de Aire y consiste en un proceso que se realiza a través de filtros gigantescos que absorben el dióxido de carbono. Todavía es caro, pero cada vez menos. Es un campo de investigación y de trabajo que sólo va a crecer. Pase lo que pase, así hagamos todo bien en materia de descarbonización, vamos a necesitar este tipo de tecnologías y no hay mucha gente preparada. Es una industria incipiente que dentro de unos años va a ser una industria obvia”.

Otra oportunidad sustentable viene de la mano del hidrógeno verde generado a partir de energías renovables. “El hidrogeno tiene un rol cada vez más importante como combustible en general y en el futuro de la aviación y del transporte marítimo. No sólo eso, tiene además un papel garantizado en la industria pesada -para la producción de amoniaco y de acero-, y es muy viable para la generación de calor. Si bien no está del todo desarrollada la infraestructura básica para producirlo es una apuesta inevitable”, concluyó Caporale.

Paneles solares

El ingeniero industrial Ariel Mesch, fundador de la firma Mesh Energías Renovables, también participó del evento virtual organizado por el CAI. En su exposición indicó que en 2018 el mundo se volcó fuertemente a la energía fotovoltaica y en Argentina el desarrollo de la energía solar se dio en paralelo a la importancia que adquirió la Ley de Generación Distribuida que entró en vigencia en 2019 por la cual es posible colocar paneles solares en los techos de las casas.

“Es una ley de carácter autónomo. Adhirieron muchas provincias, pero no todas”, explicó Mesch. “Hace tres semanas el proyecto de colocación de medidores bidireccionales para intercambiar energía con la red consiguió la media sanción en la Cámara de Diputados para la provincia de Buenos Aires. Ahora esperamos la aprobación del Senado. Por el momento, en CABA y el Gran Buenos Aires pueden colocarse los medidores en las zonas que están bajo el ala de Edenor y Edesur”, agregó.

De esta forma, el orador destacó que, en la actualidad, 1w de energía solar cuesta alrededor de 25 centavos de dólar y empiezan a verse importantes productores de paneles fotovoltaicos en el mercado local. Ante la pregunta por los beneficios de la instalación de esta tecnología renovable, Ariel Mesch enumeró las siguientes pautas:

Constituye una fuente de energía para aquellos que no tienen acceso a la red eléctrica.Permite bajar el costo de la tarifa eléctrica para quienes están conectados ya que el usuario se convierte en «prosumidor» (produce y consume energía).Aporta un sistema de back up en las ciudades para tener autonomía en casos de cortes de luz. Sobre todo, en determinadas zonas donde la urbanización creció más rápido que la infraestructura y los cortes se producen muy seguido.En los casos domiciliarios el ahorro vendrá dado por la energía auto-consumida que dejará de traerse de la red. En función de cuantos KWh se consuman en el mes se aplica una tarifa residencial que va de R1 para consumos menores a 150KWh/mes hasta R9 para consumos mayores a 1400KWh/mes. Como cada tarifa tiene un cargo fijo y uno variable que depende del consumo, si uno baja de R7 a R4, el ahorro puede ser superior al 50% de la factura.

A modo de cierre, el especialista en energías limpias determinó que faltan incentivos para masificar la utilización de la energía solar: “Para las provincias adheridas existe un crédito fiscal que es un bono de 30 mil pesos por cada KW de paneles que instalados. Sin embargo, en la práctica son difíciles de obtener porque son para personas jurídicas, no se pueden transferir y no se pueden comercializar. Creo que si se facilitan los instrumentos vamos a encontrar cada vez más casas con sistemas fotovoltaicos, sobre todo en el interior del país».

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Bacher destacó el crecimiento potencial del agro y destacó que “si se levantan ciertas restricciones Argentina podría dar un salto importante de crecimiento en el agro al igual que en otros sectores como el de la minería” y agregó que “nuestro país necesita inversiones y un plan de crecimiento que crearían empleos de calidad, mejoras en la sociedad y en Argentina”. 

“Nuestro país es el tercer productor mundial de soja, y el primer exportador de aceite y de harina de soja con casi el 50% de la producción mundial. En trigo Argentina es el cuarto productor mundial y en trigo también estamos entre los diez países del mundo”, señaló Pablo Noceda aunque agregó que “sin embargo la producción está estancada por políticas sectoriales erráticas, inestabilidad, falta de infraestructura y distorsiones impositivas”. Sobre este punto agregó que “hace 10 años se estimaba que la producción podría llegar a ser de 114 millones de toneladas y actualmente estamos en 105 millones”. 

“Argentina es muy competitiva en comercialización y producción de granos aportando más de 25000 millones de dólares anuales y tenemos ventanas de oportunidad para mejorar esto en los aspectos logísticos: el transporte en camión es del 84% aquí mientras que es el 60% en Brasil y solo el 14% en los Estados Unidos. Esto impacta en los costos”, refirió Noceda. 

Gustavo Idígoras, presidente de la Cámara de la Industria Aceitera de la Républica Argentina (CIARA), explicó que “Argentina está estancada en 65 mil millones de dólares anuales de exportaciones y tiene un potencial para generar 100 mil millones de dólares de exportaciones anuales que generarían 700.000 empleos adicionales preservando el ambiente y que aportarían las divisas necesarias para evitar el financiamiento externo del país”. 

A su turno, Alberto Paseyro, director ejecutivo de la Asociación de Semilleros Argentinos (ASA), remarcó que el sector invierte un 9% de la facturación sectorial en investigación y desarrollo muy por encima del promedio mundial y aún hay mayores posibilidades de mejoras en los rendimientos, adaptación a los diferentes ambientes y mayores tolerancias a enfermedades y plagas. 

Francisco Colombatti, consultor especializado en agro, abordó cuestiones de biotecnología y cómo incorporar tecnología al eslabón sojero. 

Por último, la cuestión de la Hidrovía fue abordada por Luis Palacios, actualmente director de Estrategia Tecnológica e Ingeniería del Grupo Pérez Companc. En sus palabras explicó que “la licitación de la Hidrovía es fundamental hoy para mejorar la competitividad y hay sectores como el Norte que no se draga desde 2019. Los últimos datos disponibles indican que del total de horas navegadas el 43% del tiempo son demoras y solo el 57% circulación y esto impacta de forma directa en el costo logístico”, señaló Palacios y agregó que “además el bajo calado no permite completar las cargas de bodega dando lugar a falsos fletes y mayores costos”. 

Sobre la nueva licitación concluyó que “se podría aumentar la carga un 25% en 10 años”. 

La Semana de la Ingeniería es organizada por el Centro Argentino de Ingenieros y cuenta este año con 4 paneles temáticos de Agro, Minería, Energía e Industria y un Foro de Jóvenes donde se abordarán temas de desarrollo sustentable, tecnología e innovación. El programa completo se encuentra en https://cai.org.ar/semana-de-la-ingenieria-si2021/

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El gobierno intentó en las últimas semanas mostrarse unido de cara a la campaña electoral que viene. Sin embargo, las internas en el área energética parecen no tener fin. El interventor del Enargas, Federico Bernal, irrumpió este miércoles en un encuentro virtual de la mesa de coordinación de invierno y solicitó a los gritos la exclusión del encuentro del asesor Diego Guichón, quien había asistido en representación de la Subsecretaría de Planeamiento Energético.

Guichón, docente del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria (CEARE), es un especialista con una amplia experiencia en el sector de gas. Comenzó a trabajar en el Estado en la década del 90 como director de Economía de los Hidrocarburos de la Secretaría de Energía, cargo al que accedió por concurso, y en 2017 fue elegido, también por concurso público, para ocupar la segunda vocalía del Enargas, donde se desempeñó hasta 2019.

Javier Papa, subsecretario de Planeamiento Energético, él único funcionario que responde directamente a Martín Guzmán en la secretaría de Energía, incorporó hace ya varios meses a Guichón como asesor y lo envío este miércoles a la mesa de coordinación de invierno que se encarga de programar los despachos de gas para garantizar el suministro del fluido.

Bernal irrumpió este miércoles por la mañana en la reunión, de la que participan técnicos del Enargas, para cuestionar la presencia de Guichón. “¿Cómo puede ser que la secretaría de Energía tenga contratada a una persona que denuncié penalmente?”, le preguntó el interventor del Enargas a Maggie Videla, subsecretaria de Hidrocarburos en una intervención subida de tono y muy confrontativa hacia la conducción de la Secretaría de Energía. Luego pidió que los miembros del Enargas se retiren del encuentro.

El origen del conflicto

Bernal presentó en junio del año pasado una denuncia penal contra ex ministro de Energía Juan José Aranguren por los delitos de incumplimiento de los deberes de funcionario público y negociaciones incompatibles con la función pública. Lo acusó de pactar precios con las gasíferas, violando la ley que regula la industria del gas, para garantizarles un ingreso superior al que supuestamente hubiera surgido de la oferta y la demanda del mercado.

La denuncia alcanzó también al ex subsecretario de Recursos Hidrocarburíferos, Marcos Porteau, y al ex directorio de Enargas, entre los que se encontraba Guichón. “Los ex directores del Enargas incumplieron intencionalmente y con el mismo fin, sus obligaciones específicas como integrantes del ente regulador que también le impone la ley citada”, decía la denuncia en referencia a la ley 24.076.

Bernal denunció a Aranguren, Porteau y al directorio de Enargas por incumplir la Ley Nº 24.076, que en la práctica se dejó de aplicar cuando cayó la Convertibilidad. De hecho, los tres gobiernos kirchneristas no tuvieron ninguna intención de normalizar la aplicación de esa norma. Al contrario, la vincularon al universo de los de los ‘90 que había quedado caduco y debía ser rediseñado.

La paradoja es que Bernal, que públicamente defendió la gestión del ex ministro de Planificación, Julio De Vido, que en los 15 años que estuvo a cargo del área energética nunca aplicó la Ley del Gas, judicializó la política pública aplicada por Cambiemos acusando a Aranguren y al resto de los funcionarios mencionados precisamente de incumplir esa regulación.

Lo llamativo es que casi al mismo tiempo que denunciaba a Aranguren y el resto de los funcionarios de Mauricio Macri, Bernal incorporó como asesor del Enargas a Oscar Natale, ex director de Política Tarifaria del propio Aranguren, tal como reveló EconoJournal.

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El evento virtual “Ingeniería para el desarrollo de una Argentina competitiva”, organizado por el Centro Argentino de Ingenieros (CAI) tuvo como panel de energía a destacados ejecutivos y analistas del sector petrolero. Allí participación de Ricardo Markous (CEO de Tecpetrol), Santiago Tanoira, (vicepresidente de Gas y Energía de YPF), Sean Rooney (presidente de Shell Argentina), Nicolás Arceo (director de la consultora Economía y Energía) y Luciano Fuccello (Country Manager en NCS Multistage). En esta nota las principales definiciones de los panelistas.

Ricardo Markous, (CEO de Tecpetrol)

“Si los pronósticos de la transición energética de los países que se reunirán en Glasgow en noviembre en el evento Net- Zero Emissions by 2050 indican que el mundo va a emisiones cero para el año 2050, esto significa que de los 100 millones de barriles por día de petróleo que se consumen hoy deberíamos pasar a 70 millones en 2030 (reducción del 30%), en el año 2040 a 40 millones de barriles diarios y en el 2050 a 20 millones de barriles diarios consumidos en el mundo. Si bien en el gas no es tan dramático, deberíamos pasar de la producción actual a casi la mitad para 2050”.“Este escenario, con estos pronósticos, implica que las inversiones en energía solar y eólica se deben multiplicar por cuatro. El litio se va a consumir 30 veces a lo que se consume hoy por las baterías de los autos eléctricos y el consumo de cobre se multiplicará por cinco por la electrificación que requiere la humanidad”.“Personalmente no creo que la velocidad de la transición energética sea la que indica Net Zero Emissions by 2050, pero si sabemos que vamos hacia eso. La Argentina tiene Vaca Muerta, que es una oportunidad enorme de desarrollo de gas y petróleo, que, si no se aprovecha en los próximos 10, 20 o 30 años esa oportunidad se habrá perdido para siempre”.“La declinación en la producción de petróleo y gas lo está reemplazando la producción de shale de Vaca Muerta. Esto no significa que la Argentina tiene que abandonar los convencionales, pero la potencialidad de crecimiento de más gas y petróleo para el mundo viene de Vaca Muerta”.“La Argentina, que hoy exporta 10% de su producción de crudo, puede producir más y exportar el petróleo de Vaca Muerta. La Argentina puede pasar de 550.000 barriles equivalentes a producir 1.000.000 de barriles. Esto demandará alrededor de US$ 8.000 millones y 50 equipos de perforación una vez alcancemos esos niveles”.“La ventaja del shale es que se puede desarrollar muy rápido. Fortín de Piedra era un proyecto que no existía hasta 2017. Entre 2017 y 2019 pasamos de cero a producir casi 17 millones de m3 diarios, que significa el 14% de la producción del país”.

Santiago Tanoira, vicepresidente de Gas y Energía de YPF

“Teniendo en cuenta las políticas que están tomando los países sobre las energías renovables, que en los próximos años es la energía que más van a crecer, el gas natural es la energía en el planeta que más va a crecer. Va a crecer el doble que el petróleo y que la energía a partir del carbón. Esto es porque el gas es el combustible más limpio”.“La versatilidad que tiene el gas lo ubica como el mejor combustible para acompañar el desarrollo de las energías renovables. Cuanto más renovables haya, más gas se va a necesitar como backup, hasta que se puedan desarrollar baterías a un costo más competitivo que el gas”.“El LNG está creciendo. Representa hoy al 30% del comercio mundial del gas natural. Y va a seguir creciendo”.“En la Argentina estamos bien posicionados respecto al gas como combustible de transición”.“Si Vaca Muerta es de nivel mundial, ¿por qué no pudimos todavía tener la escala de producción que el negocio necesita? Une de las respuestas puede ser los costos de producción. En Eagle Ford (Estados Unidos) los costos de perforación tienen un 40% 0 50% menos a los que tenemos en Vaca Muerta. Creo que con la productividad que tenemos no hace falta ir a valores tan bajos para tener un negocio rentable, pero si queremos competir contra los mejores productores del mundo creo que tenemos que transitar entre un 15% y un 20% de ahorro en la construcción de pozos y las construcciones asociadas a los pozos”“También hacen falta reglas del juego más clara. Debemos que tener una visión de largo plazo para sacar el mayor potencial, por eso es importante el tema del financiamiento y las reglas macro, asociaciones entre las industrias y la relación entre los cluster de conocimiento”“La Argentina llegó a niveles de precios competitivos de gas natural respecto al mundo. Tener precio de 3,50 dólares por millón de BTU cuando en Estados Unidos tienen 3,10 dólares por millón de BTU. No estamos muy lejos de tener los niveles de productividad y competitividad más altos del mundo”.

Sean Rooney, presidente de Shell Argentina

“Nuestra experiencia sobre el shale en Estados Unidos y Canadá fue muy fuerte, invertimos muchísimo para aprender a desarrollar los no convencionales en estos países. Nosotros pudimos llevar esa experiencia para el mismo desarrollo en Vaca Muerta en la Argentina, pero al 25% del costo y el 25% del tiempo. Y esto lo pudimos hacer por el trabajo y el intercambio de experiencia de los ingenieros de la Argentina y de Estados Unidos”.“Para nuestra próxima etapa de desarrollo (en Vaca Muerta) estamos poniendo el foco en perforar y completar pozos, unos 100 pozos para abastecer el mercado doméstico y exportar más. Esperamos un nuevo paso en el desarrollo de Bajada de Añelo y el próximo año esperamos construir una planta de producción temprana en la zona”.

Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, estuvo a cargo de la organización del panel de Energía.

“Es clave bajar los costos de producción de gas y aumentar la producción masiva en Vaca Muerta para hacer viable la exportación de gas natural a los mercados internacionales”.“Me puedo imaginar un mundo donde la Argentina, con los importantes recursos en energía renovable para el mercado doméstico y exportando gas a los países que no lo producen y así mejorar las emisiones y el camino de la transición energética”.

Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía

“La producción hidrocarburífera del país tiene una tendencia descendente desde finales del siglo pasado por el agotamiento progresivo de los yacimientos convencionales y por el desacople de los precios locales en los mercados internacionales”.“En 2020, en el marco de la pandemia, la Argentina produjo un 43% menos de petróleo y un 13% menos de gas natural respecto a los picos de producción de crudo de 1998 y la de gas natural de 2004”.“El desarrollo de Vaca Muerta permitió quebrar la dicotomía que tenía el sector entre el abastecimiento local o el abastecimiento de los mercados internacionales. Superar esta dicotomía permite garantizar el abastecimiento del mercado local a la vez que se conforme una nueva plataforma de exportación de hidrocarburos”.“En un contexto de congelamiento de tarifas desde marzo de 2019, con inflación superior al 50% en 2019 y del 30% de 2020, el aumento relativo de los subsidios no fue tan significativo. Esto es porque entre 2018 y 2020 se redujo significativamente el costo monómico de generación en energía eléctrica, que es el principal componente de los subsidios energéticos en la actualidad”.“La reducción del costo monómico de generación en 13 dólares por MW, que fue una reducción del 20%, se logró por la menor utilización y costos de los combustibles en la generación eléctrica, la menor retribución a la generación vieja y la eficiencia del parque de generación térmica. Analizando este precio monómico, el 60% de la reducción lo explica la caída del precio de los combustibles utilizados en generación”.“Los subsidios van a ser un poco más elevados a los que se habían estimado a principios de año. Probablemente se encuentren en 8.500 millones de dólares en 2021. De todas formas, dado el crecimiento y la recuperación en dólares del PBI este año, esto no supondría un incremento en la relación subsidios – PBI más allá de 2% del PBI”.

Luciano Fuccello, country manager en NCS Multistage

Fuccello habló sobre los avances de la ingeniería que permitieron que las operaciones en Vaca Muerta evolucionen “a donde se encuentran hoy”. Profundizó su intervención en los tres estadios del desarrollo de no convencionales: los recursos que se encuentran en el subsuelo; la ejecución operativa; y, por último, la creación de valor. Sobre esto, analizó el espaciamiento y la interacción entre los pozos, las refracturas y la recuperación de petróleo mejorado (EOR). Además, estas fueron las principales definiciones del analista:

“Lo que está en el subsuelo no se puede cambiar, pero sí se puede aplicar ingeniería y tecnología sobre los costos que tenemos en superficie. Si podemos bajar los costos lo suficiente, el recurso va a ser económicamente viable”.“Desde el punto de vista del aprendizaje, viendo etapas por día por set de fractura, en 2015 se hacían 3 etapas por día, en 2019 fue de 6 y en 2020 se llegó a 12 etapas por día por set de fractura. Esto es como límite técnico, no porque se hagan todos los días 12 etapas”.“En 2020 y 2021 tenemos 21.000 horas de bombeo a 11.000 psi y a 110 barriles por minuto. Esto fue gracias al avance en los procesos y en los avances técnicos y de ingeniería que hay detrás de todo este desarrollo”.“Si la actividad continúa en aumento, seguramente vamos a ver en el corto plazo una limitación en la disponibilidad de los siete sets de fractura que hay hoy en el país”.

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ES UNA EMPRESA NACIONAL, CAPITALES 100% ARGENTINOS, ENFOCADA EN GENERAR SOLUCIONES DE EFICIENCIA EN LA INDUSTRIA DEL PETROLEO. INNOVACION Y TECNOLOGIA DE PUNTA SON LOS PILARES QUE NOS MOVILIZAN DESDE LOS INICIOS. EL ORIGEN DE LA EMPRESA SE REMONTA AL ANO 2012 CON LOS PRIMEROS PASOS EN INGENIERIA Y DISEÑO DEL PRIMER EQUIPO DE TORRE (PULLING). ESTO TIENE MUCHO QUE VER CON EL APOYO RECIBIDO OPORTUNAMENTE VIA EL PROGRAMA EMPRETECNO DEL MINISTERIO DE CIENCIA Y TECNOLOGIA CON APORTES DEL BANCO MUNDIAL DANDO EL EMPUJE INICIAL AL PROYECTO JUNTO A INVERSORES PRIVADOS ARGENTINOS.

COMO GRAN DESAFIO SE ANALIZO HACER UN APORTE SUPERADOR A LA FORMA QUE SE TRABAJA EL PULLING. DEL ESTUDIO DE ESTAS FORMAS SURGIO LA IDEA DE “CREAR” UN EQUIPO DE PULLING QUE TUVIERA EN CUENTA LAS CARACTERISTICAS Y NECESIDADES ESPECIALES DEL 80% DE LOS POZOS CONVENCIONALES DEL PAIS. BUSCANDO OPTIMIZAR EL TRABAJO DE PULLING HACIENDOLO MAS EFICIENTE, SEGURO Y CON ENFASIS EN EL CUIDADO DEL MEDIO AMBIENTE.

LOS POZOS CONVENCIONALES OPERADOS EFICIENTEMENTE SON UNA INTERESANTE FUENTE DE INGRESOS PARA LOS OPERADORES Y LAS PROVINCIAS QUE VEN CRECER SUS REGALIAS. LAS OPERACIONES DE PULLING REPRESENTAN UN IMPORTANTE COSTO DEL MANTENIMIENTO OPERATIVO EN LOS POZOS CONVENCIONALES Y TODA OPTIMIZACION DE DICHOS COSTOS TIENEN UN FUERTE IMPACTO EN LA RENTABILIDAD DE LA OPERACIÓN (BAJA DE LIFTING COST). 

LAS CARACTERISTICAS PRINCIPALES DEL EQUIPO DE PULLING LIVIANO DESARROLLADO, CONSTRUIDO Y OPERADO POR JET OIL TECHNOLOGY SON: COMPACTO Y SIN VIENTOS, LO QUE LE DAN GRAN VELOCIDAD EN LOS DTM, 100%HIDRAULICO, PERIFERICOS INTEGRADOS (PILETA Y BOMBA TRIPLEX DE 5000 PSI Y ELIMINAN CONTAMINACION SONORA, SERVICIO TECNICO DE NUESTRA FABRICA DE APOYO LOCAL, EL EQUIPO SE ENCUENTRA SENSORIZADO Y CON LECTURA DE PARAMETRO DIGITALMENTE, LO QUE PERMITE LA MEDICION DE PERFORMANCE A DISTANCIA Y CENTRALIZADA. “ESTE TIPO DE EQUIPOS PUEDE REALIZAR UN IMPORTANTE APORTE A LA EFICIENCIA EN LAS OPERADORAS QUE VERDADERAMENTE DESEEN SER EFICIENCITES EN OPERACIONES DE CAMPOS CONVENCIONALES Y SOBRE TODOS EN LOS CAMPOS MADUROS”, INDICA SU CEO EDUARDO ROSALES.

EMPRESA SE EXPANDE CON DESARROLLOS DE NUEVOS EQUIPOS A MEDIDA, YA NO SOLO DE PULLING SINO TAMBIEN WORKOVER, YA SE ENCUENTRA TRABAJANDO EN EL OTRO EQUIPO CON MAYOR CAPACIDAD AGILIDAD Y EFICIENCIA APUNTANDO A UN CONCEPTO AUN MAS INNOVADOR UN LIGHT WORK OVER DE SIMILARES CARACTERISTICAS QUE PRETENDE ESTAR OPERATIVO PARA FINES DEL 2021. LA EMPRESA TAMBIEN TIENE UN FUERTE PLAN DE INTERNACIONALIZACION EN MARCHA, PRETENDIENDO LLEGAR CON LOS SERVICIOS DE INGENIERIA E INNOVACION, ASI COMO TAMBIEN CON EL PRODUCTO EMBLEMA COMO FOCO DE EXPORTACION. 

LA INDUSTRIA NACIONAL COMPITE EN INNOVACION Y TECNOLOGIA PETROLERA!

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La diputada nacional Jimena Latorre, del Bloque UCR-Mendoza, participó el lunes de la reunión conjunta de la comisiones de Energía y Combustibles y Presupuesto y Hacienda donde el interventor de Enargas, Federico Bernal, expuso  las directrices del proyecto de ley que propone la prórroga por 10 años del Fondo Fiduciario para subsidio de consumos residenciales de gas y la ampliación a 4 millones de beneficiarios del régimen de tarifa diferencial de zona fría. La legisladora cuestionó el criterio de ampliación del beneficio y puso en duda que vaya a financiarse sólo con la ampliación del recargo en las facturas, como sostuvo Bernal. En diálogo con EconoJournal, luego detalló sus críticas a la iniciativa oficial.

-Durante la reunión de la que participaron las comisiones legislativas de Energía y Presupuesto y Hacienda, usted manifestó que el proyecto de zonas frías que debería ser tratado en términos técnicos está politizado, ¿a qué se refiere exactamente?

-Los subsidios, la producción y el consumo energético son parte de la política. Está bien que esté “politizado” porque tenemos que discutir las políticas energéticas y económicas. Acá el problema es que el proyecto está “partidizado”. La mayor cantidad de localidades que se suman al proyecto, fuera de los criterios técnicos que ameritarían estas inclusiones, tienen más que ver con afinidades políticas y núcleos del electorado que con realidades térmicas y geográficas. La billetera grande del Estado termina siendo una herramienta de campaña electoral. Varios diputados y senadores de Mendoza pedimos la inclusión de determinadas zonas de nuestra provincia fundados en datos técnicos. Los legisladores que hoy presentan la iniciativa de prórroga son los mismos que trababan el tratamiento del proyecto en años anteriores. Por eso digo que hay una intención partidaria.

-Bernal explicó que se sumarán al beneficio 4 provincias por un total de 151 departamentos. ¿Bajo qué criterio se determinaron estas inclusiones?

-Las localidades que se van a incluir son disímiles, no hay un criterio objetivo de asignación de subsidios. El único criterio que se toma en cuenta para ampliar el subsidio patagónico es el electoral. El beneficio se asigna al territorio y allí hay gente que tiene capacidad de pago y gente que puede acreditar atributos que merezcan su calificación de vulnerabilidad como ocurre con la tarifa social. En este caso este subsidio es pro-rico porque ayuda al que no necesita ayuda. El que realmente necesita ayuda, aquel que no está conectado a la red, va a ver demorada su conexión porque los fondos públicos son un recurso finito y se va a ver afectada la inversión en obras.

-¿Se va a poder seguir hablando de “subsidio patagónico”?

-No, en su origen este subsidio correspondía a la zona patagónica y luego se agregó la Puna. Con la suma de estas localidades tendríamos que cambiar las regiones de Argentina y la Patagonia pasaría a ser más de la mitad del territorio nacional. Otra opción es cambiarle el nombre al proyecto, como de hecho hicieron. Por otro lado, hay que considerar que, en la Patagonia, la Puna y Malargüe, hoy los usuarios pagan un gas tres veces subsidiado: al ya subsidiado Costo de Abastecimiento a través del Plan Gas.Ar, se le suma el subsidio del Tesoro Nacional a través de Ieasa del precio de venta a las distribuidoras de la zona y sobre ese precio del gas subsidiado y sumándole los costos de transporte y distribución, se descuenta el 50% de la factura.

-¿El fondo fiduciario se autofinancia a partir del recargo?

-Es mentira que el subsidio se solventa con el fondo fiduciario. El fondo se creó en 2002 para cubrir 980 mil hogares y ahora se suman 3,1 millones de hogares más. Los que lo reciben son más y los que aportan son menos. El interventor no entiende cómo funcionan los fondos fiduciarios. Habló de autofinanciamiento y no es así. El fondo fiduciario se financia por el sobrecargo que aportan por cada metro cubico consumido todos los usuarios del país. Dice también que están contemplados 16 mil millones de pesos en el presupuesto para reforzar el fideicomiso. O es suficiente o hay que usar esa partida presupuestaria y eventualmente otras, porque estimo que van a ser necesarias otras partidas para subsidiar la generación eléctrica a través de Cammesa.

-¿Cuál es el impacto en la generación térmica?

-El segmento de generación térmica consume un tercio del gas del país e inevitablemente va a aumentar los costos de producción de la energía eléctrica. Por lo tanto, hay otro subsidio que se va a incrementar porque no van a aumentar la tarifa eléctrica, y aunque quisieran es ilegal porque sería un subsidio cruzado de los usuarios de electricidad a los usuarios de gas. El dinero que se extrae de otras partidas presupuestarias para reforzar la cuenta de subsidio va a dejar de estar en las partidas de infraestructura y los que no están conectados a la red de gas natural tienen que seguir consumiendo gas de garrafa que es más caro.

-¿Habrá que reestructurar el presupuesto?

-En distintas oportunidades el interventor dijo que el presupuesto es una estimación que se puede acomodar. Esto significa que los compromisos asumidos no son tales. Además, el dinero tiene que salir de algún lado. Entonces, se toma una medida de mayor emisión monetaria que genera mayor inflación y se paga, por ejemplo, a través de los precios de los alimentos, o tiene que volcarse a tarifas. Es una cuenta lógica porque nada es gratis.

-En el caso de Mendoza, ¿cuán importante es el criterio de provincia productora de hidrocarburos a la hora de definir los destinatarios del subsidio?

-En el caso de Mendoza, como somos productores al igual que la Patagonia, los costos de transporte y distribución podrían ser menores, por lo tanto, no estamos en las mismas condiciones que el resto del país. En nuestra provincia falta mucha infraestructura y hay muchos ciudadanos mendocinos que pagan más del doble consumiendo garrafas. Debemos entender que los subsidios son eficientes si están bien direccionados a la demanda vulnerable y con una perspectiva de transitoriedad, es decir que los subsidios van a ser necesarios hasta que haya una recuperación económica.

-¿El usuario de garrafa termina siendo el más afectado?

-No solo es el más afectado por el precio que excede el doble de lo que paga por metro cúbico el usuario de gas de red, sino también por características que hacen a la esencia del servicio público como la seguridad, la continuidad y la regularidad. En el caso de los usuarios de gas de garrafa no cumplen estas condiciones, no tienen acceso.

-El gobierno aumentó un 6% las facturas de gas para los hogares, pero incrementó un 95% el Valor Agregado de Distribución (VAD) para grandes usuarios industriales. ¿Cómo se explica este desequilibrio?

-Lo que no se paga por un lado se paga por el otro. El usuario al que le están subsidiando un 75% de la factura va a terminar pagando más por los productos que consuma porque van a tener un mayor costo en su cadena de industrialización. Esto no está consensuado con el ministro de Economía. Le pregunté a Bernal por la postura de Martín Guzmán y no dio respuesta. Pero esto impacta claramente en la economía, afecta a la industria y la generación de puestos de trabajo.

-¿El proyecto del gobierno es progresista, es equitativo?

-Progresista sin dudas no es. Tampoco creo que sea equitativo en términos sociales porque subsidia sin distinguir la capacidad de pago del beneficiario del subsidio, entonces acrecienta más la brecha. El proyecto es electoralista. Si hubiese un entendimiento real respecto de las localidades que precisan ser incluidas en este beneficio le hubieran dado tratamiento en anteriores oportunidades. Cuando yo presenté un proyecto para que se incluyan los departamentos de San Rafael y General Alvear, al sur de Mendoza, lo hice mirando el mapa y entendiendo que comparte las características técnicas e isotérmicas con Malargüe. Como autora de ese pedido, no me puedo oponer a que se incluya la provincia de Mendoza, sin embargo, no me parece que vaya a beneficiar a los mendocinos y al resto de los argentinos tener que aplicar semejante subsidio a dos tercios de la provincia de Buenos Aires. El fin es electoralista. A nadie le gustaría estar en los zapatos de Guzmán. La dupla de los “federicos” (Bernal y Basualdo, el subsecretario de Energía Eléctrica) parece desconocer las directivas del ministro de Economía.

-En su presentación Bernal aseguró que para financiar la ampliación del subsidio el recargo que pagan los usuarios en su factura va a pasar de 4,46% pase a un 5,5% lo que genera un impacto mínimo del 0,5% en la factura. “Los legisladores se sorprenden de este aumento de un punto porcentual que incorpora a más de 3 millones de usuarios cuando Juntos por el Cambio aumentó 4,5 puntos porcentuales sin incorporar un solo hogar al beneficio de zona fría”, agregó.

-Que se incorporen nuevos usuarios significa que hay que subir el porcentaje de sobrecargo. Hoy con un recargo de 4,46% se solventa el subsidio para 980 mil usuarios. La pregunta es ¿cómo con un aumento de solo 1 punto se va a solventar el subsidio para 4 millones de hogares?

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La contracara del congelamiento tarifario ha sido en los últimos dos años un incremento de los subsidios económicos. Los últimos aumentos autorizados en la tarifa de luz y gas no servirán para revertir esa tendencia ya que se ubican muy por debajo de la inflación. A este escenario se le sumará la ampliación del subsidio patagónico a 4 millones de usuarios de gas en red lo que repercutirá en un incremento adicional de los fondos que viene aportando el Tesoro. La evidencia de los últimos años muestra que los subsidios al consumo de gas de red son pro-ricos. Por lo tanto, si el aumento de las transferencias públicas no va acompañada por una política de segmentación, el incremento de los subsidios terminará beneficiando en mayor medida a los deciles de mayores ingresos.

El Centro de Estudios Distributivos, Laborales y Sociales (Cedlas) publicó en 2015 un estudio sobre la incidencia distributiva de los subsidios, donde podía verse que los subsidios al consumo de gas de red son pro-ricos, mientras que los subsidios al consumo de gas envasado presentaban un comportamiento inverso.

En el caso del segmento de gas por red, el decil de mayores ingresos concentraba entonces más del 18% del total de los subsidios y el decil siguiente casi un 16%, mientras que la participación del decil más pobre en el total de los subsidios apenas llegaba al 2%. Desde entonces, el monto de los subsidios ha variado, pero la regresividad se mantiene.

En lo que refiere a la garrafa, la participación de los deciles más pobres en el total del subsidio era mayor, concentrando los dos deciles de menores ingresos el 30% del subsidio.

Para la realización de esa estimación Cedlas calculó el consumo de gas de red utilizando la Encuesta Nacional de Gastos de los Hogares (ENGHO) 2012-2013, cuantificando el consumo por hogar en metros cúbicos. Luego se utilizaron los cuadros tarifarios vigentes en aquel momento, determinando las respectivas categorías de consumo, mientras que para el caso del gas envasado, el valor del subsidio se calculó como la diferencia entre el precio de la garrafa subsidiada y el valor de mercado de la garrafa.

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En un paso hacia la economía del hidrógeno, el Puerto de Bahía Blanca firmó el acuerdo de lanzamiento de la Coalición Global de Puertos de Hidrógeno. El consorcio del puerto bonaerense formará parte de una iniciativa internacional que esta en línea con la búsqueda de una estrategia argentina en materia de hidrógeno y en sintonía con otras iniciativas regionales.

El Puerto de Bahía Blanca y otros 28 puertos y organizaciones portuarias del mundo suscribieron el acuerdo de creación de la Global Hydrogen Ports Coalition en la CEM12 y el MI6, dos reuniones internacionales para la aceleración de la transición energética, organizadas en esta oportunidad por Chile. Mediante el memorando firmado los puertos compartirán información y analizarán cómo abordar el desarrollo del hidrógeno en sus instalaciones.

“Para el puerto de Bahía Blanca es un orgullo representar a la Argentina en este grupo de trabajo, que tiene por objetivo reducir la emisión de combustibles fósiles, reconociendo al hidrógeno como uno de los grandes valores en esta línea”, remarcó el presidente del consorcio del puerto, Federico Susbielles, en el panel de lanzamiento. “No tenemos ninguna duda de que el tránsito y el camino a la producción y almacenamiento de hidrógeno es buena parte de la sustentabilidad, de la sostenibilidad que queremos construir en nuestro puerto y en el país”, concluyó.

La lista de puertos incluye a gigantes de Europa como Rotterdam (Países Bajos), Antwerp (Bélgica) y Hamburgo (Alemania). Entre los puertos sudamericanos figura el de Mejillones en Chile y el Complejo Portuario de Pecém en Brasil.

Hacia una estrategia nacional

La iniciativa está en línea con la nueva agenda oficial en materia de hidrógeno, presentada a mediados de mayo en la celebración del foro “Hacia una Estrategia Nacional de Hidrógeno 2030”, organizado por el Consejo Económico y Social. “Acá se está definiendo una auténtica política de mediano y largo plazo en la cual la Argentina una vez más tiene que estar unida. Por eso es tan importante que a partir de ahora y en el marco del Consejo Económico y Social se desarrollen los estudios, las propuestas, las opiniones y también las iniciativas nacionales e internacionales para que en el próximo semestre nuestro país pueda presentar de modo consensuado una estrategia nacional de hidrógeno 2030”, destacó el presidente Alberto Fernández en aquella oportunidad.

El hidrógeno es un vector energético que puede ser obtenido a partir de distintas fuentes. Argentina produce unas 400.000 toneladas anuales de hidrógeno “gris” (mediante la quema de hidrocarburos), pero sin tecnologías para la captura de las emisiones de carbono. Países y organismos internacionales impulsan el desarrollo de las capacidades para producir hidrógeno “verde”, obtenido a través de electrolisis, con electricidad generada por fuentes renovables. Otra opción es producir hidrógeno “rosa” mediante energía nuclear.

Infraestructura y el puerto de Bahía Blanca

En el gobierno entienden que el país tiene un gran potencial para la producción de hidrógeno gris con captura de carbono y de hidrógeno verde. El hidrógeno gris sigue siendo el más competitivo en términos económicos, debido a lo costoso que todavía resulta obtenerlo mediante electrolisis con las tecnologías existentes.

Las infraestructuras de gasoductos son entendidas en el mundo como activos centrales a la hora de pensar una futura economía del hidrógeno. Pueden ser adaptadas para el transporte de hidrógeno de cualquier tipo. “Argentina cuenta con una vasta red de transporte y distribución de gas de más de 16.000 kilómetros, y el hidrógeno, en concentraciones bajas de entre un 10% y 15%, mezclado con el gas natural, puede ser transportado por las mismas redes”, destacó el subsecretario de Planeamiento Energético, Javier Papa, en la presentación del foro sobre hidrógeno argentino.

En ese sentido, el Puerto de Bahía Blanca destaca como un hub natural para el almacenamiento y la exportación de hidrógeno. “Nuestro puerto contiene diversas formas de energía. Pasan oleoductos y poliductos, tenemos una gran generación de energía eólica y también una gran factibilidad en energía solar”, dijo Susbielles.

Por la calidad de sus vientos la provincia de Buenos Aires es una de principales áreas de concentración de generación eólica del país, con unos 1177 MW de potencia instalados, buena parte de ellos en el sur de la provincia y en área de Bahía Blanca. El aprovechamiento de los recursos eólicos para generar hidrógeno ya esta ocurriendo en el país a escala piloto, con la planta de Hychico en Chubut, propiedad del Grupo Capsa.

El puerto forma parte del consorcio para la investigación y el desarrollo en materia de hidrógeno en el país armado por Y-TEC, la empresa tecnológica de YPF. Participa en la célula de trabajo sobre exportación, un tema que será clave para la viabilidad de la economía del hidrógeno. El transporte por barco sigue siendo uno de los mayores desafíos. Por ejemplo, transformar el hidrógeno en amoníaco permite transportarlo en un volumen menor y de forma más segura, pero el costo económico de esa operación (que incluye su reconversión posterior a hidrógeno) sigue siendo poco competitivo. El de Bahía Blanca es el único puerto nacional desde el cual se exporta amoníaco.

Consultado por EconoJournal, el gerente de Desarrollo de Negocios del puerto, Juan Linares, dijo que la visión es “posicionar al puerto de Bahía Blanca y al país como exportador de hidrógeno y ser un impulsor de las energías renovables”.

Chile, líder regional en hidrógeno verde

En la CEM12/MI6, el ministro de Energía de Chile anunció que su país, Australia, el Reino Unido y la Unión Europea liderarán una misión para el impulso del hidrógeno limpio. “Chile está asumiendo un papel de liderazgo en el desarrollo de esta misión. Nuestro objetivo será aumentar la competitividad de los costos del hidrógeno limpio para construir una economía global”, explicó Juan Carlos Jobet. La Misión del Hidrógeno Limpio se centrará en la investigación y el desarrollo de tecnologías y procesos industriales, la demostración de proyectos a gran escala para adoptar un enfoque sistémico (producción, almacenamiento, transporte y uso final del hidrógeno a través de los valles del hidrógeno) y el despliegue a través de normas, reglamentos y el fomento de la demanda.

Chile presentó el año pasado su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde con la que busca producir y exportar el hidrógeno verde “más barato del mundo” (a menos de USD 1,5/kg) para el 2030. La estrategia plantea alcanzar los 25 GW de capacidad de electrolisis, con una primera meta de 5 GW de capacidad construida y en desarrollo para el 2025 en al menos dos polos de hidrógeno verde. La Comisión de Impacto Ambiental de Magallanes aprobó semanas atrás el proyecto Haru Oni de Highly Innovative Fuels en esa región. Será la primera planta comercial para la producción a gran escala de combustibles a base de hidrógeno verde en Chile.

El desarrollo de un mercado global del hidrógeno podría recibir un impulso importante en el futuro cercano. El Puerto de Rotterdam en Países Bajos trabaja en el proyecto HyXchange, la primera plataforma de comercialización y trading de hidrógeno del mundo. Chile firmó en marzo un acuerdo de cooperación y diálogo con la autoridad portuaria en Rotterdam que busca el establecimiento de corredores de exportaciones e importaciones de hidrógeno con Europa.

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El gobierno autorizó este mes un aumento en la factura de gas de apenas 6% promedio para los usuarios residenciales. Es el primer ajuste que se aplica desde abril de 2019, pese a que la inflación acumulada desde entonces hasta abril de 2021, último dato disponible, suma 115%. La consecuencia de ese atraso tarifario impactará de lleno en la inversión que requiere el sistema, pues el punto 4 de la cláusula segunda de los convenios que firmó Enargas con las distribuidoras dice explícitamente que “durante el presente Acuerdo Transitorio de Renegociación no se contempla un plan de inversiones obligatorias a ejecutar por la licenciataria”.

De ese modo, se autoriza formalmente a las empresas a suspender cualquier tipo de inversión. Es decir, el aumento en la factura residencial es solo de 6%, pero todo lo que las empresas cobren terminará yendo a pagar salarios y el gas a las productoras, dejando la inversión en obras y tecnología para un mejor momento.

Punto incluido en los Acuerdos Transitorios de Renegociación firmados con las distribuidoras de gas.

Los acuerdos con las nueve distribuidoras de gas, firmados el 21 de mayo por el ministro de Economía Martín Guzmán y el interventor de Enargas Federico Bernal, fueron publicados en la tarde del lunes 31 de mayo en los anexos de un suplemento del Boletín Oficial. De ese modo, pasaron relativamente desapercibidos.

Las licenciatarias se comprometieron allí a seguir prestando el servicio en las condiciones de calidad y seguridad que surgen de su licencia mientras dure el régimen tarifario de transición, pero a cambio exigieron que se explicite que ya no están obligadas a cumplir con su plan de inversión.

Las distribuidoras son Metrogas, Naturgy BAN, Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Gasnor, Distribuidora Gas Cuyana, Distribuidora Gas del Centro, Litoral Gas y Gasnea.

Esas nueve empresas también se comprometieron a suspender sus reclamos, recursos, acciones o demandas, pero solo dure el régimen de transición, mientras que las transportistas TGS y TGN ni siquiera eso ya que se negaron a firman un acuerdo. Esa situación deja abierta la posibilidad de que vuelvan a acumularse reclamos cruzados similares a los que se registraron durante el congelamiento tarifario vigente entre 2002 y 2015, los cuales con el paso del tiempo se vuelven cada vez más difíciles de resolver.

Según el DNU 1020/20, firmado por el presidente Alberto Fernández en diciembre, el gobierno tiene un plazo de dos años, vigente de diciembre de 2020, para alcanzar un acuerdo tarifario definitivo. Fuentes privadas indicaron a EconoJournal que el interventor del Enargas ya empezó a solicitar documentación para avanzar en una RTI 2022-2027.   

Confiabilidad y subsidios

El atraso tarifario forzó a Bernal a aclarar esta semana que el servicio se va a seguir prestando en condiciones de confiabilidad y seguridad, pero los acuerdos dejan en claro que habrá un impacto en las inversiones necesarias para seguir garantizando esa confiabilidad y seguridad en el futuro.

Bernal aseguró además que con esta actualización promedio de 6% para los usuarios residenciales no será necesario desembolsar más subsidios. “No se va a subsidiar más el transporte y la distribución”, aseguró desentendiéndose del subsidio que se destina al precio del gas por estar fuera de su competencia. Sin embargo, si la prestación del servicio es puesta en riesgo por la falta de recursos, el Estado será el encargado de responder con algún tipo de asistencia financiera.

Una fuente del sector energético consultada por EconoJournal aseguró además que mientras no haya un acuerdo definitivo con transportistas y distribuidoras no se puede descartar una suba adicional de subsidios en el futuro. “Es imposible afirmar que esas tarifas no significan mayores subsidios en transporte y distribución. Eso dependerá de cómo se resuelva el reclamo de las licenciataria en el acuerdo definitivo. Si bien es posible que se acuerde una renuncia total, no es necesariamente algo que se pueda asegurar ahora, habrá que ver qué piden a cambio”, respondió.

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Pablo Bereciartúa es el presidente del Centro Argentino de Ingenieros (CAI) y es también ex secretario de Infraestructura y Recursos Hídricos. Participó en el Ciclo de Entrevistas de Econojournal días antes de la celebración del día del ingeniero (16 de junio) y del lanzamiento de la semana de la ingeniería, que se realizará entre el 8 y el 11 de junio. En esta charla, profundizó sobre el rol de la ingeniaría en la innovación y el desarrollo del país. Además, el rol de los jóvenes ingenieros y los desafíos de la transición energética.

Transición energética

Por último, Pablo Bereciartúa comentó que “debemos tener una mirada completa de la transición energética, que es un desafío en todo el mundo. Joe Biden, en la administración actual de Estados Unidos, está poniendo en marcha esa agenda y no porque ´no le queda otra alternativa´, sino que tiene que ver con una agenda de renovación de la economía. La transición energética es una forma de modernizar la economía, de volverla sustentable y de generar oportunidades de innovación y de inversión”.

“En la Argentina esta agenda no está clara. Tuvimos idas y vueltas. En 2019 llegamos a exportar gas y hoy estamos importando nuevamente para funcionar. Tenemos Vaca Muerta que es reconocida a nivel mundial. El gas de Vaca Muerta lo tenemos que ver como un combustible de transición hacia matrices más sustentables de largo plazo”, concluyó el presidente del CAI.

Ingeniería, innovación y desarrollo

El presidente del CAI señaló que “la ingeniería y la innovación tecnológica son el corazón del desarrollo económico. Los países que crecen hoy lo hacen en base a la innovación, que tiene como palanca principal a la ingeniería. Es el conocimiento aplicado, la idea de poder hacer las cosas de manera distinta y mejor. Permite resolver las necesidades, pero también crear valor en base a la innovación”.

Además, indicó que la ingeniería y el conocimiento aplicado “permiten desarrollar empresas unicornio como Mercado Libre o Globant, pero también crear empresas con tecnología muy sofisticada en campos de grandes desafíos como puede ser la energía, como es el caso de la empresa Invap, que es otro ejemplo en la Argentina de una gran capacidad de innovación tecnológica”. Bereciartúa remarcó que Invap está construyendo un reactor nuclear en Holanda después de ganar una licitación internacional donde compitió con países de avanzada en energía nuclear como son Francia o Japón.

“¿La pregunta que se desprende es si esa capacidad de innovación que la Argentina tiene está impactando en una escala suficiente para cambiar al país? Seguramente no, tenemos que revisar cómo hacemos para que la Argentina se transforme en un país en el cual este tipo de empresas se reproduzcan y creen valor. Este es el gran desafío”, advirtió.

Jóvenes ingenieros

El directivo del CAI también se refirió al rol de los jóvenes ingenieros: “quieren participar de contextos diversos. Prefieren vivir en ciudades donde hay distintas etnias y distintos desarrollos culturales. Creo que el tipo de energía que estamos viendo en la Argentina, pensemos en Neuquén, tiene ese desafío por delante. Las tres “T” son muy relevante: tecnología, talento y tolerancia, eso es lo que los jóvenes buscan”.

“Las posibilidades de desarrollo, y especialmente para los jóvenes, se van a valorar en la medida en que el país se abra al mundo y en que la mayor cantidad y diversidad de empresas puedan venir a la Argentina”, agregó Bereciartúa.

Semana de la ingeniería

El evento virtual de la próxima semana lleva el título “Ingeniería para el desarrollo de una Argentina competitiva” (del 8 y el 11 de junio). Tendrá cinco paneles, entre los que se destaca el de energía, que contará con la participación de Ricardo Marcus (CEO de Tecpetrol); Sean Rooney (presidente de Shell Argentina); Emanuel Álvarez Agis (director de la consultora PXQ); Luciano Fuccello (de la fundación Contactos Energéticos); Santiago Martínez Tanoira, (vicepresidente de Gas y Energía de YPF); y Horacio Turri (Pampa Energía).

También habrá un panel de minería con Alfredo Vitaller (Proyecto Josemaría); Alberto Carlocchia (CAEM); Francisco Almenzar (CADIM); Nicolás Bareta (Yamana Gold); Roberto Massa (CAI); y Oscar Vardé (presidente honorario Academia Nacional de Ingeniería).

En este sentido, Pablo Bereciartúa contó que el Centro Argentino de Ingenieros tiene tres objetivos centrales: el primero, aumentar la participación en los debates de políticas públicas, inversión, modernización, generación de empleo y valor del país. El segundo objetivo tiene que ver con ofrecer beneficios a los socios y las personas que participan del CAI. Y el tercer objetivo es modernizar a la organización para que tenga mayor alcance.

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Edesur renovó su equipamiento en la Subestación Bosques mediante un importante operativo que implicó el trabajo de más de 25 personas y tuvo en cuenta las restricciones y cuidados que exige la pandemia. El desarrollo demandó cerca de 50 millones de pesos. Ahora, con la red eléctrica fortalecida se beneficiarán unos 400 mil clientes de la Provincia de Buenos Aires.

Los trabajos realizados aportarán seguridad y confiabilidad al sistema, con un impacto a nivel de potencia en 600MVA. Esto no sólo alcanza a los clientes de la Subestación Bosques, sino también a todo el corredor que alimenta en conjunto con la Subestación Dock Sud, es decir 9 Subestaciones AT/MT y para los clientes que se alimentan en alta tensión, entre ellos Agua y Saneamientos Argentinos S.A. (AySA).

Modernización  

El cambio de dos interruptores por otros más modernos demandó tareas durante 15 días, ya que se retiraron los equipos viejos y se colocaron nuevos junto con todas las tareas necesarias para la reconexión de las protecciones asociadas.  La obra demandó un equipo de trabajo de 25 personas, entre personal e inspectores. Esto sumó un desafío adicional, ya que se coordinó un operativo especial para cuidar a los trabajadores en medio de la situación sanitaria que implica la pandemia de Covid-19.

 “Se montó un esquema de celularización, por lo que cada sector contó con su oficina y baño para evitar contacto estrecho entre las distintas áreas que se movieron como burbujas, garantizando la segregación espacio-temporal:  se definieron sectores para deambular -según el área a la que pertenecían los trabajadores- y hubo rotaciones de turno para intervenir sobre la instalación”, explicó Gianluca Palumbo, Responsable de Infraestructura y Redes.

Gracias a obras como la de Bosques, Edesur ha logrado reducir la duración de los cortes en un 55% desde el 2016, con una inversión de más de 820 millones de dólares hasta el 2020.

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YPF, la mayor petrolera del mercado que es controlada por el gobierno, nombró a nuevos directores de Oleoductos del Valle (Oldelval), una empresa estratégica que se encarga de la operación del sistema de transporte de crudo por ductos desde Neuquén hasta Buenos Aires. La compañía que preside Pablo González desingó como directores titulares de Oldelval a Marcos Capdempont, actual gerente de Empresas Participadas de YPF; Carlos Grassia, ex gerente Regional de Neuquén de la petrolera, que hoy tiene responsabilidades en el midstream y transporte de combustibles; y Juan Giménez, gerente de Planificación, Control y Servicios Comerciales de Refinación.

También nombró como directores suplentes a Hugo Navarro, responsable de Control de Gestión de YPF; Martínez González Riga, que es el gerente de Planificación Operativa de la petrolera; y Cristina Miglio, gerente de Excelencia Comercial de YPF. Por estatuto, en 2020 la petrolera controlada por el Estado tuvo la vicepresidencia y este año le corresponde la presidencia de Oldelval.

«Por estatuto, a YPF le corresponde este año la presidencia de Oldelval. El año pasado tuvo la vicepresidencia. Los tres directivos que asumieron como titulares ya estaban en Oldelval y se llevó adelante una renovación de suplentes por distintas la jubilación de los directores que estaban en la empresa», explicaron a EconoJournal allegados a YPF, principal accionista de Oldelval. Desde Oldelval evitaron realizar comentarios ante la consulta de este medio.

Empresa estratégica

Fuentes del mercado indicaron que el reordenamiento del directorio de Oldelval podría anticipar también cambios en la estructura gerencial de la empresa, aunque allegados a YPF indicaron que «modificaciones de ese tipo deben ocurrir por unanimidad del Directorio, como todas las decisiones estratégicas de la empresa».

Oldelval juega un papel central en todo lo referido a la evacuación de petróleo desde Vaca Muerta. Se estima que en los próximos años tendrá un papel aún más preponderante si el incremento de la extracción de shale oil obliga a ampliar los sistemas de transporte por oleoductos, que hoy se extiende por 900 kilómetros. Por los oleductos de Oldelval se transporta el 70% del crudo de la Cuenca Neuquina, que llega a la zona del centro del país.

Además, transporta el 100% del shale oil producido en Vaca Muerta y abastece a las refinerías de Plaza Huincul y Luján de Cuyo. Oldelval tiene como accionista mayoritario a YPF, pero también participan Pluspetrol, Chevron, Exxon, Pampa Energía, PAE y Tecpetrol.  

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YPF Luz finalizó la segunda etapa del Parque Eólico Los Teros ubicado en la localidad de Azul, provincia de Buenos Aires. El proyecto que empleó a 800 personas durante el pico de obra, sumó 52 MW a los 123 MW de potencia instalada de la primera etapa, en operación desde 2020, alcanzando una capacidad total de 175 MW de energía de fuente renovable, eficiente y sustentable, equivalente a la necesaria para abastecer 215 mil hogares.

Con una inversión de US$ 235 millones y 45 aerogeneradores instalados en una superficie total de 3.610 hectáreas, el parque tiene la capacidad de producir 838 GWh por año y evitar así la emisión de más de 400 mil toneladas de dióxido de carbono. Además, cuenta con un factor de capacidad del 55% y un alto nivel de eficiencia que supera el promedio mundial del 30%.

Se trata del segundo parque eólico de YPF Luz, luego de Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, que en 2020 había alcanzado el factor de capacidad promedio más alto del país.

“Es una gran alegría que hoy el cien por ciento del Parque Eólico Los Teros esté generando energía para los argentinos. Requirió de mucho esfuerzo y compromiso ante el contexto de Covid-19, con grandes desafíos operativos y logísticos”, sostuvo Martín Mandarano, CEO de YPF Luz. Y agregó: “la finalización de esta obra nos impulsa una vez más a reforzar nuestro compromiso para invertir en el país y generar la energía que necesita para su desarrollo”

Desde el Parque Eólico Los Teros, YPF Luz abastece con energía eléctrica a empresas como Toyota, Coca-Cola FEMSA, Nestlé, Profertil, Holcim, Santander, Ford, Roca, Hyatt e YPF, entre otros.

El Parque Eólico Los Teros en números

Inversión: US$235 millonesFactor de capacidad:  de 55%Potencia instalada: 175 MWLos Teros I: 123 MW – 32 aerogeneradores General Electric de 3,83MW c/uLos Teros II: 52 MW – 13 aerogeneradores General Electric de 4MW c/uDimensiones de aerogeneradores: Altura torre: 110m – Diámetro de pala de 137m.1 subestación para conectar la línea de 132 Kv entre Tandil y Olavarría.Hasta 800 personas contratadas en el pico de la obra: 60% de Azul y alrededores, 40% de otras ciudades del país y del exterior.

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El secretario administrativo del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, aseguró en diálogo con EconoJournal que los gremios petroleros de todo el país pidieron autorización para negociar la adquisición vacunas para los trabajadores del sector, pero todavía no han obtenido respuesta por parte del gobierno. “Queremos comprar las vacunas, no queremos que nos den vacunas de las que llegan para la gente, para el país”, aseguró.

La primera solicitud se le realizó en enero al entonces ministro de Salud de la Nación, Gines González García, y desde entonces han venido insistiendo sobre el tema sin resultados. El jefe de gobierno de la Ciudad de Buenos Aires y algunos gobernadores fueron autorizados a negociar la compra de vacunas y no hay logrado conseguir. Los gremios petroleros son conscientes de estas dificultades, pero igual quieren que los autoricen para poder hacer su intento.

Si sigue sin haber una respuesta oficial, incluso amenazan con dejar de concurrir a los yacimientos. “Veo un escenario de conflictividad porque es muy difícil para nosotros ver cómo muere la gente en el campo por cumplir un servicio declarado por el mismo Estado como esencial y estratégico”, afirmó Rucci.

–¿Desde el sindicato quieren iniciar gestiones comerciales para adquirir vacunas de forma particular?

-Exacto. Queremos comprar nuestras vacunas, no queremos que nos den las vacunas que llegan para la gente, para el país. Estamos pidiendo que nos permitan comprar la vacuna para inmunizar a nuestra gente a partir de un gasto propio del sindicato. Es una forma de ayudar a los trabajadores petroleros y al Estado, pero no recibimos respuesta. Se envió una nota de todos los secretarios generales del país al ex ministro de Salud, Ginés González García, solicitando esto y nunca recibimos respuesta.

-Entonces, ¿hay una articulación sobre este tema con los gremios petroleros de otras cuencas?

-Sí. Firmaron los secretarios generales de todos los sindicatos petroleros del país.

–En caso de que el gobierno nacional de luz verde para que ustedes se encarguen de comprar las vacunas para sus afiliados, ¿existe el temor de no poder adquirir las dosis teniendo en cuenta que algunos gobernadores solicitaron compras y cuando salieron al mundo quedaron en la fila?

-El tema es el tiempo que se perdió. Si cuando enviamos la nota nos hubieran dicho que podíamos conseguir las dosis en tres o cuatro meses, a esta altura ya tendríamos a todos vacunados. Perdimos un año. Es un proceso largo y hay que ir ganando tiempo. Si no tenemos la aprobación no podemos negociar nada porque después no vamos a poder ingresar las vacunas. Hemos propuesto donar al sistema de salud la misma cantidad de vacunas que compráramos para los trabajadores petroleros. Es decir que ayudaríamos con 25 mil vacunas, o 50 mil, incluyendo ambas dosis.

–¿Generaron un canal de vinculación con algún laboratorio?

-Sí, lo estamos haciendo con las empresas productoras. Hay un interés de parte de las operadoras porque nos estamos quedando sin gente en el campo. Hay muchísimos contagios. Murieron tres compañeros petroleros en Rincón de los Sauces. Está todo muy colapsado. Hacemos todo lo posible para armar diagramas, burbujas y que la gente esté contenida, pero en algún momento la gente va a la casa, luego vuelve a trabajar y manifiesta síntomas a los dos o tres días y ya contagió al resto. Pasó que varios compañeros que estaban en una burbuja se contagiaron y estuvieron muy mal. Hay un chico de 24 años que está muy grave. Esta cepa está atacando mucho a la gente joven y a esto hay que sumar el agravante de la falta de camas de terapia.

–No están solicitando prioridad en el Plan de Vacunación Nacional como los gremios navieros que argumentaron que, una vez embarcado el personal, demoran más de 15 días en volver a tierra firme para ser atendidos en caso de estar enfermos. Ustedes piden que se garantice que si el gremio consigue vacunas en algún laboratorio las van a poder importar y el gobierno va a liberar esas dosis…

-Claro. Estamos dispuestos a colaborar con el sistema de salud en la misma cantidad de dosis que podamos traer para nuestros trabajadores.

–¿Lo hablaron con el gobernador de Neuquén Omar Gutiérrez?

-Lo hablamos con todos. Se han enviado notas oficiales con la iniciativa de todos los sindicatos del país porque tanto personal de base como jerárquicos estamos pidiendo lo mismo.

–¿Hay expectativas de que pueda llevarse adelante?

-Desde el sentido común esto tendría que destrabarse ayer. Nosotros no estamos pidiendo que nos inmunicen con las vacunas que compra el Estado. Queremos colaborar. Si sumamos 50 mil vacunas entre todos los petroleros del país y el doble con la segunda dosis, dejamos 100 mil vacunas para que pueda ponerse otro y no se la sacamos al Estado. Si nos liberan y después nos cuesta conseguirla es problema nuestro, pero hoy no podemos avanzar en la gestión con ningún laboratorio si no tenemos la aprobación del Estado.

–Si continúa el vacío en materia de respuesta por parte del gobierno nacional, ¿ves un escenario de conflictividad por delante?

-Veo un escenario de conflictividad porque es muy difícil para nosotros ver cómo muere la gente en el campo por cumplir un servicio declarado por el mismo Estado como esencial y estratégico, porque a través de la energía que producen los hidrocarburos se esta moviendo el país. Tiene que haber una respuesta.

–¿Hay una fecha límite para avanzar en algún tipo de medida de fuerza?

-Nuestro secretario general Guillermo Pereyra ya anunció que si no hay respuesta del gobierno los trabajadores petroleros van a hacer la cuarentena en la casa. No los vamos a exponer más. Nuestro secretario está conversando con las autoridades y estamos a la espera de lo que nos puedan decir.

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Mas de 100 industrias de todo el país sufren desde ayer restricciones en el suministro de gas natural. La faltante asciende a unos 7 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día), lo que representa un 25% de la demanda total del sector, tal como publicó hoy Econojournal. En un comunicado difundido este miércoles por la tarde, la Secretaría de Energía reconoció la existencia del problema.

En esa clave, la cartera que dirige Darío Martínez informó que está trabajando desde ayer a la noche “para resolver el problema que generó una empresa comercializadora privada de gas que, por inconvenientes contractuales o comerciales, está dejando sin el fluido a sus clientes industriales, algunos de los cuales tenían contratos de provisión en firme y habían pagado por adelantado”.

Martínez señaló que “en un contexto en el cual TGN y TGS le piden a IEASA que baje la inyección desde Escobar y Bahía Blanca por falta de demanda, un operador privado esta dejando sin gas a sus clientes industriales”.

“Junto a IEASA estamos trabajando a pleno para resolver el problema generado por esta empresa privada, que no logra cumplir con los contratos de provisión de gas, y que complica el funcionamiento de parte de la industria, habiendo oferta suficiente en el sistema”, agregó Martínez.

El funcionario expresó también que, “estamos en contacto con la UIA y con varias empresas individualmente, quienes nos han impuesto desde anoche de esta situación, y trabajamos para resolverla, y que la industria no sufra falta de gas para su desenvolvimiento”. “Estamos trabajando junto al resto de las empresas comercializadoras para que, con provisión de IEASA, puedan abastecer la demanda industrial afectada por el problema que generó este operador privado”, añadió.

Adicionalmente, el funcionario adelantó que remitirá al Enargas todos los reclamos recibidos para que impulse las acciones administrativas que correspondan con esta situación.

La entrada El gobierno comunicó que trabaja para reestablecer el gas para las industrias afectadas por restricciones en el suministro se publicó primero en EconoJournal.

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Para lograr una mayor seguridad, Volvo Trucks desarrolló un sistema de avisos sonoros exclusivos en sus modelos de camiones eléctricos para que los peatones, ciclistas y demás transeúntes escuchen aproximarse los camiones que, de otra manera, apenas se percibirían. Al mismo tiempo, los sonidos están diseñados para que resulten agradables y discretos, tanto para el conductor como para las personas cercanas.

A partir del 1 de julio de 2021, todos los nuevos vehículos eléctricos de la Unión Europea deberán emitir un sonido cuando se desplacen a velocidades inferiores a los 20 km/h. La alerta acústica requerida depende de la velocidad del vehículo y se hace más perceptible a medida que el camión acelera. A la velocidad máxima de 20 km/h, el sonido debe ser, al menos, de 56 decibelios. Estados Unidos tiene una legislación similar para vehículos que se desplacen a 30 km/h o menos. Si el vehículo es demasiado silencioso, debe incorporarse un sistema de alerta acústico externo para vehículos (AVAS).

Líder en materia de innovación en sistemas de seguridad, Volvo Trucks diseñó un conjunto de sonidos únicos para sus modelos de camiones eléctricos con el objetivo de cumplir las nuevas exigencias y conservar al mismo tiempo las ventajas que ofrecen los niveles de ruido más bajos que incorporan los vehículos eléctricos.  

“Agradecemos esta nueva legislación. Desde que éramos niños hemos aprendido a confiar no solo en lo que vemos, sino también en lo que oímos, ¡a veces tanto, que ni siquiera miramos antes de cruzar la calle! Con nuestro nuevo sistema de alertas, queremos contribuir a garantizar que los peatones y ciclistas sepan cuándo están cerca de nuestros camiones eléctricos”, expresó Anna Wrige. Berling, Directora de Tráfico y Seguridad de Productos de Volvo Trucks.

Desarrollado por expertos en sistemas acústicos

La variedad de sonidos es el resultado de una detallada investigación y una sumatoria de pruebas exhaustivas por parte de los propios expertos en sistemas acústicos del Grupo Volvo. “Estamos muy orgullosos de haber desarrollado sonidos prémium de alta calidad que sean lo suficientemente perceptibles como para advertir a las personas que se encuentran cerca de un camión y, aun así, agradables para el conductor y para los transeúntes”, comentó Anna Wrige Berling.

No obstante, es importante tener en cuenta que los camiones seguirán siendo mucho más silenciosos que los camiones convencionales. “Los sonidos están diseñados para no penetrar a través de paredes. Nuestros camiones eléctricos todavía permitirán realizar entregas nocturnas silenciosas y contribuirán a mejorar las condiciones de trabajo para los conductores, así como un entorno más silencioso y limpio”, indicó la ejecutiva.

El sistema de alertas acústicas desarrollado por Volvo para sus vehículos eléctricos se compone de cuatro sonidos diferentes para informar a las personas cercanas sobre lo que está haciendo el camión. Los sonidos varían en intensidad en función de la velocidad del camión y su frecuencia cambia durante la aceleración y desaceleración.

Con el reciente anuncio de tres nuevos modelos de camiones eléctricos pesados — los Volvo FH, FM y FMX—, Volvo Trucks dispone ahora de una importante gama de cinco modelos de camiones eléctricos medianos y pesados en Europa. En la actualidad, constituye la gama de camiones eléctricos comerciales más completa del sector. En este sentido, Anna Berling manifestó que “Los camiones eléctricos se verán cada vez más en las rutas y, al incorporar el sistema de sonido de alertas acústicas a nuestros vehículos eléctricos, estamos orgullosos de poder combinar nuestra trayectoria hacia las cero emisiones con nuestro ambicioso objetivo de cero accidentes”.

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El Programa de la Cámara Argentina de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP) es una iniciativa que puede ser adoptada voluntariamente por cualquier empresa relacionada con la producción, almacenamiento, distribución y tratamiento de productos químicos. En esta oportunidad, las empresas Zarcam, prestadora de servicios de transporte y logística, y Tradelog dedicada al transporte de carga, logística y distribución de mercaderías, desarrollaron procesos que dan conformidad a los Requisitos del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica.

Con motivo de la certificación, Vanesa Ruggiero, Gerente Corporativa de RRHH y Sustentabilidad de Tradelog, enfatizó que “nuestra decisión de adherirnos al PCRMA fue en conjunto con la Dirección de nuestra compañía, ya que al revisar los códigos y diferentes puntos que ofrece el Programa pudimos verificar que es cuasi una Trinorma, con contenidos y conceptos muy importantes en referencia a Calidad, Seguridad y Medio Ambiente. A esto se suma que gran parte de nuestros clientes considera que sus proveedores están certificados con este Programa, lo cual es una ventaja ya que asegura que cumplen con sus criterios y políticas internas”.

En tanto, fuentes de Zarcam expresaron que “no teníamos certificaciones relacionadas, por eso, a partir de la adhesión al Programa, logramos activar varios aspectos en este sentido, pero los más importantes son los requisitos legales, a los cuales se los comenzó a administrar de otra forma, temas ambientales y cosas específicas de seguridad ocupacional que hasta el momento no habían sido consideradas, o bien, con algunas que estaban dentro de la órbita de gestión pero sin llegar a tener procedimientos específicos y controles más exhaustivos”.

En Argentina, la CIQyP administra el Programa de Cuidado Responsable de Medio Ambiente (PCRMA), una iniciativa mundial del sector que está presente en más de 60 países de los cinco continentes y su propósito es administrar los riesgos a los que se encuentran expuestos los diferentes actores involucrados en el manejo, distribución y tratamiento de los productos químicos, buscando la mejora continua y la excelencia en su interacción con el medio ambiente, la salud ocupacional y la seguridad. Todas las prácticas sugeridas consideran aspectos de las normas ISO 14001, 9001 y 45001, incluyendo puntos referentes a la seguridad patrimonial.

El propósito del programa es administrar, en forma sustentable, los riesgos a los que se encuentran expuestos los diferentes actores involucrados en el manejo, transporte y tratamiento de los productos químicos, buscando la mejora continua y la excelencia en su interacción con el medio ambiente, la salud ocupacional y la seguridad.

Considerando que todos los productos del sector se diseñan, producen, distribuyen y utilizan dentro de nuestra sociedad, la cámara ofrece herramientas a las empresas para que continúen trabajando en conjunto a la vanguardia de la Salud, Seguridad y Cuidado del Medio Ambiente dentro de la economía de toda la Argentina. El Programa es impulsado por la CIQyP y se encuentra desarrollado, bajo diferentes nominaciones, por sus cámaras pares en nueve países de Latinoamérica y homologados por la República Federativa de Brasil y la República Oriental del Uruguay.

Para obtener más información sobre el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente se puede ingresar a http://www.pcrma.org

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica es una asociación civil sin fines de lucro, fundada en 1949 con el objeto de representar a las empresas del sector químico y petroquímico. Agrupa a más de 150 empresas afines que representan más del 70% del valor agregado industrial del sector. Promueve el crecimiento y desarrollo sustentable del sector por medio de iniciativas de sus empresas socias, entre las que se pueden destacar grandes, medianas y pequeñas de capital internacional y local (nacionales).

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Edelap, empresa del grupo DESA, informó la puesta en servicio de una nueva red troncal de media tensión que permite ampliar las redes, mejorar la calidad del servicio y el abastecimiento eléctrico a la zona norte del partido de La Plata.

La obra, que forma parte del plan de trabajo presentado por la empresa a la Provincia de Buenos Aires, fue ejecutada en su mayor parte durante 2020 y demandó una importante inversión de personal y equipamiento.

Incluye la construcción de un nuevo Centro de Rebaje y el tendido de un nuevo alimentador en 33 kV de 22 kilómetros de longitud, perteneciente al sistema de distribución en media tensión que vincula las subestaciones Kaiser (sita en Ruta 2 y 515) y City Bell (Camino Belgrano y 465) montado sobre columnas de hormigón. Mejora fundamentalmente el servicio que reciben los usuarios de toda la zona norte del partido de La Plata (Gonnet, Gorina, Hernandez, Ringuelet, Villa Castells, City Bell, Villa Elisa y Arturo Segui).

En el marco de la emergencia sanitaria, Edelap continúa trabajando e invirtiendo para mantener y ampliar el servicio eléctrico respetando las recomendaciones oficiales de prevención y las medidas de seguridad eléctrica, mientras su centro operativo monitorea y opera la red las 24 horas.

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El sistema de gas natural funciona al límite desde hace varias semanas porque la oferta continúa sin recuperarse. Distintas fuentes consultadas por EconoJournal estimaron que el faltante para industrias se acerca hoy los 7 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día), lo que representa un 25% de la demanda total del sector. Este déficit, combinado con la falta de reacción oficial para operar como proveedor de última instancia a través de IEASA, forzó este martes a algunas comercializadoras a tener que cortar a cero su consumo de gas en industrias y grandes establecimientos.

Déficit de la oferta

La caída en la oferta de gas, que complicó el abastecimiento durante mayo, obedece a varios factores:

1) las petroleras no logran recuperar los niveles de producción por el impacto del paro de actividades en Neuquén durante casi todo abril;

2) los conflictos gremiales que complicaron la logística de combustibles líquidos y de LNG;

3) las paradas de mantenimientos y dificultades inesperadas (ayer, por caso, hubo menos inyección desde Cañadón Alfa por un problema en una planta).

La expectativa del gobierno era que desde junio se ordene el sistema a partir del reingreso de la terminal de regasificación de LNG en el puerto de Bahía Blanca. Sin embargo, las complicaciones siguen palpables en la superficie del sistema.

Albanesi, la mayor comercializadora de gas, envió ayer una nota a sus clientes solicitándoles que a partir de hoy (2 de junio) corten a cero su consumo de gas en industrias y grandes establecimientos. Con bemoles, otras comercializadoras tomaron la misma decisión. Las empresas vienen advirtiendo desde hace semanas a distintas carteras del gobierno —Secretaría de Energía, IEASA (ex Enarsa) y el Enargas— acerca de la faltante de gas en el sistema para cumplir sus contratos de abastecimiento.

“En este contexto, esta comercializadora no tiene otro remedio que informar que, pese a nuestros esfuerzos, no tenemos otra solución más que invocar el agravamiento del evento de fuerza mayor, por razones ajenas a RGA (Albanesi), en los términos y con los efectos del artículo 1.730 subsiguientes y concordantes del Código Civil y Comercial. En consecuencia, toda vez que el sistema persiste en la faltante de gas natural, les requerimos la reducción de la cantidad nominada diaria a rampa 0 (cero) a partir del día 2/6. Tener presente que cualquier autorización de consumo debe ser canalizado con la distribuidora zonal”, describe la carta enviada por la comercializadora.

El problema es que, como el mercado está tan corto, Albanesi y otras empresas no logran conseguir gas local para direccionar hacia sus clientes. La alternativa es que IEASA revenda a las comercializadoras o directamente a las industrias parte del gas importado desde Bolivia y del LNG regasificado desde Bahía Blanca y Escobar. En las últimas dos semanas hubo gestiones para comprarle gas a IEASA a US$ 6,20 por MMBTU, que es el equivalente al precio de importación desde Bolivia. También se comunicó el problema al Enargas y a la cartera que dirige Darío Martínez, pero hasta el momento no hubo cambios en el escenario.

Cambio de paradigma

“Es cierto que hubo un error comercial de Albanesi de vender gas sin tener asegurado el abastecimiento físico. De ahí los desbalances en los que viene incurriendo. Pero de fondo hay un problema estructural vinculado a cómo se garantiza el despacho de gas para industrias y grandes usuarios”, analizaron desde una petrolera.

Este año se registró un cambio importante en la forma en que se opera el sistema de gas. En los últimos 20 años quien modulaba en última instancia el mercado era Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico. Eso quiere decir que, cuando había poco gas en el sistema, Cammesa cortaba su despacho del fluido y lo reemplazaba por combustibles alternativos (fuel oil y gasoil). Por eso Cammesa llegó a consumir 4 millones de toneladas de líquidos durante un año.

A partir de la puesta en marcha del Plan Gas Ar, en enero de 2021, esa dinámica cambió. Cammesa y las distribuidoras contractualizaron su demanda de gas y quien termina modulando el consumo es el sector industrial. En consecuencia, cuando hay poco gas en el mercado, ya no sólo se le pide a Cammesa que reduzca su consumo (lo termina haciendo, pero mucho menos que antes), sino que se pide a las industrias —o a las comercializadoras que están a cargo de esos contratos— que restrinjan su demanda. Para los observadores externos del mercado puede parecer un cambio menor, pero -en los hechos- termina afectando severamente el funcionamiento de un mercado de gas que está corto con una oferta local justa y que viene de sufrir la peor caída de producción en 70 años.

¿Qué es lo que debería terminar pasando? IEASA, que es quien maneja el gas importado, debería consolidarse como proveedor de última instancia. Debería tomar los contratos que no pueden cumplir las comercializadoras (por falta de respaldo físico) y revenderles gas. El riesgo de esa situación es que el precio spot del gas termine subiendo fuertemente.

“Es un lindo ejercicio intelectual saber cómo termina reaccionando el mercado a lo que pasa hoy. Porque frente al default de tantos contratos se puede terminar generando un efecto Puerta 12 que lleve el precio a niveles muy altos, por encima de 10 dólares”, analizó el presidente de una gran industria que hoy debió cortar su demanda. Sobre todo, porque los combustibles líquidos también escasean. No hay fuel oil en el mercado local para reemplazar la oferta de gas.

Algunos traders están evaluando importar cargamentos de ese combustible para abastecer a la industria, pero la logística es precaria y va a demandar tiempo. Por eso, lo lógico sería que en algún momento algún funcionario del gobierno termine tomando el tema para buscar una solución. “En épocas de Pronsato (ex interventor del Enargas), esto se resolvía en dos horas. El sistema está justo pero no hay necesidad de dejar sin gas a la industria porque hay gas físico para ordenar el mercado. El problema es que ninguna dependencia del Ejecutivo quiere hacerse cargo y ordenar un esquema de gas de IEASA hacia industrias”, concluyó un director de gas de una petrolera.

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El interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), Federico Bernal, sorprendió en una entrevista radial al asegurar que la suba de solo 6% en las tarifas de gas no tendrá como contracara un crecimiento de los subsidios. El funcionario primero dijo que el atraso tarifario no impactará en mayores subsidios para los segmentos de transporte y distribución, desentendiéndose del precio del gas en boca de pozo, pero cuando le preguntaron explícitamente si iba a haber un aumento de subsidios para el sector en su conjunto también lo negó. Además, aseguró que no pudieron avanzar con la segmentación porque desde marzo del año pasado en el ente estuvieron abocados a las auditorías y la revisión tarifaria.

La polémica en torno al nivel de subsidios provocó duros enfrentamientos al interior del propio gobierno. De hecho, en los últimos 2 años la partida destinada a subsidios energéticos trepó un 230% debido al congelamiento tarifario. En una entrevista que le realizaron el martes en Radio con Vos le citaron esa cifra, pero el bioquímico insistió llamativamente con que no habrá un aumento de subsidios.

Tarifas y subsidios

-El año pasado la inflación fue del 36% y este año vamos a una inflación de entre 40% y 50%, según cómo evolucionen los próximos meses. ¿Es razonable que una empresa aumente las tarifas en esos dos años un 6%? ¿Eso no la pone en problemas de funcionamiento serios? –le preguntó Tenembaum al interventor de Enargas en el programa “¿Y ahora quién podrá ayudarnos?”

-No, de ninguna manera. Se suscribieron actas acuerdos con las distribuidoras y el servicio público se va a seguir prestando en condiciones de confiabilidad, seguridad absoluta. No va a estar en riesgo el servicio público. Y en cuanto a la razonabilidad, el marco regulatorio y la Constitución Nacional son muy claros en cuanto a que la razonabilidad y la justicia debe ser tarifaria. La gente tiene que poder pagar el servicio público.

-Vos decís que esto es muy bueno para la gente porque va a poder pagar el servicio. Si, es baratísimo el aumento, pero me estás subsidiando a mí que no lo necesito.

-Esta actualización promedio del 6% no implica más subsidios. No se va a subsidiar más el transporte y la distribución. Esta actualización del 6%, que para el 40% de los usuarios va a significar que pague aproximadamente 30 o 40 pesos más por mes a partir de julio-agosto, implica cero subsidios más para transporte y distribución.

En ese momento, el columnista Jairo Straccia le detalló a Bernal cómo evolucionaron los subsidios en el último año y en comparación con 2019.

-Si vos ves las cuentas públicas que se publicaron la semana pasada, el ítem de subsidios energéticos aumentó 51% en el último año y si comparás contra el mismo mes de 2019 aumentó 230%, ¿eso es sostenible o no? –le preguntó Straccia.

-Venimos de 4 años de una tarifa impagable. El ciudadano de a pie quiere tener un servicio público y durante los últimos 4 años no tuvo servicio público, no lo pudo pagar al servicio público de gas por redes. Entonces yo le quiero hablar a los oyentes y las oyentas (sic) ciudadanos de a pie, no a los empresarios accionistas de empresas, que por otra parte no se van a fundir, como no se fundieron ni durante la gestión de Macri ni durante la gestión anterior. Yo le hablo a los usuarios y usuarias porque acá me puso el presidente para defender los intereses y los derechos de esos usuarios y usuarias y les digo, la pesadilla tarifaria del gobierno anterior se terminó. (…) El análisis de subsidio si o subsidio no y todo el análisis que ustedes están haciendo ustedes, puramente economicista, no está contemplando que esto es un servicio público.

La conversación continuó hasta que en un momento Tenembaum le volvió a preguntar si los subsidios iban o no a crecer, tomando en consideración no solo los segmentos de transporte y distribución sino también el precio del gas en boca de pozo. Bernal primero intentó eludir la pregunta y luego, contra toda la evidencia disponible, negó que vaya a haber aumentos

-Todo el tiempo hiciste hincapié en que en transporte y distribución no va a haber aumento de subsidios y tal vez sea así, pero termina habiendo subsidios en otra parte de la producción de gas, que es en el gas en boca de pozo. Vos decís: “En mi partecita no hay”, pero sigue habiendo subsidios muy amplios que van creciendo como una bola de nieve y que generan un problema. Es lo mismo que si hubiera subsidios a transporte y distribución. Es lo mismo. Finalmente hay subsidios que aumentan. ¿No es así?

-No te entendí la pregunta.

-La producción de gas tiene un costo que no solo es el costo de transporte y distribución sino también en el pozo.

-Si, la producción de gas en parte está subsidiada.

-¿Y no van aumentando los subsidios con estas tarifas?

-El precio del gas hoy por hoy está congelado. Es una decisión que ha tomado el presidente de la Nación.

-Perfecto, ¿van aumentando los subsidios o no van aumentando los subsidios?

-No, los subsidios están en el Presupuesto. Están contemplados por el ministro de Economía. Por eso el precio del gas está congelado. Es una decisión que ha tomado el presidente de la Nación.

-Muy bien. Hagamos así: en un año vamos a entrevistarte de vuelta. El 1 de junio del año que viene hablemos de nuevo y vemos si aumentó o no la cantidad de subsidios en la producción de gas completa, no solo en transporte y distribución. ¿Te parece?

-Sí.

El viaje del hombre a la luna, la vacuna contra la Covid y la segmentación tarifaria

-¿Tan difícil es segmentar? Se lo pregunto porque quizás lo es y estamos hablando de un trabajo ciclópeo. –le preguntaron a Bernal.

-Es un trabajo complejo. Hay que actualizar, hay que modernizar bases de datos. Estamos bastante avanzados en eso. Luego hay algo que es muy importante que viene de años y décadas. Hay que vincular al usuario con el titular del servicio público porque uno puede estar alquilando el hogar y el servicio público está a nombre de otro.

-Está bien, Federico, pero, ¿un año y medio para eso? El hombre llegó a la luna, descubrió en un año la vacuna contra el coronavirus, ver cómo hacer para establecer quién merece ser subsidiado y quién no, no parece un trabajo tan importante.

-El año pasado fue un año muy particular en el que los entes reguladores estuvieron abocados a la auditoría y la revisión. No empezamos hace un año y medio esta tarea.

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El presidente de YPF, Pablo González, adelantó el viernes que el proyecto de ley de Hidrocarburos “está listo” y que incluso podría ingresarse formalmente en el Congreso el viernes de esta semana. La iniciativa fue delineada solo por el ministro de Economía, Martín Guzmán, la conducción de YPF y lateralmente el secretario de Energía, Darío Martínez. A diferencia de lo ocurrido en 2014, cuando se discutió con empresas y gobernadores la Ley 27.007 que creó la figura de la concesión no convencional de hidrocarburos para empujar el desarrollo de Vaca Muerta, en esta ocasión se optó por un mayor hermetismo y aspectos clave del proyecto aún no están del todo definidos.

Ni los gobernadores que integran la Ofephi, la organización de provincias petroleras, ni las grandes petroleras locales —como Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, del grupo Techint, Pluspetrol o CGC, de Corporación América— tuvieron acceso al texto específico que se discute puertas adentro del gobierno. Sí existió una primera ronda de contacto con las empresas en las que el viceministro de Economía Fernando Morra y el director de YPF Demian Pañigo presentaron los ejes centrales y los objetivos de la ley, pero fue un intercambio general que no ahondó en detalles.

Cuando se discutió la Ley 27.007 durante el segundo gobierno de Cristina Fernández de Kirchner, colaboradores del entonces ministro Axel Kicillof y directivos de la YPF que presidía Miguel Galuccio habían negociado con mandatarios petroleros como Jorge Sapag (Neuquén) y Martín Buzzi (Chubut) el cuerpo central del proyecto antes de que ingrese a Diputados. También se contaba con el aval de los principales jugadores de la industria. Esta vez se eligió un diseño legislativo diferente, a priori más riesgoso.

“El proyecto de Ley está casi listo, pero el debate fino se dará en el Congreso”, explicó a EconoJournal una fuente que participa de la redacción de la norma. En esa clave —admitió—, hay algunos puntos clave que estarán sujetos a cambios y modificaciones.

La iniciativa fue presentada por el presidente de YPF como una herramienta para lograr un desarrollo integral de la industria hidrocarburífera. Desde la torre de Puerto Madero se puntualizó que la iniciativa apunta a lograr inversiones en yacimientos convencionales, proyectos de recuperación terciaria y campos maduros como los que pueblan Chubut y Santa Cruz, la provincia en la que se quiere posicionar Pablo González como candidato a gobernador en 2023. «La gran oportunidad está en Vaca Muerta, pero el proyecto no está acotado a los campos no convencionales, no es la Ley de Vaca Muerta como planteaba (Guillermo) Nielsen, sino que ofrece una perspectiva de promoción para todo tipo de yacimientos«, explicaron allegados a la petrolera. Al margen del paquete de incentivos que incluirá la norma, el proyecto de Ley también es relevante para YPF porque contendrá un apartado con ventajas impositivas importantes ligadas a mejorar la situación fiscal de la petrolera.

Precios en el mercado interno

Un punto estratégico —tal vez el más importante— que aún no está precisado es si la Ley incluirá o no un mecanismo para determinar los precios del petróleo en el mercado interno, tal como adelantó este medio en marzo. Esa fue, en un principio, la intención de Darío Martínez y también de los colaboradores de Guzmán, que elaboraron un esquema estabilizador con amortiguadores —en la práctica, una fórmula polinómica con dos palancas: retenciones móviles e impuestos a los combustibles como principales palancas— que establecía cómo debía comportarse el precio local del crudo en función de la evolución de la cotización internacional del barril y frente a saltos en el tipo de cambio. Sin embargo, esa solución heterodoxa configurada por Pañigo y Morra no terminó de convencer a las empresas petroleras consultadas.

El riesgo de fallar en ese apartado es muy alto. El petróleo es el commodity, vale lo mismo en todo el mundo. Por eso, las multinacionales se oponen a que los Estados alteren ese precepto general. Las empresas pueden aceptar que se apliquen retenciones frente a determinado nivel de precios, pero son críticas de fijar un tope por Ley del precio doméstico del crudo. Después de la ronda con petroleras, la intención de establecer un mecanismo para desdoblar el precio del petróleo perdió fuerza. Pero no está descartada.

“Tampoco podemos estar estableciendo barriles criollos cada vez que el precio internacional se dispare. La discusión está abierta”, explicó una fuente encumbrada del gobierno. Es un tema central. Si bien aún no fueron invitadas a la mesa de negociación, algunas provincias petroleras contrataron a un consultor especializado en pricing de petróleo para elaborar su propio mecanismo estabilizador de precios en el mercado interno. Los resultados de ese trabajo se los hicieron llegar a YPF.

La pregunta subyacente es: ¿Se puede otorgar previsibilidad en materia de precios de los combustibles en una economía en la que, desde 2014 a la fecha, los precios se mueven todos los años al menos un 30%? ¿Es posible neutralizar con algún instrumento regulatorio ese efecto distorsivo que se da por inflación y devaluaciones recurrentes?

Riesgo alto

“Los técnicos del gobierno creen que sí, pero si lo que queda escrito en la Ley sale mal, los riesgos de dejar los dedos pegados son muy altos”, analizó un directivo que se reunió con los funcionarios de Economía hace ya dos meses.

En términos propositivos, el mecanismo que discuten en el gobierno no es tan complejo de alcanzar siempre y cuando los funcionarios de Hacienda estén dispuestos a ceder recaudación cuando se registre un salto brusco en las dos variables que mueven el negocio petrolero: el precio internacional y el dólar. Para que el esquema funcione, el Estado debería estar dispuesto a ceder ingresos fiscales para poder reducir, frente a una turbulencia cambiaria o por escalada del Brent, la carga impositiva sobre la venta de combustibles. Así, en los hechos, si el peso se devalúa en un corto período de tiempo habría que recortar el peso del ICL y el Impuesto al Dióxido de Carbono para que, medido en dólares, el precio del crudo se mantenga invariante. «Entre un 30% y un 40% del precio final de los combustibles son impuestos Hay margen para dosificar cualquier salto de la macroeconomía», reafirmó el director de Planning de una petrolera.

El problema es que en el Ministerio de Economía no están dispuestos en dar ese paso. En tiempos de déficit fiscal, en el gobierno no existe consenso aún para aceptar esa decisión. Sin ese aval, es prácticamente imposible que cualquier esquema estabilizar pensado desde la heterodoxia funcione.

Exportación

El segundo aspecto relevante que resta precisar es cómo se autorizarán las exportaciones de petróleo. En los hechos, eso implicará modificar el artículo 6 de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos), que prioriza el abastecimiento del mercado interno. A raíz de eso, desde hace décadas funciona un sistema de permisos que deben solicitar los productores a la Secretaría de Energía antes de concretar la venta al exterior. El esquema otorga amplia capacidad de bloqueo a las refinadoras. Por eso, desde hace años productores no integrados —como Pluspetrol, Tecpetrol, Vista y Chevron, entre otros—  impulsan una agenda de reforma de esa regulación, hasta ahora con escaso resultado.

Sin embargo, si el gobierno pretende que la Ley de promoción traccione inversiones en Vaca Muerta y en cuencas convencionales, algún reordenamiento regulatorio deberá establecer sobre ese ítem.

¿En base a qué ejes está estructurado el proyecto redactado por el Ministerio de Economía?

Se apunta a que las petroleras que incrementen sus desembolsos para elevar sus niveles de extracción de hidrocarburos puedan colocar una parte de su oferta en el mercado internacional. El texto autorizará, entonces, a exportar un porcentaje de la producción incremental de petróleo y gas. Ese es el concepto general.

Pablo González quiere posicionarse como el articulador del proyecto de Ley para incentivar inversiones en hidrocarburos.

Ahora bien, ¿cómo llevar a la práctica ese esquema cuando hay productoras que parten de posiciones totalmente distintas? No es comparable, por ejemplo, la posición de una empresa que aún está en su fase de despegue en Vaca Muerta, como ExxonMobil y Equinor, que pueden duplicar sus niveles de producción con cierta facilidad si la decisión es elevar la inversión, con la de YPF o Pan American Energy (PAE), las dos mayores productoras del país, a las que por su elevada base inicial no les va a resultar tan sencillo sumar una producción incremental significativa.

Declinación

“El problema de habilitar el mercado de exportación sólo a la producción incremental es que los nuevos jugadores correrán con ventaja. Frente a eso, el temor de los directivos de YPF es que la empresa termine funcionando como buffer o amortiguador, absorbiendo la responsabilidad de abastecer el mercado interno para que otras empresas puedan exportar”, explicó un consultor.

En la petrolera aceptan que el abastecimiento del mercado doméstico es su responsabilidad prioritaria, pero también quieren empezar a desarrollar un mercado de exportación. Por eso, impulsaron la inclusión de dos puntos compensadores: a) Sobre la producción base que se defina como punto de partida, los directivos de YPF abogaron por el establecimiento de una curva de declinación anual. Fue un instrumento que se aplicó por primera vez en el primer Plan Gas de 2013. b) Aspira que a que volumen total producido y el market share en el mercado local de combustibles ponderen también en la elaboración del registro de petroleras que tendrán acceso al mercado de exportación. Es decir, lo que plantea YPF es que se premie no sólo al que incremente rápido la extracción de petróleo, sino también a los que más producen y a los que más abastecen el mercado interno de combustibles. La transpolación fina de esos objetivos a una fórmula polinómica aún no está completamente cerrada.

Divisas y mercado de cambios

“Resta determinar cómo se calculará la producción base, si es en base a los registros de uno, dos o tres años para atrás. Y también resta alguna discusión sobre cómo calcular el nivel de declinación”, indicó otro funcionario que también tiene acceso al texto actualizado de la Ley.

Aguas debajo de esa discusión emerge otra que tampoco está saldada. El proyecto de Ley propone las petroleras que inviertan y eleven los saldos exportables del país también puedan liquidar fuera de la Argentina un porcentaje de los dólares generados por las ventas al exterior. Las petroleras podrán esquivar el cepo cambiario, pero no está definido cómo se instrumentará ese beneficio en términos cuantitativos.

“Economía sondeó a las empresas sobre la posibilidad de autorizar a que se liquiden fuera del país un 50% de las divisas generadas por el régimen de promoción. Pero ese número no está definido. Puede ser mayor o menor. Lo definirán a máximo nivel de gobierno, directamente el presidente y la vicepresidenta”, coincidieron las fuentes consultadas. Al mismo tiempo, los privados aspiran a que el Estado les garantice que podrán acceder al Mercado Único Libre de Cambios para pagar la deuda contraída en dólares. «Si el gobierno quiere que las empresas incrementemos el nivel de inversión, lo lógico es que garantice el acceso al mercado de cambios para cancelar deuda tomada en el exterior», advirtieron en una empresa multinacional.

Gas natural

El proyecto de Ley incluye, a su vez, un capítulo dedicada a promover la extracción, procesamiento, industrialización y exportación de gas natural. Retoma algunos de los conceptos del Plan Gas Ar y ofrece un paraguas regulatorio por si en algún momento se abre una ventana de oportunidad para construir una terminal de licuefacción de gas natural licuado (LNG) o proyectos petroquímicos.

“Hay interés de algunos empresarios locales para que el gobierno busque financiamiento y una asociación estratégica en China para concretar una planta de LNG en algún puerto de Buenos Aires o en otra provincia patagónica. El proyecto brinda algunas herramientas para encauzar un proyecto de ese tipo, aunque hoy esa posibilidad es remota”, analizó otra fuente gubernamental.

El interés de las empresas, en línea con propiciar un mercado de exportación de gas, es que el Estado autorice la venta al exterior del fluido durante los 365 días del año. Es un elemento ineludible para mantener vivo el sueño de concretar una terminal de licuacción de LNG. «Podemos discutir cuánto gas se podrá exportar en el invierno en función de cuánta producción disponible exista en el mercado interno, pero la opción de poder exportar todo el año debe estar incluida en el proyecto«, indicaron el presidente de una petrolera. La visión, sin embargo, no es compartida con algunos sectores del gobierno, que se oponen a una apertura de las exportaciones de gas.

Tiempos

En la Secretaría de Energía son cautos y advierten que aún resta que el Presidente valide formalmente el proyecto de Ley. Después habrá que encauzar la negociación política con las provincias petroleras y gobernadores peronistas del centro y norte del país a fin de conseguir los votos necesarios para validar el proyecto en el Congreso.

“Lo ideal sería tener el proyecto aprobado para septiembre u octubre, que es cuando las empresas multinacionales cerrarán su presupuestos de inversión para 2022”, se ilusionaron en la cartera que dirige Darío Martínez. ¿Podrá el gobierno imprimirle velocidad al proceso de discusión interna y negociación política para aprobar la Ley en apenas unos meses? En plena segunda ola y a punto de ingresar en la campaña electoral, las probabilidades no son las mejores.

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El gobierno decretó un aumento de 6% para las facturas de gas en todo el país a partir de este 1° de junio. Lo hizo mediante la publicación a última hora del lunes de un suplemento en el Boletín Oficial. En concreto, los DNU 353 y 354, firmados por el presidente Alberto Fernández, el Jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, y el ministro de Economía, Martín Guzmán, establece el visto bueno para el incremento tarifario en los segmentos de transporte y distribución de gas natural. 

Se trata del primer ajuste tarifario desde abril de 2019, cuando el expresidente Mauricio Macri congeló las tarifas. El gobierno nacional había autorizado a fines de abril una suba de 9% de las tarifas de electricidad de Edenor y Edesur que empezó a correr a partir de mayo. También había anticipado esta nueva actualización en las facturas de gas mediante la conformación de un Régimen Tarifario de Transición. El acuerdo para la actualización tarifaria lo firmaron las nueve distribuidoras del país, el Ministerio de Economía ad referéndum del gobierno nacional y el Enargas, a cargo de Federico Bernal. No firmaron las transportistas Transportadora Gas del Norte y Transportadora Gas del Sur.

La tarifa social alcanza a más de 2 millones de usuarios.

Cuánto aumentará la factura según dos ejemplos

Una factura promedio de Metrogas para un hogar del distrito de Buenos Aires se incrementará un 6% a partir de junio, lo que significa un recargo aproximado de 145 pesos mensuales para un usuario promedio. 

Ejemplo 1. Un cliente de un departamento donde vive una familia tipo en la Ciudad de Buenos Aires (4 personas, dos estufas, un calefón y cocina con horno y que tiene un consumo promedio de 762 m3/año a 11,92 pesos el m3 y un cargo fijo por factura de 151,50 pesos) paga hoy 1.698 pesos promedio mensual, es decir, unos 2.500 pesos durante los meses de invierno y 1.150 pesos durante el resto del año. Con el nuevo incremento pasará a pagar 1.786 pesos promedio anual, es decir, unos 2.622 pesos durante los meses de invierno y 1.188 pesos el resto del año. En total, el aumento del 6% tiene un impacto de 110 pesos promedio anual. 

Ejemplo 2. Un cliente de una vivienda donde vive una familia tipo en el Gran Buenos Aires (igual que el primer ejemplo, pero con un consumo promedio de 942 m3/año a 12,87 pesos el m3 y un cargo fijo por factura de 197,50 pesos) paga hoy 2.412 pesos promedio mensual, unos 3.600 pesos durante los meses de invierno y 1.500 pesos durante el resto del año. Con el nuevo incremento, pasará a pagar 2.550 pesos promedio anual, unos 3.800 pesos durante los meses de invierno y unos 1.640 pesos el resto del año. Es decir, que el aumento del 6% es de 138 pesos promedio anual.  

Acuerdos con unos y no con otros

El DNU 354/21, específico para las distribuidoras, remarca que el gobierno llegó a “acuerdos transitorios de renegociación” con las compañías. Es decir, que el aumento fue firmado por el Ministerio de Economía y el Enargas y por las distribuidoras Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Gasnor, Distribuidora Gas Cuyana, Distribuidora Gas del Centro, Litoral Gas, GasNea, Naturgy Ban y Metrogas.

En cambio, el DNU 353/21, dedicado a las transportistas de gas, explica que “atento a no haber sido factible arribar a un acuerdo sobre una adecuación tarifaria de transición, se puso en vigencia ´ad referendum´ del Poder Ejecutivo Nacional un Régimen Tarifario de Transición aplicable, respectivamente a Transportadora Gas del Sur S.A. y a Transportadora Gas del Norte S.A.; siendo las tarifas que se fijen luego de la presente ratificación el resultado final de dicha adecuación transitoria”.

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El gobierno postergó la actualización de los impuestos a los combustibles del primer y segundo trimestre de 2021 hasta el 1° de diciembre de este año. La medida se desprende del acuerdo tácito entre el gobierno e YPF, el mayor jugador del mercado de naftas y gasoil, que contempla tras el aumento de mayo, los precios de los combustibles queden congelados hasta fin de año. Es decir, hasta después de las elecciones legislativas previstas para noviembre.

La decisión, a su vez, busca evitar un nuevo impacto en los surtidores que haga su aporte a la escalada inflacionaria que atraviesa el país, que en lo que va del año acumula una suba de 17,6%. Eso es lo que dice el Decreto de Necesidad y Urgencia 352/21, publicado en el suplemento del Boletín Oficial de este lunes y firmado por el presidente Alberto Fernández, el Jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, y el ministro de Economía, Martín Guzmán.

El Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) de la primera mitad del año se actualizará entonces recién en diciembre. El DNU remarca que “tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Además, en el DNU se añade que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable postergar para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil los efectos de los incrementos en los montos de impuesto”, derivados de las actualizaciones “correspondientes al primer y segundo trimestres de 2021”.

Postergaciones reiteradas

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

El gobierno sólo actualizó el 38% de los impuestos correspondientes al cuarto trimestre de 2020 en marzo de este año. En los hechos, viene postergando la actualización impositiva del 62% de ese trimestre y este año la volvió a postergar en dos oportunidades. La última vez lo hizo hasta el 21 de junio. Ahora postergó también la actualización del ICL y el IDC de los dos primeros trimestres de 2021 hasta el último mes del año.

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El Proyecto de Talleres Zonales de Grúas San Blas cuenta en la actualidad con 90 talleres adheridos en todo el país. Son centros técnicos locales adonde pueden acudir los clientes para realizar cualquier servicio de postventa y adquirir repuestos para todas las líneas de equipos que comercializa Grúas San Blas.

“Estamos realizando una convocatoria para que se sumen más talleres, ya que tenemos el objetivo de contar con 150 a fin de este año”, señaló Lucas Sosa, coordinador del área, “se pueden presentar mecánicos que cuenten con una infraestructura para poder desarrollar la actividad, que cuenten con un taller con espacio físico y una estructura de soporte y que posean camionetas de servicio para poder realizar servicios en campo. Nuestro objetivo es ampliar el campo de acción de nuestra posventa con el mismo servicio técnico profesional que brindamos en nuestra casa matriz”.

Al sumarse a la red de Grúas San Blas, los talleres zonales tienen muchos beneficios. En primer lugar, sus integrantes se suman al programa de capacitaciones técnicas que brinda la compañía sobre mantenimiento, reparación y repuestos de todas las máquinas.  También están habilitados para comercializar repuestos con una interesante política de descuentos y con financiación; y tienen la posibilidad de generar negocios de alquiler o venta de equipos. Todo esto sin dejar sus actividades habituales, ya que no se trata de un contrato de exclusividad.

Los talleres zonales que cuentan con el respaldo de Grúas San Blas pueden recibir carteles estandarizados que pueden colocar en los frontales de sus locales, y son incluidos en el sitio web de la empresa para su localización.

“Son vitales en nuestra política de atención al cliente”, subrayó Sosa, “esta sociedad permite potenciar el trabajo de ambas partes, estar más cerca de cada cliente, mejorar los plazos de respuesta en las asistencias, proveer repuestos más rápidamente, y sumar ventas y alquileres de equipos en la zona de influencia del Taller Zonal. Todo lo enunciado fortalece nuestras marcas y las posiciona apuntando a la excelencia”, cierra Sosa.

Capacitación

Los talleres zonales que se incorporan a la red de Grúas San Blas reciben una capacitación para todo su personal, donde se imparten conocimientos en mecánica general, hidráulica y circuitos eléctricos. Se trata de un curso de 26 horas divididas en cuatro clases por materia de dos horas semanales cada una.

“Con la pandemia tuvimos que adaptar nuestros contenidos para brindar estas clases en forma remota”, describió Lucas Sosa, “para ello desarrollamos placas explicativas, videos y simulaciones ante la falta de laboratorios. Al finalizar, se realiza un examen escrito por medio de videoconferencia con preguntas estructuradas y no estructuradas cubriendo la totalidad de los conocimientos básicos definidos en los objetivos de la capacitación”.

El objetivo, una vez que las condiciones sanitarias lo permitan, será completar dichas capacitaciones con visitas a la planta de Grúas San Blas, realización de prácticas con los equipos y participación en diversas actividades presenciales organizadas por la compañía.

“También trabajamos con nuestros Talleres Zonales en actividades Zoom donde compartimos algunos datos de la evolución económica de las economías regionales y los apoyamos en desarrollar herramientas para mejorar su cobranza y agilizar las ventas con sus clientes como Mercado Pago, Ahora 12 y los programas con Tarjetas Pactar y PymeNación, por citar entre otros casos”, señala Sosa.

Los interesados en sumarse a la red de talleres zonales de Grúas San Blas, pueden inscribirse en representantes@gsb.com.ar.

Grúas San Blas es una empresa de capital nacional con más de 42 años de actividad. Es líder local en venta de maquinaria para los prestadores de servicios y clientes vinculados a la Construcción, Industria, Agroindustria, Minería, Petróleo, Municipios y Puertos. Posee una amplia gama de Servicios: post venta, repuestos originales, capacitación y alquiler de equipos con más de 600 unidades en su flota.

Actualmente emplea 400 personas y cuenta con amplia cobertura nacional: está presente con sede propia en 8 provincias, y con atención en zonas de influencia a través de una red de representantes en otras 8 provincias. Es Representante Oficial en la Argentina de 8 marcas internacionales, entre las principales: SANY, Bobcat, Manitou, Doosan, Kubota y Ensign.

Para mayor información favor visitar: www.gsb.com.ar

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Los sistemas hidráulicos son esenciales en varios segmentos de la industria. Son los encargados de suministrar energía mediante fluidos a diferentes tipos de máquinas, desde sistemas sencillos hasta los más complejos y de alta presión. Para brindar un mejor funcionamiento de los equipos, Mobil ofrece una línea completa de productos que atiende a los diferentes segmentos de la industria y sus condiciones específicas de operación.

Como parte fundamental de este sistema, el fluido hidráulico, además de aportar energía, es el responsable de lubricar las piezas, sellar huecos y fugas, reducir la fricción y eliminar el calor, removiendo la suciedad y protegiendo el equipo contra la oxidación. Utilizado en máquinas plásticas, prensas hidráulicas y equipos de la industria papelera, entre otros, el sistema hidráulico también está presente en equipos móviles, aeroespaciales, automotrices y aplicaciones marítimas.

Una de las mejores formas de preservar estos equipos es utilizar un buen lubricante que actúe sobre el control de la temperatura y que mantenga limpios los sistemas y el fluido hidráulico, y que tenga un programa de análisis de aceite. Además, es necesario realizar una inspección hidráulica semanal para proporcionar un rendimiento óptimo del sistema.

Algunos de los principales productos hidráulicos dirigidos al segmento industrial, sus ventajas y beneficios, son:

Mobil Nuto H Series: aceite hidráulico antidesgaste de primera calidad, desarrollado para aplicaciones industriales y equipos móviles que brinda buen desempeño, buena filtrabilidad y protección contra la corrosión que reduce los efectos de la humedad.

Serie Mobil DTE 20 Ultra: con el rendimiento Ultra Keep Clean, los productos reducen los depósitos y lodo contribuyendo a la protección y la vida útil del equipo. Además, reduce los costos de mantenimiento al brindar mayor estabilidad térmica y oxidativa, y sistema antidesgaste, cumpliendo con los principales requisitos de los fabricantes de bombas hidráulicas.

Serie Mobil DTE 10 Excel: aceite hidráulico antidesgaste de alto rendimiento, desarrollado específicamente para satisfacer las necesidades de los sistemas hidráulicos de alta presión de los equipos industriales y móviles modernos. Además de tener una excelente eficiencia hidráulica, el producto reduce el consumo de energía hasta en un 6% proporcionando una mayor capacidad de productividad, viscosidad estable al cizallamiento, protegiendo los componentes de las altas temperaturas.

Para más detalles de estos y otros productos de la completa línea de fluidos hidráulicos, ingresar en https://ar.moovelub.com/mobil/clubindustria/

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«Es el último aumento de combustibles del año, no podíamos evitarlo» dijo hace nueve días el presidente de YPF, Pablo González, en el programa Brotes Verdes de C5N, a la hora de explicar las razones del aumento del precio de los combustibles que se concretó a mitad de mayo. La recomposición del precio en surtidores en tres alzas consecutivas en marzo, abril y mayo fue el acuerdo entre el gobierno y la mayor petrolera del mercado para ordenar el incremento de las naftas en un año electoral.

El correlato no escrito que se desprende del acuerdo de combustibles es que YPF le reconoce al productor de petróleo un precio neto de entre 54 y 55 dólares por el crudo que se extrae en Neuquén. La empresa controlada por el Estado fija, así, la referencia que rige para todo el mercado. Raízen (Shell), Trafigura (Puma) y otros jugadores del downstream (como Voy y Gulf) están pagando ese precio de referencia a productores no integrados como Vista, Pluspetrol, Tecpetrol, Capsa y Sinopec, entre otros.

¿Cómo se explica un precio del barril de 55 dólares para el mercado interno? De tomar al Brent como si cotizara en torno a los 63 dólares. Sobre ese valor de referencia, se calcula el precio de paridad de exportación. Para eso, se aplica un primer descuento por retenciones del 8% (por cotizar por encima de los US$ 60) que deja el importe neto en 58 dólares. Y luego se realiza un segundo descuento de dos o tres dólares por el impacto del flete y calidad del crudo, que lleva el precio final a 55 dólares. “Es el esquema que lideró YPF y fue positivo porque terminó ordenando el mercado. Ellos fijan el precio de compra en el mercado interno y el resto de las empresas siguen de manera tácita esa línea”, explicaron en una refinadora.

Cambio de precio

Sin embargo, la escalada del precio del Brent podría afectar ese escenario. El barril orilló el viernes los 70 dólares. Hoy abrió a US$ 69,60 y abre un interrogante sobre lo que puede pasar con el precio de los combustibles durante el segundo semestre. “A nivel global, el grupo ve que el precio podría llegar a los 80 dólares en diciembre si la demanda en los países centrales se recupera a los niveles pre-pandemia, como está pasando en EE.UU. Habrá que ver qué hace la OPEP, que tiene mucha producción parada”, explicó un trader de combustibles.

Si ese escenario se concreta podría afectar el esquema convenido entre YPF y el gobierno porque meterá mucha presión sobre el precio local en surtidores. Marca un desafío para el segundo semestre del año porque vuelve a instalar en la agenda el tema del precio de los combustibles, algo que en la Casa Rosada pretenden dejar atrás en plena agenda electoral.

Aumentos

Los combustibles aumentaron el 5 de enero un 2,9% y el 16 de ese mes también subieron 3,5%, luego de una actualización de los impuestos a los combustibles. El 1° de febrero volvieron a aumentar, pero por la suba del precio de los biocombustibles. Esta vez (la tercera del año) fue de 1% en las naftas y 1,9% en el gasoil. El último aumento del 16 de mayo fue el sexto del año para YPF. Implicó un aumento de un 5% en promedio. Fue el cierre de una suba total programada para los meses de marzo (7%), abril (6%) y mayo (5%).

Así, desde agosto del año pasado, cuando el gobierno decidió descongelar el precio de los surtidores tras 10 meses sin moverlos, los combustibles acumulan una suba de alrededor de 55 por ciento.

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El 28 de diciembre de 2020 Pampa Energía vendió su participación en la distribuidora Edenor a José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti. Desde entonces, ya transcurrieron 5 meses y la operación aún no fue aprobada por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), organismo que en los hechos controla el subsecretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo. Su enfrentamiento con el ministro de Economía Martín Guzmán, que casi le cuesta el puesto, complicó la gestión de un área que ya arrastraba pendientes importantes como la implementación de un esquema de créditos y compensaciones para las distribuidoras (artículo 87 del Presupuesto) y la asignación de subsidios para las eléctricas del AMBA. Sin embargo, a medida que la tensión va quedando atrás el funcionario ha vuelto a enfocarse en esa agenda de temas, entre la que también figura la demorada venta de Edenor.

Fuentes involucradas en la operación tienen miradas diferentes sobre cuándo habrá una definición sobre el tema. Cerca del grupo Manzano-Vila sostienen que la transferencia está acordada políticamente en el más alto nivel y en breve habrá una definición ya que lo que hará Basualdo es implementar la directiva que le bajen. “Entendemos que (la venta) se aprobará en estos días ya que se ha completado toda la información (solicitada por el ENRE) y se acreditaron todos los requisitos técnicos y financieros”, explicó una fuente cercana al empresario mendocino.

Otros, en cambio, son más cautelosos, y afirman que el expediente de la venta prácticamente no registró ningún avance en los últimos meses. Consultados por EconoJournal, desde la subsecretaría de Energía Eléctrica respondieron que el plazo para aprobar la transacción no está vencido. “Ese plazo se vence en julio”, se limitaron a contestar. 

Basualdo tiene previsto recibir a representantes de Edenor y de Edesur en los próximos días. La reunión es para analizar la gestión cotidiana de la compañía, que —al igual que otras distribuidoras del interior del país— continúa acumulando deuda con CAMMESA debido a que la actualización de tarifas sigue muy por detrás de la suba de los costos. Sin embargo, no se descarta que se converse sobre la aprobación de la venta de la empresa que por ahora sigue bajo la conducción de Pampa Energía, el holding que encabeza Marcelo Mindlin.

Los plazos para aprobar la venta

La resolución 548/99 del ENRE establece un esquema de seguimiento en cuanto a las participaciones accionarias de distintas compañías en las empresas que conforman el Mercado Eléctrico Mayorista. El artículo 3 de esa norma instruye a generadores, transportistas y distribuidores “a presentar las modificaciones en la estructura de capital del grupo de control, en cada momento en que se produzca un cambio”. Sin embargo, no establece plazos para aproar la operación.

En agosto de 2005 el ENRE dictó la resolución 499/05 amplió el pedido de documentación e información que debían presentar las compañías sobre la participación de los distintos accionistas, pero allí tampoco precisa plazos para la aprobación de transferencia de acciones.

Es en el artículo 10 del Estatuto Social de Edenor donde se establece el plazo que tiene Edenor para resolver. Allí dice que si “Si dentro de los noventa (90) días de solicitada la aprobación, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad no se manifestara, se entenderá que la solicitud fue aprobada; de esta forma el accionista podrá transferir válidamente sus acciones al comprador indicado y la modificación en las participaciones del capital se habrá realizado válidamente”.

A su vez, el artículo 10 de la ley de Procedimiento Administrativo 19.549 establece que “el silencio o la ambigüedad de la Administración frente a pretensiones que requieran de ella un pronunciamiento concreto, se interpretarán como negativa”, pero luego aclara que “sólo mediando disposición expresa podrá acordarse al silencio sentido positivo”. Por lo tanto, en este caso se toma en cuenta el estatuto social de Edenor que formó parte de los pliegos licitatorios y las condiciones de venta aprobado por la ley de reforma del Estado.

Por último la ley de Procedimiento Administrativo establece que “si las normas especiales no previeren un plazo determinado para el pronunciamiento, éste no podrá exceder de sesenta días. Vencido el plazo que corresponda, el interesado requerirá pronto despacho y si transcurrieren otros treinta días sin producirse dicha resolución, se considerará que hay silencio de la Administración”.

Si se toma en cuenta el Estatuto Social y la ley de Procedimiento Administrativo, el plazo ya se encuentra vencido porque han trascurrido más de 150 días. Sin embargo, como aclararon desde la subsecretaría de Energía Eléctrica el plazo comienza a correr desde el momento en que el ENRE tiene a su disposición toda la información necesaria para analizar el caso. Por lo tanto, el regulador puede intentar demorar una definición cuestionando alguna informalidad en la presentación. Además, el regulador en estos casos también suele pedirle opinión a la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia.

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En un contexto atravesado por la pandemia, la crisis macroeconómica y el atraso tarifario, la discusión respecto de los subsidios energéticos se posiciona fuerte en la agenda. A quién subsidiar y bajo qué modalidad aplicar los instrumentos de prestación constituyen los interrogantes cuyas respuestas posibilitarán la aplicación de políticas públicas eficientes en materia de subsidios. Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos de Alberto Fernández; Nicolás Gadano, ex jefe de asesores de Nicolás Dujovne y ex gerente general del Banco Central durante el macrismo; y Alejandro Einstoss, economista jefe del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi, debatieron sobre este tema el jueves pasado en el foro online «Subsidios a la energía en Argentina», organizado por Energy Forum y moderado por el ingeniero Daniel Dreizzen.

“El Estado paga el 60% del costo de la energía eléctrica y el 45% por ciento del costo del gas. Ese dinero representó el 1,7% del PBI en 2020, es decir unos US$6000 millones. En el último año el saldo negativo de importaciones menos exportaciones de gas, en volumen, aumentó un 53% y todavía no llegó el invierno”, introdujo Dreizzen para dar pie a los participantes.

Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos del gobierno de Alberto Fernández, explicó que “si se trata de un servicio de carácter económico costeado por un prestador privado, la regulación debe prever las bases para el recupero de la inversión permitiendo prestar el servicio en condiciones de calidad, confiabilidad y expansión de las redes y asegurar una ganancia justa y razonable al operador que no debe ser nula ni exagerada. Y en el extremo opuesto de la cadena habrá que asegurarse de que el derecho social de quienes no pueden pagar el costo del servicio esté garantizado. El acceso al bien indispensable será universal en tanto el brazo protector de la ayuda estatal se presente allí donde es crudamente necesario”.

Por su parte, el economista jefe del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi, Alejandro Einstoss, subrayó varios puntos a tener en cuenta a la hora de diseñar una política de subsidios: “El servicio eléctrico tiene una cobertura de prácticamente el 100% de los usuarios. Sin embargo, el servicio de gas natural por red alcanza a poco más del 60% mientras que el resto tiene que recurrir al gas envasado. Entonces el acceso a la red es fundamental”.

Por otro lado, el economista agregó: “En un mercado de competencia, cuando se presta un servicio homogéneo, el precio que se cobra debería ser único y de ahí deriva la prohibición explicita del marco regulatorio vigente a la aplicación de subsidios cruzados. Con esto quiero decir que hay reglas de juego y si se piensa en modificar la estructura de aplicación de los subsidios en referencia a la capacidad patrimonial como lo expresó el Poder Ejecutivo en su último mensaje a la Asamblea Legislativa, habrá que modificar la normativa vigente”.

Nicolás Gadano también participó del evento virtual. El ex gerente general del Banco Central durante el gobierno de Mauricio Macri sostuvo que el subsidio generalizado que rige actualmente, contribuye a la mala asignación de recursos y genera derroches de energía. “Los subsidios, sobre todo en el caso del gas natural, provocan una injusticia distributiva, son pro-ricos. Lo sabe el gobierno, lo dijo el ministro de Economía. El 34% de los hogares en Argentina no están conectados a la red de gas. Entonces, ¿cómo puede beneficiarse de una tarifa de gas subsidiada un hogar que no tiene acceso a la red? El 30% de la producción más rica se lleva 2/3 del subsidio no sólo porque están todos conectados sino también porque tienen un consumo promedio más alto”, afirmó economista quien también se desempeñó como jefe de asesores del ministro de Economía de Macri, Nicolás Dujovne.

Dos casos ilustrativos: el Plan Gas.Ar y el Programa Hogar

La oferta energética, que abarca tanto al segmento de hidrocarburos como al de generación eléctrica, es objeto del destino de fondos públicos a modo de estímulo. En palabras de Carbajales: “vale la pena fomentar la producción y garantizar un precio superior al del mercado porque, en definitiva, la energía más cara es la que no se tiene y el subsidio más ineficiente es el que se destina a un consumo que no puede realizarse. Por eso, hay que avanzar en una segmentación que haga más eficiente el uso de los recursos estatales. Dos casos de focalización de destino de los fondos públicos para hacer que aparezca el recurso, que se pague su costo y que quien no pueda pagar obtenga una ayuda estatal son el Plan Gas.Ar y el Programa Hogar”.

El esquema de estímulo a la producción de gas 2020/2024 asegura, por un lado, que los productores reciban el precio ofertado en un concurso público y que dicho costo sea afrontado por la demanda prioritaria de hogares y comercios y por las usinas térmicas de Cammesa, la administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Si persiste un diferencial, es asumido por el Tesoro mediante recursos presupuestarios. Qué porcentaje recaerá del lado del usuario y qué porcentaje del lado del Estado es una decisión de política pública y cabe tener en cuenta que, en cada momento histórico, el modo en que el Estado afronta el pago del subsidio varia en modalidad, destinatario, alcance y gradualidad.

Asimismo, el Programa Hogar constituye una política de subsidios que reintegra directamente una parte del costo de la garrafa de Gas Licuado de Petróleo (GLP) vía tarjeta Anses a más de 2 millones de usuarios en estado de vulnerabilidad que no están conectados a la red de gas natural. De este modo, el prestador invierte y mantiene el servicio, el consumidor asume el costo económico y hace una utilización racional y eficiente, y quien no pueda afrontar su peso económico recibe una ayuda directa del fisco para que la pauperización en que se encuentra no se vea agravada por la falta de acceso a condiciones de vida dignas.

 La tarifa social  

“Para que la eficiencia en materia de subsidios sea exitosa debe existir un mecanismo de focalización bien aceitado a partir de la herramienta que hoy tenemos disponible que es la tarifa social”, indicó Alejandro Einstoss. “Hay un porcentaje grande de la población que está en la economía informal en Argentina y es un grupo difícilmente identificable. Ahí es necesario complementar el mecanismo de tarifa social con sistemas de comprobación directa de medios de vida o georreferenciación que incluya a las personas que no responden a la característica social por ingresos, pero sí por características de entorno y vivienda”.

Además, el miembro de la comisión directiva del IEA Mosconi destacó que “Hay que ampliar la base de prestación de la tarifa social y salir del congelamiento vigente que tiene un costo fiscal enorme y pone en jaque el funcionamiento de la cadena de valor del sector energético porque la política de tarifas y de subsidios siempre es tributaria de la política macroeconómica”.

En esta línea, Nicolás Gadano, quien fue directivo de YPF en la década del 90 y asesor de Miguel Galuccio luego de que el Estado tomó el control de la firma en 2012, también se refirió a la tarifa social: “La herramienta ya existe. Es perfectible, con lo cual se puede ampliar o acotar. Este instrumento ya demostró que puede proteger a determinados sectores para asegurar un umbral de consumo y el acceso a niveles estándares de vida mínimos”.

A modo de cierre, Carbajales, quien también fue vicepresidente de Enarsa entre 2012 y 2015, habló de reformular explícitamente el contrato social y decidir de qué estamos hablando: “Si se trata de un derecho humano avancemos con la luz y el gas para todos y todas. Si convenimos que se trata de una actividad económica sujeta a reglas de mercado, avancemos hacia un esquema donde el prestador opere de manera eficiente, reciba una retribución justa y razonable y el usuario pague el costo pleno del servicio. Y si uno o muchos no lo pueden pagar será el Estado quien afronte ese diferencial. No sólo porque es un derecho universal sino porque es una obligación de la administración ayudar al sector más vulnerable en un contexto de agudos niveles de pobreza, alta inflación y pérdida del poder adquisitivo del salario”.

La entrada Especialistas debatieron sobre a quiénes se debe subsidiar y bajo qué modalidad en el sector energético se publicó primero en EconoJournal.

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El desarrollo de shale oil en Vaca Muerta batió un nuevo récord en abril con una producción de 147 mil barriles diarios de petróleo. La cifra representa el 29,6% del total del país, 5 puntos por encima del 24,7% que marcó 12 meses atrás.

Según datos de la Secretaría de Energía, la participación del no convencional en la producción de petróleo de Neuquén fue del 80% y se observa una tendencia ascendente en materia de desarrollo del hidrocarburo en la provincia patagónica. En abril, la producción de crudo en Neuquén fue de 187.408 barriles diarios, lo que representa un incremento interanual del 40,06%.

Mientras las compañías buscan revertir el declino de la producción de gas afectada por la crisis sanitaria y el reclamo de autoconvocados de salud que paralizó la actividad, la producción de petróleo creció durante el primer trimestre de 2021 debido al stock de pozos perforados no completados que se están acelerando para aumentar la producción y al nivel de precios internacionales que hacen rentables a muchos de los proyectos que las operadoras tenían en carpeta.

Las áreas más significativas por su aporte al incremento productivo fueron Bajada del Palo Oeste, de la petrolera Vista Oil & Gas, y el núcleo Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica que opera YPF.

Vista Oil & Gas

Vista obtuvo un incremento del 56% en su producción de crudo durante el primer trimestre del año. Con un costo operativo de 7,5 dólares por barril equivalente, redujo la cifra en un 6% respecto al último trimestre de 2020.

Durante el período enero-marzo, la compañía que preside Miguel Galuccio invirtió US$ 78,1 millones y logró un flujo de caja positivo de US$ 36,6 millones. Por el alto índice de productividad en el bloque Bajada del Palo Oeste que opera la firma, se alcanzó una producción de 34.067 boe/d (barriles equivalentes de petróleo por día), un 29% más con respecto al mismo período del año pasado.

El salto de Vista Oil & Gas es significativo y todo indica que seguirá creciendo en el desarrollo de sus áreas en Vaca Muerta. En enero de este año, la compañía exploró la sección Carbonato inferior que atraviesa el área Bajada del Palo Oeste. El buen caudal de producción que arrojaron los dos pozos perforados en ese nivel confirmó el potencial del horizonte Carbonato como un shale oil play competitivo.

YPF

YPF, la operadora que representa el 61% de la producción de la formación, aumentó un 7,2% su producción acumulada durante los últimos 12 meses frente a igual período anterior.

La compañía de mayoría accionaria estatal logró recuperar niveles de producción en las áreas Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica que alcanzaron, en conjunto, los 43.000 barriles diarios en abril. El costo de desarrollo de la empresa bandera fue de 10,2 dólares por barril equivalente en promedio.

Durante el primer trimestre se lograron completar 34 pozos horizontales. Al respecto, el presidente de YPF, Pablo González, aseguró en una reciente entrevista que “en Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica vamos a invertir u$s 500 millones y tenemos planificado desarrollar 90 pozos nuevos”.

Otras operadoras

En abril, Shell Argentina se ubicó en tercer lugar -antes de Pan American Energy, Pluspetrol, Chevron y Tecpetrol- por el aumento del nivel de productividad en el área Cruz de Lorena. La firma anglo-holandesa sumará este año 30 nuevos pozos y ampliará la infraestructura en yacimiento.

En cuanto a las etapas de estimulación hidráulica, de acuerdo con el trabajo de NCS Multistage, YPF alcanzó en marzo 230 etapas de fractura en shale y 18 en tight. Le siguieron en desempeño las compañías Tecpetrol con 150 etapas, Shell con 124, Pan American Energy con 92, Pluspetrol con 68, Chevron con 39, ExxonMobil con 26 y Vista Oil&Gas con 4, registrando un récord total de 751 etapas de estimulación.

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El equipo de Energía de la Fundación Pensar, el think tank vinculado al macrismo, cuestionó con dureza el proyecto oficial destinado a ampliar el régimen de subsidios a los consumos de gas en la Patagonia. “Es una fórmula para fomentar el conflicto entre los ciudadanos, donde cada uno reclama un beneficio para sí que deben pagar el resto de los habitantes del país, incluso los más vulnerables”, señala el texto, que será utilizado como insumo por los legisladores de Cambiemos en el debate parlamentario.

El documento —al que accedió EconoJournal— desmiente además que el proyecto no implique un mayor costo fiscal: “El Estado Nacional debe financiar entre 30 y 60 por ciento de los costos del sector. En este contexto es ilusorio decir que el subsidio se autofinancia porque existe un cargo a la demanda para financiarlo. Todo aumento de tarifas que no se dirige a reducir el costo fiscal del sistema energético está siendo financiado por el gasto público”, se remarca en el informe.

Críticas al sistema

El documento de la Fundación Pensar remarca que “los subsidios generalizados en las tarifas de gas natural benefician mayoritariamente a los sectores de mayores ingresos” y sostienen que esa afirmación ha sido ratificada incluso por el ministro de Economía, Martín Guzmán.

“Por su impacto en el costo de la generación de energía eléctrica, todos los usuarios de energía eléctrica del país, aún aquellos en zonas de altas necesidades básicas insatisfechas en Formosa, pagan parte del costo de gas natural de los  empleados en Tierra del Fuego, que tienen salarios entre los más altos del país”, subraya el informe.

A su vez, se remarca que, al superponerse a otros subsidios, el esquema profundiza la discriminación entre usuarios vulnerables a lo largo del país: “Un usuario de tarifa social en la Provincia de Santa Fe parecería ser menos vulnerable que uno en la Provincia de La Pampa, o menos merecedor de la protección del Estado Nacional”.

También cuestiona, como se mencionó más arriba, el argumento oficial que sostiene que el proyecto no implicará un mayor costo fiscal. “No es necesario repetir que el dinero es fungible y los ingresos fiscales son fungibles. El incremento en la recaudación del fondo fiduciario es utilizado para incrementar el gasto público en un subsidio ineficiente que beneficia a los sectores de mayores ingresos”, se remarca.

Por otra parte, tal como detalló este medio, se afirma que el esquema actual tiene severos problemas estructurales generando a las distribuidoras de gas natural un crédito fiscal irrecuperable que deriva en la imposibilidad de financiarlo.

Cambio climático y tarifa social

La Fundación Pensar recuerda también que la Argentina asumió compromisos internacionales respecto del combate al cambio climático, entre los cuales figura la reducción de los subsidios a los combustibles fósiles que generan demanda ineficiente. “No hay más que ver los resultados del consumo de energía durante el período 2007-2015 para ver el incremento del consumo por usuario de energía en respuesta a los enormes subsidios que entregó el Estado Nacional. Se eliminó cualquier incentivo a la eficiencia energética de los hogares, por el contrario incentivándose los consumos adicionales por parte de los sectores de altos ingresos que reciben la mayor parte de estos subsidios”, afirma el think tank macrista.

“Profundizar los subsidios generalizados es una barrera al desarrollo de las inversiones necesarias para reducir las emisiones de CO2 asociadas el consumo de combustibles fósiles. Cuando el resto del mundo considera la inclusión del costo social de las emisiones de CO2 en los precios de la energía, la Argentina camina en el sentido contrario”, se agrega en el documento.

Por último, afirman que el gobierno podría avanzar con la segmentación de tarifas a partir del esquema de Tarifa Social Federal implementado por el gobierno de Macri. “La razón de no avanzar en esta dirección es ideológica: significaría validar un instrumento creado por la oposición”, remarca el informe. “El gobierno actual parece querer volver a los instrumentos distorsivos que llevaron a la crisis del sector en términos de subsidios, de reducción de la oferta y de falta de inversiones”, concluyen.

El origen de la tarifa diferencial patagónica

El informe de la Fundación Pensar se remonta a la sanción de la ley del Gas 24.076 para explicar el origen del subsidio a la Patagonia. Se recuerda que a diferencia del sector eléctrico, el marco regulatorio del gas incluyó la potestad para que el Poder Ejecutivo proponga al Congreso Nacional el otorgamiento de subsidios, con la condición de que sean explícitos y estén contemplados en el Presupuesto.

“Estos subsidios buscaban una transición gradual del esquema distorsionado de tarifas de Gas de Estado, y se refería exclusivamente a los consumidores residenciales de la Patagonia, y a los jubilados y pensionados. Mientras que el subsidio a los jubilados se transfirió al haber jubilatorio a mediados de la década del ’90, el subsidio al consumo residencial de la Patagonia a través de tarifas diferenciales continuó, enfrentando una crisis de financiamiento entre 2000 y 2001”, se recuerda en el documento.

En respuesta a la crisis de financiamiento de la tarifa diferencial patagónica, en 2002 se creó el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas para subsidiar el consumo en las provincias ubicadas en la Región Patagónica, Departamento de Malargüe de la provincia de Mendoza y de la Región conocida como «Puna”, agregada en 2003. De este modo, la tarifa diferencial dejó de ser financiada con fondos públicos para pasar a ser afrontada con un recargo a la demanda de gas natural, incluyendo aquella de las zonas beneficiadas por los subsidios.

Financiamiento estatal

En un comienzo el recargo fue establecido en 0,004 pesos por metro cúbico de gas natural, pero ese valor fue perdiendo peso de la mano de la inflación y la devaluación del peso. “Para el año 2015 cubría solamente el 30% de los requerimientos del fondo fiduciario, aun en una situación de tarifas congeladas que no cubrían los costos”, remarca el informe. Eso significa que el Estado no solo subsidiaba las tarifas de gas natural y electricidad sino también el esquema de subsidios teóricamente autofinanciado.

En noviembre de 2017, durante el gobierno de Mauricio Macri, el Ministerio de Energía fijó el recargo en 2,58% con el objetivo de que dicho fondo pudiera financiar la totalidad del costo de las tarifas diferenciales. En septiembre de 2018 se elevó el porcentaje a 2,96% y finalmente en mayo de 2019 se lo llevó a 4,46%, aunque la ley contempla la posibilidad de elevarlo hasta el 7,5%.

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Shell deberá reducir sus emisiones absolutas en un 45% respecto de los niveles de 2019. Así lo sentenció la corte de distrito de La Haya, ciudad en donde se encuentra la sede corporativa de la petrolera anglo-holandesa. Shell anunció que apelará el fallo, el cual podría sentar un precedente en demandas similares.

La corte de distrito de La Haya entiende que los compromisos ambientales asumidos por Royal Dutch Shell (RDS) resultan insuficientes en función de los consensos generados y las metas establecidas mediante el Acuerdo de París. Shell estableció como objetivo reducir la intensidad de carbono en sus productos en un 20% para el 2030 y llegar a cero emisiones en 2050.

El fallo contiene tres puntos clave:

Ordena a Royal Dutch Shell, “tanto directamente como a través de las sociedades y personas jurídicas que habitualmente incluye en sus cuentas anuales consolidadas y con las que forma conjuntamente el grupo Shell”, a reducir “las emisiones de CO2 de las actividades del grupo Shell en un 45% neto a fines de 2030 en relación con 2019 a través de la política corporativa del grupo”.RDS puede elegir la forma en que cumplirá con el objetivo establecido por la corte. “En este caso, el tribunal no formula un estándar legalmente vinculante a la hora de elegir una vía para la reducción”, dice el fallo.La corte toma como referencias principales el objetivo de temperatura global contenido en el artículo 2 del Acuerdo de París y los Principios Rectores de las Naciones Unidas sobre las Empresas y los Derechos Humanos (PRNU).

Los demandantes afirmaron que la generación de emisiones en las operaciones y productos energéticos vendidos por Royal Dutch Shell “constituye un acto ilícito”. “RDS debe reducir este volumen de emisiones, tanto directamente como a través de las sociedades y personas jurídicas que habitualmente incluye en sus cuentas anuales consolidadas y con las que forma conjuntamente el grupo Shell”, señala el fallo sobre la demanda formulada contra la compañía.

El grupo Shell respondió en un comunicado que “estamos invirtiendo miles de millones de dólares en energía baja en carbono, incluida la carga de vehículos eléctricos, hidrógeno, energías renovables y biocombustibles. Queremos aumentar la demanda de estos productos y ampliar aún más rápidamente nuestros nuevos negocios energéticos”. “Continuaremos concentrándonos en estos esfuerzos y esperamos apelar la decepcionante decisión judicial de hoy”, afirmó el grupo.

Emisiones

RDS informó en 2018 que el 85% de las emisiones del grupo eran emisiones de Alcance 3. Las emisiones de Alcance 3 (definidas en el Protocolo de Gases de Efecto Invernadero) son “las emisiones indirectas resultantes de las actividades de la organización, pero que se producen a partir de fuentes de gases de efecto invernadero que son propiedad o están controladas por terceros, como otras organizaciones o consumidores, incluidas las emisiones derivadas del uso de gas y petróleo crudo comprados por terceros”. Esto explica porque el foco de la compañía está puesto en reducir la intensidad de carbono en los productos que comercializa.

Sin embargo, los objetivos basados en la intensidad miden la cantidad de emisiones de gases de efecto invernadero por unidad de energía producida. Eso significa que las emisiones absolutas pueden aumentar con el aumento de la producción, incluso si la métrica de intensidad disminuye en las operaciones de producción, refinamiento y comercialización. El fallo ordena a RDS reducir sus emisiones absolutas.

Para acatarlo, RDS no tendría otra opción más que acelerar su proceso de desinversión en activos tanto en Holanda como en el extranjero. El presidente de México anunció el martes que la petrolera estatal Pemex adquirió la parte que Shell tenía en la refinería Deer Park en Texas. Activos como este forman parte de las cuentas anuales consolidadas del grupo.

Los objetivos de reducción absoluta de las emisiones fueron cuestionados por Ben van Beurden, CEO de Shell, en la última reunión anual del grupo. «Reducir las emisiones absolutas en este momento es principalmente posible reduciendo nuestro negocio», advirtió van Beurden.

Razonamiento y consecuencias jurídicas

El fallo puede sentar un precedente importante en materia de responsabilidad legal de las empresas ante el cambio climático. Compañías como Shell toman como referencia los reportes del Panel Intergubernamental en Cambio Climático de la ONU y los objetivos establecidos en el Acuerdo de París a la hora de formular sus planes, pero no por eso están jurídicamente obligadas por el acuerdo, como sí ocurre en el caso de los Estados firmantes.

No obstante, la corte de distrito entiende que las empresas tienen “una responsabilidad individual”, independientemente de la capacidad y/o voluntad de los Estados de cumplir con sus propias obligaciones en materia de derechos humanos. “Puede deducirse de los PRNU y otros instrumentos de derecho indicativo que está universalmente aceptado que las empresas deben respetar los derechos humanos”, señala la corte.

En el fallo, la corte interpreta que los efectos del cambio climático violan los derechos humanos, especialmente el derecho a la vida. Los derechos humanos pueden jugar un papel en la relación entre los demandantes y RDS. “Por lo tanto, el tribunal tendrá en cuenta los derechos humanos y los valores que encarnan en su interpretación del estándar de cuidado no escrito”, justifica la corte en su razonamiento.

Al interpretar el estándar de cuidado no escrito, la corte incluyó “el consenso de que para limitar el calentamiento global a 1.5 °C, se deben elegir vías de reducción que reduzcan las emisiones de CO2 en un 45% neto en 2030, en relación con los niveles de 2010, y en un 100% neto en 2050”. Dicho consenso está establecido como meta en el artículo 2 del Acuerdo de París. La corte concuerda con los demandantes en que el objetivo de reducción con 2019 como año base tiene un menor alcance pero se corresponde suficientemente con el consenso internacional.

Existen unas 1.800 demandas relacionadas con el cambio climático en los tribunales de todo el mundo según la base de datos climatecasechart.com. Compañías de Europa y Estados Unidos siguen con atención la evolución de esta sentencia. Muchas tienen planes similares al de Shell.

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La Central Nuclear Embalse concluyó exitosamente su parada planificada, que había comenzado el 1 de abril último. De esta manera, la planta ya se encuentra entregando energía a todo el país.

La parada programada fue la primera realizada luego de las tareas de reacondicionamiento que comenzaron en 2016 y concluyeron en 2019, y que permitieron que la planta arranque un nuevo ciclo de vida de 30 años.

El objetivo de estas paradas convencionales es realizar tareas de inspección y mantenimiento preventivos y correctivos que no pueden desarrollarse con la central en funcionamiento.

Durante el pico de la parada, en el sitio trabajaron aproximadamente 1600 personas, de las cuales 700 son trabajadores de Nucleoeléctrica y alrededor de 900 es personal que fue contratado para tareas específicas.

Entre los trabajos realizados, se encuentran tareas en el reactor, inspecciones de los generadores de vapor, tareas en la turbina, en el alternador y el retubado parcial del condensador, entre otras.

Desde el inicio de la pandemia de COVID-19, Nucleoeléctrica implementa estrictas medidas de prevención con el objetivo de proteger la salud de sus trabajadores y garantizar la operación segura de las tres centrales nucleares argentinas. Durante esta parada programada, se continuaron respetando los protocolos correspondientes para desarrollar las tareas en forma segura.

La Central Nuclear Embalse está situada en la provincia de Córdoba y es la segunda central nuclear en ponerse en funcionamiento en nuestro país. Luego de su parada de reacondicionamiento en 2015, volvió a conectarse al sistema en el 2019 con una potencia instalada de 656 MWe.

El 14 de febrero último se cumplieron dos años de la reconexión a la red, y si bien se hicieron paradas breves, en las mismas no se realizaron inspecciones ni trabajos preventivos mayores. Por esta razón, esta parada tuvo una complejidad y longitud especial, ya que es la primera luego de la vuelta a servicio.

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El gobierno nacional aceptó otorgarle una vacunación prioritaria contra el Covid-19 a los gremios navieros, que estaban realizando un paro de 48 horas que complicaba el suministro de combustible para las centrales eléctricas. El Poder Ejecutivo concedió este pedido preocupado porque peligraba la generación de energía y, también, el abastecimiento de gas en el país. Así, los navieros se convirtieron en el primer sector sindical que consigue que el gobierno los declare prioritarios para la vacunación.

Econojournal había adelantado el conflicto la semana pasada. Los 11 gremios navieros, que ya la semana pasada habían realizado una medida de fuerza similar, consiguieron así ser prioritarios en el plan de vacunación. En el momento en que se resolvió el conflicto había 27 buques realizando la medida de fuerza. El gobierno estaba preocupado porque los gremios declaren una medida de fuerza por tiempo indeterminado.

Este medio confirmó también que el barco regasificador de Excelerate está entrando al puerto de Bahía Blanca mañana a la mañana. Además, se espera que también entre mañana un nuevo barco metanero que entre a la terminal de Escobar.

El comunicado

“Tenemos la satisfacción de informar a todos nuestros/as afiliados/as que hemos recibido una nota suscripta por representantes de los Ministerios de Trabajo, Transporte, Agricultura y Salud en la que se reconoce al Personal Embarcado como población que debe incluirse como prioritaria en el Plan Estratégico de Vacunación, inmediatamente después que las poblaciones establecidas inicialmente”, dice el comunicado difundido por las 11 entidades gremiales.

“Habiendo conseguido nuestro objetivo, nuestros/as representados/as configuran el primer conjunto de trabajadores/as esenciales de la actividad comercial privada que por sus características específicas adquieren la prioridad de vacunación”, continúa el texto de los gremios navieros.

En un principio el gobierno se negaba a conceder el pedido de los navieros para evitar un efecto dominó con otras ramas sindicales.

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El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, y el gobernador de Chaco, Jorge Capitanich, se reunieron hoy por videoconferencia junto al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, para la firma de la adenda que permitirá la reactivación y finalización de las obras de interconexión eléctrica de 500 kV entre la Estación Transformadora (ET) Rincón Santa María, en la provincia de Corrientes, y la ET Resistencia (Chaco), así como la ampliación de ambas estaciones transformadoras. En la reunión también participaron el presidente del Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF), Luis Barletta, y el presidente del Comité Ejecutivo del Consejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE), Miguel Cortez.

Se trata de obra de gran envergadura que se encontraba prácticamente paralizada y que, hasta el momento, demandó una inversión de más de 2.800 millones de pesos y 113 millones de dólares. La obra permitirá aumentar la potencia máxima de transmisión desde el Noreste Argentino (NEA), reforzando la evacuación de la energía eléctrica generada en el norte del país, particularmente por la Central Hidroeléctrica Yacyretá, hacia zonas de alta demanda, como el Litoral y la provincia de Buenos Aires, permitiendo al Sistema Argentino de Interconexión Eléctrica (SADI) afrontar contingencias en las horas pico. La importancia de la Estación Transformadora Rincón Santa María también radica en que es el punto de conexión para el intercambio de energía con Brasil, a través de las Conversoras Garabí 1 y 2.

Martínez declaró que “seguramente estaremos realizando más anuncios del trabajo que viene haciendo el CAF y de lo que viene haciendo la Secretaria de Energía para esta reconstrucción de una Argentina más federal que nos ha pedido el presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, porque todavía hay mucho por hacer. Entendemos que era muy importante la reactivación de esta obra, como tantas otras que reactivamos y habían estado paralizadas en los últimos años, en los últimos cuatro años especialmente”.

La reactivación y finalización de esta obra de transporte eléctrico demandará una inversión de 1.200 millones de pesos aportados (FFTEF), que se destinarán a concluir la construcción y montaje de la Línea de Extra Alta Tensión de 500 kV y de 270 kilómetros de extensión, que atraviesa el Río Paraná, y a las obras de ampliación de las estaciones transformadoras, incluyendo los sistemas de comunicación principal que soportan las estructuras de protección, control y automatismos necesarios para la operación correcta.

“Quiero reconocer el trabajo realizado para posibilitar la finalización de esta importante obra de transporte eléctrico, que refuerza el sistema de interconexión nacional, mejorando la calidad del servicio para millones de argentinos y argentinas. Luego de años de paralización, nuestro compromiso político está firme con la reactivación de obras en todo el país para la ampliación del sistema de transporte eléctrico”, destacó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

El Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal está integrado por el 50% del Fondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE) y su objetivo es participar del financiamiento de las obras de ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión destinada al abastecimiento de la demanda o a la interconexión de regiones eléctricas, para la mejora de calidad y seguridad de la demanda.

El secretario Darío Martínez agregó que “estamos ante una realidad que nos demanda más energía para la reconstrucción de una Argentina que requiere más trabajo, más oportunidades y más posibilidades. Sin lugar a duda, estas obras son fundamentales para construir un país más federal”.

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La Federación de Empresas Navieras Argentinas (FENA) le solicitó al gobierno que acceda al pedido de los gremios de trabajadores de las embarcaciones para que los incluyan como personal estratégico y prioritario para recibir la vacunación contra el Covid-19. La federación, que agrupa a las cámaras de empresas navieras del país, realizó la presentación formal a la ministra de Salud, Carla Vizzotti, de Trabajo, Claudio Moroni, y Transporte, Alexis Guerrera. Los sindicatos de la marina mercante iniciaron este miércoles un paro de 48 horas que afecta el suministro de petróleo y derivados y pone en jaque a la generación de energía de las centrales eléctricas.

Según FENA, la vacunación al personal naviero es “imprescindible por la labor esencial que desempeñan y por razones humanitarias, ya que los marinos una vez a bordo, no pueden acceder en forma inmediata a atención médica en caso de una emergencia, pues pueden encontrarse a varios días de un puerto o bien ante la imposibilidad de desembarcar por factores climatológicos”.

La presentación de FENA se da en el marco de un paro de 48 horas de los 11 gremios navieros que paraliza a los buques en el país y que afecta el transporte de combustible, petróleo y LNG. La semana pasada los navieros también realizaron un paro de 48 horas. Estas medidas complican la logística de los combustibles para las centrales térmicas y podrían demorar el reingreso del buque regasificador de la compañía Excelerate en Bahía Blanca.

El comunicado

La federación naviera indicó que los buques “realizan una actividad económica estratégica y cumplen un rol de vital importancia para la economía de nuestro país; por tales motivos las empresas asociadas a FENA, sus trabajadores y clientes han trabajado de manera coordinada para adaptarse a la nueva realidad; por lo tanto de impactarse la operación de dichos buques y la asistencia para la entrada y salida de los buques metaneros a los puertos, podría verse afectado el abastecimiento de hidrocarburos y, por ello, el funcionamiento de las usinas eléctricas que dotan de energía al territorio nacional”.

También podría provocar escasez en otras mercaderías necesarias para otras actividades productivas y comerciales y se podría ver afectado el comercio exterior, añadió. “FENA, aunque no comparte la metodología adoptada por las asociaciones sindicales que representan el personal embarcado, comprende y respalda el reclamo realizado”, concluye el comunicado.

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Entre el 26 y el 29 de abril, la inyección de producción doméstica al sistema troncal de gasoductos y a consumos en boca de pozo se derrumbó casi atravesar hasta la barrera de 90 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas, con un impacto que la llevó al nivel de los peores días del Aislamiento Social Preventivo y Obligatorio (ASPO) en un sistema ya castigado. La semana siguiente se recuperó y en mayo se acomodó en la banda de los 110 MMm3/día, pero aún es insuficiente para cubrir consistentemente la demanda del fluido en esta época del año.

Desde principios de 2020 a la fecha se registró la caída más pronunciada de la oferta doméstica de hidrocarburos en 71 años. Así lo consignó Luciano Caratori, consultor especializado y ex subsecretario de Planeamiento Energético, que configuró una serie histórica que sigue el comportamiento de la producción doméstica bruta de gas natural y su variación interanual desde 1950 hasta abril de 2021.

El derrumbe histórico se explica desde una perspectiva multicausal: inciden los efectos de la pandemia que repercutieron en la actividad de la industria hidrocarburífera, el conflicto sindical en la cuenca Neuquina que implicó cortes de ruta y paralizó la actividad durante 22 días durante abril y el declino natural de los yacimientos no convencionales, mucho más abrupto que el de campos convencionales.

Al respecto, Luciano Caratori señaló que existen eventos predecibles y regulares: «que haga frío en invierno es algo normal, no es un elemento disruptivo. No es que tuviste una invasión extraterrestre. También sabemos que los pozos naturalmente declinan (más en el caso de los yacimientos no convencionales). El tema es cómo te preparas para esos eventos que sabes que van a acontecer y cómo te preparas para ser menos vulnerable a otros que son inciertos pero que también pueden pasar». «Mientras menor sea la producción doméstica, mayor es por ejemplo la vulnerabilidad frente a un problema en los puertos. Por otra parte, ¿qué ocurre si alguien quiere hacer otro paro en Neuquén en julio o agosto?”, se preguntó.

Expectativas

“Durante el paro por autoconvocados de salud en la cuenca Neuquina se inyectaron 13 MMm3/d por debajo de los días previos, pero luego la oferta se recuperó. Hay un crecimiento y estimo que la producción de mayo va a cerrar similar al mismo mes del año pasado. En términos de inyección de producción doméstica de gas, ahora se está inyectando en el orden de los 108 MMm3/d, menos del 1% por debajo de mayo del 2020 y 10% por debajo del 2019. La caída se detiene y eso es una buena noticia”, subrayó el consultor.

Para Caratori, una de las grandes causas del derrumbe “es la dificultad en el manejo de expectativas«. «¿Hace cuánto que el gobierno habla de la ley de Hidrocarburos? Las compañías no son ONGs sino que tienen por fin maximizar el ingreso de sus accionistas. Decir durante dos años que vas a sacar una ley que de certezas en un país incierto es atentar precisamente contra la certeza que querés generar. Es una situación absurda y a esto le atribuyo una parte importante del escenario. La mejor opción sería sin dudas hacer que no sea necesaria una Ley”, y concluyó: “Uno de los mayores problemas de la discusión pública sobre energía es olvidar su carácter de sistema. Todo esta interconectado y las decisiones que se toman sobre una punta afectan al resto”.

La situación de YPF

La delicada situación de YPF que registró una caída de 16,8% en la producción de gas es otra de las claves para entender la disminución de la oferta de gas local. La petrolera controlada por el Estado no consigue recuperarse y perdió US$ 25 millones en el primer trimestre del año.

Sobre este punto, Caratori indicó que “YPF tiene aproximadamente el 31% del esquema gas (Plan Gas Ar) y el impuesto a las grandes fortunas. El impacto en el ingreso este año de US$ 350 millones más 550 millones por el impuesto, es decir, 900 millones que equivalen a 82 pozos de shale gas. Espero que algo de eso se vea reflejado en la actividad”.

“No puede ser que la política energética consista en mejorarle los números a YPF, porque la política de YPF también consiste en mejorar sus números dado que tiene un 49% de accionistas que no son el Estado. La pregunta es cómo se compatibiliza semejante transferencia cuando no tiene el impacto esperado en el abastecimiento”, afirmó Caratori.

Importaciones y restricciones al sector industrial

Para abastecer la demanda de gas durante el período invernal, Cammesa, la compañía mixta que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM) importó recientemente más de 10 cargamentos de 50.000 metros cúbicos día de gasoil y no descarta comprar más. Los buques adicionales de combustible líquido costaron unos US$ 250 millones y arribarán a partir de la segunda semana de junio. Además, se llamó a licitación para la compra de dos cargamentos de 49.000 m3/d de fuel oil provocando un costo incremental de divisas y el eventual aumento de subsidios eléctricos.

Al mismo tiempo, dos factores de índole ambiental y coyuntural contribuyeron a dificultar el suministro de gas para las centrales de generación eléctrica. Por un lado, la sequía histórica en las represas binacionales Yacyretá y Salto Grande y por otro la reducción de los volúmenes de importación de gas desde Bolivia.

Durante el fin de semana, Camuzzi, Naturgy y Metrogas, -las principales distribuidoras del país- cortaron el suministro de gas interrumpible a clientes industriales. Asimismo, Camuzzi Gas Pampeana debió cortar el servicio a 130 estaciones de gas natural comprimido (GNC). El contexto es complejo y la disminución de la disponibilidad de gas local desata la pregunta por el futuro inmediato, sobre todo, porque en términos estacionales, el invierno comienza recién el 21 de junio.

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Las principales distribuidoras del país —Camuzzi, Naturgy y Metrogas— comenzaron en el fin de semana a cortar el abastecimiento de gas a clientes industriales que contratan el fluido bajo la modalidad interrumpible. En la región concesionada a Camuzzi Gas Pampeana también fue necesario cortar el suministro a unas 130 estaciones de GNC por falta de gas en el sistema. A las industrias con transporte en firme se les ordenó cortar todo el gas que no esté contratado en esa condición. Una distribuidora sondeó la posibilidad de convocar a un comité de emergencia con el Enargas y la Secretaría de Energía, aunque esa opción finalmente no llegó a concretarse. Es la primera vez en al menos tres años que es necesario cortar el suministro de GNC. Así lo confirmaron a EconoJournal fuentes privadas y gubernamentales.

“De 260 estaciones de servicio de GNC (en la región de Camuzzi Gas Pampeana), la mitad fue a corte con consumo cero. La otra mitad puede vender hasta el firme contratado. Luego, deben restringir la comercialización”, explicó un técnico del sistema que sigue de cerca el contexto. Metrogas, Naturgy y Litoral Gas también se vieron forzadas a restringir el suministro de gas a contratos interrumpibles con industrias.

Varias comercializadoras, por su parte, ordenaron a sus clientes tomar sólo un 70% del gas contratado por la endeblez de la oferta del fluido.

Multicausal

Aunque aún no es crítica como en 2010 o 2012, la salud del sistema de gas es mucho más compleja que la que habían proyectado los técnicos del gobierno hace tres meses. A la menor producción de gas en sistema como consecuencia del conflicto con autoconvocados de salud que paralizó la perforación de nuevos pozos de gas durante casi todo abril en Neuquén, se le sumaron esta semana los coletazos del sorpresivo paro de gremios navieros, que complicó la logística de buques metaneros en la terminal regasificadora de Escobar y la descarga de combustibles líquidos en centrales eléctricas.

Federico Bernal, interventor del Enargas, integra la Mesa de Gas de invierno del gobierno junto a la Secretaría de Energía.

“El buque regasificador Exemplar, que debía inyectar 17 MMm3 de gas antes de seguir camino a Bahía Blanca, sólo pudo regasificar 9 millones por el conflicto sindical con navieros. Y el buque metanero de LNG que debía ingresar el fin de semana se demoró por el mal clima anticiclónico del fin de semana. Empezará a descargar recién mañana (martes) a primera hora”, explicaron el gerente de una petrolera.

El panorama para junio no es el mejor. El barco regasificador de Bahía Blanca debe ingresar el miércoles 26 de mayo, pero para ese día los gremios navieros convocaron a un nuevo paro de actividades por 48 horas en todos los puertos del país en reclamo de 6000 vacunas. Consideran que el transporte marítimo y naviero debería ser considerado esencial, tal como hizo el gobierno con los camioneros de transporte de carga internacional. Por eso, algunos creen que el Exemplar de Excelerate finalmente terminará amarrando en el muelle de MEGA recién el 30 de mayo.

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El proyecto Nord Stream 2 quedó un paso más cerca de su culminación luego del visto bueno de Alemania para la construcción de un tramo pendiente en aguas alemanas. El gasoducto gemelo de Nord Stream 1 reforzará la posición de Rusia en el mercado alemán y europeo del gas natural, al generar una alternativa a la provisión actual de gas ruso a través de Ucrania. Esa posibilidad inquieta a varios países europeos y a Estados Unidos.

La Agencia Federal de Tráfico Marítimo e Hidrografía (BSH) de Alemania habilitó la semana pasada el permiso de construcción de un tramo de dos kilómetros en aguas de la Zona Económica Exclusiva alemana. Organizaciones protectoras del ambiente habían interpuesto recursos legales en contra del proyecto, que cuenta con un avance de obra del 95%. Pero BSH otorgó el permiso para la «continuación segura» de las obras. Mientras tanto, continúa el despliegue de unos 120 kilómetros de tuberías restantes en aguas de Alemania y de Dinamarca.

Por sus características, el sistema Nord Stream 2 es uno de los principales proyectos energéticos en construcción en Europa:

Consiste de dos tuberías que cubren una distancia de 1200 km entre Ust-Luga (Rusia) y Lubmin (Alemania), totalizando unos 2460 km. de tubos colocados en el lecho del Mar Báltico. Atraviesa las aguas de al menos cinco países: Rusia, Finlandia, Suecia, Dinamarca y Alemania.Puede transportar 55.000 millones de m3 de gas por año. En conjunto con el sistema Nord Stream 1 la capacidad total ascenderá a 110.000 MMm3 anuales.El 35% de las exportaciones de gas de Rusia a los países de la Unión Europea fluye a través de Nord Stream 1, que lleva inyectados más de 400.000 MMm3 en los mercados europeos desde su ingreso en operación en 2011.

El proyecto es llevado adelante por Nord Stream AG, un consorcio integrado principalmente por la compañía rusa Gazprom y por otras compañías de Alemania, Holanda y Francia. Peter Altmaier, ministro de Economía y Energía de Alemania, afirmó el martes pasado que la culminación del proyecto depende de la velocidad en el tendido. El consorcio estima terminar la obra en el verano europeo.

La canciller alemana Angela Merkel defendió el gasoducto en una conferencia virtual reciente del Consejo de Europa, en la que remarcó que «el gas entregado a través de Nord Stream 2, que aún no fluye, no es diferente al gas de Nord Stream 1, al que fluye a través de Ucrania y al que pasa por Turquía desde Rusia».

El principal destinatario de ese mensaje es Estados Unidos, en donde el Congreso votó en 2019 sanciones que afectaron las obras. “(Nord Stream 2) socava los principios básicos de la U.E. en términos de seguridad e independencia energéticas», dijo recientemente el secretario de Estado estadounidense, Anthony Blinken. Agregó que el gasoducto «plantea un desafío para Ucrania, Polonia y otros países que nos preocupan». No obstante, el Departamento de Estado suspendió el miércoles sanciones existentes en contra de Nord Stream AG y el director ejecutivo que supervisa la construcción de Nord Stream 2.

Europa y el gas natural

Los países que integran la Unión Europea consumieron 394.000 MMm3 de gas natural en 2020, con importaciones por 326.000 millones, según datos de la Comisión Europea. Alemania es el primer importador (79.000 MMm3 en 2020), seguido por Italia, Francia, España y Holanda. El 43% de las importaciones fueron a través de los gasoductos con Rusia, seguido por los gasoductos desde Noruega (23%) y las importaciones de GNL (otro 23%).

En sus considerandos sobre el nuevo gasoducto, Nord Stream AG afirma que la producción de gas en Europa profundizará su declive. “Incluso en los escenarios más optimistas, se prevé que la demanda de gas se mantenga en torno a los niveles actuales hasta la década de 2030. Mientras tanto, se espera que los niveles de producción se reduzcan a la mitad nuevamente en las próximas dos décadas”, afirma el consorcio.

El gobierno alemán justifica el proyecto frente a la posibilidad de necesitar más gas en el futuro. «Sé que necesitaremos gas natural en los próximos años. Es decir, probablemente incluso más que ahora, porque estamos abandonando la energía nuclear y no podemos usar de manera rentable a las centrales eléctricas de carbón», dijo Altmaier. El ministro de Economía y Energía alemán incluso especuló con un eventual uso de estas infraestructuras para el transporte de hidrógeno.

Si bien todavía pende una definición sobre el gas natural en la taxonomía europea verde, muchos países lo incluyen de todas formas en sus planes de descarbonización. Es el caso de Polonia, en donde el 70% de la generación eléctrica es con carbón. También el de Bélgica, que evalúa cerrar sus centrales nucleares y construir usinas de gas natural. “Electricidad, metano, hidrógeno y captura de carbono: estos son cuatro componentes centrales del sistema energético del futuro. Una combinación estratégica de ellos permite el cambio hacia una energía 100% renovable”, dijo Tinne Van der Straeten, ministra de Energía belga.

Implicaciones geopolíticas

La autorización del nuevo tramo de Nord Stream 2 es relevante no tanto por sus dos kilómetros de extensión sino por sus implicaciones geopolíticas. Alemania siempre defendió el proyecto, pese a la oposición de otros socios en la Unión Europea, de Ucrania y de Estados Unidos. La lectura común de los opositores de Nord Stream 2 es que refuerza la posición estratégica de Rusia tanto en el mercado energético europeo como en su conflictiva relación con varios países de Europa.

En los hechos, Ucrania sería el país principalmente afectado por la puesta en línea de Nord Stream 2. Actualmente, 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.

Dentro de la Unión Europea el proyecto encuentra algunas oposiciones entre los países de Europa central. Polonia es el principal vocero de las inquietudes de un proyecto que podría incrementar el poder negociador de Rusia en una diversidad de temas que los enfrentan, principalmente en el plano de la defensa. Por una pelea de precios, Rusia redujo sus envíos de gas a Ucrania entre 2006 y 2009, afectando también al suministro de otros países, un antecedente que pisa fuerte en las lecturas sobre el abastecimiento con gas ruso.

Estados Unidos comparte esas inquietudes y ha presionado en contra del proyecto. El Congreso aprobó en 2019 sanciones en contra de compañías que trabajaban en el proyecto, provocando una ralentización de las obras. Esto le ha significado a Estados Unidos un deterioro en las relaciones con Alemania, que el presidente Joe Biden ahora parece querer reparar. El gobierno anunció el miércoles la suspensión de las sanciones a la entidad corporativa y al director ejecutivo que supervisa la construcción del gasoducto. La medida regirá al menos hasta la próxima revisión de las sanciones, dentro de 90 días.

En este escenario, Polonia y otros países aceleran sus planes para diversificar sus opciones de abastecimiento. El gas natural licuado es la principal opción. PGNiG, la compañía estatal de gas natural de Polonia, redujo la participación de Rusia en sus importaciones de gas de un 90% en 2015 a un 60% en 2020. El 25% de sus importaciones fueron de GNL. Estados Unidos encuentra en Europa y Asia sus principales mercados para la colocación de gas natural licuado.

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La Argentina se vio obligada a importar ayer 978 megawatt (MW) de energía de Brasil y 975 MW de Uruguay para garantizar el abastecimiento de la demanda de energía, que llegó a superar los 18.000 MW, según datos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Fue una decisión de emergencia que tomó Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), frente a la imposibilidad de descargar gasoil en algunas centrales termoeléctricas de Buenos Aires por el sorpresivo paro realizado por 11 gremios navieros durante 48 horas entre el martes y el jueves.

El cese total de las actividades portuarias desde el martes a las 18 comprometió el suministro de combustibles para la generación en las centrales eléctricas. Del mismo modo, el conflicto gremial demoró el reingreso del buque metanero Exemplar de Excelerate Energy que tenía prevista la descarga de gas natural licuado (GNL) en la terminal de Escobar para luego continuar viaje hacia el puerto de Bahía Blanca.

Emergencia

Fuentes del sector energético explicaron que “por el impacto (del paro) en la descarga de GNL y los problemas de reposición de stock de gasoil y fuel oil, se realizó un pedido de importación de emergencia dentro del acuerdo binacional con Brasil, que debía algunos GWh y ahora vamos a quedar debiendo nosotros”.

La demanda de electricidad se disparó ayer por un frente de frío mayor del previsto.

La importación de energía desde Brasil se concretó bajo el paraguas del programa de intercambio que existe entre ambos países, que permite sortear la escasez de energía cuando la situación de cualquiera de las dos naciones lo amerita. La importación desde Uruguay, sin embargo, fue una compra de energía que se pagará en metálico. Lógicamente, el precio de importación es más caro que costo de generación local, dado que se toma como referencia el precio marginal de la energía en Uruguay, que supera fácilmente los US$ 100 por MWh.

A la fecha, Cammesa, la administradora del mercado eléctrico, está quemando 12.000 metros cúbicos diarios de gasoil en el parque de generación termoeléctrica al tiempo que gestiona la compra al exterior de una decena de cargamentos de combustibles líquidos fundamentales para asegurar la generación de energía en las centrales eléctricas. Si el conflicto con los gremios navieros no se descomprime rápidamente, la escasez de gas en el sistema podría entorpecer aún más el abastecimiento de la demanda durante el período invernal.

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La compañía canadiense Alpha Lithium Corporation firmó una carta de intención para adquirir un área de 3.800 hectáreas en el Salar del Hombre Muerto, una zona rica en litio en la provincia de Catamarca. Con esta adquisición, la minera sumará una nueva área para desarrollar litio en el país ya que también cuenta con el proyecto Tolillar en Salta, que se encuentra en la fase de exploración. La minera firmó el acuerdo por la adquisición del 100% del área con la firma Argentina Prime Holdings, propietaria de las hectáreas.

“Se realizó un pequeño sondeo eléctrico vertical en la propiedad que confirmó la presencia de las conocidas zonas productivas subyacentes de litio del Salar del Hombre Muerto”, informó la minera, que planea iniciar las perforaciones en la zona ni bien concrete la adquisición, que -a su vez- está sujeta a la aprobación de la bolsa de valores de Canadá TSX Venture Exchange.

Triángulo del Litio

Este proyecto ubicado en el Salar del Hombre Muerto de Catamarca se suma a la campaña de exploración que Alpha Lithium está desarrollando en el salar Tolillar de Salta desde el año 2020, que se encuentra a 10 kilómetros de distancia y que en enero sumó un nuevo equipo de perforación para pasar más rápido a la fase de producción. Se trata de proyectos ubicados en el Triángulo del Litio, la zona que abarca la Argentina, Chile y Bolivia y donde está la reserva más grande del mundo de este mineral.

“Se identificaron numerosas sinergias entre los salares de Tolillar y Hombre Muerto, que incluyen abundante acceso a agua dulce (disponible en Tolillar pero limitada en Hombre Muerto), infraestructura vial durante todo el año en ambos salares y un ducto de gas natural para proporcionar energía suficiente a una futura operación industrial (ya existente en Hombre Muerto)”, continúa el comunicado de la compañía.

Salar del Hombre Muerto

Este salar contiene una de las salmueras de litio productivas de mayor calidad del mundo. Junto al de Atacama en Chile, proporcionan más de la mitad del suministro mundial de litio.

El área que planea adquirir Alpha Lithium en el Salar del Hombre Muerto se encontrará rodeado de los proyectos de las principales compañías de litio como Fenix, a cargo ​​de la firma Livent Corp (subsidiaria de la estadounidense FMC), que está operando desde hace más de 25 años. También están los proyectos de exploración Sal de Oro del gigante coreano Posco; Hombre Muerto 2 de la canadiense NRG Metals y la exploración Lithium South Development también de Canadá. Además, figuran los proyectos de las compañías australianas Sal de la Vida de la firma Galaxy Resources y las áreas exploratorias de Galan Lithium.

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El último reporte mensual de avances del Régimen de Generación Distribuida de Energías Renovables registró un hito extraordinario en el mes de abril con la incorporación de 946 kW de potencia instalada, por parte de 26 nuevos usuarios-generadores de las provincias de Córdoba, Mendoza, Buenos Aires y San Juan, que quedaron conectados a la red de distribución eléctrica mediante un medidor bidireccional.

Del total de los nuevos usuarios-generadores, 17 pertenecen a la categoría comercial-industrial y aportaron 917,93 kW, según la siguiente distribución: Córdoba (703,78 kW), Mendoza (84,5 kW), Buenos Aires (68,05 kW) y San Juan (61,6 kW). En tanto que nueve corresponden a la categoría residencial.  

Con este incremento del 25% en abril, que se destaca incluso frente a los resultados positivos de 2020, el régimen -establecido por la Ley N° 27.424- cuenta actualmente con 4.705 kW de potencia instalada y conectada a la red eléctrica nacional, los cuales son provistos por un total de 437 usuarios-generadores radicados en las provincias de Córdoba, Buenos Aires, Mendoza, Chubut, Chaco, San Juan y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Otros 345 usuarios están avanzando en el procedimiento para convertirse también en generadores. Entre ellos, 79 ya solicitaron el cambio de medidor y están próximos a generar parte de la energía eléctrica que consumen, pudiendo inyectar sus excedentes a la red de distribución y recibiendo una compensación.

En los primeros cuatro meses de 2021 se sumaron nueve empresas distribuidoras y cooperativas de energía eléctrica a este régimen de generación distribuida, con lo cual ya son 147 inscriptas en las doce provincias adheridas.

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La Secretaria de Energía que conduce Darío Martínez publicó hoy en el Boletín Oficial la resolución 440, que modificó la Resolución N°31/2020 y estableció un incremento del 29% para los ingresos de generadoras de energía eléctrica que se mantuvieron congelados durante más de un año. Era un pendiente que desde hace meses se discutía internamente en el área energética del gobierno. La suba de la remuneración que reciben a los propietarios de centrales térmicas e hidroeléctricas ‘viejas’ —que no tienen contrato con Cammesa— beneficia a empresas como Pampa Energía, Central Puerto, AES, Enel y Orazul Energy, entre otras.

El artículo 5° de la actualización incita a la administradora del mercado eléctrico, Cammesa, a realizar la reliquidación de las transacciones económicas por la venta de energía por cada Agente Generador con los nuevos valores de la remuneración. La medida entrará en vigencia de manera retroactiva y se aplicará a partir de las transacciones económicas correspondientes a febrero de 2021.

La actualización de la resolución 31 integrada el tope de agenda de las empresas generadoras, que desde hace meses advierten que por efecto de la inflación y de la depreciación del tipo de cambio registrado en los últimos 12 meses, no tenían caja suficiente para costear la reposición del stock de repuestos ni tampoco para realizar mantenimientos programados en las plantas. Esa situación estaba empezando a comprometer la seguridad del abastecimiento eléctrico. Para centrales como Costanera, operada por Enel, y Central Puerto, de la empresa homónima, las dos principales usinas que garantizan el abastecimiento del AMBA en momentos de mucho consumo, la actualización de la resolución 31 era vital.

Dado que no habrá una nueva actualización, fuentes de una empresa generadora manifestaron que “el ajuste del 29% es bajo y el 2021 finalizará con un valor en torno al 50% o 60% por debajo de la inflación”.

Pesificación y congelamiento

En febrero de 2020, a través de la resolución 31/2020, el Ministerio de Desarrollo Productivo pesificó las tarifas a un segmento de la generación eléctrica para ahorrar aproximadamente US$ 300 millones anuales.

Para Central Costanera, de Enel, la actualización de la resolución 31 era vital.

En ese momento, el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas y el ex secretario de Energía, Sergio Lanziani, firmaron la regulación y pesificación de la generación vieja de energía eléctrica producida en centrales térmicas e hidroeléctricas que no mantuvieran contrato en dólares con la empresa administradora. La resolución remuneró un 57,4% de la energía que se generó en 2020 mientras que el 42,3% restante se pagó mediante la firma de contratos PPA con Cammesa.

Sin embargo, en marzo de 2020, cuando el gobierno decretó la primera etapa del aislamiento obligatorio por la pandemia de Covid-19, Lanziani suspendió la actualización automática de las remuneraciones que contemplaba una fórmula de ajuste por inflación. Es decir que los ingresos percibidos por las generadoras por la operación de centrales amortizadas están congelados hace más de un año. Ahora, la actualización del 29% tendrá un impacto de entre un 1% y un 2% para los usuarios finales o su proporcional en subsidios del Estado.

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El Instituto de Energía Scalabrini Ortiz (IESO) cuestionó a la petrolera YPF por poner a la venta un conjunto de áreas en los principales yacimientos del país. Son bloques convencionales que llevan años en producción y que, por sus altos costos de operación y mantenimiento (Opex) que no son sinérgicos. no integran la estrategia core de la petrolera. EconoJournal reveló el 30 de abril que YPF, donde el Estado Nacional controla el 51% de las acciones, puso a la venta una serie de áreas marginales. Allegados a la petrolera explican que el proceso de desinversión en esas áreas apunta a encontrar operadores más pequeños y eficientes que puedan sumar valor en la explotación de esos campos maduros. Sin embargo, el documento del IESO van en la dirección contraria. “Tiene toda la apariencia de un incipiente vaciamiento de la empresa YPF, que esperemos se detenga en defensa de la soberanía nacional y energética”, aseguraron en un comunicado. El dato llamativo es que el instituto está integrado, entre otros especialistas, por Juan Carlos Teso, Andrés Repar y Marcos Rebasa, especialistas referenciados en el PJ Capital que asesoraron al secretario de Energía, Darío Martínez, durante los primeros meses de su gestión en la cartera, que inició en agosto del año pasado. Otros especialistas del IESO siguen asesorando el secretario en temas de gas y electricidad.

Desde IESO sostienen que “tal decisión (de YPF) no debería merecer ningún comentario especial por tratarse de una rutina de cualquier empresa privada en el concierto de sus estrategias económico-financieras, salvo por el hecho de tratarse de una empresa ícono de la República Argentina, en su momento la de mayor importancia económica y social. Y por suponerse, equivocadamente, que esa mayoría estatal que implica el control operativo de la empresa, representa los intereses nacionales del Estado Argentino”.

Áreas en venta

IESO detalla que, según información brindada por invitados a las rondas informativas que realizó la petrolera, YPF está ofreciendo todos sus activos de las áreas donde es operador dentro de las provincias de Mendoza, Tierra del Fuego y 5 áreas en Neuquén. Esto totaliza 36 áreas a la venta, con un total de alrededor de 14.600 km2 de territorio.  “Ese conjunto de yacimientos representa el 50% del acreaje de las áreas onshore  que tiene la empresa. En la mayoría de estas áreas el titular al 100% es YPF, sólo en 12 de las 36 áreas cuenta con un porcentaje algo menor”, remarcan.

Además, señalan que YPF también podría poner a la venta su participación en 42 áreas donde no es operador, pero controla desde el 20 al 50% de las mismas. “Las reservas comprobadas de las áreas donde YPF no es el Operador y pone a la venta su participación que le corresponde, ascienden a 93 millones de m3 de petróleo y 89.033 millones de m3 de gas. Esto representa el 71% de las reservas comprobadas de petróleo y el 120% de las reservas comprobadas de gas, que YPF declara para las áreas donde es el operador”, afirma IESO.

Producción

IESO detalla que la producción total de YPF en sus áreas operadas asciende a 38.645 m3/d de petróleo y 29.8 millones m3/d de gas. El 39% de la producción de petróleo y el 49% de la producción del gas corresponden a hidrocarburos no convencionales.

“La producción de las áreas que YPF opera y pone a la venta corresponde a 9.107 m3/d de petróleo y 3.8 millones m3/d de gas. Esto representa el 24 % de la producción de petróleo y el 13% de la producción de gas.  La cantidad de pozos en extracción efectiva en las áreas a la venta asciende a 3.902 pozos”, afirman.

Luego afirman que si se toman en cuenta solamente las reservas comprobadas más las probables y posibles, hasta el fin de la vida útil de los yacimientos la Argentina cuenta, a diciembre 2019, con 668,8 millones de m3 de petróleo y 725.457 millones de m3 de gas. Con un horizonte de 15 años, aproximadamente, para el gas y 22 años para el petróleo de no mediar nuevos descubrimientos de hidrocarburos.

“YPF está poniendo a la venta el 18 % de sus reservas  de petróleo y el 4 % de gas”, denuncia IESO.

“Sería importante que la conducción de la empresa le informara al Estado y al pueblo si alguna de las áreas en venta no es pasible de desarrollar proyectos de recuperación secundaria y/o terciaria (si no los ha llevado a cabo aún) tal como los esta llevando adelante en yacimientos muy maduros en la cuenca del Golfo San Jorge como Manatiales Behr y otros con gran éxito en los últimos meses”, señalan desde el Instituto.

¿Representa los intereses del país?

Por último, IESO cuestiona con dureza a la conducción de la empresa. “¿Es una empresa que representa el interés nacional? O se ha dedicado en los últimos tiempos, además de endeudarse en el gobierno anterior, a resolver actualmente con criterio estrictamente empresarial, su situación económico-financiera por sobre los intereses del país?”. Como por ejemplo respecto de los reiterados aumentos de combustibles al público que perjudican la política de contención de la inflación”, afirman.

También critican a la compañía por promover una suba del precio del gas, ya que sostienen que encabezó la propuesta de incremento del precio del gas al consumo, “arrastrando tras de sí a todo el conglomerado empresarial privado, para solucionar sus propias dificultades de caja, actitud que encarece todos los precios energéticos”

Por último, afirman que “sería fundamental mantener los activos en la provincia de Tierra del Fuego, ya que son la entrada de los futuros hidrocarburos a descubrir y desarrollar en el mar argentino, frente a estas costas, además de los que actualmente produce la empresa Total Austral S.A”.

La entrada Un think tank energético vinculado al PJ denuncia el vaciamiento de YPF por la venta de yacimientos maduros se publicó primero en EconoJournal.

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El régimen de subsidios a los consumos de gas en la Patagonia, que el Frente de Todos busca ampliar para rebajarles entre 30% y 50% la tarifa a unos 3 millones de usuarios, arrastra un problema estructural por el descalce de IVA que ha venido afectado a Camuzzi Gas del Sur y Camuzzi Gas Pampeana y que ahora también impactará en las cuentas de otras compañías como Distribuidora Gas Cuyana, del grupo Ecogas. A raíz de ello, estas firmas piden que el subsidio se canalice a través de las productoras de gas.

El descalce de IVA

El consumo de gas en gran parte del área de concesión de esas dos distribuidoras se encuentra subsidiado en un 50% a través del Fondo Fiduciario creado por el artículo 75 de la ley 25.565 que se financia con el aporte de todos los usuarios del país.

A los fines de la compensación por la aplicación de esa tarifa diferencial, las distribuidoras remiten mensualmente al Enargas las declaraciones juradas correspondientes al monto del subsidio que debe ser cubierto por el Fondo Fiduciario.

El problema es que los subsidios se encuentran fuera del objeto de la ley de IVA. A raíz de ello, las distribuidoras calculan el IVA débito fiscal solamente sobre el 50% que abonan los usuarios. Sin embargo, la totalidad de sus costos se encuentran alcanzados por el tributo. De este modo, las distribuidoras pagan el 21% de IVA por todos sus gastos, pero solo perciben el 50% del IVA que les debería ingresar para recuperar el pago de ese impuesto. La consecuencia es que las empresas acumulan saldos de crédito de IVA.

Camuzzi Gas del Sur solicitó en reiteradas ocasiones que se modifique este subsidio y que el Fondo Fiduciario tenga por objeto financiar directamente la venta de gas natural y gas licuado de petróleo. Es decir, que se canalice a través de las productoras de gas como YPF, PAE, Pampa Energia, Pluspetrol y Tecpetrol, entre otras.

De ese modo, el subsidio se implementaría únicamente a través de una bonificación en el precio de gas y la tarifa diferencial que abonarían los clientes residenciales remuneraría la totalidad de las tarifas de distribución y transporte y la porción del precio de gas no alcanzado por el subsidio.

“Es de señalar que este esquema en principio no resulta perjudicial para los productores de gas y tampoco para el Estado Nacional, que tienen una posición pagadora de IVA, de forma tal que este esquema no les generaría una inmovilización de fondos”, señaló Camuzzi Gas del Sur en una presentación que realizó ante el Enargas en febrero, justo antes de la realización de la última audiencia pública.

Pese a que la empresa viene realizando desde hace tiempo este pedido, no obtuvo respuesta por parte del gobierno y en el proyecto oficial impulsado por Máximo Kirchner se mantiene el esquema vigente con los problemas que advirtió la compañía. Sin embargo, ahora que la iniciativa se debatirá en el congreso las distribuidoras insistirán con el tema con la intención de convencer a los legisladores de que es necesario realizar esta modificación para no seguir afectando sus ingresos.

La deuda de IVA

El tratamiento de los Saldos acumulados de IVA Crédito Fiscal generados a partir del
1 de enero de 2018 con origen en el régimen de subsidios patagónico, ha sido contemplado a través de la ley de reforma tributaria 27.430. Sin embargo, tanto Camuzzi Gas del Sur como Camuzzi Gas Pampeana se quejan porque afirman que cobran con notable demora y sin actualización.

En la presentación realizada el 28 de febrero ante el Enargas, Camuzzi Gas del Sur detalló que el Saldo de IVA Crédito Fiscal acumulado al 31 de diciembre de 2018 por la suma de 832.2 millones de pesos fue presentado ante la AFIP el 31 de julio de 2019 -la norma autoriza su presentación en julio de cada año y por año vencido- y se autorizó su recupero el 6 de noviembre de 2019, a valor nominal, sin ningún tipo de actualización. La empresa aseguró que los intereses a la fecha de cobro del capital ascendían a 117.2 millones de pesos, cifra que fue reclamada al organismo sin que haya habido ninguna resolución al momento de la presentación.

Las distribuidoras quiere

En el mismo documento, Camuzzi aseguró además que los saldos de IVA Crédito Fiscal acumulados al 31 de diciembre de 2019 por 1347 millones de pesos fueron presentados para su recupero ante la AFIP el 31 de julio de 2020, pero al momento de la presentación no habían tenido respuesta.

“La situación expuesta, tal como ha sido explicitado, genera un grave perjuicio a esta distribuidora, dada la inmovilización de fondos que esta situación le genera y el consiguiente costo financiero asociado a ello”, agregó Camuzzi en esa presentación que está disponible en el sitio web del Enargas.  

Qué dice la ley del Gas

Camuzzi Gas del Sur remarcó en el informe ante la audiencia que el descalce del IVA se contrapone con las propias disposiciones de la ley del gas Nº 24.076, la cual “establece con relación al otorgamiento de subsidios, como `Regla Especial` que la Licenciataria no está obligada a aplicar regímenes tarifarios preferenciales y de ser requerido, corresponde la implementación de un procedimiento de reembolso de dinero de las reducciones (art. 20.1 del Anexo “B” al Decreto N° 2255/92)”.

A su vez, en la presentación se aclara que el artículo 48 del decreto Nº 1738/92 reglamentario de la Ley Nº 24.076 establece que:

“En el otorgamiento de subsidios, privilegios o preferencias, o en la decisión de continuar con los subsidios vigentes a la fecha de la sanción de la Ley, deberá observarse el principio de indiferencia para el Distribuidor o Transportista, en forma tal que no resulten alterados sus ingresos, ni deba soportar costos financieros, o vea modificado el regular flujo de su cobranza por dicha causa”.

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Un extraño reclamo de 11 gremios de trabajadores navieros paralizó la actividad de todos los barcos de transporte de petróleo y derivados a nivel nacional. Los buques que cargan el petróleo de la cuenca del Golfo San Jorge y lo traen hasta los puertos de Buenos Aires, así como también las embarcaciones contratadas por Cammesa e YPF para garantizar la logística de gasoil para las centrales eléctricas están frenados desde la tarde del martes a las 18.

Los sindicatos paralizaron por 48 horas las actividades marítimas, fluviales, pesqueras y lacustres en todo el país. EconoJournal intentó comunicarse con Marcos Castro, titular del sindicato de Capitanes y principal promotor de la medida de fuerza, pero el dirigente no contestó las consultas de este medio.

¿Cuál es el motivo del paro?

Los gremios reclaman los tripulantes sean incorporados prioritariamente al plan nacional de vacunación contra el Covid-19, y que se garantice la atención médica en todos los puertos del país. En total, están involucrados unos 2000 operarios. Es inverosímil creer que el gobierno puede hacer lugar a un reclamo de este tipo. Implicaría abrir una caja de pandora de efectos impensados.

Lo llamativo es que durante todo el día de ayer, el gobierno no intervino en el conflicto. El ministro de Trabajo, Claudio Moroni, se negó a dictar la conciliación obligatoria para no darle entidad al reclamo. Y desde las carteras de Transporte y Energía tampoco dieron respuesta.

La inacción del Ejecutivo podría afectar el abastecimiento de energía. Empresas armadoras, de recomolcadores y amarres realizaron gestiones con varios dependencias del Ejecutivo, pero en todos los casos el resultado fue esquivo. Fuentes gubernamentales dejaron entrever que la acción de los sindicatos busca, en realidad, viabilizar una agenda sobre el futuro de la Hidrovía. La Casa Rosada no se quiere prestar a ese juego y por eso, niega la interlocución a los gremios marítimos y fluviales.  

Momento inoportuno

En cualquier caso, el conflicto llega en un momento delicado. Es que por la menor disponibilidad de gas en el sistema, Cammesa está quemando a razón de 12.000 metros cúbicos diarios (m3/día) de gasoil en el parque de generación termoeléctrica. La logística marítima es clave para asegurar la operación de las centrales eléctricas en tiempos de exigencia plena. El paro complejiza la reposición de los stocks de gasoil y de fuel oil que se consumen.

Moroni se negó a firmar la conciliación obligatoria. El gobierno cree que detrás del reclamo está la disputa por la Hidrovía.

“Cammesa está consumiendo combustibles líquidos a full. La expectativa es que el reingreso de barco regasificador de LNG de Bahía Blanca (previsto para hoy) descomprima la situación”, explicó un trader de combustibles. La logística de Cammesa está trabajando al máximo. La administradora del mercado eléctrico incluso tomó unos barcos alijadores de YPF para reforzar la logística de invierno de las centrales eléctricas. Fue para reemplazar algunos buques contratados por Cammesa que llevan meses fuera de servicio. Es el caso, por caso, de un barco de la empresa naviera Bahía Grande, que en el mercado vinculan al empresario cordobés Horacio Miró, muy cercano a Sergio Massa.

Lo problemático, además, es que el paro podría demorar el reingreso del buque Exemplar, de Excelerate Energya, que para hoy tenía previsto descargar una carga de LNG (a dos tercios de capacidad) antes de viajar hasta el muelle de MEGA en Bahía Blanca. El conflicto sindical con los gremios navieros puede llegar a demorar la logística de ese barco justo cuando más se lo necesita.

La entrada Un insólito reclamo gremial y la inacción del gobierno complican el suministro de combustibles para centrales eléctricas se publicó primero en EconoJournal.

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Oriunda de México, Luz Elena Jurado asumirá la presidencia de Volvo Trucks y Buses Argentina a partir del próximo 1º de julio del 2021. La ejecutiva viene de liderar la marca Volvo Trucks y Mack en su país, cargo que ocupa desde mayo de 2019.

Graduada en Administración de Empresas con un MBA en IPADE Business School, lleva más de 25 años trabajando en la industria automotriz y el sector financiero. Luz Elena comenzó su trayectoria en el Grupo Volvo hace 22 años pasando por diferentes posiciones dentro de Volvo Financial Services hasta alcanzar la dirección general de esa unidad en México, cargo que llevó a cabo durante 8 años, para luego desempeñarse como Directora General de la unidad de Camiones.

Luz Elena fue elegida como una de las mujeres más influyentes de los negocios en México por las revistas Expansión y Forbes en marzo y mayo del 2020 respectivamente.

Próxima a asumir su nueva función, la flamante directiva anticipa: “Volvo en Argentina viene creciendo de manera sostenida, afianzando su posición como referente en el mercado de transporte pesado a paso firme. En un contexto económico complejo, donde cada día es más importante mantener la productividad y rentabilidad de los negocios, el desafío es continuar el crecimiento, garantizando el máximo rendimiento de las unidades, manteniendo al cliente y sus necesidades siempre en el centro. El compromiso de Volvo siempre será acompañar a los clientes a lo largo del camino, garantizando la disponibilidad de unidades y refacciones, así como el soporte de servicio en todas y cada una de las concesionarias del país, asegurando así el correcto desempeño de nuestras unidades. Por eso mi prioridad será siempre estar muy cerca”.

Con un nuevo desafío por delante, luego de ser la primera mujer en liderar la Dirección de pesados en México, Luz Elena comenzará un nuevo camino ahora en Argentina, convencida de lo que el liderazgo femenino y la diversidad aportan a las organizaciones.

Por su parte, Adriano Merigli, quien lleva la Dirección de la marca desde 2019 y con más de 27 años en la compañía y una amplia trayectoria internacional, continuará su carrera asumiendo la Presidencia de Volvo Construction Equipment para la región internacional, con base en Suecia, para atender los mercados de África, Oceanía, Medio Oriente, Turquía y Cuba.

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El agua, uno de los insumos más valiosos para la humanidad, también es esencial en las actividades de la industria minera. En la Argentina, según datos del Banco Mundial, la minería consume el 1% del agua total utilizada. En San Juan, una de las provincias con mayor actividad minera del país, el uso del agua se reparte de la siguiente manera: 91,92% en actividades agrícolas; 4,28% en hidroenergía; 2,8% en abastecimiento a la población; 0,96% en minería; 0,03% en uso recreativo; y 0,01% en otras industrias. Es decir, el volumen es proporcionalmente pequeño teniendo en cuenta la relevancia del sector.

A nivel mundial, la minería representa el 45% de las actividades económicas, y es una industria que, por ejemplo, aumenta la productividad agrícola con fertilizantes. También está presente en equipos tecnológicos, como teléfonos inteligentes, que tienen alrededor de 25 metales diferentes en su composición, todos provenientes de la minería. Por lo tanto, es necesario seguir con la mejora continua y asegurar el desarrollo cada vez más sostenible del sector minero.

Además de optimizar las actividades de exploración, extracción, concentración y eliminación de desechos (relaves), reducir el uso de agua nueva es uno de los principales desafíos para promover la sustentabilidad en la minería. En este sentido, la química entra como un gran aliado, con nuevas tecnologías en polímeros que permiten una mayor recuperación del agua utilizada en el proceso de manera más eficiente.

En el procesamiento de minerales que requiere la separación de sólido/líquido, la aplicación de floculantes basados en polímeros avanzados, como Rheomax DR, garantiza una mayor densidad, con mayor velocidad de sedimentación y mayor recuperación de agua. Este volumen recuperado puede ser reutilizado en el proceso de producción, reduciendo la extracción de agua nueva, o esta puede ser tratada y devuelta al medio ambiente.

En el manejo de relaves, desechos de procesos mineros de la concentración de minerales, los polímeros basados en poliacrilamida, como Rheomax ETD, agregan partículas sólidas y aceleran la liberación de agua con mayor calidad, mejorando el tiempo de secado de los relaves minerales. Además de la recuperación de agua, esta solución promueve un mejor aprovechamiento de la presa y el control de estructuras. La innovación, que reduce el área ocupada por los relaves, garantiza una mayor estabilidad de la estructura, reduce los costos y el tiempo necesario para rehabilitar la presa, aumentando significativamente la vida útil de la zona de eliminación.

Ambas soluciones también garantizan el ahorro energético y la eficiencia de los recursos. Otro factor importante es que estos productos no dañan el medio ambiente y no están clasificados como tóxicos, ni siquiera para peces, algas y otros organismos acuáticos.

Sobre la base de una estrategia bien consolidada, hecha a medida para cada actividad, se pueden aplicar innovaciones en el procesamiento de minerales y el tratamiento de residuos, cumpliendo numerosos criterios de sostenibilidad, como la reducción de residuos, los costos y el consumo de agua y energía. Al crear química para un futuro sustentable, podemos aportar soluciones que, si se aplican correctamente, son aliados sumamente importantes para mejorar la eficiencia y reducir significativamente los impactos sobre el medio ambiente.

La entrada La química como aliada para aumentar la recuperación del agua en una gestión sostenible de la minería se publicó primero en EconoJournal.

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El Estado recaudó el año pasado unos $ 10.000 millones por el cargo creado para solventar el subsidio patagónico, tal como se conoce comúnmente a la subvención a la tarifa de gas que beneficia a usuarios de la patagonia, pero también a los de la localidad de Malargue (Mendoza), algunas otras de La Pampa y los hogares de la Puna, en el norte del país. Los usuarios subsidiados suman, en total, unos 750 mil. El fondo fiduciario se financia a partir del cargo creado por el artículo 75 de la Ley 25.565 en 1992. Hoy ese ítem se calcula sobre el 4,46% de la factura que pagan todos los usuarios del país, tanto los hogares, como las PyMEs y comercios, así como también los grandes usuarios industriales que compran el gas directamente en el mercado mayorista.

¿Qué se cubre con esos $ 10.000 millones anuales?

Hasta el año pasado y según el Presupuesto 2021 que preparó el Ministerio de Economía, el esquema del subsidio patagónico se auto-financia con el cargo que paga la demanda. Es decir, no requiere un aporte adicional del Tesoro. Eso es así porque en 2019 el gobierno anterior elevó de 2,96% a 4,46% la alícuota sobre la que se recauda el cargo. La administración de Cambiemos tomó esa decisión porque, frente a las devaluaciones de 2018, que llevaron el dólar de 20 a 40 pesos, lo que recaudaba el fondo fiduciario era deficitario y no alcanzaba para pagar la totalidad del esquema, que requería una transferencia directa el Tesoro.

¿En qué consiste el subsidio?

En rigor, los usuarios de la denominada región patagónica reciben dos tipos de bonificaciones. Por un lado, el subsidio patagónico creado por la Ley 25.565, que cubre un 50% de la factura de gas antes de impuestos. El Estado solventa la mitad del monto que surge de sumar el cargo fijo y el variable de cada factura, tanto residencial como de comercios e industrias bajo la órbita de distribuidora.

A su vez, al mismo tiempo, el Estado subsidia en forma directa a los usuarios de esta región porque les vende el gas —a través de IEASA (ex Enarsa)— mucho más barato que a los usuarios del resto del país.

Si un usuario de la región metropolitana paga el gas en torno a los US$ 2,10 por millón de BTU, según el tipo de cambio actual, a uno de Patagonia le cuesta 1 US$/MMBTU.

La zona patagónica consume por año unos 6000 millones de metros cúbicos de gas, según datos que se desprenden de las estadísticas que publica el Enargas. Como IEASA vende le vende el gas a la mitad de precio que lo paga el resto del país, el Estado termina subsidiando con unos US$ 200 millones por año a la región. A ese monto directo que eroga el Tesoro, hay que sumarle los $ 10.000 millones (unos US$ 105 millones al tipo de cambio oficial) que recauda el fondo fiduciario establecido por la Ley 25.565 a partir del cargo (4,46%) que paga toda la demanda.

Por lo tanto, por doble vía el subsidio patagónico termina costando unos US$ 300 millones por año.  

¿En qué consiste el proyecto de Ley que presentó el Frente de Todos?

El texto —que fue dado a conocer la semana pasada con el respaldo de Sergio Massa y Máximo Kirchner, las dos espadas del gobierno en Diputados— contempla extender el beneficio hasta unos 3 millones de usuarios, según indicó a EconoJournal Liliana Schwindt, diputada por el Frente de Todos y principal impulsora de la iniciativa.

En concreto, el proyecto prevé cuadruplicar la base de usuarios beneficiarios. En total, si el Congreso lo aprueba, un 35% de los consumidores de gas natural de todo el país —unos 8,5 millones— pasarán a cobrar un subsidio a la tarifa del fluido.

¿Cómo se financiará el costo del nuevo esquema?

El interventor del Enargas, Federico Bernal, indicó en declaraciones a la prensa que la iniciativa no tendrá un costo fiscal ni impacto presupuestario, pero directivos de la industria del gas y consultores del sector ponen en duda esa afirmación. El proyecto del Frente de Todos prevé incrementar la alícuota del cargo creado por la Ley 25.565 al menos un punto o un punto y medio (por ley se podría ampliar hasta el 7,5%). El porcentaje pasará de 4,46% a 5,5 o 6 por ciento, según precisó Schwindt, que aspira a que el proyecto reciba media sanción en Diputados en la primera quincena de junio y que obtenga un rápido respaldo en el Senado.

La mayoría de los nuevos beneficiarios —usuarios de 52 municipios que se incorporarán del sur de la provincia de Buenos Aires, y localidades de Mendoza, San Juan, San Luis y Salta— pasará a recibir, si el proyecto se convierte en Ley, un subsidio del 30% de la factura de gas natural. Una minoría, alrededor del 25% de los usuarios que se incorporen, percibirán una bonificación del 50% por estar alcanzados por el esquema de Tarifa Social, que de esa manera también se redifiniría, al menos parcialmente. Beneficiarios de AUH y planes sociales, algunos monotributistas, desempleados y empleadas domésticas, entre otros, quedarán incluidos en esa nómina.

El ala técnica del Enargas, que dirige el interventor Federico Bernal, prepara los números finos del proyecto de Ley.

Cuentas

La gran interrogante es si el incremento porcentual del cargo alcanzará para cubrir el costo económico del proyecto. ¿Cuál es la lectura de corto plazo que trazan en el gobierno?

Realizan el siguiente razonamiento: como la factura de gas de los grandes usuarios aumentó fuertemente en lo que va de 2021 —en algunos casos, un 130% o 140%—, al igual que la factura del gas que consumen las generadoras eléctricas (que en rigor lo cubre Cammesa con fondos del Tesoro), creen que la mayor parte del dinero que se necesita para fondear el nuevo esquema lo aportarán las industrias y las centrales térmicas (aunque como el gas lo compra Cammesa terminará impactando en el presupuesto).

A diferencia de lo que sucedió con el precio del gas para grandes usuarios y generación eléctrica, las facturas domiciliarias de gas se actualizarán muy poco este año. El Enargas tiene aún pendiente publicar los nuevos cuadros de transición, que se darían a conocer a fin de mes. La suba será del 6% o 7% en la factura final de los usuarios residenciales. Para los grandes comercios e industrias que reciban el gas de distirbuidoras, la recomposición será más alta.

Con esos números, lo que modeló el ala técnica del Enargas es que como las tarifas de las distribuidoras continuarán atrasadas y se moverán mucho menos que las facturas de los grandes usuarios y las generadoras, podrán netear o compensar el costo de ampliar la base de beneficiarios del subsidio patagónico con una mayor recaudación proveniente del cargo que pagan esos dos segmentos.

El Ejecutivo tiene que presentar los números finos, pero a priori parece el cálculo muy ambicioso. Sobre todo porque las tarifas de las distribuidoras sólo cubren hoy un 40% del costo real del gas. Y con el actual ritmo de inflación y su posible efecto sobre el tipo de cambio, lo más probable es que a principios de 2022 esa cifra esté más cerca del 30% que del 40 por ciento.

“Puede ser que, como dijo (Federico) Bernal, el costo de implementar un esquema así sea de 5 pesos para los usuarios R1 o R2, que representan la mitad de los usuarios del área metropolitana. El impacto para usuarios de mayor consumo será bastante más alto. Pero en cualquier caso, el problema para adelante es que cuando el Ejecutivo quiera actualizar las tarifas para reducir los subsidios que recibe el sector, el impacto de costear este subsidio a nuevos usuarios del sistema de gas natural terminará siendo mucho mayor”, explicó el director de Gas de una petrolera.

¿Qué pasará con el precio del gas?

La actual zona patagónica consume unos 6000 MMm3 de gas por año. El fondo fiduciario recaudó en 2020 unos $ 9.000 millones y con ese dinero cubrió el subsidio del 50% previsto por ley para los 750.000 usuarios (el 75% de los cuales recibe el servicio de Camuzzi Gas del Sur). Según proyecciones que realizan en el mercado, los 2,3 millones de usuarios que se incorporarán al esquema consumen unos 4500 MMm3 de gas adicionales. Es porque los usuarios de Camuzzi Gas del Sur tienen un consumo promedio más elevado —porque las temperaturas son significativamente más bajas— que el de los usuarios que se sumarán al programa.

En cualquier caso, las fuentes consultadas estiman para que el nuevo esquema de subsidios no tenga costo fiscal para el Estado, el fondo fiduciario debería recaudar entre 15.000 y 18.000 millones de pesos por año, casi el doble que en la actualidad; hasta unos 200 millones de dólares al tipo de cambio actual.

“También hay que precisar si, al igual que en la actual zona patagónica, los nuevos beneficiarios también tendrán un precio del gas cargado en tarifas inferior que el del resto del país. Ese punto aún no fue precisado. Si se cargara en los cuadros tarifarios un precio del gas más bajo, como sucede hoy en Patagonia, la decisión tendrá un impacto fiscal sobre IEASA, que deberá absorber a pérdida esa diferencia de precios”, analizó un consultor del sector.

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La Fundación YPF, el Ministerio de Educación a través del INET y ARSAT mediante su programa de Género y Tecnología, lanzan“TIC TAC ¡Hora de Innovar!”. El concurso, creado con la colaboración de Chicas en Tecnología, busca promover que las mujeres sean creadoras y protagonistas de la tecnología.

Podrán participar chicas de 12 a 18 años de escuelas técnicas de todo el país, de gestión pública o privada, que presenten un proyecto en el que identifiquen y propongan una solución tecnológica a una problemática de su comunidad sobre energía, movilidad, residuos, tecnología y conectividad. La inscripción estará abierta hasta el 30 de mayo ingresando a https://lab.fundacionypf.org.ar/Paginas/TicTac/Concurso.html

El concurso incluirá la entrega de un kit tecnológico para la continuación del proyecto. Entre los premios, los equipos ganadores recibirán un kit de energía solar fotovoltaica, lentes de realidad virtual y una valija didáctica de eficiencia energética, que serán para uso de las instituciones escolares de los equipos ganadores.

Esta iniciativa forma parte de las acciones que Fundación YPF realiza con un enfoque STEM (ciencia, tecnología, ingeniería y matemáticas) para impulsar la participación ciudadana de las adolescentes y reducir la brecha de género en la tecnología y la ciencia desde las edades más tempranas.

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McLaren Racing y su socio estratégico, Gulf Oil International, presentaron un diseño único que celebra su asociación histórica con un diseño icónico para el Gran Premio de Mónaco, a realizarse del 21 al 23 de mayo de 2021. Esta unión, marca el regreso del deporte a uno de los grandes premios más emblemáticos de la Fórmula 1 y ofrece a los fanáticos una de las carreras deportivas más reconocidas y admiradas de todos los tiempos, de la mano de la primera marca de combustibles del mundo.

McLaren tiene una historia de carreras exitosas con Gulf y se cumple menos de un año desde su anuncio de nueva alianza como socios estratégicos oficiales. En esta ocasión, la decoración retro marcará el tributo de McLaren al diseño atemporal de Gulf al tiempo que refleja una conexión con las carreras que comenzó en los días del fundador del equipo, Bruce McLaren. El vínculo de Gulf con McLaren comenzó en el año 1968, y continuó hasta el final de la temporada de 1973, con Gulf y McLaren disfrutando del éxito tanto en la Fórmula 1 como en la serie Can-Am. Durante esos años, la alianza ganó más de 40 carreras. Luego, en la década de 1990, se volvió a renovar el acuerdo en las 24 horas de Le Mans con el famoso McLaren F1 GTR en los colores del GulF durante toda la década. Hoy vuelven a hacer historia.

El equipo llevará en el Gran Premio de Mónaco, la combinación de colores celeste junto con una franja naranja, basada en el diseño clásico de Gulf, durante todo el fin de semana de carreras del Gran Premio de Mónaco. La traza estará presente en ambos autos MCL35M, en los trajes de Lando Norris y Daniel Ricciardo, en el uniforme del equipo de carrera, y en todas las plataformas de redes sociales del equipo. Además, Lando y Daniel usarán cascos de carreras con diseños retro personalizados, especialmente creados para el evento, que se sortearán para el socio benéfico de salud mental del equipo, Mind.

Para Zak Brown, CEO del equipo, McLaren Racing, “este será el homenaje de McLaren al célebre diseño de autos de carreras de Gulf. Somos grandes admiradores de los colores Gulf, que además  trascienden el mundo del automovilismo”. Por su lado, Mike Jones, Chief Executive Officer, de Gulf Oil Internacional, recordó que “Gulf y McLaren tienen una relación que se remonta a 1968 y es una de las asociaciones más exitosas en el automovilismo. Estamos muy emocionados de rendir homenaje a esta herencia con nuestro clásico diseño en el Gran Premio de Mónaco, el evento más espectacular y elegante del calendario de Fórmula 1”. Sumado a ello, agrega que “ver la reacción de Lando Norris y Daniel Ricciardo , así como de todo el equipo McLaren, esta decoración ha sido realmente especial y estamos encantados de develarla a los fanáticos de los deportes de motor de todo el mundo. Las distinguidas combinaciones de colores Gulf de carreras celeste y naranja son icónicas, por lo que marcar nuestro regreso a la Fórmula 1 y mostrarla en Mónaco con McLaren es una gran celebración de nuestro lugar audaz y colorido dentro del deporte «.

Gulf, la primera marca de combustibles del mundo, identificada con el naranja y el celeste, es sinónimo de productos de alta calidad, innovación y excelencia técnica, alineándose directamente con los atributos clave de McLaren.

Se encuentra presente en Argentina desde 2019, a través de su red de estaciones de servicio, sumado a su línea de lubricantes. Dentro del plan de crecimiento que lleva adelante, tiene como objetivo embanderar 150 estaciones de servicio para principios del  2022, en todo el país. Hasta la fecha, lleva más de 70 estaciones embanderadas. “Desde que iniciamos este camino en Argentina, le comentamos al operador de estaciones de servicio y a nuestro cliente final, que vinimos a ofrecer combustibles y lubricantes de primer nivel internacional, con precios competitivos. Esta alianza con McLaren en la máxima categoría del automovilismo mundial, refuerza y acelera nuestra promesa”, sostuvo Eduardo Torrás, Gerente General de DeltaPatagonia, licenciataria de Gulf en Argentina.

Gulf Oil International Ltd (GOI) es parte del Grupo Hinduja. La marca de lubricantes Gulf está presente en más de 100 países, en los cinco continentes con los valores «Calidad, Resistencia y Pasión» como sus atributos principales

El negocio principal de GOI es la fabricación y comercialización de una amplia gama de lubricantes de rendimiento y productos asociados para todos los segmentos del mercado. GOI también otorga licencias a redes minoristas de combustibles nacionales en todo el mundo. La marca de combustible Gulf está presente actualmente en las estaciones de distribución de combustible en 26 países con más de 1.500 puntos de venta.

El negocio de Gulf Oil International Group incluye Gulf Oil Marine, que suministra lubricantes a la industria naviera mundial en 1.100 puertos en todo el mundo. Los negocios nacionales del Golfo incluyen el suministro de combustible especializado de Gulf Aviation, las franquicias de Gulf Express, la compañía de protección de cultivos y energía Argenfrut de Gulf Oil Argentina, Gulf Gas + Power.

McLaren Racing fue fundado por el piloto de carreras de Nueva Zelanda Bruce McLaren en 1963. El equipo participó en su primera carrera de Fórmula 1 en 1966, desde entonces McLaren ha ganado 20 campeonatos mundiales de Fórmula 1, más de 180 grandes premios de Fórmula 1, las 24 Horas de Le Mans en su primer intento y las 500 Millas de Indianápolis en tres ocasiones.

McLaren Racing actualmente compite en la Fórmula 1 a nivel mundial e INDYCAR en los EE. UU. El equipo disputará el Campeonato del Mundo de Fórmula 1 FIA 2021 con Lando Norris y Daniel Ricciardo. En 2021 McLaren Racing competirá en la Serie INDYCAR con los pilotos Pato O’Ward y Felix Rosenqvist, mientras que Juan Pablo Montoya competirá por el equipo en la 105a carrera de la Indy 500 en un tercer Arrow McLaren SP Chevrolet.

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El encuentro tendrá lugar en el marco del Consejo Económico y Social y se llevará a cabo el lunes 17 de mayo a partir de las 15:30 hs en el Museo del Bicentenario.

El foro está encuadrado dentro de la misión Ecología Integral y Desarrollo Sostenible del CES y tiene como objetivo avanzar en el debate sobre el cambio estructural de la matriz energética en una dirección más dinámica y estable y, a su vez, inclusiva, federal, soberana y sostenible.

Contará con la presencia del secretario de Asuntos Estratégicos de la Nación y presidente del Consejo Económico y Social, Gustavo Beliz; consejeros y consejeras y expertos y expertas en la materia que disertarán en diferentes paneles.

Podés seguir la transmisión en vivo desde el canal de YouTube del CES https://bit.ly/3yb4qcJ

Cronograma: https://www.argentina.gob.ar/noticias/foro-hacia-una-estrategia-nacional-hidrogeno-2030

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El Frente de Todos presentó un proyecto para ampliar el Fondo Patagónico y de este modo rebajarles entre 30% y 50% las tarifas de gas a 3 millones de personas de una serie de departamentos y distritos que enfrentan temperaturas bajo cero en el invierno. La iniciativa lleva la firma de 15 legisladores entre las que sobresale el jefe del bloque oficialista Máximo Kirchner. Si bien Sergio Massa no firma el texto, encabezó el anuncio que se realizó este jueves en el Congreso.

Desde el bloque oficialista se encargaron de remarcar que la rebaja se solventará con el recargo tarifario que financia el Fondo Patagónico, pero si no suben ese recargo el incremento de subsidios será inevitable ya que ese mismo beneficio ahora se ampliará a otras 3 millones de personas.

En los fundamentos del proyecto se afirma que “el régimen propuesto seguirá teniendo la misma fuente de financiamiento que la que rige desde hace casi 20 años, un recargo sobre el precio del gas natural en PIST aplicable al volumen comercializado en el país, originalmente aprobado mediante la Ley Nro. 25.565 del año 2002”. Sin embargo, en 2019 hubo que aumentar el cargo que se venía aplicando porque entonces ya no se llegaba a garantizar la bonificación del 50% vigente entonces solo para la región Patagónica, Malargüe y la Puna.

Tampoco queda claro cómo se articulará este proyecto con la suba de la tarifa de gas que está negociando el Enargas, ya que cualquier modificación que se introduzca en los cuadros tarifarios impactará en esa negociación. Para las empresas no es lo mismo porque la tarifa la cobra de manera directa, mientras que la compensación con la que el gobierno cubre las rebajas siempre lo cobran más tarde.     

El proyecto, al que accedió EconoJournal, condensa otras dos propuestas que iban en la misma dirección elaboradas por el diputado lavagnista Alejandro “Topo” Rodríguez y jefe del Interbloque Unidad Federal para el Desarrollo, José Luis Ramón. Ambos respaldan la nueva iniciativa, que también lleva la firma de Liliana Schwindt, Eduardo Bucca, José Luis Gioja, Walberto Allende, Marisa Uceda, Verónica Caliva, Jimena López, Carlos Ponce, Hilda Aguirre, Eduardo Fernández, Lucía Corpacci y Marcos Cleri.

¿Qué es el Fondo Patagónico?

El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales, conocido como Fondo Patagónico, fue creado por la ley 25.565, ley de Presupuesto 2002, con la intención de compensar las tarifas de gas natural de la región patagónica y el departamento mendocino de Malargue. Al año siguiente se sumó la región de la Puna. Además, subsidia la venta de cilindros, garrafas de GLP y gas propano comercializado a granel en las mismas zonas.

El Fondo se financia con un recargo que pagan los usuarios del resto del país y las distribuidoras transfieren al productor que opera como agente de retención. Originalmente ese recargo era del 7,5% sobre el precio del gas natural en punto de ingreso al sistema de transporte, por cada m3 de 9.300 kilocalorias y se aplicaba a la totalidad de los metros cúbicos consumidos y/o comercializados por redes. En noviembre de 2017 el Ministerio de Energía redujo el recargo a 2,58% a través de la resolución 474/17 y en septiembre de 2018 actualizó ese valor a 2,96% a través de la resolución. Sin embargo, en mayo de 2019 el Enargas estimó que era necesario elevar ese porcentaje al 4,46% para garantizar el normal financiamiento del fondo y finalmente la Secretaría de Energía convalidó ese nuevo porcentaje a través de la resolución 312/19.

El Fondo fue creado inicialmente por un plazo de 10 años y en 2010 fue prorrogado por 9 años más a través de la ley 26.546. Lo que se propone ahora es prorrogar la vigencia del Fondo por otros 10 años y ampliar el beneficio.

¿A zonas se le extiende el beneficio?

El proyecto prevé ampliar el beneficio a toda la provincia de Mendoza, 18 departamentos de San Juan, 6 departamentos de Salta, que se suman a la región de la Puna; un departamento de San Luis y 53 municipios de la Provincia de Buenos Aires, fundamentalmente del sur.

A su vez se aclara que las localidades que se encuentren dentro de la zona Bioambiental utilizada por Enargas, bajo norma IRAM 11603/2012, III, en las provincias de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, San Luis, San Juan, La Rioja, Catamarca, Salta y Jujuy obtendrán en forma automática el beneficio cuando en el futuro pasen a ser abastecidas por gas natural y/o gas licuado de petróleo de uso domiciliario.

Además se aclara que el Poder Ejecutivo, a través de la Autoridad de Aplicación, realizará una revisión integral cada 3 años con la finalidad de la ampliación o modificación de los territorios mencionados beneficiados, previo dictamen técnico emitido por el Enargas.

¿Qué usuarios percibirán el descuento del 30% y del 50% en la tarifa de gas?

La bonificación del 50% en la tarifa regirá para los usuarios de gas natural por redes y todos los usuarios del Servicio General P de las localidades abastecidas con gas propano indiluido por redes en la región Patagónica, la región conocida como la “Puna” y la provincia de Mendoza.

En el resto de las regiones, subzonas y localidades la bonificación será del 30%, con la excepción de los usuarios residenciales más vulnerables a quienes también se les aplicará un descuento del 50%. Los sectores vulnerables son aquellos contemplados en el decreto 311/20:

Titulares de la Asignación Universal por Hijo y la Asignación por Embarazo.Titulares de Pensiones no Contributivas que perciban ingresos mensuales brutos no superiores a cuatro veces el salario mínimo.Usuarios inscriptos en el Régimen de Monotributo Social.Jubilados; pensionados; y trabajadores en relación de dependencia que perciban una remuneración bruta menor o igual a cuatro salarios mínimos.Trabajadores monotributistas inscriptos en una categoría cuyo ingreso anual mensualizado no supere en cuatro veces el salario mínimo.Usuarios que perciben seguro de desempleo.Electrodependientes, beneficiarios de la Ley N° 27.351.Usuarios incorporadas en el Régimen Especial de Seguridad Social para Empleados de Casas Particulares (Ley N° 26.844).Exentos en el pago de ABL o tributos locales de igual naturaleza.Titulares de Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur.

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Las centrales termoeléctricas están consumiendo desde hace una semana, cuando se empezaron a registrar bajas temperaturas en el área metropolitana de Buenos Aires, unos 15.000 metros cúbicos (m3) de gasoil por día, 3000 de fuel oil y otros tantos de carbón. Hasta que no ingrese en operación el barco regasificador de Excelerate en Bahía Blanca, previsto para fines de mayo, las usinas seguirán quemando combustibles líquidos porque la oferta de gas disponible en el sistema continúa por debajo de lo esperado, lejos de la previsión que hacían en la Secretaría de Energía a principios de año.

Por eso, Cammesa, la empresa que administra el despacho del paqrque de generación, salió esta semana a licitar la compra de cuatro cargamentos de 50.000 m3 de gasoil en el mercado internacional, según indicaron a EconoJournal dos traders sin contacto entre sí.

Las ofertas deberán presentarse el próximo martes 18 de mayo y los barcos de gasoil deberán empezar a arribar a partir de la segunda semana de junio.

La novedad adicional es que Cammesa también salió con un tender para traer del exterior un cargamento de fuel oil, porque no hay oferta disponible de ese combustible en el mercado local.

“La falta de gas (por el atraso en los planes de perforación en Neuquén a raíz del conflicto que paralizó la actividad durante casi todo abril) presiona al alza a la importación de combustibles líquidos porque hay que ir reponiendo los stock que se consumen”, explicaron en una generadora.

El buque Exemplar de Excelerate volverá estar operativo en el muelle de MEGA a fines de mayo.

Sobrecostos en dólares

La situación tendrá un extra-costo importante para las arcas del Estado medido en divisas que deberán salir del país para pagar el combustible importado. Si la producción de gas no reacciona en junio o julio y el Estado debe seguir importando a razón de 4-6 cargamentos de líquidos para reemplazar las reservas de gasoil y fuel oil que se consumen, el impacto medido en subsidios será elevado.

Cada cargamento de gasoil cuesta unos US$ 25 millones. Por diferentes motivos, en las últimas tres semanas Cammesa salió a licitar ocho cargamentos de gasoil y uno de fuel oil. Fueron compras por unos US$ 200 millones que no estaban contempladas en la programación estacional que prepara la compañía mixta que administra el sector eléctrico.  

La expectativa del gobierno es que con el ingreso de la terminal regasificadora de Bahía Blanca y un repunte de las temperaturas en la zona centro del país, el requerimiento de combustibles líquidos —mucho más caros que el gas natural— afloje.

Para el trimestre julio-septiembre, el más frío del año, se programó la importación de 150.000 m3 de gasoil. Es una cifra exigua si se la contrasta con el nivel de consumo actual de líquidos. Si las petroleras no cumplen con los volúmenes comprometidos en el Plan Gas Ar, como sucedió en mayo y seguramente suceda en junio, habrá que importar mucho más gasoil que el planificado.   

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Con el objetivo de sumar nuevos talentos a sus equipos, Pampa Energía anunció el lanzamiento de la tercera edición de su Programa de Jóvenes Profesionales. La inscripción comienza el 12 de mayo y tendrá una duración de aproximadamente cuatro semanas.

El programa tiene una duración de seis meses, en los cuales los jóvenes seleccionados rotarán por las diferentes áreas de negocios asociadas a sus intereses profesionales y a la posición u área de destino que finalmente ocuparán dentro de la compañía.

Pampa se compromete a brindar desarrollo, formación y posibilidad de carrera dentro de la compañía, y la posibilidad de asumir sus primeras responsabilidades en el mundo laboral.

El plan de rotaciones implicará la posibilidad de conocer más de una central o negocio. Las principales áreas de operación están ubicadas en Buenos Aires, Bahía Blanca, Mendoza, Neuquén, Salta y Rosario.

“Durante 2017 y 2019 incorporamos a 34 profesionales recientemente graduados de diversas carreras y gracias al acompañamiento brindado por los líderes de Pampa y a la experiencia obtenida dentro de la compañía lograron fortalecer su formación académica. El objetivo para este año consiste en integrar nuevos jóvenes que puedan acompañar los desafíos de nuestras áreas de negocio y que tengan la posibilidad de asumir mayores responsabilidades y desafíos dentro de la organización”, sostuvo Javier Tabakman, director de Recursos Humanos de Pampa Energía.

El programa busca alcanzar jóvenes profesionales recientemente graduados de las carreras de Ingeniería en Petróleo, Química, Mecánica, Industrial, Electromecánica, Electrónica, Licenciatura en Economía y Administración de Empresas.

Los interesados pueden conocer más detalles sobre el programa y postularse ingresando en:  https://grupociadetalentos.com/talentopampa2021

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Tenaris se encuentra ejecutando una obra histórica en la Escuela Secundaria Técnica Nº1 “Luciano Reyes” de Campana, la institución de su modalidad con mayor matrícula del distrito. El proyecto involucra la ampliación y puesta en valor de los talleres, lo que mejorará la organización interna del establecimiento y brindará mayor comodidad a los estudiantes y docentes, con una inversión de más de $58 millones. 

“Este proyecto se enmarca en un plan integral de Tenaris para mejorar las condiciones de aprendizaje de miles de estudiantes en nuestra comunidad. Y nos llena de orgullo que represente la mayor inversión que realiza la compañía en infraestructura educativa desde la creación de la Escuela Técnica Roberto Rocca (ETRR) en el año 2013”, expresó Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para el Cono Sur.

El proyecto apunta a sumar 600 m2 cubiertos, más el reacondicionamiento de talleres ya existentes, áreas de uso múltiple y zonas de circulación. La ampliación del ala de talleres a doble piso permitirá sumar nuevas dependencias -salas de máquinas, pañol, baños para alumnos y docentes, oficinas administrativas, escalera y salida de emergencia-, además de conectarla con el Taller de Herrería, Carpintería y Soldadura. 

Asimismo, en los talleres ya existentes se ampliarán las ventanas para optimizar la luminosidad y ventilación. Junto a esta ampliación, Tenaris reacondicionará el Taller de Herrería, Carpintería y Soldadura, reconvertirá un espacio semicubierto en un área de uso múltiple -para recreación y comedor- y desmontará estructuras obsoletas, preservando aquellas que revistan de significado histórico para la escuela.

Héctor Chavero, uno de los vicedirectores de la EST Nº1, aseguró que esta “es una obra muy esperada por la gran matrícula de la escuela y la necesidad de mayores espacios para brindar con más comodidad las clases y prácticas educativas”.

Además de la inversión en la escuela, Tenaris anunció en marzo el reacondicionamiento y la creación de cuatro aulas digitales en escuelas públicas de la zona: dos en Campana (Escuela Secundaria Técnica Nº2 y Centro Educativo Municipal -CEM-) y otras dos en Zárate (escuelas secundarias técnicas Nº2 y Nº4). El aula digital que se montará en el CEM tendrá prioridad de uso para los estudiantes de la Luciano Reyes. 

Tenaris y la EST Nº1 tienen un vínculo que se remonta en el tiempo. En 2016, junto a la Fundación Hermanos Agustín y Enrique Rocca y a través de la Agencia de Desarrollo Campana, la compañía construyó un Taller de Mecanizado: laboratorio físico de metales, oficina técnica y de proyecto, y dos sectores diferenciados para maquinaria manual y a control numérico. Y en 2019, Tenaris llevó a la EST N1º su programa de Voluntarios en Acción, que en un solo fin de semana renovaron el ala de aulas, pasillos, baños, patio de deportes y fachada. Además, Fundación Rocca donó mobiliario nuevo.

La Escuela Secundaria Técnica Nº1 “Luciano Reyes” cuenta con una matrícula superior a los mil alumnos y ofrece formación en cuatro especialidades: Química, Programación, Electrónica y Electromecánica. Fue fundada en 1951 y a principios de la década de 1980 comenzó a funcionar en su edificio actual, construido sobre un predio donado por Fundación Rocca. 

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La petrolera YPF informó el martes una pérdida de 25 millones de dólares en sus resultados del primer trimestre, frente a una utilidad de 103 millones de dólares en el mismo período de 2020, el último antes de la estricta cuarentena que dispuso el gobierno de Alberto Fernández el 19 de marzo. Desde un punto de vista operacional, el dato más significativo de su balance fue la caída de 14,4% que registró en su producción de hidrocarburos, provocada fundamentalmente por el derrumbe de 16,8% que evidenció la producción de gas. 

La menor actividad de perforación que se viene registrando desde abril de 2020 debido a las medidas adoptadas por el Ejecutivo en respuesta a la pandemia sin duda influyó en el retroceso de la oferta del hidrocarburos, pero en el informe presentado a la Bolsa la compañía reconoció que el declino natural de sus yacimientos también sirve para el escenario de decrecimiento.

La producción de hidrocarburos alcanzó los 437.000 barriles de petróleo equivalentes por día durante el primer trimestre de 2021, frente a 510.300 barriles diarios en el primer trimestre de 2020. En el caso del crudo, la producción sumó 207.700 barriles diarios, un 7,8% menos que un año antes, mientras que en gas totalizó 31,8 millones de metros cúbicos diarios, frente a 38,2 millones de un año antes (-16,8%).

El Plan Gas.Ar

En enero entró en vigencia el Plan Gas.Ar lo que ayudó a aminorar la caída de los ingresos generados por este fluido, los cuales retrocedieron un 10,3% porque la menor producción fue compensada con una suba de 4,5% en los precios.

Dos consultores de mercado interpretaron que YPF, el mayor productor de gas, fue conservadora en la oferta de fluido que se comprometió a inyectar bajo el paraguas del programa de estímulo. Se desprende de ese análisis que la compañía desplegó una estrategia comercial distinta que no contempla la recuperación de esa producción del fluido. La apuesta —desde esa óptica— consiste en rebalancear los ingresos de las empresa sobre la base de una mayor producción de petróleo desde Vaca Muerta. Es precisamente en los campos de shale oil donde la petrolera controlada por el Estado registró mejores resultados.

EconoJournal reveló la semana pasada que los pagos del Plan Gas.Ar vienen atrasados. Consultado sobre ese tema por un representante de Morgan Stanley en el call que mantuvo con inversores de ayer miércoles, el CFO de YPF, Alejandro Lew, aseguró que la compañía ya cobró casi todo el dinero correspondiente a la venta de gas de enero y remarcó que confía en que el gobierno se vaya poniendo al día a medida que agilice el procedimiento administrativo. No obstante, remarcó que YPF puede —al igual que el resto de las petroleras alcanzadas por el programa— utilizar los certificados de producción emitidos por la Secretaría de Energía para cancelar compromisos impositivos. Las órdenes de pago del Plan Gas Ar se terminarían utilizando, en ese caso, para netear impuesto u otras obligaciones fiscales.

La apuesta por el crudo

Lo que está claro es que YPF aspira a incrementar paulatinamente la producción de petróleo y allí estará puesto su foco. Deberá financiar esas inversiones con un clash flow que probablemente se vea impactado por la menor producción de gas. El CEO de YPF Sergio Affronti brindó una pista este miércoles en la presentación de los resultados al recordar que el presidente Alberto Fernández se comprometió a enviar al Congreso una nueva ley de hidrocarburos que buscará incentivar la inversión extranjera, particularmente en crudo, para incrementar los volúmenes no solo para cumplir con la demanda interna sino también para generar más producción destinada a la exportación.

Pese a la pandemia, la compañía ha venido evidenciando un crecimiento de la producción de shale oil en Vaca Muerta. Según el balance, en abril se produjeron 42.900 barriles por día, contra 33.300 barriles registrados en diciembre de 2019.

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Las condiciones necesarias para fomentar la inversión en la industria energética, las oportunidades de exportación y los nuevos desafíos en materia de sustentabilidad fueron los ejes centrales que analizaron los directivos de empresas operadoras, de servicios y petroquímica durante el Energy Forum organizado por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina (AmCham). En el encuentro expusieron Javier Martínez Álvarez, el presidente de Tenaris Cono Sur; Pablo Vera Pinto, CFO de Vista; Gabriela Aguilar, gerente general de Excelerate Argentina; y Diego Ordoñez, titular de DOW Argentina.

La oportunidad táctica

“Argentina tiene un acervo industrial petrolero relevante y esto a veces se pierde de vista. Es un sector que tiene capacidad de generar empleo y divisas. Lo más importante es que tiene capacidad de dejar un conocimiento logístico y una especialización que puede ser apalancada por otros sectores industriales”, señaló Javier Martínez Álvarez, el presidente de Tenaris Cono Sur.

El ejecutivo de la empresa del Grupo Techint se refirió también al precio del crudo: “Hoy tenemos un precio del petróleo razonable, por encima de los US$ 60. Es un precio que puede sostenerse y hasta crecer, con lo cual, Argentina tiene una oportunidad táctica para avanzar en el desarrollo petrolero y para aplicar todo el conocimiento adquirido en la producción de gas, la gran oportunidad que tiene el país a mediano plazo como energía de transición formidable”.

Para cerrar su exposición, Javier Martínez propuso reflexionar respecto de la implementación de los distintos «plan gas» que se lanzaron en los últimos años: “Las últimas tres administraciones crearon un plan gas con diferencias y con características comunes y la industria reaccionó de manera notable ante ese instrumento de promoción de la producción a partir de precios diferenciales. Es un desarrollo que tuvo tres stop and go, tres momentos de freno sin un marco claro para que luego aparezca un nuevo marco regulatorio que termina siendo lo mismo”. Así, el directivo concluyó con una pregunta: “¿Cuál habría sido el poder de desarrollo de esta industria si hubiésemos mantenido una política estable en materia de desarrollo energético?”.

Exportación

Vista Oíl & Gas, la segunda productora de shale oil del país, planea conectar 16 pozos shale en 2021 y finalizar el año con 36 pozos en producción. Durante la primera jornada de la conferencia de AmCham, Pablo Vera Pinto, CFO de la compañía, detalló cómo pasaron, en tan sólo cuatro años, de planear un proyecto en el papel a gestionar la petrolera que hoy cotiza en la Bolsa de Nueva York.

“Junto con Miguel Galuccio y otros dos socios dimos con la herramienta financiera SPAC (Special Purpose Acquisition Company, por sus siglas en inglés) que consiste en listar en la Bolsa una compañía antes de que tenga activos, anclándose en la base de oportunidad de negocio descripta y la credibilidad del equipo de management. Fuimos el primer SPAC en Latinoamérica. Nos abocamos al desarrollo de Vaca Muerta y los resultados iniciales de los pozos fueron muy buenos. Así pasamos de ser una promesa a ser una realidad a mediados de 2019”, sostuvo el ejecutivo.

En 2020 Vista tenía en actividad dos equipos de perforación y un plan de inversión de US$ 300 millones. No obstante, la llegada de la pandemia obligó a poner pausa al desarrollo al tiempo que las refinerías locales dejaron de comprar crudo por la baja de la demanda de combustibles. “En la segunda mitad del año empezamos a exportar más de la mitad de nuestra producción con muy buenos resultados y comprobamos que Vaca Muerta tiene un lugar en el mundo”, señaló Vera Pinto y agregó: “Es un crudo que rinde mucho en diferentes refinerías del mundo, sobre todo en la costa oeste de Estados Unidos”.

A los nuevos desafíos de transición energética y de inversión en tiempos de crisis, el ejecutivo de Vista agregó que el financiamiento de un proyecto de hidrocarburífero no termina en el pozo ni en las métricas de rentabilidad y eficiencia operativa. “El desafío más grande para obtener inversiones es acceder y retener el talento. En Vista estamos convencidos de que el talento es más escaso que el capital. La cultura y los valores como la honestidad, la agilidad y la innovación harán que los inversores nos elijan en el largo plazo. Porque, a fin de cuentas, el capital busca al talento”.

Asimismo, respecto de las capacidades de exportación, la gerenta general de Excelerate Argentina, Gabriela Aguilar, afirmó que «El mundo demanda el consumo de combustibles menos costosos y más amigables con el medio ambiente y esto para Argentina representa que la producción de gas natural y su posterior industrialización en LNG constituye la oportunidad del país de suministrar gas hacia la región. Sobre todo porque los países que nos rodean tienen interés en recibir ese gas. Y también tenemos que desarrollar la industrialización de gas natural y acceder a los mercados internacionales».

En lo que refiere al petróleo, la líder local de la empresa estadounidense de transporte y regasificación añadió que «el mundo va a seguir consumiendo combustible líquido y Argentina hoy es un productor muy importante. El desarrollo masivo de la exportación de petróleo va a permitir acceder a mayores mercados y generar divisas para lograr un equilibrio en las cuentas públicas».

El desafío tecnológico

Diego Ordoñez, titular de DOW Argentina, ordenó su discurso en función de tres ejes principales para pensar los próximos proyectos de inversión: la revolución de la escala, la huella de carbono y el desperdicio plástico.

El directivo de una de las empresas petroquímicas más importantes a nivel global sostuvo que “Las plantas petroquímicas actuales son 4 veces más grandes de las que se construían hace menos de 20 años y esto tiene implicancias en la toma de decisiones. Además, el valor agredo de convertir una unidad de gas natural en metanol y urea es 2 o 3 veces mayor que si se vende en forma de gas licuado. Si se convierten los líquidos asociados a la producción de gas, fundamentalmente etano y propano, en materia prima para la producción de empaques y envases el valor agregado es 4 o 6 veces superior al valor de gas licuado”. A esto se refiere Ordoñez cuando habla de la “revolución de la escala”.

Por otro lado, el titular de DOW en el país argumentó que Argentina cuanta con una base histórica de capacidad instalada y arrojó un dato interesante: “Construir de cero el polo petroquímico de Bahía Blanca hoy costaría por encima de los US$ 10 mil millones”.

Aun así, disponer de la materia prima con un costo y un régimen impositivo competitivo y contar con una base operativa son condiciones necesarias pero no son suficientes para garantizar el flujo de capitales. “Los directores de las empresas no están dispuestos a aprobar inversiones sin una clara estrategia de neutralidad de carbono, primero por convicción, pero también por las exigencias de los mercados de deuda y las multas”.

El desafío para la industria petroquímica es tecnológico. Por lo tanto, para Ordoñez  habrá que pensar: ¿existe hoy la tecnología para hacer una inversión que sea neutral en carbono?, ¿es económicamente viable?, ¿es conveniente invertir en alternativas que permitan progresar como el hidrógeno azul? Y si la respuesta es positiva, ¿quién invertirá en la captura del carbono y su almacenaje?

Por último, en cuanto a la problemática del desperdicio plástico, “es notoria la evolución de la industria. Pasamos de decir este no es mi problema a asumir que somos parte del conflicto y debemos ser parte de la solución. Tenemos que trabajar con toda la cadena de valor para que ningún plástico termine en el medio ambiente y esto implica inversiones y modelos de negocio distintos al tradicional”, concluyó el ejecutivo.

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El programa tiene una duración de seis meses, en los cuales los jóvenes seleccionados rotarán por las diferentes áreas de negocios asociadas a sus intereses profesionales y a la posición u área de destino que finalmente ocuparán dentro de la compañía. Pampa Energía se compromete a brindar desarrollo, formación y posibilidad de carrera dentro de la compañía, y la posibilidad de asumir sus primeras responsabilidades en el mundo laboral.

El plan de rotaciones implicará la posibilidad de conocer más de una central o negocio. Las principales áreas de operación están ubicadas en Buenos Aires, Bahía Blanca, Mendoza, Neuquén, Salta y Rosario.

“Durante 2017 y 2019 incorporamos a 34 profesionales recientemente graduados de diversas carreras y gracias al acompañamiento brindado por los líderes de Pampa y a la experiencia obtenida dentro de la compañía lograron fortalecer su formación académica. El objetivo para este año consiste en integrar nuevos jóvenes que puedan acompañar los desafíos de nuestras áreas de negocio y que tengan la posibilidad de asumir mayores responsabilidades y desafíos dentro de la organización”, sostuvo Javier Tabakman, director de Recursos Humanos de Pampa Energía.

El programa busca alcanzar jóvenes profesionales recientemente graduados de las carreras de Ingeniería en Petróleo, Química, Mecánica, Industrial, Electromecánica, Electrónica, Licenciatura en Economía y Administración de Empresas.

Los interesados pueden conocer más detalles sobre el programa y postularse ingresando en:  https://grupociadetalentos.com/talentopampa2021

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El subsecretario de Política Económica, Fernando Morra, uno de los colaboradores más cercanos del ministro de Economía, Martín Guzmán, indicó que para desarrollar Vaca Muerta «necesitamos inversiones extranjeras» porque «no alcanzan» con las locales. Además, indicó que “cada vez que la economía crece demanda bienes del resto del mundo. Para esto necesitamos, a medida que acumulamos reservas, ir relajando la regulación de la movilidad de capitales”. Lo hizo hoy en el evento “Una mirada al futuro para la Argentina” del Amcham Forum Energy, organizado por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina. También participaron otros funcionarios y gobernadores como el subsecretario de Planeamiento Energético, Javier Papa, designado en el cardo a pedido de Guzmán; el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez y el embajador argentino en Estados Unidos, Jorge Argüello.

Morra es un funcionario clave en la estructura de Guzmán en Economía. A principios de año el titular de la cartera lo ascendió de la Subsecretaría de Programación Macroeconómica al actual cargo. En los hechos, Morra es el viceministro económico.

El funcionario remarcó que para el gobierno es importante que el país tenga una “economía tranquila”. También explicó la visión del ministerio hacia el sector energético: “la energía es una cuestión macroeconómica”. “En el corto y mediano plazo tenemos que consolidar el abastecimiento interno. Hoy estamos en una situación cercana al autoabastecimiento en hidrocarburos. Necesitamos desarrollar los recursos potenciales del país. Vaca Muerta ofrece una oportunidad única para este objetivo”, mencionó.

Morra señaló que el país va a necesitar de inversiones extranjeras porque con las locales “no alcanzan”. Para esto, “tenemos el mandato del presidente de impulsar un proyecto de Ley que permita el fomento del sector hidrocarburífero para dotar de un marco regulatorio que facilite esa inversión”.

Papa, Gutiérrez y Argüello

Por su parte, Javier Papa comentó que “en la aceleración de la transición energética es importante desarrollar el gas natural porque nos lleva a trazar un puente en el mediano plazo -como combustible de transición- en la producción de hidrógeno azul (a partir de hidrocarburos)”. Pero también remarcó la importancia del desarrollo del “hidrógeno multicolor: azul, verde (renovables) y rosa (nuclear). Para eso se puso en marcha la Mesa Interministerial sobre el Hidrógeno”.  También se refirió a los recursos hídricos y mencionó que el Ejecutivo planea incorporar seis centrales hidroeléctricas por un total de 2,2 GW de potencia para el 2030.

Omar Gutiérrez, gobernador de Neuquén, estableció que la prioridad es alcanzar grandes acuerdos entre todos los sectores para “establecer reglas del juego claras para ser competitivos”. “Estoy convencido de que, si aceleramos los acuerdos y trabajamos el gobierno nacional, los provinciales con la OFEPHi, los sindicatos y las empresas, vamos a poder traer inversiones y que avance y se concrete la potencialidad de Vaca Muerta”.

También participó el embajador Jorge Argüello, quien mencionó que “desde el inicio Vaca Muerta fue desarrollada por empresas de Estados Unidos. El pasado, presente y futuro está ligado a estas inversiones”. Y añadió que Vaca Muerta necesita reglas del juego claras y más competitividad para que “vengan al país más empresas de servicio y petroleras independientes de Estados Unidos, que fueron las que impulsaron el desarrollo del shale en ese país”.

Banco Central y endeudamiento

El secretario de Política Económica, Fernando Morra, remarcó que, para que la economía del país crezca, el Banco Central necesita liquidez en un contexto con regulaciones cambiarias “muy fuertes” que “muchas veces dificultan el proceso de inversión”. Y aclaró que “el alivio en el endeudamiento durante los primeros años es un elemento fundamental para poder comenzar a quitar incertidumbre”.

“A medida que conseguimos un proceso de acumulación de reservas, vamos a ir en la dirección de flexibilizar o suavizar las regulaciones sobre la cuenta capital que hoy tenemos”, afirmó Morra, que agregó que es clave “recuperar el crecimiento económico para generar una mayor capacidad de pago. Una economía que no crece es una economía que no puede pagar”.

Morra también indicó que el gobierno espera reducir el déficit primario este año de 6,5% a 4,2% del PBI: “la mitad va a ser destinados a gastos de capital. Este año vamos a duplicar los niveles de gastos de capital respecto al año anterior”.

La agenda a largo plazo

El funcionario de confianza de Guzmán subrayó también que el gobierno planea reducir el costo de acceso de capital para que las empresas de energías renovables inviertan. “Tenemos condiciones competitivas en ene rgía eólica, en solar, en biomasa y en generación de hidrógeno. Tenemos que darle una estructura regulatoria, pero, y esto es muy importante, así como la dimensión de la renegociación de la deuda y las discusiones respecto del programa que vamos a tener con el FMI, necesitamos un flujo de inversión para estos sectores porque son más demandantes de capital de lo que naturalmente son el resto de los sectores energéticos”, añadió.

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Este 26 y 27 de mayo, Panorama Minero realizará el Simposio y Micro Expo: Infraestructura y Minería 2021, encuentro que unirá al sector minero, energético y de gran infraestructura en una plataforma virtual de avanzada con participación de Chile, Alemania, Perú y Australia, quienes presentarán oportunidades de inversión e innovaciones relacionadas a cada uno de esos países, mientras que por el lado de Argentina se hablará de cobre, potasio, litio y Vaca Muerta, entre otros segmentos de interés.

Como otro de los ejes centrales, el analista financiero Claudio Zuchovicki protagonizará un diálogo junto con el sector público y privado en el que se analizará el rol de la minería en el actual contexto económico y qué es lo que se viene para el país y el mundo en términos productivos en 2021. Será parte del encuentro la Subsecretaría de Política Minera de la Nación, YPF, y los representantes del área minera Facundo Huidobro y Mario Hernández.

Entre algunos de los actores participantes, se destaca la presencia de la secretaría de Minería de la Nación y su secretario Alberto Hensel, la Cámara Argentina de la Construcción, la CAEM, Cochilco y PwC, entre otros.

La inscripción al evento es totalmente gratuita y es posible registrarse desde la web oficial entrando en: https://bit.ly/3nNHZp0

Programa de conferencias completo: https://bit.ly/3xG6JUO

Contacto: informes@panorama-minero.com

Web oficial: www.expoar-infraestructura.com.ar

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La empresa argentina RefiPampa, como socio estratégico de BR Distribuidora y representante oficial de Lubrax en Argentina, logró alcanzar un acuerdo para producir lubricantes en nuestro país. Si bien la firma venía comercializando los productos desde agosto de 2019, ahora se avanzó en la producción local. Sin duda, un hecho significativo para la marca en particular y el mercado argentino en particular.

Hasta ahora, los productos llegaban importados desde Brasil para su comercialización local a través de los canales habituales. Pero con el nuevo acuerdo alcanzado y, después de un proceso de verificación de calidad, desde la segunda quincena de marzo se dio luz verde a la producción local.

Cabe destacar también que RefiPampa es el abastecedor exclusivo de Voy con Energía, la primera red de estaciones de servicio low cost del país, que viene comercializando los productos de la firma brasileña en todos sus puntos. La cadena, 100 % de capitales argentinos, viene trabajando en un ambicioso plan de expansión que incluye tener abanderadas más de 50 estaciones para fin del 2021.

Los productos

Desde la empresa especificaron que se comenzó a trabajar a nivel local con una línea de productos hidráulicos de consumo masivo, como el aceite Lubrax Hydra 68, que ha tenido una muy buena recepción en el mercado argentino y que rápidamente se logró instalar (en permanente crecimiento) apalancado en una inteligente estrategia de distribución. 

En ese sentido, cabe aclarar que, durante mayo, la producción comenzó a abarcar también a la línea de productos Lubrax Hydra 46 y un aceite para motores diésel pesados denominado Lubrax Top Turbo 15W/40, estandarizado bajo la norma de calidad API CI4. Ambos productos se sumarán al catálogo en las próximas semanas. Sin duda, otro anuncio que hará ruido en el mercado.

Crecimiento y calidad

Según se dejó trascender desde RefiPampa, la oferta de productos de fabricación en Argentina seguirá incrementándose en los próximos meses, por supuesto, siempre manteniendo la más alta calidad en sus componentes, elaborados bajo licencia y control de BR Distribuidora.

Cabe destacar que el volumen general de ventas de lubricantes de la empresa creció, entre marzo de 2020 y marzo de 2021, en un 362 % y, con el añadido de la producción local, el intermensual entre marzo y abril fue de un 21 % más. La empresa posee expectativas de mantener este crecimiento sostenido en lo que resta del año, debido principalmente a la elevada demanda de estos productos y a la buena recepción de sus clientes.

Este acuerdo entre RefiPampa y la firma brasileña permite afianzar la relación de la empresa con el negocio de los lubricantes y refuerza su ideal de producir en nuestro país, brindado más oportunidades de trabajo a los argentinos. 

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La producción de la industria petroquímica se incrementó un 31% en el mes de marzo en comparación a febrero de este año. La suba se produjo por el reinicio de varias plantas que tuvieron paradas programadas en meses anteriores y, en menor medida, por el incremento de la demanda en algunos productos. Los datos surgen del informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP).

Los subsectores petroquímicos que favorecieron la recuperación fueron los productos básicos orgánicos y los finales termoplásticos. Sin embargo, la variación anual cayó un 5%, acumulando una caída del 13%.

Por su parte, el relevamiento muestra que las ventas locales crecieron un 41% y las externas un 59% respecto a febrero debido a la comercialización de productos en stock, mayor demanda en los mercados y del aumento de precios de algunos productos. Las ventas locales mantienen valores positivos tanto al compararlas con el mismo mes del año anterior como para la variación acumulada. Por el contrario, las exportaciones muestran caídas en estas dos variables.

Capacidad instalada, déficit y ventas totales

La reseña confeccionada por la CIQyP determina que la capacidad instalada del sector durante marzo 2021 tuvo un uso promedio del 61% para los productos básicos e intermedios y del 83% para los productos petroquímicos.

Con respecto a la balanza comercial de los productos del sector durante marzo de 2021 alcanzó un déficit de 172 millones de dólares, 30% mayor al mismo mes del año anterior, con variaciones del 21% en las importaciones y del 101% en las exportaciones.

En conclusión, las ventas totales (mercado local más exportaciones) de los productos comunicados por las empresas participantes del informe durante marzo de 2021 alcanzan los US$ 313 millones, acumulando un total de US$ 810 millones en el primer trimestre del 2021.

Con respecto a los resultados del informe mensual, Jorge de Zavaleta, director Ejecutivo de la CIQyP, señaló: “creemos que la puesta en funcionamiento de las plantas, luego de sus paradas programadas, colaboraron en el repunte logrado en marzo, pero obviamente sin llegar a parámetros normales que nos hagan vislumbrar una recuperación de la industria. A más de un año de convivir con la pandemia del Covid19, esperamos que esta condición desfavorable del comportamiento de los últimos meses pueda mostrar una leve recuperación de la demanda para los próximos años”.

La CIQyP agrupa a más de 150 compañías afines que representan el 80% del valor agregado industrial del sector conformado por grandes, medianas y pequeñas empresas de capital internacional y nacional.

Pymes

El informe destaca que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), se recuperó durante marzo, alcanzando un crecimiento del 22% en producción, 25% en ventas locales y 70% en ventas externas, respecto al mes anterior. También se observan crecimientos en las tres variables al compararlas con marzo del 2020. Sin embargo, el acumulado del año muestra una caída para la producción respecto al primer trimestre de 2020, pero las ventas del mercado local y mercado externo se mantienen con valores positivos.

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La Cámara Eólica Argentina (CEA) llevó adelante la designación de su nueva Comisión Directiva para el período 2021-2022. Por unanimidad, los miembros de la CEA han reelegido a René Vaca Guzmán, Director de PCR, como Presidente de la misma, acompañado en la Vicepresidencia por Gustavo Ernesto Castagnino; actual Director de Asuntos Corporativos de Genneia.

La designación se realizó durante su Asamblea Anual Ordinaria, en la cual se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, y se aprobaron la Memoria, el Balance, Inventario y el Informe del Revisor de Cuentas del ejercicio 2020.

Las autoridades de la Comisión Directiva incluyen también a Andrés Gismondi, Director General de Vestas, como Secretario; y a Sebastián Roberto Lanusse, Director Operativo de Parques Eólicos Vientos del Sur, como Tesorero 

En función de lo que determina el estatuto, los miembros de la CEA aprobaron por unanimidad y dieron lugar a la reelección de autoridades. La nueva Comisión Directiva quedó conformada de la siguiente manera: 

Presidente: René Vaca Guzmán (PCR)

Vicepresidente: Gustavo Ernesto Castagnino (Genneia)

Secretario: Andrés Gismondi (Vestas)

Tesorero: Sebastián Roberto Lanusse (Parques Eólicos Vientos del Sur)

Vocales Titulares: Gabriel Vendrell (Aluar); Vincent Julien Emilien Riedweg (Nordex); Gastón Maximiliano Guarino (Gri Calviño); Rodolfo Heriberto Freyre (PAE); Pablo Jauck (Siemens Gamesa); Diego López Cuneo (Hychico)

Vocales Suplentes: Florencia Fridman (PCR); Adriana Shimabukuro (Genneia); Cecilia Remiro Valcarcel (Vestas); Angel Horacio Antelo (Parques Eólicos Vientos del Sur); Santiago Cuccorese (Aluar); Marcos Cardacci (Nordex); Antonio Barbosa (Gri Calviño); Favio Jeambeaut (PAE); Mehdi Hadbi (Siemens Gamesa); Jorge Carlucci (Hychico)

Revisor de Cuentas Titular: Fernando Petruci (Enercon)

Héctor Ruíz Moreno continuará ejerciendo la Gerencia General de la CEA. 

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La Cámara Eólica Argentina (CEA) llevó adelante la designación de su nueva Comisión Directiva para el período 2021-2022. Por unanimidad, los miembros de la CEA reeligieron a René Vaca Guzmán, director de la compañía PCR, como presidente de la entidad. Como vicepresidente fue elegido por Gustavo Castagnino, actual director de Asuntos Corporativos de Genneia. Las autoridades de la Comisión Directiva incluyen también a Andrés Gismondi, director General de la empresa Vestas, como Secretario, y a Sebastián Lanusse, director operativo de Parques Eólicos Vientos del Sur, como Tesorero.

La CEA, creada a fines del 2017, actualmente agrupa a más de 20 empresas que ocupan diferentes lugares en la cadena de valor del sector y representan en su conjunto a más del 70% de la potencia instalada en el país.

La designación se realizó durante su asamblea anual ordinaria de la cámara, en la cual se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, y se aprobaron la memoria, el balance, inventario y el informe del revisor de cuentas del ejercicio 2020. En función de lo que determina el estatuto, los miembros de la CEA aprobaron por unanimidad y dieron lugar a la reelección de autoridades.

La nueva Comisión Directiva quedó conformada de la siguiente manera:

Presidente: René Vaca Guzmán (PCR)

Vicepresidente: Gustavo Ernesto Castagnino (Genneia)

Secretario: Andrés Gismondi (Vestas)

Tesorero: Sebastián Roberto Lanusse (Parques Eólicos Vientos del Sur)

Vocales Titulares: Gabriel Vendrell (Aluar); Vincent Julien Emilien Riedweg (Nordex); Gastón Maximiliano Guarino (Gri Calviño); Rodolfo Heriberto Freyre (PAE); Pablo Jauck (Siemens Gamesa); Diego López Cuneo (Hychico)

Vocales Suplentes: Florencia Fridman (PCR); Adriana Shimabukuro (Genneia); Cecilia Remiro Valcarcel (Vestas); Angel Horacio Antelo (Parques Eólicos Vientos del Sur); Santiago Cuccorese (Aluar); Marcos Cardacci (Nordex); Antonio Barbosa (Gri Calviño); Favio Jeambeaut (PAE); Mehdi Hadbi (Siemens Gamesa); Jorge Carlucci (Hychico)

Revisor de Cuentas Titular: Fernando Petruci (Enercon)

Héctor Ruíz Moreno continuará ejerciendo la Gerencia General de la CEA.

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Los referentes de los gremios petroleros de todo el país volverán a encontrarse hoy en las oficinas de YPF en Puerto Madero, en lo que funcionará como un preámbulo a la reunión formal que tendrán mañana en el Ministerio de Trabajo con el fin de resolver la dilatada negociación por las paritarias 2020/2021, que expiran el 31 de mayo.

YPF, el mayor jugador del mercado, intentó la semana pasada una vía alternativa para concluir el proceso: directivos de la petrolera que preside Pablo González propusieron a Claudio Vidal, secretario de petroleros privados de Santa Cruz, el cobro de un bono de $ 100.000 por única vez para cerrar adecuar la paritaria 2020 a la inflación efectivamente registrada. Vidal dio luz verde a esa propuesta y operó como punta de lanza para que otros gremialistas —como José Lludgar, de petroleros jerárquicos de Patagonia Austral— también la acepten.

Sin embargo, la semana pasada, cuando debía refrendar la aceptación en el Ministerio de Trabajo frente al resto de los gremios ante los funcionarios de Trabajo, el sindicalista de Santa Cruz no se presentó y la negociación terminó naufragando.

Un par de días más tarde, Vidal quedó políticamente muy esmerilado cuando Guillermo Pereyra y Marcelo Rucci, líderes del sindicato de Neuquén, difundieron el sábado una foto con Alberto Fernández en la quinta de Olivos, horas antes de que el Presidente viaje a Europa. Esa reunión se concretó por intermediación de la CGT sin que YPF realizara ninguna gestión, pero aún así Vidal acusó a las petroleras de haberlo usado como fusible para terminar negociando con Pereyra. Otros referentes sindicales comparten esa lectura. La reunión de hoy buscarán desactivar esa tensión.

Números

Lo curioso es que, al margen de estas rencillas personales, en los números el arreglo no parece estar lejos.

La foto que enojó a Vidal: Pereyra y Rucci se reunieron el sábado con Fernández en la quinta de Olivos.

Los sindicatos pretenden recibir un 30% de mejora salarial en la paritaria 2020 para recuperar lo que perdieron por la aceleración de la inflación. Ya percibieron un 15% en 2020. Con lo que reclaman ahora llegarían a un 45%, en espejo con la evolución del índice de precios del año pasado. Si se tiene en cuenta que la gobernación de Neuquén tuvo que reconocerles un 53% a los trabajadores de ATE tras el conflicto con los autoconvocados de Salud, no parece ser una mala negociación para las empresas.

Lo más probable, entonces, es que la paritaria se termine cerrando mañana sobre la base de esa oferta, aunque para eso primero habrá que descomprimir la tensión con Vidal y los gremios del sur. Por momentos, como analizaron en una empresa de servicios, la negociación se presenta más como una paritaria de dirigentes que como una continuidad de la demanda de las bases.

¿Cuáles son los puntos a tener en cuenta?

El sindicato de Neuquén está dispuesto a aceptar una mejora del 30% de los sueldos a instrumentarse en tres cuotas a partir de mayo. Para diferenciarse de Pereyra, algunos de los gremios del sur pidieron concretar la suba en dos cuotas.La fecha de finalización de la paritaria 2020/2021. Lo firmado el año pasado en el Ministerio de Trabajo establece que ese acuerdo salarial expira el 31 de mayo. A cambio de reconocer un 30% de aumento, las empresas pretenden extender esa paritaria hasta el 31 de diciembre. Es lo que acordaron informalmente con Pereyra. Pero para limar el protagonismo del líder neuquino, gremios del sur quieren que la prórroga de la paritaria actual no se vaya más allá del 31 de octubre para negociar una nueva suba durante este año y no patear la discusión para el año que viene, tal como adelantó este medio el 15 de abril.Mañana vence el segundo tramo de la conciliación obligatoria dictada por Trabajo para neutralizar el paro de actividades que habían convocado los sindicatos de todo el país hace tres semanas. Se descuenta que habrá algún tipo de acuerdo entre hoy y mañana. Después del conflicto en Neuquén que paralizó la actividad durante casi todo abril, las partes no parecen tener margen para iniciar un conflicto. Las petroleras, y en especial YPF y el gobierno, no pueden darse el lujo de perder más días de perforación de pozos de gas antes de la llegada de los meses de menores temperaturas. Y los sindicatos tampoco parecen tener tanto margen para abrir un conflicto en plena segunda ola con un nivel de actividad todavía muy deprimido.

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El gobierno de Estados Unidos declaró este domingo el estado de emergencia en los estados abarcados por Colonial Pipeline, la principal red de transporte de combustibles por ductos en el país. Los tramos troncales de la red llevan tres días fuera de servicio luego de que un ciberataque forzará a la compañía a realizar una desconexión preventiva y no hay una perspectiva clara sobre cuándo regresará a operación.

El Departamento de Transporte emitió ayer una declaración de emergencia en 17 estados de la costa este y en el distrito federal de Columbia, en un intento por garantizar el abastecimiento de combustibles. La medida levantó algunas restricciones al transporte de productos refinados por tierra. “Esta declaración aborda las condiciones de emergencia por las que existe una necesidad de transporte inmediato de naftas, diésel, combustible para aviones y otros productos refinados del petróleo y brinda el alivio necesario”, dijo el Departamento de Transporte.

Los futuros de la gasolina en Estados Unidos tocaron ayer precios máximos de hace dos años. Analistas del mercado no esperan un gran e inmediato impacto en los precios debido a la disponibilidad de inventarios. No obstante, advierten que el gobierno podría necesitar tomar medidas más drásticas en caso de que la compañía no pueda restablecer su operación por completo en los próximos días. Reuters informó que al menos seis tanqueros fueron reservados provisoriamente este lunes para enviar naftas desde Europa a destinos estadounidenses.

Colonial Pipeline

Colonial Pipeline es el mayor sistema de tuberías para el transporte de productos refinados en Estados Unidos. Transporta más de 2.5 millones de barriles de combustible por día a través de una red de 8.850 km de tuberías que conectan las refinerías con los puntos de comercialización. La red troncal conecta Texas con Nueva Jersey y el puerto de Nueva York, cubriendo el 45% del abastecimiento de combustibles en la costa este del país.

La compañía comunicó en la tarde del domingo que se encuentra desarrollando un plan para restaurar el sistema. “Si bien nuestras líneas principales (líneas 1, 2, 3 y 4) permanecen fuera de servicio, algunas líneas laterales más pequeñas entre terminales y puntos de entrega ahora están operativas. Estamos en el proceso de restaurar el servicio a otros laterales y pondremos nuestro sistema completo nuevamente en línea solo cuando consideremos que es seguro hacerlo y en total cumplimiento con la aprobación de todas las regulaciones federales «, dijo Colonial Pipeline Company.

Ante la falta de claridad sobre el tiempo que llevará restablecer el servicio y la perspectiva de que puedan faltar combustibles, el gobierno flexibilizó las operaciones para su transporte y despacho por tierra. El poder ejecutivo puede invocar distintas medidas para garantizar el abastecimiento en las ciudades y los aeropuertos de la costa este, tal como ocurrió en situaciones de emergencia anteriores. Por ejemplo, puede otorgar un permiso temporal para que barcos de bandera extranjera transporten combustibles y otros productos entre puertos estadounidenses.

Ciberataques

La emergencia vuelve a encender el debate sobre la ciberseguridad en Estados Unidos. La creciente escalada de ciberataques contra empresas e infraestructuras vitales encuentra particularmente vulnerable al sector energético. El gobierno anunció a fines de abril un plan para reforzar la seguridad en las redes eléctricas estadounidenses en los próximos 100 días. “Estados Unidos enfrenta una amenaza cibernética creciente y bien documentada por parte de actores malintencionados”, dijo la secretaria de Energía, Jennifer Granholm.

En el caso de Colonial Pipeline el ataque se trata de un caso de ransomware, en el que la víctima ve restringido el acceso a sus sistemas o a información sensible y es extorsionada para recuperarlos.  Bloomberg reportó que la compañía detectó el jueves el robo de 100 GB de información. Los ataques de tipo ransomware son cada vez más comunes a nivel global y especialmente en Estados Unidos, que registró el año pasado 2.354 ataques contra entidades gubernamentales, de salud y escuelas. Sin embargo, los ataques contra importantes compañías e infraestructuras vitales siempre generan la sospecha de alguna participación de un Estado extranjero.

“Una brecha común en la industria de las tuberías es la falta de segmentación de las redes de adquisición de datos y control de supervisión de tuberías (SCADA), que son las redes que conectan el centro de control de tuberías a cada terminal, estación de bombeo, válvula de aislamiento remoto y parque de tanques a lo largo de la tubería”, explicó John Cusimano, vicepresidente de la empresa de ciberseguridad aeCyberSolutions al portal Natural Gas Intelligence. “Esto significa que una vez que alguien obtiene acceso a la red SCADA, tiene acceso a todos los dispositivos de la red”, dijo el experto.

La secretaria de Comercio, Gina Raimondo advirtió ayer que los ataques cibernéticos contra empresas e infraestructura estadounidenses “llegaron para quedarse» y son cada vez más frecuentes. La Casa Blanca estableció el fin de semana una task force entre las agencias del gobierno para monitorear y enfrentar la situación.

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En el marco de su 73° aniversario, y durante todo el mes de mayo, la compañía promocionará su línea de tanques plásticos con descuentos de hasta un 70 % en la segunda unidad, dirigido a todos sus clientes y distribuidores asociados.  

Al respecto, el Asesor Comercial de la División Plásticos, Mariano Durando, señaló: “Para el aniversario tenemos una gran oportunidad para nuestros clientes. Con la compra de un tanque pueden obtener un gran descuento, del 70% en la segunda unidad (ver bases y condiciones). Salimos con combos prearmados por nosotros y la posibilidad de que el interesado arme su propio combo, lo importante es llevarle al cliente lo que necesita y a valores realmente convenientes”.

Los tanques, que forman parte del lanzamiento, son 12 modelos de la línea verticales y horizontales y son equipos de polietileno reforzados que se utilizan para trabajar con fertilizantes, productos químicos y también se utilizan para el almacenamiento de agua. La promoción, que está dirigida para todo tipo de clientes y la red de distribuidores que Bertotto Boglione tiene a lo largo y ancho del país, es con entrega inmediata y se trasladan con el transporte de la compañía en el destino que informe el cliente.

En este sentido, Durando también se refirió a la financiación y a los medios de pago que la empresa ofrece a sus compradores: “Tenemos varias alternativas de pago como por ejemplo financiación propia; ahora 12 y convenios con muchos bancos. Además, en nuestra línea de acero y transporte contamos con distintas formas de pago de contado, con importantes descuentos o financiaciones a largo plazo propia o mediante convenios bancarios”.

Bertotto Boglione S.A. produce tanques de plástico y acero, fabrica todo tipo de accesorios y desarrolla Estaciones Portátiles de Combustibles para industrias de Oil & Gas, Minería, Agro, etc. De esta forma, llega a la Argentina y al mundo entero beneficiado por las modernas soluciones de logística y el avance de las comunicaciones, el cual permite ampliar el horizonte hacia cualquier rincón del planeta.

La empresa festeja a lo grande y lo hace pensando en sus clientes, acompañándo sus proyectos desde el origen.

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El presidente Alberto Fernández firmó el Decreto de Necesidad y Urgencia 322/21 para prorrogar por 60 días la Ley de Biocombustibles, que está en vigencia desde 2006. Lo hizo a dos días de que expire la norma actual. El primer artículo del DNU, publicado hoy en el Boletín Oficial, extiende el actual régimen de promoción para la producción de biodiesel y bioetanol establecido en la Ley Nº 26.093 hasta el 12 de julio “o hasta que entre en vigencia un nuevo marco regulatorio de biocombustibles, lo que ocurra primero”. También lleva las firmas del Jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, y del ministro de Economía, Martín Guzmán.

La norma, que vencía este miércoles, establece la mezcla obligatoria del 12% del bioetanol con las naftas y de un 10% del biodiesel con el gasoil. Además, fija un régimen de cupos y precios regulados.

En los considerandos, el DNU remarca que “cuenta con estado parlamentario un proyecto de ley por el que se propicia aprobar el marco regulatorio de biocombustibles en el que se definirá el nuevo rumbo estratégico del sector en consonancia con las necesidades energéticas del país”.

Proyecto en el Congreso

La prórroga mediante DNU era la alternativa que el gobierno tenía luego de que no pudo avanzar en el Congreso, hasta el momento, el proyecto de Ley impulsado por el diputado nacional Marcos Cleri, de estrecho vínculo con Máximo Kirchner. El proyecto fue presentado en abril en la comisión de Energía de la Cámara de Diputados y establece hasta 2030 una fórmula para evitar la escalada de precios en los surtidores y reduce de 10% a 5% el corte del biodiesel.

En el caso del bioetanol, deja el mismo corte del 12% distribuido 6% para el etanol de caña y 6% para el producido a base de maíz, pero con la posibilidad de que la Secretaría de Energía pueda reducir 3% este último (no el de caña).

La oposición, sobre todo encarnada en legisladores de las provincias del centro del país que producen biodiesel, y algunas cámaras empresarias, venían reclamando una prórroga de la actual ley.

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Marcelo Rucci atiende el teléfono desde su casa en Rincón de los Sauces, la base de operaciones desde la que construyó su poder político tanto dentro del sindicato de petroleros privados como dentro del Movimiento Popular Neuquino (MPN). Ex intendente de la localidad ubicada en el norte de Neuquén, es el verdadero factótum de poder en el territorio. En una entrevista con EconoJournal, el número dos del gremio petrolero que todavía dirige Guillermo Pereyra analiza la dilatada negociación con paritarias con las empresas petroleras; mide fuerzas con los privados de cara a un eventual conflicto y baraja la relación con YPF, la principal productora de Neuquén.

¿En qué estado está la negociación paritaria con las operadoras?

Frente a la pandemia, entendimos la situación de YPF que está complicada por la deuda y la caída de la actividad. Hicimos un esfuerzo y nos comprometimos. Con el artículo 223 bis de la Ley de Contrato de Trabajo y el plan de sustentabilidad íbamos a sacar la actividad adelante. Lo hicimos y hoy nos encontramos con la negativa para darnos lo que nos corresponde, que es lo mismo que dice el presidente de la Nación y el ministro de Economía. Los salarios no pueden ir por debajo de la inflación y estamos pidiendo eso en un año ya perdido. El aumento salarial (de la paritaria 2020/21, que termina el próxima 31 de mayo) pasó a ser una recomposición porque ni siquiera es un aumento. No entendemos por qué no se puede avanzar. Es un tema de análisis.

Desde el Sindicato pidieron un 30% de aumento para cubrir un 45% y quedar empatados con la inflación de 2020. Entiendo que, como moneda de cambio, ofrecieron extender la negociación de la paritaria 2030/2021 desde el 31 de mayo hasta el 31 de octubre. ¿Cuál fue el argumento de las operadoras para no avanzar teniendo en cuenta que la inflación del año va a estar en torno al 40 por ciento?

Sinceramente creo que es una respuesta que deben dar las empresas. Hemos colaborado, hemos tratado de sacar la actividad adelante y hemos perdido compañeros en esta pandemia. Somos trabajadores esenciales, no nos plegamos a una medida que hubiera sido la más fácil (el conflicto con los autoconvocados) y tuvo por consecuencia que la provincia pague un aumento salarial. Fuimos a trabajar cruzando el río en bote para que no se paralizara la actividad y que paguen de esta manera duele, porque genera un descreimiento en la palabra.

Se termina erosionando la confianza…

Claro. Cuando firmamos el artículo 223 planteamos el compromiso de reconocer el esfuerzo de los trabajadores petroleros. Pero nos cuesta todo un Perú. A otros gremios que trabajan en la misma actividad les dieron aumento y a nosotros no. Como ocurrió con Camioneros, que en su momento a ellos sí y a nosotros no.

El año pasado el gobierno generó una situación de tensión con el sindicalismo petrolero cuando otorgó a Camioneros una suba del 30 por ciento mientras negociaba con ustedes una suma inferior. Ahora ATE llegó a un acuerdo con Neuquén para aumentar un 53 por ciento escalonado para los trabajadores estatales. ¿Cómo impacta esa situación en la negociación paritaria?

Se dificulta porque hoy la actividad está a pleno. Si bien esperábamos otras inversiones hacia adelante, hoy estamos hablando de que hay récord de fracturas, de record de producción. Nosotros levantamos la actividad y le pusimos el cuerpo y el pecho a una situación que vive el país y el mundo como es la pandemia. Tuvimos que hacer un gran esfuerzo como trabajadores esenciales y lo hicimos. La gente está enojada porque no se reconoce el esfuerzo de los trabajadores con el artículo 223 y con el plan de Sustentabilidad mientras la gente está en la casa cobrando menos de la mitad del salario. Pusimos todo en marcha, sostuvimos todo lo que había que sostener para que el país no decayera a través de los hidrocarburos y nos pagan así.

El sindicalismo petrolero se caracteriza por tener líderes territoriales fuertes como ustedes en Neuquén, Jorge “Loma” Ávila en Chubut, José Llugdar en Patagonia Austral y Claudio Vidal, en Santa Cruz, entre otros. Aún con diferencias, la mayoría no aceptó el pago de un bono único de $ 100.000 que ofrecieron las empresas para cerrar la paritaria 2020/21. ¿Por qué?

Tenemos una causa común que es defender los derechos de los trabajadores. Me parece que los bonos, en una situación como la de hoy, no benefician a ningún trabajador. A los gremios nos une la defensa de los trabajadores, pero la idiosincrasia de las provincias, los dirigentes y los personalismos hacen que no podamos hablar el mismo idioma.

Además, no es igual la situación de Mendoza que la de Neuquén, ni la de Salta, ni la de Chubut. Nosotros somos los representantes de los trabajadores de Río Negro, Neuquén y La Pampa. Nos movemos dentro de ese marco y tomamos y medimos el termómetro de lo que quiere la gente. No hay nada que no sea razonable o que esté fuera de lo que el mismo gobierno nacional pregona: que los salarios no estén por debajo de la inflación. No estamos descolocados para nada, al contrario, estamos desfasados en el tiempo.

¿Existió una interlocución con Pablo González, el nuevo presidente de YPF, que viene de la política y entiende las lógicas en el plano sindical?

No he tenido la oportunidad (de hablar con él), me gustaría charlar porque sé que viene de una provincia patagónica y sabe lo que es sufrir todas estas consecuencias. Son provincias donde la actividad petrolera es una base fundamental para la sociedad. Me parece que González entiende mejor que nadie lo que pasa en la Patagonia. Me encantaría conocerlo y tener una charla.

 ¿Cómo define el diálogo con YPF, que es el mayor inversor de la provincia y la petrolera con mayor actividad en la cuenca, tanto en Neuquén como en Río Negro?

YPF es el actor que mueve los convenios colectivos. Fuimos convocados en cinco oportunidades a Buenos Aires para hablar de paritarias y las cinco veces no conseguimos nada, ni siquiera un ofrecimiento descabellado. La gerencia que da órdenes detrás de un escritorio no tiene que establecer ese trato con los trabajadores, los que producen y arriesgaron su vida en los yacimientos. Hay que valorar a los trabajadores petroleros y no vimos valorado eso, ni siquiera a través de los referentes como es el caso de Guillermo Pereyra. Tendríamos que haber recibido otro trato. Yo sentí que hubo un destrato, una falta de respeto que no corresponde porque hicimos todo lo posible para ayudar. Fue una ardua tarea en 2020 y fuimos cinco veces para nada, porque ni siquiera había una propuesta. No podemos en un contexto de pandemia viajar, ir y venir, por nada. La gente se enoja porque nos citaron cinco veces en Buenos Aires y volvimos sin nada que decir. Surgen las preguntas y se está llegando a una situación límite.

Se declaró el paro en toda la Argentina con todos los gremios. El Ministerio de Trabajo de la Nación dictó una conciliación, acatamos y estamos dispuestos a negociar pero los tiempos se terminan. La conciliación ya terminó, pidieron un plazo de cinco días que termina el miércoles. Después de la conciliación del miércoles, si no hay solución, nos queda un solo camino que es la confrontación.

Rucci en una asamblea del gremio petrolero. Detrás, Guillermo Pereyra, el líder que perdió terreno en la pandemia.

Como dirigentes gremiales no escapan al escenario de conflicto, porque a veces es necesario recurrir a esas palancas. ¿Pero cuán cómodos están iniciando una medida de fuerza en una provincia que acaba de salir de un conflicto que no fue motivado por la agenda petrolera pero que afectó la actividad durante 22 días?

Nosotros no queremos tener conflicto, por eso hicimos todo lo posible para solucionar por la vía de negociación que corresponde. Hemos hecho todo lo humanamente posible para tomar ese camino. Elegimos el camino del diálogo, de tratar de ponernos de acuerdo. Estamos en mayo del 2021 y todavía no podemos cerrar el 2020. Las empresas tuvieron tiempo para analizar esto. La actividad salió adelante pero la dilatación en los tiempos achica el margen de poder seguir negociando por la vía que queremos. Hay un capricho de las operadoras de no darle solución a un reclamo totalmente legítimo. De ninguna manera queremos confrontar. Queremos ir a trabajar y que la gente sea valorada como corresponde.

Pasó algo extraño durante esta negociación paritaria. Incluso CEOPE, la cámara de empresas de servicios, que es la que tiene más personal contratado y suele ser la más renuente a firmar las paritarias, estaba dispuesta a acompañar su propuesta de un 30 por ciento escalonado y extender los plazos de la paritaria 2021/2022. ¿Esa propuesta sigue vigente?

Durante la reunión de la que participaron las cámaras y los sindicatos, desde CEOPE sostuvieron que no estaban de acuerdo con un monto fijo. Entonces hay una parte de las cámaras que están viendo lo que estamos reclamando y que nos dan la razón. Normalmente es difícil que una cámara desautorice a la otra. La CEOPE entiende que es momento de acordar y arreglar algo. En cuanto a las productoras es difícil saber a qué punto quieren llegar.

¿Son las productoras o es YPF la que está tensando más?

Si YPF no está de acuerdo ninguna otra productora da un paso adelante. YPF las arrastra. Hablamos con algunas productoras que están de acuerdo con el aumento del 30 por ciento, pero la que cierra la negociación es YPF.

La producción de gas de las petroleras no respondió de la manera prevista por el conflicto con los autoconvocados. YPF, Tecpetro y PAE, por citar tres ejemplos, deberían estar produciendo más gas del que inyectan. Por lo tanto, hay una dificultad para  inyectar los volúmenes comprometidos con el Plan Gas.Ar. ¿Cuánto margen tienen las empresas y los gremios de ir a un conflicto y paralizar nuevamente los yacimientos de gas?

El conflicto que hubo (con los autoconvocados) no fue ocasionado por los trabajadores petroleros. Los trabajadores no tenemos por qué pagar los platos rotos de un conflicto estatal. Las inversiones no vienen en tiempo y forma. Algunas productoras venían tarde con las inversiones y aprovecharon para echarle la culpa a este conflicto. No todas las empresas estaban en condiciones de cumplir con el Plan Gas. Esto es una realidad porque no empezaban las inversiones, no empezaban las fracturas, las perforaciones y eso lo vemos todos los días en el campo.

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