Hasta 450.000 trabajadores del sector petrolero y gasífero de Canadá perderán sus empleos hasta 2050 a medida que el país implementa políticas para cumplir con sus objetivos medioambientales, según un informe divulgado este martes y que advierte a las autoridades canadienses del impacto social.
Alrededor de 600.000 puestos de trabajo dependen, de forma directa e indirecta, del sector petrolero y gasífero de Canadá por lo que de cumplirse las previsiones del estudio realizado por el banco TD la destrucción de empleo afectaría a tres cuartas partes del sector.
Canadá es el cuarto mayor productor de petróleo del mundo, sólo por detrás de Estados Unidos, Arabia Saudí y Rusia, según datos del Gobierno estadounidense.
En 2020 el país norteamericano produjo 5,29 millones de barriles de crudo al día, lo que supuso el 6 % de la producción mundial.
El informe de TD, una de las principales instituciones financieras de Canadá, advierte de que si las autoridades canadienses no toman medidas para que los trabajadores del sector puedan capacitarse en otros sectores el país vivirá una crisis similar a la que sufrió a finales del siglo XX y principios del XXI cuando centenares de miles de empleos desaparecieron del sector manufacturero por los cambios tecnológicos.
En 1980, el 19 % de la fuerza laboral canadiense estaba empleada en el sector manufacturero. En la actualidad esa cifra se ha reducido al 9 %.
TD advirtió que las consecuencias económicas de esa dramática destrucción de empleo «todavía se sienten hoy en día» con la desaparición de trabajos con salarios medios.
El informe reconoce que aunque la transición a una economía más verde y sin emisiones de gases con efecto invernadero creará nuevas oportunidades laborales, son necesarias políticas que permitan a los trabajadores afectados por la desaparición de empleos beneficiarse de la nueva bonanza.
Uno de los autores del informe, Francis Fong, señaló al periódico «The Globe and Mail» que se pensó que transición tecnológica del sector manufacturero transcurriría con facilidad pero que la realidad «fue mucho más complicada de lo que anticipamos».
«Creo que esta tiene el potencial de ser tan complicado sino mucho más turbio», declaró.
Los autores recomendaron que las autoridades canadienses trabajen con el sector para identificar las cualidades necesarias en el sector de energías limpias y concentrar las inversiones en las comunidades que resultarán más afectadas por la desaparición del empleo en el sector petrolífero.
El gobierno deberá saldar en las próximas tres semanas la discusión interna acerca de qué hacer con las tarifas de gas y electricidad. Esa disputa entre el ministro de Economía, Martín Guzmán, y los funcionarios del área energética referenciados en el cristinismo sigue viva, aunque deberá resolverse, para un lado o para el otro, antes del 1º de mayo. Esa es la fecha tope según el calendario que baraja el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, que ayer recibió a EconoJournal en su despacho del séptimo piso en el edificio de Paseo Colón 171, frente a la Casa Rosada.
Basualdo, principal referente en temas energéticos que hoy tiene el Instituto Patria, es quien tiene a su cargo lo que sucederá con las tarifas de Edenor y Edesur, las dos mayores distribuidoras eléctricas del país.En esa clave, planteó tres escenarios bien concretos.
“Las tarifas pueden aumentar un 7% o un 9%, o directamente pueden no aumentar”, puntualizó. El congelamiento, que lleva ya dos años, se extendería si se agrava la situación social por la pandemia.
Las posiciones contradictorias dentro del gobierno están claras. En diálogo con María O’Donnel y Ernesto Tenembaum en CNN, Guzmán volvió a repetir el sábado que el aumento de las tarifas a lo largo del año será de dos dígitos y permitirá que los subsidios energéticos continúen en el orden del 1,7% con relación al PBI. La discrepancia de criterios es evidente. Sólo resta saber quién termina de imponer su idea.
Basualdo no quiso ahondar en la polémica, pero se expresó desde un lugar de fortaleza, incluso hablando en nombre del secretario de Energía, Darío Martínez, su superior según el organigrama de la Secretaría, aunque es evidente que el subsecretario tiene juego político propio.
“No tiene sentido que el gobierno siga discutiendo esto. Hay que aplicar las políticas en función de los principios sociales y económicos que representamos y más en un contexto de segunda ola y posibles restricciones tanto a la circulación como a la actividad económica. Ya está agotada esa discusión. No quiero hacer debate sino solamente dejar en claro cuál es la posición de la Subsecretaria de Energía Eléctrica y secretaría de Energía porque en esto hay un claro alineamiento de los entes reguladores”, advirtió. Incluso pareció enviarle un mensaje de cavilación a Guzmán. “A veces la gestión es frustrante en cuanto a lo que uno espera que suceda y no sucede. Habrá que superar esas frustraciones y seguir adelante”, afirmó.
-En una entrevista la semana pasada con Radio con Vos, comentó que las tarifas de Edenor y Edesur podrían aumentar un 7%, un 9% o un 15 por ciento. ¿Debe hacerse una interpretación taxativa de esas cifras o fue sólo una expresión figurativa?
–El aumento puede directamente no ser o puede ser de un 7% o un 9 por ciento. Es una posición no solo de los entes reguladores sino también de la Secretaría de Energía que administra el sector energético, las políticas, los subsidios específicos y la política tarifaria.
-Sin embargo, el fin de semana el ministro de Economía habló en un canal de noticias que el plan es aplicar un aumento en el año de dos dígitos en distintas etapas. ¿Cómo interpreta esas declaraciones?
-El ministro está haciendo un gran trabajo en términos de renegociación de la deuda tanto con el FMI como con el resto de los acreedores que nos dejó el gobierno de Mauricio Macri. Nuestro gobierno tiene principios sociales y económicos muy claros. La prioridad en este momento es acompañar a los sectores populares, a la clase media y a la actividad económica en su reactivación. Esto quiere decir la reactivación de la actividad económica y la recuperación del poder adquisitivo de los trabajadores y trabajadoras. Eventualmente, en la medida en que la situación sanitaria imponga nuevas condiciones, también vamos a acompañar desde el gobierno a los argentinos. En esa línea, la política tarifaria es una política clave para garantizar una distribución del ingreso que no sea regresiva, situación que se dispara en crisis como esta. Obviamente, el acompañamiento en una situación crítica como la que estamos atravesando implica definir estos parámetros tarifarios. Luego se realizará el resto de las cosas. A veces se plantea que hay una posición irreverente de los entes reguladores, yo soy subsecretario de Energía Eléctrica y es una posición de los entes, pero también de la secretaría y del gobierno para acompañar a la población en este momento difícil.
¿Qué elementos técnicos se están midiendo para hablar de un porcentaje de aumento del 7 o el 9 por ciento?
-No tiene sentido que el gobierno discuta esto. Hay que aplicar las políticas en función de los principios sociales y económicos que representamos y más en un contexto de segunda ola y posibles restricciones tanto a la circulación como a la actividad económica. Ya está agotada esa discusión. No quiero hacer debate sino solamente dejar en claro cuál es la posición de la Secretaria de Energía y la Subsecretaria de Energía Eléctrica porque en esto hay un claro alineamiento de los entes reguladores. A veces la gestión es frustrante en cuanto a lo que uno espera que suceda y no sucede. Habrá que superar esas frustraciones y seguir adelante.
-En el caso de que haya recomposición, ¿será el 1 de mayo o aún no está definida la fecha?
-Este mes tiene que resolverse esta situación para seguir avanzando. Antes del 1º de mayo tiene que estar resuelto.
Subsidios
Usted comentó recién que los subsidios a la energía representan un 8% del Presupuesto, de los cuales un 65 por ciento corresponde a energía eléctrica. ¿Le preocupa el hecho de que, si la nominalidad de la macroeconomía sigue deslizándose por la depreciación del tipo de cambio y la inflación, la reducción de subsidios al sector se termine convirtiendo en un objetivo impracticable el año próximo?
-A todos nos preocupa el volumen de subsidios que recibe el sector energético, por eso en primera medida necesitamos la colaboración de las empresas energéticas que en los últimos años registraron importantes ganancias para atravesar este momento. Por otro lado, los principios sociales y económicos de este gobierno, por los cuales Alberto Fernández fue electo presidente, son los que vamos a aplicar en la gestión. La preocupación en relación a los subsidios la tengo porque buena parte de los subsidios energéticos pasan por esta subsecretaría. Estamos desarrollando en conjunto con los entes reguladores y la Secretaria de Energía, mecanismos que nos permitan empezar a asignar de manera más eficiente esos fondos públicos en los subsidios energéticos. Esto específicamente está vinculado a una política de segmentación de la demanda de energía donde no vamos a aumentar la tarifa a los usuarios de grandes ingresos, sino que le vamos a quitar la ayuda estatal, el subsidio. Vamos a trabajar en dos planos, en uno individual para identificar por patrimonio y por ingresos a los usuarios que pueden afrontar el pago pleno de la tarifa y, por otro lado, necesariamente, vamos a tener que combinarlo con algún criterio geográfico que permita avanzar de manera más rápida en la asignación eficiente de los subsidios.
-Insisto sobre este tema. Si bien la crítica de la gestión tarifaria de Cambiemos formó parte de la propuesta electoral que el Frente de Todos presentó de cara a la sociedad en las elecciones de 2019. ¿No le preocupa en algún punto que la nominalidad de la macroeconomía se haya corrido tan rápido desde 2019 a 2021 que licúe de algún modo la fuerza discursiva de esa propuesta? Cuando se congelaron tarifas en febrero de 2019, el tipo de cambio estaba a $49 y hoy está $97.
-Si, en principio lo que tenemos que decir es que el congelamiento empezó en agosto de 2019, en el fracaso de su política energética y tarifaria. La propuesta electoral de nuestro gobierno no fue que vamos a congelar tarifas, sino que íbamos a terminar con la política tarifaria de Macri, cosa que estamos haciendo ahora. Y lo estamos haciendo diciendo que “vamos a acompañar a la economía y a las familias en esta situación crítica que está atravesando Argentina y el mundo”. En la medida que la economía pueda normalizar su actividad y se recompongan los salarios, obviamente la política energética y tarifaria va a acompañar esa recomposición. En tanto eso no suceda, si nosotros planteamos ajustes tarifarios van a ser ajustes económicos sobre la actividad productiva y sobre el poder adquisitivo de las familias que ya está deteriorado por la propia crisis que estamos atravesando.
-¿El acceso a la información de carácter patrimonial de los usuarios va a requerir alguna modificación regulatoria en materia de protección de datos? Teniendo en cuenta la dificultad a la hora de cruzar datos de índole socioeconómica con la titularidad del registro, ya que muchas veces uno consume la electricidad en su casa y la titularidad corresponde a la persona que vivió antes y no se hizo el cambio. Si esto constituye un problema, ¿cómo se resuelve?
-La aplicación de esta política implica la participación de distintos organismos del Estado comprometidos en este grupo de trabajo y el compromiso de las distribuidoras que tienen que normalizar gradualmente la relación entre titular y habitante del domicilio. Estamos hablando sólo de los residenciales, luego abordaremos comerciales e industriales. De hecho, hace dos meses, tomamos una política muy clara respecto de los grandes usuarios de distribución que fue retirarles el subsidio dado que era una población muy reducida y el criterio de aplicación de ese subsidio era totalmente arbitrario.
Algunos países con crisis económica la política pública apuntan a estimular vía tarifas a los agentes del sector productivo e industrial para que puedan dinamizar la demanda agregada de la economía y se transfieren las tarifas más caras a los residenciales. ¿Por qué acá se tomó el camino inverso al trasladar la carga tarifaria sobre los GUDI, que es un universo pequeño de industrias que también la están pasando mal?
-Hay todo tipo de actividades dentro de los grandes usuarios de distribución. Algunos la están pasando mal y otros no. Los grandes usuarios de distribución vinculados a la salud y la educación fueron exceptuados de esta política y se los sigue ayudando para que puedan funcionar. Básicamente el objetivo fue terminar con una política de subsidios indiscriminada y sin criterio e iniciar un camino de mayor eficiencia en la administración de fondos. Un elemento importante respecto a lo tarifario y a lo que viene es que no hay que ser dogmáticos en cuanto a la aplicación de determinados porcentajes de aumento tarifario. Hay que abrir el panorama y tener en cuenta que es una situación compleja pero el sector energético tiene particularidades que no se resuelven con un aumento tarifario y no hay que ser caprichosos en ese sentido.
Visión de fondo
-En cuanto a las directrices del sector energético, si uno mira los últimos 20 años, desde la salida de la Convertibilidad, los marcos regulatorios tanto de gas como de electricidad (la Ley del Gas y la de Electricidad) no se cumplieron, pero tampoco se terminaron de cambiar. ¿Crees que habrá que rediscutir la ley de electricidad?
-Es momento de rediscutir la regulación del sector eléctrico. Efectivamente la regulación no se modifica desde los años 90, solo se modificó de facto por lo cual Cammesa tiene el rol que tiene. Fue llevado a ese lugar de organismo de despacho de energía. Hay que discutir en profundidad el funcionamiento de los servicios públicos y el papel del Estado en ese marco.
-¿Es posible encauzar esa discusión en un contexto signado por la pandemia y políticamente complejo? Si se quiere hacer una nueva Ley en el Congreso es necesario buscar consensos, contar con el respaldo de fuerzas opositoras y que haya un apoyo político fuerte al proyecto? ¿Lo ve posible en 2021?
-El proceso hay que iniciarlo. Entiendo que el mejor escenario es un debate abierto en el que la oposición forme parte tanto del debate como de las soluciones, porque son cuestiones estructurales que Argentina tiene que discutir. Hay que iniciar ese camino, quizá no se resuelve este año, pero en la realidad se impone por el nivel de exigencia que presenta el sector energético para el Estado y las cuentas fiscales. Necesariamente habrá que discutir estos temas.
-Durante el segundo gobierno de Cristina Fernández de Kirchner se apeló a la convergencia eléctrica debido a los grandes saltos tarifarios que había en distintos distritos del país. En lo que va de 2021 algunas provincias aumentaron las tarifas hasta un 30%. ¿No le preocupa que esa misma dinámica de atraso tarifario en la región AMBA que se registró en el pasado se replique nuevamente?
-Sí, como preocupación existe. Pero la realidad de hoy es que la situación económica de las concesionarias de todo el país está demandando que el Estado intervenga económicamente todos los días para sostener la actividad. Una vez que arreglemos eso, obviamente el horizonte es tratar de confluir en un nivel tarifario común en todo el país. Pero hoy la situación está muy lejos de eso. Te diría que por el contrario, el segmento de distribución depende en buena medida de la ayuda del estado nacional a las provincias.
-Básicamente lo dice a partir del congelamiento del precio estacionario mayorista…
-Lo digo a partir del congelamiento, yo diría del mantenimiento del precio de la energía para todo el país. Pero también, porque de vuelta, las distribuidoras continúan endeudándose con el Estado nacional vía Cammesa, y ese proceso no terminó en diciembre, sino que continuó en enero, febrero y marzo, registrando en febrero una cobrabilidad del 63%. Con lo cual, es claramente una situación de emergencia en términos del mercado eléctrico y estamos abocados en resolver eso. Y luego tratar de confluir en una normalización general.
¿Cómo se explica a la sociedad que un ajuste tarifario del 7% o el 9% es necesario para defender la cadena de pagos de un sector que es estratégico para el país y evitar, de ese modo, que el Estado tenga que salir con una cantidad de recursos enormes a bancar precisamente el deterioro de esa cadena?
-Sí, básicamente no solo se puede afectar la operatoria del mercado eléctrico, sino que además te va a afectar el funcionamiento de la economía en general. El sector energético interviene fuertemente en el diseño macroeconómico de la Argentina. Por eso el Estado está haciendo el esfuerzo que hace. En cuanto a la explicación de la situación tarifaria y la necesidad de salir primero de las condiciones de funcionamiento que dejó el gobierno de Macri, que fueron muy dañinas en términos económicos y sociales, es un elemento que no hay que dejar de señalar porque recién ahora estamos saliendo. Y porque por otro lado, algunos sectores lo siguen reivindicando como una normalización del mercado eléctrico, cuando en realidad lo único que hizo fue introducir distorsiones en el funcionamiento del sector.
El Estado subsidia un 40% del precio monómico (costo real) de la energía.
Subsidios directos a Edenor y Edesur
-Uno de los principales problemas que existen en el sector eléctrico es la situación económica-financiera de las distribuidoras, que acumulan una deuda creciente con el Mercado Mayorista (MEM). ¿Cómo se implementará el esquema de resolución de parte de esa deuda a través del esquema que prevé el artículo 87 de la Ley de Presupuesto?
-La situación en el segmento de la distribución, y específicamente en el financiamiento de la actividad a nivel nacional que emergió en la pandemia en 2020, es muy preocupante en términos del funcionamiento del mercado eléctrico. Nunca había sucedido en la historia reciente de la Argentina que el Estado haga el esfuerzo que hizo en el 2020 para sostener el sistema y el funcionamiento de la cadena de pagos. Obviamente, eso repercute en una mayor exigencia fiscal para el Estado y por eso en el marco del Presupuesto 2021 se agregó el artículo 87, que básicamente establece las reglas de negociación para la deuda que tomaron los agentes distribuidores durante la pandemia del 2020. Lo que nosotros vemos es que esta situación se está extendiendo. Si bien fijamos un precio de la energía estable para permitir una recomposición de ingresos en el segmento de distribución, tanto por la situación económica y social que tiene el país -sumamente delicada-, como por la falta de oportunidad, la realidad es que pocas distribuidoras recompusieron sus ingresos. Vemos una situación en donde se profundiza el endeudamiento con Cammesa. Ahí, el punto a trabajar es justamente el financiamiento de los agentes distribuidores que no vaya vía Cammesa, porque no es un organismo creado, ni diseñado ni tiene las competencias para administrar esa realidad. Con lo cual, nosotros estamos trabajando de manera tal de cambiar esa situación y regular ese nivel de endeudamiento que durante el 2020 no se pudo regular tanto como por la situación de emergencia como por la falta de herramientas que tiene Cammesa.
-Hace seis meses, la ilusión era que 2021 sea el año de la post-pandemia. Eso no pasó. Y la deuda de las distribuidoras con Cammesa sigue creciendo. ¿Será necesario, en este contexto, buscar un mecanismo adicional para financiar al sector de distribución en los próximos meses?
-Creo que va a ser necesario que en el primer semestre de este año se incorporen nuevas políticas en la administración de los fondos públicos destinados al mercado eléctrico. En este sentido, va a haber que aplicar políticas que nos permitan administrar de manera más eficientes esos fondos. En el Presupuesto 2021, los subsidios energéticos son alrededor del 8% del PBI y el 65% de esos fondos pasan por el sector eléctrico. Con lo cual, obviamente, estamos desarrollando o proponiendo las herramientas necesarias para administrarlos de la mejor manera. Obviamente también contemplando la situación social y económica que estamos atravesando.
-¿Conceptualmente, qué tipo de instrumentos están pensando para cubrir ese rojo del sector de distribución?
-Lo primero que tenemos que hacer es garantizar la cadena de pagos del mercado eléctrico. Lo que hay que garantizar es que las distribuidoras paguen por la energía que les vende Cammesa. Con lo cual, va a haber que generar mecanismos alternativos de asistencia a las provincias que necesiten financiar su actividad de distribución eléctrica. Ese es el sistema general, muy primario, en el que estamos pensando.
-En el caso de Edenor y Edesur, que son de competencia nacional, ¿cómo lo piensa?
-En igual sentido. Es decir, lo que hay que garantizar es el funcionamiento del mercado eléctrico.
-Dentro del artículo 87 de la Ley de Presupuesto una de las cláusulas para poder refinanciar la deuda obliga a las distribuidoras a cumplir en tiempo y forma sus obligaciones como agentes del MEM. Pero las empresas argumentan que por el atraso tarifario no tienen caja para cumplir el requerimiento del artículo. ¿Cómo se salva esta situación?
-En los próximos meses hay que aplicar estas políticas activas que permitan normalizar la cadena de pagos del mercado eléctrico y tanto el artículo 87 como la deuda que las distribuidoras tomaron entre octubre y marzo de este año van a entrar dentro de esos criterios y esas políticas específicas.
-Es decir que habrá una nueva regulación.
-Sí, sin dudas.
-¿Antes de junio debería haber alguna resolución del tema?
-Sí, es así.
Contratos
-¿Cómo discrimina el Estado a aquellos proyectos con contratos PPA’s que efectivamente se vieron perjudicados por los saltos cambiarios de 2019 o por la pandemia de aquellos que nunca lograron cerrar el financiamiento y tienen cero grado de avance?
-Nosotros tenemos hoy 81 proyectos con habilitación comercial. En plazo de ejecución tenemos 75 y 32 fuera del plazo. Sacamos un conjunto de regulaciones, obviamente para reconocer las dificultades del acceso al Mercado Único de Libre Cambio (MULC), el Covid-19 y otros reconocimientos que hicimos a los titulares de esos proyectos para darles tiempo a que recompongan la actividad. En la medida que eso no suceda, efectivamente vamos a ejecutar las garantías y en términos colectivos vamos a dar una señal de salida a los que no tienen posibilidades ni financiamiento para ejecutar los proyectos.
-Otro de los programas fuertes de la gestión de Cambiemos fue la construcción de centrales térmicas y su posterior cierre de ciclo. ¿Qué balance hace de esas iniciativas?
-Esas dos iniciativas tienen precios muy elevados en términos de los contratos que se firmaron. Si bien lo contratos térmicos en la generalidad de los casos están dolarizados, los precios son demasiado elevados.
-En su momento, lo que explicó el gobierno anterior es que necesitaban centrales de rápido ingreso al sistema porque faltaba generación y que por eso se convalidaron esos precios.
-Lo primero que hizo nuestro gobierno fue pesificar las remuneraciones de los generadores que hoy están enmarcados en la Resolución 31, que era inconcebible que esa remuneración esté dolarizada. Dentro de ese universo hay centrales totalmente amortizadas, hidroeléctricas, centrales eficientes, todo igual. Con lo cual, estuvo bien pesificarlo. Luego, lo que vamos a trazar nosotros en los próximos meses es diferenciar las remuneraciones en función de la tecnología y en el aporte que hacen al sistema. En este sentido, hay un trabajo fuerte que hay para hacer en el universo spot o de la resolución 31 y luego abordaremos el tema de los contratos cerrados con la resolución 287.
¿Van a a resolver primero la no actualización automática de la resolución 31, que está suspendida principios de 2020, o directamente antes de actualizar ese tema, van a avanzar con una nueva resolución que discrimine la remuneración por tecnología?
-Vamos a hacerlo de manera paralela. Obviamente, la velocidad de las políticas que vamos a aplicar va a estar en línea con las posibilidades presupuestarias que tiene el Estado. En ese sentido, esos son los márgenes de acción que tenemos.
-¿La no actualización de la resolución 31 se puede resolver en el primer semestre?
-Se está trabajando, no es algo que no nos preocupe. Es algo que tenemos en cuenta. Se está trabajando en alguna solución, pero en este caso prefiero no hablar de temporalidades.
-Cuando se deja de actualizar la remuneración que cobra la potencia base, o la 31, las generadoras empiezan a diferir mantenimientos y los respuestos que se utilizan no se reponen. Eso pasó en 2012 o 2013, lo que obligó al Estado Nacional a salir a financiar un plan de mantenimientos de centrales estratégicas. ¿Se puede volver a un esquema similar?
-La intención es hacer algo central para no trabajar en las particularidades, que son muchas y por ahí distorsionan la política. Es verdad esto que trae a la charla. En los gobiernos de Néstor y Cristina se generaron oportunidades para ampliar la capacidad de potencia de generación y en el gobierno de Macri, con una economía que estaba en permanente caída, se dieron facilidades o beneficios a la instalación de generación, tanto renovable como térmica, cuando en realidad la política económica que se estaba aplicando iba a contramano a la necesidad de esa generación.
-Hoy, el 60% de la generación de energía está remunerada a través de la resolución 31 que las remuneraciones pesificadas y congeladas desde hace un año. A su vez, un porcentaje del sistema se remunera con contratos PPA en dólares. Pareciera que son dos sistemas distintos en uno. ¿Cómo se enfrenta esa situación?
-La intención de nuestra política es unificar los criterios. Por eso le decía de no trabajar con las particularidades de cada agente o cada central, sino establecer reglas básicas que atraviesen a todo el parque. Efectivamente, si uno lo mira son dos realidades muy distintas. La intención es normalizar el funcionamiento del parque generador y que existan las diferencias que tienen que existir en función de la eficiencia y del capital hundido por parte de los accionistas.
-Usted plantea un escenario en el que, si se cumplen determinadas etapas, llegará el momento de pensar qué se hace con los contratos PPA’s que, a su entender, tienen precios caros o elevados. Hay una particularidad que tienen esos PPA, y es que están calzados con deuda emitida en el exterior que en buena parte están en poder de los grandes fondos de inversión con los que negoció el gobierno la reestructuración de la deuda soberana. ¿Coincide con esa composición de escenario y cómo podría incidir a futuro?
-En los contratos que se firmaron, sobre todo de generación térmica, pero también de renovables, en algunos casos la situación es la misma. Claramente presentan una complejidad jurídica adicional porque están bien cerrados. Pero llegado el caso, si la decisión de nuestro gobierno es discutirlo, entiendo que las condiciones generales de la economía argentina y del mundo son el contexto adecuado para hacerlo.
-¿Fue un error firmar ese conjunto de contratos PPA’s tanto térmicos como renovables?
-Muchas de las políticas aplicadas en el sector energético durante el gobierno de Macri fueron en detrimento del sector energético y fueron, si se quiere, aprovechadas por un grupo reducido de empresarios y nuevos empresarios, que se apropiaron de esa red para hacer transferencia de renta, que garantizó tanto la política tarifaria en distribución, como los contratos de generación que se firmaron.
Crisis
-Es un cliché decir que las crisis generan oportunidades. Pero en este contexto tan complejo del país en términos macroeconómicos y a nivel mundial, ¿cree que de alguna forma puede servir como antesala para discutir cuestiones estratégicas de mediano y largo plazo? ¿Es este un momento para dar ese nivel de debate?
-Necesariamente la realidad es tan delicada que esos debates se imponen y obviamente nosotros los vamos a trabajar y poner en la mesa. No solamente en la gestión del Ejecutivo, sino también dado el nivel de complejidad que presentan, entiendo que es necesario el compromiso de todos los sectores políticos con representatividad en la Argentina, para dar soluciones claras en el mediano y largo plazo.
-Una más, a modo de cierre. Está claro que hay una propuesta electoral del Gobierno que es muy crítica hacia lo que hizo el gobierno anterior en materia energética, tarifaria y de políticas de desarrollo del sector. Si tuviese que rescatar algún elemento positivo, ¿marcaría alguno?
-Creo que el gobierno de Macri fue muy dañino en su política económica y muy dañino para el sector energético y el funcionamiento y la dinámica del mercado eléctrico en particular. Con lo cual, nos va a llevar décadas recuperar del daño que hizo. No veo nada positivo del paso de Macri por el Poder Ejecutivo Nacional.
El gobierno está negociando con China el financiamiento para obras de transmisión eléctrica en la zona del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). El monto que estipula el Poder Ejecutivo que demandará el préstamo externo para estas obras será de entre 700 y 800 millones de dólares.
“Estamos negociando con distintas empresas chinas para reforzar el anillado de 500 kV y la conexión del AMBA con el sistema interconectado”, así lo confirmó en una entrevista con Econojournal el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, quien también explicó que habrá una segunda parte del plan de obras eléctricas para el AMBA.
También remarcó que “si bien el plan no va a dar mayor capacidad en términos de transporte, sí va a aportar mayor confiabilidad por el desequilibrio que trajo la instalación de generación térmica en la zona metropolitana. Este plan de obras en realidad es una respuesta a esos desequilibrios para mantener al sistema con el nivel de confiabilidad necesario para que actúe”.
En los hechos, se trata de la continuidad del Plan Federal de Ampliación de Transporte, que quedó trunco en los últimos años. Basualdo subrayó que desde el Consejo Federal de Energía Eléctrica están trabajando en lo que formalmente denominó “Plan Federal 3”, que cuenta con líneas de 500 kV y de 132 kV.
-Usted asumió el cargo en octubre de 2020, tras el período fallido de 11 meses de Sergio Lanziani al frente de la Secretaría de Energía. ¿Qué escenario encontró?
-Cuando llegamos en octubre de 2020 lo primero que encontramos es que toda la actividad de obras, que es muy importante en la Secretaría, sobre todo la vinculada a la ampliación de transporte, pero también relacionada a obras de distribución de media y baja tensión, estaba paralizada porque durante los cuatro años del gobierno de Macri no se impulsó. No solo no se impulsaron obras, sino que aquellas que estaban en ejecución se paralizaron. El primer desafío para la gestión fue empezar a recomponer una ecuación económico-financiera de esas obras para renegociar con las contratistas y que se terminen. En este sentido, durante este año vamos a tener varias inauguraciones en obras de alta y media tensión.
-El Plan Federal de Ampliación de Transporte quedó trunco. ¿A través de qué tipo de mecanismos se pueden activar ese tipo de obras?
-Las que están en ejecución las estamos reactivando. Entre mayo y octubre de este año vamos a hacer inauguración de obras importantes en 500 kV. Y, luego, lo que estamos trabajando desde el Consejo Federal de Energía Eléctrica es un plan de obras. Es un Plan Federal 3, que es de 500 kV como de 132 kV, financiado, en parte con el cargo del Fondo Nacional de Energía Eléctrica, y -obviamente- estamos trabajando para conseguir financiamiento externo que nos permite darle mayor empuje a ese plan de obras.
– ¿Algún organismo multilateral?
-Estamos hablando con todos, incluso estamos hablando también con distintas empresas chinas en proyectos de ampliación de transporte en el Área Metropolitana, que no se hizo o se hizo poco durante las últimas dos décadas y es realmente necesario teniendo la perspectiva de demanda que hay en el Área Metropolitana y obviamente también incorporando obras para todo el país.
-Cuando dice que es necesario reforzar el anillo metropolitano, ¿a qué obras se refiere concretamente?
-Tenemos dos planes de obras: AMBA 1 y AMBA 2. El AMBA 1 lo estamos negociando con distintas empresas chinas para reforzar el anillado de 500 kV y la conexión del AMBA con el interconectado. Esto, si bien no va a dar mayor capacidad en términos de transporte, sí va a dar mayor confiabilidad por el desequilibrio que trajo la instalación de generación térmica en la zona metropolitana. Este plan de obras en realidad es una respuesta a esos desequilibrios para mantener al sistema con el nivel de confiabilidad necesario para que actúe.
– ¿Tienen algún plazo?
-El plazo va a estar definido por el acceso al financiamiento. Si en las negociaciones nos va bien, este año podríamos cerrar el contrato financiero para avanzar automáticamente con el plan de obras. En espejo, vamos a desarrollar las mismas negociaciones para el plan del AMBA 2 y obviamente del Plan Federal de Transporte 3.
– ¿Hay algún proyecto que sí o sí tienen que hacer?
-Sí. Justamente, otras de las herencias del gobierno de Macri fue la política de renovables en donde nosotros nos encontramos con 201 proyectos de las distintas rondas que se lanzaron, pero con más de la mitad con serios problemas de ejecución y avance físico y financiero. En este sentido, lo que estamos apuntando es a limpiar ese universo de proyectos porque están ocupando disponibilidad de transporte, con lo cual imposibilitan la entrada de otros proyectos y porque -además- no están avanzando. En la medida en que los proyectos no avancen vamos a ir ejecutando las garantías e ir generando un camino de salida de manera tal de consolidar a los que están avanzando y, luego, abrir la oportunidad de lanzar un plan nuevo, obviamente reconociendo la situación crítica que impuso la pandemia. Ese plan nuevo va a estar determinado por el costo del financiamiento, que hoy es demasiado elevado como para pensarlo inmediato.
La secretaría de Energía entabló el diálogo con empresas chinas y de otros países. ¿Cuál es el monto de inversión para las obras planificadas?
-Estamos armando esquemas de obras, el AMBA 1, el AMBA 2 y un esquema federal de obras eléctricas. Cada paquete de obras tiene un monto aproximado entre 700 y 800 millones de dólares. Estamos negociando el financiamiento para esas obras.
-En cuanto al mallado de las redes de distribución de Edenor y Edesur, de competencia nacional, ¿cómo hace para que mientras se define un instrumento con el fin de que el Estado financie parte de la operatoria del sector de distribución y se precisa la cuestión tarifaria no queden atrás las obras que hay que seguir haciendo por la baja calidad de las redes?
-En el caso de Edenor y Edesur, el ENRE y la subsecretaría están negociando un acuerdo de transición tarifaria por dos años, tal cual lo establece el decreto 1020/20 de Alberto Fernández. En las negociaciones se instituyen los niveles de inversión que se deben garantizar y la calidad del servicio correspondiente. Con lo cual dentro de ese acuerdo de transición está bien especificado el nivel de calidad y el nivel de inversión que deben realizar las concesionarias. Esos acuerdos no están cerrados. Esta semana es la última en términos de ventana de negociación ya que la intención de nuestro gobierno es cerrar el tema en abril y que en mayo sea una etapa superada.
El medio especialista en minería y organizador de eventos para el sector en Argentina y la región dio a conocer su propuesta comercial y de eventos para los próximos meses. Infraestructura, litio y minería de oro, plata y cobre serán los principales ejes.
Simposio y MicroExpo Virtual: Infraestructura y Minería 2021 26 y 27 de mayo, 2021
El primer evento del año de Panorama Minero será los días 26 y 27 de mayo, enfocado en unir las temáticas de infraestructura, grandes obras y minería desde una mirada tanto nacional, con la participación estimada de más de 8 provincias; y también internacional, poniendo foco en la apertura a nuevos mercados y las posibilidades de crecimiento que acapara la región a través de la activación de industrias como: minería, construcción, energía y transporte.
Durante dos jornadas, el «Simposio y MicroExpo VIRTUAL: Infraestructura y Minería 2021» contará con la participación de los actores referentes en materia de grandes obras de infraestructura tanto del país como de la región, con la presencia activa de comitivas internacionales e instituciones transnacionales ligadas al desarrollo de los proyectos de mayor envergadura.
10° Seminario Internacional: Litio en la Región de Sudamérica
28 y 29 de septiembre, 2021. Provincia de Catamarca
Desde 2011, el simposio Litio en Sudamérica se ha convertido en un punto de referencia estratégico del sector del litio donde año a año más de 500 asistentes toman contacto y analizan el presente y futuro de una de las industrias con mayor impacto en la transición energética global.
El 2021 se perfila como un período en el que habrá que reiniciar la economía y enfrentar múltiples desafíos relacionados al COVID-19. En materia de litio, la industria ha dado muestras más que optimistas a comienzos de año exhibiendo ciclos de precios ascendentes y una aceleración productiva visible no sólo en Argentina y el triángulo del litio sino también en otras regiones del mundo.
Catamarca será la provincia anfitriona de esta décima edición, sujeto a las condiciones y normas sanitarias existentes al momento de la realización del evento.
Litio en Sudamérica ha sido catalogado como uno de los encuentros de litio más importantes del mundo por parte de referentes y expertos. Participan: empresas de litio, proveedoras, organismos e instituciones internacionales, consultoras especializadas y funcionarios de gobierno.
Argentina Oro, Plata y Cobre 2021 y Noche de las Distinciones 14 y 15 de diciembre, 2021. Libertador Hotel, Ciudad de Buenos Aires
Para fin de año, Panorama Minero realizará en consonancia con la celebración de su aniversario el prestigioso evento doble: «Seminario Internacional: Argentina Oro, Plata & Cobre», desarrollado en horario diurno, y la «Noche de las Distinciones», cena anual de la minería argentina llevada a cabo posteriormente al simposio y donde se premia la labor de los principales actores mineros a lo largo del año.
La propuesta 2021 de este evento tratará las perspectivas de la minería metalífera global y especialmente las últimas novedades ligadas al mercado aurífero, argentífero y, en esta oportunidad, también cuprífero. La recuperación económica ligada a la pandemia y los efectos de la geopolítica en el sector minero serán las claves de esta edición.
Asimismo, la tradicional cena «La Noche de las Distinciones» congrega año a año a más de 500 representantes de la industria, quienes se dan cita para conocer a los actores mineros premiados por su labor durante el año y compartir un momento de celebración junto a sus pares del sector. Este evento contemplará todos los protocolos necesarios para garantizar la salud y seguridad de los asistentes independientemente del formato elegido para su realización. Si la situación sanitaria lo requiriera, Panorama Minero, como organizador, tomará las acciones necesarias para trasladar el evento a una plataforma apta y sin riesgos.
9° Exposición Internacional: San Juan, Factor de Desarrollo de la Minería Argentina 8 al 10 de junio, 2022. Provincia de San Juan
De forma bienal, Panorama MInero realiza en la provincia de San Juan y desde 2006 su tradicional feria minera San Juan, Factor de Desarrollo de la Minería Argentina, un evento de carácter federal realizado en una locación estratégica y amigable con la minería donde se reúnen los principales jugadores de Argentina y la región. La expo es abierta a toda la comunidad y cuenta con actividades para toda la familia minera.
En 2022, luego de realizar virtualmente la edición 2020 con más de 20.000 visitas, se espera retomar la presencialidad siendo la Expo San Juan Minera el principal punto de referencia para la generación de negocios y acuerdos comerciales del sector minero argentino.
Para mayor información, comuníquese con Panorama Minero vía mail a informes@panorama-minero.com o vía web a: www.panorama-minero.com
Trabajadores de refinerías y petroleros llamaron a un paro nacional para mañana en “repudio a la estrategia dilatoria de los empresarios ante el justo reclamo de recomposición salarial”, según señala el comunicado de la Federación Argentina Sindical de Petróleo Gas y Biocombustible (FASiPeGyBio). La medida de fuerza es para reclamar la apertura de las negociaciones paritarias del sector que, según indicaron, deberían haber comenzado en el mas de marzo.
“No se puede seguir esperando y dilatar más esta negociación. Nos preocupa la situación de los trabajadores de las refinerías que han sido fuertemente golpeados durante 2020 por la crisis y la pandemia. Muchos cobraron sólo el 60% de su salario, hubo contratos suspendidos, y la falta de actualización de los salarios trajo la pérdida del poder adquisitivo”, aseguró Gabriel Matarazzo, secretario de Hacienda de FASiPeGyBio.
“La medida de acción directa se toma tras la intención de las cámaras empresarias de aplazar la discusión de paritarias hasta junio. Las negociaciones deberían haber comenzado en marzo, por lo que la Federación decidió iniciar un paro nacional que afecta a las refinerías, yacimientos y gas”, continúa el comunicado.
“Vamos a mantener la medida hasta que se resuelva esta situación y las empresas dejen de dilatar atender al reclamo de los trabajadores. Si es necesario, vamos a prolongar el paro. Es inadmisible seguir esperando”, remarcó Matarazzo, quien además indicó que, de extenderse la situación, “no se descarta que se produzca desabastecimiento de combustibles en el país”.
El principal exportador mundial del metal cerró sus fronteras durante un mes, ya que informó un récord diario de 7,830 infecciones la semana pasada, un máximo histórico de camas de hospital ocupadas y una tasa de positividad a nivel nacional del 11%.
Los ciudadanos chilenos y residentes extranjeros tienen prohibido ingresar o salir del país. Todos los camioneros deben presentar una prueba de PCR negativa realizada en las 72 horas antes de ingresar al país.
Las restricciones fronterizas intensificadas pueden interrumpir las actividades mineras al retrasar el reemplazo de equipos.
Las minas de cobre de Chile produjeron 430.100 toneladas en febrero, una disminución del 4,8% en comparación con el mismo período de 2020.
La semana pasada, Codelco cerró un trato con los trabajadores de su mina Radomiro Tomic después de que aceptaron una nueva oferta de contrato, lo que calmó las preocupaciones sobre una posible huelga.
Las importaciones aumentaron un 5,8% en marzo con respecto al año anterior, el mayor aumento desde marzo de 2020, según mostraron los datos de seguimiento de barcos compilados por Bloomberg. La demanda del combustible utilizado en la calefacción y la generación de energía había crecido de manera constante antes del Covid-19, a medida que las naciones se alejaban de la energía de carbón por preocupaciones climáticas.
Si bien las importaciones europeas se recuperaron debido a la disminución de las existentes y los fuertes precios al contado atrajeron cargamentos de proyectos de exportación estadounidenses, los importadores asiáticos afianzaron el crecimiento. Los envíos chinos aumentaron más del 30% en marzo en medio de un esfuerzo del nuevo operador de gasoductos de la nación para abrir terminales a los distribuidores de gas. Los suministros a Bangladesh y Pakistán también aumentaron gracias a las compras al contado.
Las importaciones de GNL en Europa occidental en marzo alcanzaron los niveles más altos desde los volúmenes récord entregados en diciembre de 2019. Los suministros de EE. UU. representaron casi el 30% de los envíos. Las exportaciones mundiales de combustible en marzo aumentaron un 4,2% respecto a los niveles del año anterior.
La producción de los EE. UU. aumentó a un récord a medida que los proyectos aumentaron la producción, mientras que las exportaciones de Argelia, Omán y Egipto también se expandieron.
Cuando se sancionó la ley 26.093 de promoción de los biocombustibles en abril de 2006, el etanol y el biodiesel eran presentados como los combustibles del futuro. Un recurso renovable capaz de reducir la contaminación, generador de empleo en el campo argentino y con un amplio potencial de crecimiento a partir del negocio exportador, ya que la demanda internacional era creciente. Además, con el barril de crudo por encima de los 70 dólares sus costos de producción eran comparables con los del petróleo y sus derivados sin necesidad de incentivos. Sin embargo, esa realidad se fue modificando a lo largo de los últimos 15 años y la discusión sobre la continuidad del régimen promocional se da un contexto diferente.
Precios
Un primer punto que hoy desincentiva el pasaje a los biocombustibles es el tema precios. Si se compara la nafta súper con el etanol y el gasoil con el biodiesel, los biocombustibles cuestan casi el doble, o en algunos productos, incluso más.
Una comparación del precio en el surtidor indica que la nafta súper cuesta 39.443 pesos por metro cúbico y el etanol 48.700 pesos, pero si los precios se ajustan por poder calórico el etanol trepa a 79.942 pesos, pues para producir la misma cantidad de energía se necesitán más metros cúbicos de etanol que de nafta.
Por su parte, en el caso del gasoil el precio por metro cúbico es de 40.123 pesos y del biodiesel 80.078 pesos, pero al ajustarlo por poder calórico el biodiesel se dispara a 94.816 pesos, según un relevamiento realizado por EconoJournal en el mercado de combustibles.
Es decir, de la foto de hoy se desprende que la decisión de prorrogar el cupo actual de biocombustibles se da de bruces con la política del gobierno de evitar grandes saltos en los precios de las naftas y gasoil en surtidor. Al contrario: al ser mucho más caros que los derivados del petróleo, los bios terminan traccionando, en este escenario, aumentos en las estaciones de servicio.
Para el gobierno es una ecuación compleja. Si priorizara la política antiinflacionaria y lo fiscal, no tiene incentivos para prorrogar el esquema actual de promoción a los biocombustibles. Más bien lo contrario.
Riesgo ambiental
A principios de este siglo, numerosos estudios indicaban que los motores que usaban biocombustibles emitían menos gases de efecto invernadero con costos de producción similares a los de los combustibles fósiles. A raíz de ello, la Unión Europea incentivó su producción a partir de 2003 y el consumo se multiplicó por diez en el Viejo Continente en apenas una década.
Sin embargo, en 2015 la Comisión Europea retrocedió sobre sus pasos y fijó un tope al consumo de biocombustibles. Una de las razones que llevaron a este cambio de política fue el impacto indirecto que estaba produciendo en el medio ambiente al alentar la deforestación para ampliar las superficies cultivables de maíz y soja. Sus críticos argumentan que los biocombustibles son incluso más dañinos que los combustibles fósiles porque no solo no reducen la acumulación de CO2 en la atmósfera sino que la incrementar de la mano de la reducción de los bosques.
La alternativa eléctrica
Los países centrales ahora apuestan por los autos eléctricos en reemplazo de los motores de combustión. Gran Bretaña anunció el año pasado que prohibirá la venta de automóviles de combustión interna a partir de 2030. Irlanda y los Países Bajos también pusieron como tope el 2030, Noruega el 2025 y Francia y España el 2040.
En Estados Unidos Biden anunció en enero que reemplazará toda la flota de vehículos del gobierno federal por autos eléctricos, “vehículos, limpios, fabricados aquí”. Además, se espera que le de impulso a la transición energética que se vio frenada durante el gobierno de Donald Trump.
A partir del análisis de estas variables, el objetivo no debería ser la promoción de los biocombustibles como se la discutió en 2006 sino pensar una transición gradual que permita ir reconvirtiendo a ese sector elevando la eficiencia y competitividad del parque instalado con producción de derivados como la glicerina en plantas de biodiesel y aprovechamientos industriales y energéticos de desechos. Está claro que no se pueden poner en riesgo los puestos de trabajo que genera el sector de un día para el otro, pero la tendencia refleja que los objetivos de los países desarrollados y eso terminará afectando irremediablemente también a la industria local.
El gobierno nacional lanzará una licitación por US$ 20,8 millones para abastecer de paneles fotovoltaicos y equipamiento de energía solar a 406 escuelas rurales en las provincias de Salta, Santiago del Estero y La Pampa. El proceso licitatorio es bajo el programa Permer. Según pudo conocer Econojournal, la licitación saldrá mañana publicada en el Boletín Oficial.
Se trata de la Licitación Pública Nacional N° 1/2021. Los fondos los aporta el Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF), del Banco Mundial, a partir de un acuerdo con la Argentina (Préstamo BRIF 8484) para financiar proyectos de energías renovables en zonas rurales del país.
Los participantes de la compulsa podrán presentar ofertas “para cuatro lotes” para las tres provincias hasta el 10 de mayo. Ese día también será la apertura de los sobres. Las ofertas serán válidas por un período de 120 días desde la apertura de sobres.
La licitación que el gobierno dio de baja el 22 de febrero había sido por un total de US$ 20.841.347. Contaba con la instalación de paneles solares en 260 escuelas rurales en la provincia de Salta por US$ 13.500.000 y en 146 establecimientos educativos rurales en Santiago del Estero y La Pampa por US$ 7.341.437.
El programa
El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (Permer) es un programa que brinda acceso y equipamiento a la energía solar a zonas rurales del país. Está financiado por el Banco Mundial y en noviembre del año pasado el gobierno nacional acordó extenderlo hasta el 2022 con un fondo de 170 millones de dólares. Provee energía de fuente solar a hogares, escuelas rurales, comunidades aglomeradas y pequeños emprendimientos productivos.
La Federación de Cámaras del Sector Energético de la provincia de Neuquén (FECENE) emitió un comunicado donde denuncia que no se cumplen las contrataciones de las pymes y los proveedores locales en el marco del Plan GasAr en la cuenca Neuquina, el programa de incentivos a la producción de gas lanzado por el gobierno en noviembre del año pasado. El texto critica a algunas productoras de hidrocarburos, donde incluyen a YPF.
La FECENE afirmó que no se cumple con “la definición clara de las autoridades de que la cadena de valor regional y, fundamentalmente, las pymes deben tener prioridades, no subsidios, que permitan generar un mantenimiento y crecimiento de la cadena de valor del territorio, que derramará sobre todas las actividades indirectas vinculadas, por los mayores niveles de inversión”. Y añadió que “siguen existiendo situaciones que violan abiertamente esos objetivos”.
La entidad que nuclea a las cámaras de proveedores neuquinos también expresó que “en el caso de muchas operadoras y empresas de servicios especiales, en particular nuestra empresa de bandera, con meritorias excepciones en muchas compañías, así como las subcontratistas de aquellas, hacen caso omiso a las normas vigentes y objetivos definidos contratando empresas que no son locales y ni siquiera regionales, otorgando preferencias en plazos, contratos y relaciones, ajenas totalmente al logro del objetivo del desarrollo de las economías regionales y de la cadena de valor local y regional”.
“Nos encontramos entonces con un escenario en el que proliferan las empresas extraterritoriales, existiendo empresas locales y regionales con capacidades ociosas que están sufriendo las consecuencias de la pandemia y de las medidas, en muchos casos arbitrarias e ilegales de algunas contratantes, en un claro ejercicio de abuso de posiciones dominantes”, remarcó la FECENE.
“Hemos mantenido innumerables reuniones con esas empresas en particular, recibiendo vanas promesas de corrección, que, en general no se han concretado, presentando una curiosa contradicción con otras empresas que guardan una actitud totalmente diferente. Desde la mesa de Vaca Muerta del 19 de marzo de 2019, venimos exponiendo con claridad y en plenitud estas situaciones, encontrándonos con posiciones que procuran impedir el desarrollo de la cadena de valor local y el crecimiento de la economía regional”, sentenció la federación de pymes.
Plan GasAr
La FECENE también subrayó que “nuestra provincia posee una legislación del compre neuquino, (Ley 3032), aceptada en los contratos de concesión” y que “surge así el denominado Plan Gas 4 (Plan GasAr) para el período 2020-2024, definido políticamente por el Gobierno Nacional, en el que se plantea un claro objetivo de comenzar a resolver el problema energético (sin energía no hay economía), por la provisión del vital fluido en la temporada invernal. Pero este programa sectorial tiene un evidente propósito de desarrollo de las economías regionales, que resulta sin esfuerzo interpretativo de la lectura de la normativa que lo instrumenta”.
Resolución 144
La FECENE advirtió que “con sorpresa y desagrado, vemos que la cámara que representa a las operadoras se opone sustancialmente al desarrollo prioritario de la cadena de valor local y regional mediante presentación realizada a la Secretaria de Energía al pedir la modificación de la Res. SEN 144/21”.
Los puntos que destaca la federación neuquina son:
a) Efectos retroactivos de la Resolución 144 e imposibilidad de cumplimiento de ese efecto.
La retroactividad surge como consecuencia de una prórroga otorgada a solicitud de las operadoras y persigue que no produzca efectos negativos en la cadena de valor local. Por otra parte, los contratos firmados por las operadoras con las subcontratistas contienen, en su gran mayoría, cláusulas de rescisión con una anticipación de 30-60 o más días, y es habitual que se produzcan cambios de proveedores en los diferentes contratos. También es bueno recordar la rescisión de los contratos que se produjo de manera masiva en el año 2020, afectando de manera unilateral y confiscando acreencias a muchas pymes locales y regionales. Por lo tanto, ni es imposible ni es ilegal.
b) Presunto reconocimiento de costos diferenciales y otorgamiento de derechos de igualar ofertas a las empresas locales, regionales y nacionales, en ese orden.
Ello afectaría la libertad de contratar y de ejercer industria licita, la libre competencia, limitando la oferta de bienes y servicios. Preferencia para determinadas empresas y mayores costos operativos e impacto no deseado en la asignación de recursos de la economía en general. Es positivo que no escatimen argumentos, que siempre concluyen en una presunta inconstitucionalidad, desconociendo hasta el propio pliego de condiciones de la licitación del Plan y la legislación provincial, que han aceptado expresamente.
Resulta por lo menos llamativo que empresas que reciben subsidios para producir y condiciones especiales respecto a la disponibilidad de divisas y otros beneficios que sería largo enumerar y que, además, requieren condiciones especiales para invertir, consideren a la posibilidad de igualar precios que permite el crecimiento de la cadena de valor local y regional y de la economía vinculada, norma existente en la ley 3032 provincial que aceptaron y un régimen general que también aceptaron, como violatoria de la libertad de industria y de libre competencia.
Respecto a los costos solo cabe decir que lo que se permite es igualar, lo que va a impulsar a los cotizantes extraterritoriales a bajar sus precios, o sea que los costos van a bajar y no subir. Todo ello sin obviar que el desarrollo de proveedores requiere procesos que no han sido realizados y por ello se establece como objetivo. El diferencial de costos que permite la igualación surge de las diferencias paritarias y de costos de transporte. Por lo tanto, no se elevan los costos, no se viola la legislación vigente ni los contratos particulares y, mucho menos, una más eficiente asignación de los recursos de la economía
c) Es particularmente erróneo el concepto de que se le pretende imponer a los proveedores, con independencia de las condiciones requeridas para la realización de un trabajo eficiente y ajustado a todas las habilidades, destrezas, tecnología, medio ambiente, corrupción, etc.
El mencionado art. 2 de la Res. 144/21 establece la igualdad de condiciones y en ningún momento interfiere en la fijación de esas condiciones, por lo que las proveedoras y sus contratistas aplicarán los procedimientos que consideren pertinentes desde un punto de vista racional y fundado.
d) Se expresa que constituye una práctica desleal el ofrecimiento de precios inferiores a los existentes en plaza por parte de empresas controladas por las operadoras.
Además de las figuras del dumping, que sería largo analizar, es hasta ingenuo pensar que una empresa controlada va a licitar con independencia de su controlante y nada va a impedir que se manejen las adjudicaciones, los precios y hasta aportes de capital, para producir el desplazamiento de las empresas locales y regionales, para salvar los déficits incurridos. Además, existen casos concretos en la principal empresa operadora que demuestran lo que decimos
Por lo tanto, no se pueden permitir maniobras que son todo lo contrario de la pregonada libre competencia y constituyen practicas oligopólicas o abusos de posición dominante en clara violación a la citada ley de defensa de la competencia y que, además, impiden el crecimiento de la cadena de valor local y regional
e) Se expone que algunas de las principales empresas llevan a cabo planes de desarrollo de proveedores, aspecto que es cierto, pero que, salvo honrosas excepciones constituyen el barniz de una mesa que tiene que ser lustrada “a muñeca”.
Está previsto en la normativa del Plan Gas el desarrollo de Proveedores y cabe decir que, vencidos los plazos para presentar los respectivos planes, no se han presentado con el nivel de detalle requeridos y una de ellas, la más importante, solo presentó la designación de un Gerente del área como “Plan de Desarrollo”.
YPF anunciará hoy el ganador de la licitación para suministrar el barco regasificadorde LNG que operará en Bahía Blanca a partir del mes de mayo. La francesa Total, una de las mayores petroleras privadas del planeta y segundo productor de gas del país, y Excelerate Energy, la empresa propietaria del buque regasificador amarrado en Escobar, se disputaban mano a mano la compulsa. Pero en las últimas horas, Total comunicó que se bajará del proceso. Por lo que Excelerate se quedará con el millonario contrato que será costeado por la estatal IEASA (ex Enarsa). Así lo confirmaron a EconoJournal fuentes gubernamentales y allegados a la petrolera francesa. Es una decisión estratégica de cara a garantizar el abastecimiento de gas natural durante los meses de invierno.
Excelerate partía como la favorita en la licitación. De hecho, la línea técnica de YPF exploró la posibilidad de adjudicarle a la compañía en forma directa la contratación del barco regasificador, aprovechando que las dos empresas habían firmado un contrato a 10 años en 2011 que podía ser reflotado. Excelerate estuvo a cargo entre 2008 y 2018 del suministro y operación del buque instalado en el muelle de MEGA en Bahía Banca. Sin embargo, IEASA no validó la contratación directa de Excelerate y promovió una licitación internacional.
Primero lanzó una convocatoria de manifestación de interés. Se presentaron varias firmas interesadas en participar del proceso. Algunos grandes jugadores como Gazprom y Trafigura. Y otros menos conocidos como la española LGN9. Pero finalmente, formalmente, en la compulsa convocada por YPF (por cuenta y orden de IEASA) se inscribieron dos: Excelerate y Total.
Punto de partida
Excelerate contaba, además, con una importante ventaja competitiva: es dueño del brazo de descarga de LNG instalado en Bahía Blanca. Aún así, Total presentó una oferta competitiva, señalaron fuentes gubernamentales. Pero optó por retirarse del proceso cuando YPF avanzó con consultas de detalle para cerrar el análisis técnico de las ofertas. Por caso, el pliego elaborado por la petrolera e IEASA estipulaba que la tarifa por el alquiler del barco se cobraría a partir del día en que la embarcación se instale en Bahía Banca. Total propuso empezar a cobrar su fee diario desde que el barco esté en viaje en camino hacia la Argentina.
La contratación de la tripulación fue otro punto de compleja resolución. La petrolera europea exploró la posibilidad de conseguir un waiver en la obligación de contratar operarios locales que rige para los barcos que pasen más de 30 días en el país. Pero el gobierno no accedió a ese planteo. Frente a ese escenario, finalmente Total optó por salir de la compulsa.
Análisis
Fuentes cercanas a Excelerate plantearon a este medio que “estaban tranquilos, a la espera de la resolución”. “Se presentó una oferta súper competitiva que posicionó a la compañía en una posición ventajosa. Era muy difícil, casi imposible, que otra empresa pueda ser más barata”, añadieron. La empresa instalará en Bahía el mismo buque que estuvo amarrado en el muelle de MEGA hasta diciembre de 2018, por lo que facilitará la homologación de las normas de seguridad de los proveedores de LNG. Se espera que este año se compren unos 16 cargamentos de gas licuado para la terminal.
Desde la Secretaría de Energía, por su parte, destacaron que la licitación permitirá reducir los costos de regasificación de gas de Bahía Blanca.
“Da la impresión que YPF está más cómodo con que gane Excelerate, por la experiencia que tienen y que lo hacen (el proceso de regasificación) con solvencia. Total quiso intervenir desde hace muchos años, pero nunca pudo. Espero que esto sirva al menos para bajar los costos”, comentó un colaborador del secretario Darío Martínez.
Pese a la resistencia que provoca dentro del propio gobierno, el ministro de Economía, Martín Guzmán, reitero que este año los subsidios energéticos se mantendrán estables con relación al Producto Interno Bruto. Para que ello ocurra las tarifas deberían acompañar a la inflación, estimada en torno al 30% para este año. Sin embargo, desde los entes reguladores vienen diciendo que los aumentos oscilarán entre 7% y 9%. Lo que dijo Guzmán ahora es que ese sería solo el primer aumento y hacia fin de año habría otro ajuste a partir de la puesta en marcha de una segmentación tarifaria.
“Este tema de los subsidios es un tema importante, porque si aumentan los subsidios en relación al producto significa que estamos destinando más recursos a algo que no es gasto de alta calidad. Necesitamos destinar más recursos a la ciencia, a la innovación en el desarrollo, a la educación, a la salud pública, a la infraestructura pública. Y estamos trabajando para eso”, aseguró Guzmán.
El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, tomó distancia públicamente con respecto a esta postura al afirmar hace algunos días que “nuestra hoja de ruta además del presupuesto es nuestra plataforma electoral”.
-¿En qué sentido? –le preguntaron en Radio Con Vos.
-Uno de los puntos más importantes de nuestra plataforma electoral estuvo vinculado con la política tarifaria del gobierno anterior y con la necesidad de reformular esa política tarifaria. Hoy estamos asistiendo a una renegociación tarifaria que nos va a permitir dejar atrás la RTI del macrismo e iniciar un camino de una política tarifaria que tenga foco en la recuperación del poder adquisitivo y de la actividad económica. –respondió Basualdo.
La semana pasada Basualdo fue más allá y aseguró en C5N que “el aumento de tarifas, si es que hay, va a acompañar la recuperación del poder adquisitivo de los trabajadores y de la actividad económica en general”. Cuando le pidieron un porcentaje de aumento estimado dijo que “entre 7 y 9 por ciento resulta algo razonable”. Un porcentaje similar autorizaría el Enargas que conduce el interventor Federico Bernal.
A Guzmán le preguntaron este sábado en CNN en Español por estas declaraciones de subordinados suyos que contradicen los planes de Economía y los planes de los entes reguladores que autorizarían subas por debajo de lo que desea Economía. Lo primero que aclaró el ministro es que los entes reguladores no están bajo su órbita. “Los entes no dependen del ministerio de Economía, dependen directamente del presidente, pero se trabaja de una forma coordinada”, sostuvo sin hacer ninguna referencia a Basualdo, quien en teoría sí es un subordinado suyo.
Luego insistió con que la suba tarifaria acompañará la inflación, pero en dos etapas. “Los aumentos de los que estamos hablando son aumentos que tienen que ver con mantener ciertos equilibrios y salir del esquema que adoptó Juntos por el Cambio, que implicaría aumentos de arriba de 100 por ciento de las tarifas para todo el mundo. Nada así se va a hacer. Posiblemente se parta en dos: un aumento general y después, en el marco de una ley de emergencia tarifaria que el presidente anunció en la Asamblea Legislativa, haya aumentos o quita de subsidios para quien lo necesita y se mantenga el subsidio −o incluso se agrande− para quien lo necesita, que es la tarifa social”, remarcó el ministro.
Guzmán agregó después que “es posible que la parte que es igual para todo el mundo sea de dos dígitos y se reparta en dos partes. Y que, como digo, a lo largo del año cuando vayamos identificando a quien no necesita el subsidio o que no es quien más lo necesita, esos reciban un aumento más alto y eso implique que se pueda cumplir con la meta del presupuesto y que por lo tanto el Estado cuente con los recursos para poder invertir en la educación y en todo lo demás”.
Por último, el ministro insistió con que el objetivo sigue siendo que los subsidios energéticos no superen este año el 1,7 por ciento del Producto Bruto. “Esa es la meta establecida en el presupuesto y eso es para lo que se está trabajando. Insisto, esto sí que es muy importante: lo que estamos haciendo es ordenar esta cuestión del cuadro tarifario, estaba muy desordenada. Si no hacíamos nada e íbamos con el esquema del gobierno anterior, eso le hubiera hecho mucho daño a la gente. Si se congelasen las tarifas, eso también le haría mucho daño a la Argentina. Hay que tener un equilibrio y en eso estamos trabajando”, concluyó.
Después de caer abruptamente entre 2019 y 2020, el repunte del precio de la tonelada de litio en lo que va de este año llegó en marzo a casi el 90%. El incremento del precio está dado por las expectativas de mayor demanda mundial de la industria de las baterías de iones de litio para vehículos eléctricos y tecnológicos. La tonelada de carbonato grado batería d este mineral trepó a 12.600 dólares, el nivel más alto desde marzo de 2019.
En este contexto, en la Argentina, que cuenta con el 17% de los recursos mundiales, se esperan inversiones por alrededor de 470 millones de dólares para el 2021 en proyectos de litio, según indicó una fuente de la Secretaría de Minería a Econojournal, El 86% de ese monto será destinado a la construcción y ampliación de las plantas que tienen los proyectos en los salares del Noroeste argentino. El 10% de las inversiones serán para los desarrollos que están en etapa de exploración y el 4% restante será para el sostenimiento de los emprendimientos.
El gobierno tiene puesto el ojo en 20 proyectos que están en los salares de Jujuy, Salta y Catamarca, las tres provincias del país que pertenecen al Triángulo del Litio, la zona que la Argentina comparte con Chile y Bolivia y donde están las reservas más grandes del mundo de este mineral.
Producción y construcción
Actualmente hay sólo dos proyectos que se encuentran en producción comercial. El primero es el Proyecto Fénix, que está en el Salar del Hombre Muerto (Catamarca) y pertenece a las compañías Livent Corporation en un 100% (subsidiaria del grupo estadounidense FMC). Produce desde 1998 alrededor de 20.000 toneladas equivalentes anuales (LCE, según sus siglas en inglés) y con la ampliación proyectada llegará a las 40.000 toneladas por año (LCE).
El segundo es Sales de Jujuy, que comenzó a producir en 2015 y está ubicado en el Salar de Olaroz. Pertenece a la minera australiana Orocobre (67,5%), Toyota Tsuho (25%) y la provincial JEMSE (8,5%).
En construcción sólo está el proyecto Cauchari – Olaroz operado por Minera Exar, que pertenece a la compañía canadiense Lithium Americas (45,75%), la china Jiangxi Ganfeng Lithium (45,75) y JEMSE (8,5%). Está ubicado en el salar jujeño Cauchari con 25.000 toneladas anuales de carbonato (LCE).
Hasta el año pasado también estaba en etapa de construcción el proyecto Salar de Centenario – Ratones en la provincia de Salta, operado por la francesaEramet. Pero, por la caída de los precios y la crisis que generó la pandemia, suspendió las actividades el año pasado. Llevaba invertidos alrededor de US$ 140 millones.
Etapa de exploración
Además de dos proyectos en producción, dos en construcción (uno suspendido), en el Noroeste del país hay 16 proyectos de litio que están en etapa de exploración. En su mayoría pertenecen a firmas canadienses y australianas:
-Los desarrollos en exploración en Catamarca son tres: Sal de Vida, de la australiana Galaxy Resources (Catamarca); Tres Quebradas (3Q), de Neo Lithium (de la firma argentina Liex S.A.); y el proyecto Kachi, de la firma australiana Lake Resources, ubicado en el Salar Carachi Pampa;
-En Salta hay 11 proyectos: Salar del Rincón, de la firma canadiense Enirgi Group; Sal de Los Ángeles, de NextView New Energy (con sede en Hong Kong); Pastos Grandes, de la compañía de Canadá Millennial Lithium; el proyecto PPG en el Salar Pozuelos, de Lithea, la firma minera de la petrolera Pluspetrol; Rincón Lithium, de la empresa australiana Argosy Minerals; Proyecto Mariana, ubicado en el Salar Llullaillaco y perteneciente a las firmas Jiangxi Ganfeng Lithium (82,75%) y International Lithium (17,25%); el proyecto Sal de Oro (Salar del Hombre Muerto), de la compañía surcoreana Posco, que tiene previsto este año iniciar la construcción; el proyecto Salar de Pular de la empresa australiana Pepinnini Minerals, que también tiene en Salta el proyecto de litio Salar del Rincón 2; el proyecto Salar del Hombre Muerto Norte II, de la compañía canadiense NRG Metals; y, por último, el proyecto Río Grande de Lithea (Pluspetrol).
-En Jujuy hay dos proyectos: está el proyecto Cauchari de las compañías Advantage Lithium (75%) y Orocobre Limited (25%); y el proyecto Salinas Grandes (Lithea – Pluspetrol).
-A la lista se suman alrededor de 20 proyectos que están en etapa de prospección.
Según indicaron fuentes oficiales, si se pusieran en marcha todos los proyectos de litio que hay en la Argentina el potencial productivo en carbonato de litio equivalente (LCE) llega a 305 mil toneladas anuales, en su mayoría con calidad batería.
«Hace cinco años era impensable que Endesa asumiera un solo euro de la pobreza energética. Hoy hemos conseguido que condone más de 28 millones de euros». Esta frase de María Campuzano, portavoz de la Alianza Contra la Pobreza Energética (APE) muestra el calibre del documento firmado este lunes entre Endesa, la principal empresa suministradora de electricidad en Catalunya, y la Generalitat (el gobierno catalán) para zanjar la deuda millonaria de 35.518 familias que no pueden pagar los recibos de la luz. El documento no sólo acaba con la deuda pasada, sino que también termina con la ambigüedad en la que se tramitaban las ayudas a los más vulnerables. Hoy una familia pobre tiene derecho a tener luz y a no pagarla. El Govern espera que el resto de eléctricas sigan los pasos de Endesa, mientras que los movimientos sociales confían en extender estos derechos sociales al resto del Estado.
Sin duda se trata de un acuerdo histórico que no existiría sin el empuje de los movimientos sociales iniciado tras la debacle de la crisis financiera. «Hoy es un día para estar contentos», ha dicho este lunes en rueda de prensa, y tras firmar los acuerdos con Endesa, el Conseller d’Afers Socials del Govern, Chakir el Homrani. En Catalunya, 35.518 hogares tienen los suministros contratados con Endesa y no pueden pagarlos. Un 40% más que antes de la pandemia, cuando eran 25.000 los hogares afectados. En total, deben 38,7 millones de euros que la compañía ha asumido que no va a cobrar al completo. Endesa condonará casi el 73% de la deuda, mientras que la Generalitat, las diputaciones provinciales, el Área Metropolitana de Barcelona y el Ayuntamiento de Barcelona les pagarán el resto.
El Govern inició las negociaciones en septiembre del 2019 exigiendo que la compañía pagara el 100% de la deuda histórica con la pobreza energética. La empresa sólo aceptaba condonar el 50%. Al fin, han optado en dividir la deuda en varios tramos. La empresa condonará al 100% las facturas desde el 2015 y el 2018 que suman un total de 17,5 millones de euros. Con la deuda acumulada en 2019, 2020 y la que se genere a partir de hoy, se asume el esquema que Endesa propuso hace dos años. La empresa condonará la mitad de los recibos, y el resto lo pagará la administración. La Generalitat afrontará el 38% de las ayudas y las diputaciones provinciales el 12% restante. En el caso de Barcelona, el ayuntamiento de la capital pagará las ayudas a los barceloneses, el Área Metropolitana asumirá los costes para todos los municipios que incluyen el ente y la diputación se hará cargo de los 250 municipios restantes.
Está previsto que antes del verano la deuda quede saldada. Acabarán así las llamadas constantes por parte de empresas de recobro hacia miles de familias que no tenían dinero para pagar la electricidad y que ha costado la salud mental a más de uno. También se cerrarán todas las causas judiciales en las que Endesa ha llevado a las familias pobres ante los tribunales, y en algún caso los jueces han condenado las familias a pagar deudas inasumibles. «La deuda se contemplará como pagada y estas familias podrán respirar tranquilas», ha expuesto el ‘conseller’ El Homrani.
El acuerdo de hoy solo afecta una empresa, Endesa. Pero el Govern pronostica que el resto de eléctricas que operan en Catalunya acabarán haciendo lo mismo. «Este acuerdo marca un precedente», ha expuesto el ‘conseller’ de Empresa, Ramon Tremosa, cuyo equipo técnico también ha facilitado las negociaciones para lograr el acuerdo.
Pese a la crisis macroeconómica que atraviesa el país, que hace tambalear la base de confianza necesaria para atraer inversiones, la petrolera Wintershall Dea, uno de los principales jugadores del mercado local de gas, apuesta al inicio del desarrollo de dos áreas de Vaca Muerta. La iniciativa coincide con la discusión del gobierno respecto del nuevo proyecto de ley de Hidrocarburos que tiene por objetivo la promoción del desarrollo del upstream de petróleo y gas en el país.
Thilo Wieland
En diálogo exclusivo con EconoJournal, Thilo Wieland, miembro del Directorio y responsable de Wintershall Dea para América Latina, informó que la firma alemana tiene previsto iniciar en abril de este año la perforación de cuatro pozos sobre la formación Vaca Muerta en las áreas Aguada Federal y Bandurria Norte en la provincia de Neuquén. “La idea es iniciar el proyecto lo antes posible. Actualmente se están preparando los sitios de los pozos y analizando los datos de los equipos para minimizar el riesgo en cada paso. Nuestra campaña consiste en analizar detalladamente una variedad de parámetros técnicos que serán decisivos para el desarrollo final”, destacó el directivo.
Entre los desafíos que asumirá la empresa figura el desarrollo de los dos campos en Vaca Muerta en su condición de operador. La compañía cuenta con más de 40 años de presencia ininterrumpida en el país como integrante de consorcios que lideraron la producción de gas. Pero esta es la primera vez opera directamente yacimientos en el país. Apunta, en esa clave, a seguir deriskeando sus activos de Vaca Muerta, a sondear la aplicación de nuevas tecnologías que le permitan ganar eficiencia y reducir los costos, así como también verificar infraestructura.
Thilo Wieland
“Lo que necesitamos como empresa es un marco de compromisos financieros a largo plazo”, resaltó Wieland y agregó: “La crisis mostró que debemos tener proyectos flexibles capaces de responder a los mercados cambiantes. Con la situación de pandemia se vio afectada toda la industria a nivel mundial. Sin embargo, América Latina representa para nosotros un lugar de crecimiento y en el caso de Argentina, cada vez que hay una crisis, surge una ruta para encontrar soluciones y emergen nuevamente los incentivos para invertir”.
En el bloque Bandurria Norte, Wintershall firmó un acuerdo con la compañía norteamericana ConocoPhilips, para repartir el equity del bloque en partes igual.
Al mismo tiempo, la compañía avanza en el proyecto Fénix para el desarrollo offshore de gas en la cuenca Austral, junto con sus socios Total y Pan American Energy. “Si bien el panorama es prometedor, estamos revisando el proyecto completo bajo las nuevas condiciones de mercado y cuando terminemos el análisis tomaremos una decisión final”, concluyó Wieland.
Un grupo de seis legisladores del bloque del PJ-Frente de Todos presentaron en la Legislatura de Chubut un proyecto para crear un nuevo marco regulatorio de la actividad hidroeléctrica de la cuenca del Río Futaleufú. La iniciativa pone el foco en la renta que genera la represa homóloga, cuyo contrato de concesión favorece a Aluar y finaliza en 2025.
El objetivo del documento —al que accedió EconoJournal— es garantizar el suministro de energía a precio preferencial no solo al complejo industrial Aluar sino también a la región cordillerana de la provincia, comprendida por los departamentos de Cushamen, Futaleufú, Languineo, Tehuelches, Río Pico y Rio Senguer.
En esa dirección, se prevé que la provincia de Chubut asuma en forma plena el ejercicio del dominio originario y la administración de las aguas de la cuenca del río Futaleufú. A su vez, declara de jurisdicción provincial la generación hidroeléctrica sobre esas aguas.
Por lo tanto, el Poder Ejecutivo provincial deberá acordar con el gobierno nacional la transferencia a la jurisdicción provincial de las concesiones del uso y generación hidroeléctrica. “Sin que ello afecte los derechos y las obligaciones contraídas por sus titulares con anterioridad a la sanción del presente proyecto de ley”, aclara el texto que lleva las firmas de los legisladores Adriana Casanovas, Carlos Mantegna, María Belén Baskovc, Mario Mansilla, Mónica Saso y Rafael Williams.
¿Qué es lo que pretenden los legisladores del oficialismo?
Fuentes vinculadas directamente al proyecto de Ley indicaron a este medio que, en los hechos, se apunta a que los municipios cordilleranos al menos se queden con, al menos, un 10% de la energía producida en la represa Futaleufú. Advierten que, pese a que rodean a la presa, el suministro eléctrico en esos territorios es endeble porque la energía se genera en centrales térmicas ineficientes que utilizan gasoil.
“Parte de la renta de la represa tiene que servir para desarrollar la economía de los municipios cordilleranos. Por eso, impulsamos el armado de una mesa con Nación y la actual concesionaria con el objeto de firmar un nuevo contrato en el que un 10% de la energía generada en Futaleufú quede en poder de los municipios, para que estos puedan venderla la energía a Cammesa”, explicó uno de los impulsores de la iniciativa, que pidió la reserva de nombre.
Otro punto que reclaman es que las cooperativas provinciales puedan acceder a la energía al mismo precio al que accede Aluar. Ese valor ronda los 17 dólares por megawatt por hora (MWh).
“No queremos atentar contra el negocio de Aluar. Pero sí es necesario buscar un nuevo marco regulatorio que tenga en cuenta los intereses de los municipios cordilleranos”, aseguraron. No será fácil que la gobernación que conduce Mariano Arcioni logre apuntalar esa agenda después de los graves incidentes que sufrió en febrero el presidente Alberto Fernández en su visita a Chubut. La relación entre la administración provincial y Nación quedó afectada.
Lo que suceda con Futaleufú no es menor. Al contrario, puede funcionar como un antecedente que incida también en la renegociación de los contratos de concesión de otros activos hidroeléctricos estratégicos, como los emplazados en la cuenca del Comahue (Piedra del Águila, Chocón, Alicurá, entre otros); Mendoza (Los Nihuiles); y Salta. Todos esas concesiones finalizan entre 2023 y 2025.
Es decir que será el gobierno de Alberto Fernández quien deba decidir sobre el futuro de esas centrales que aportan buena parte de la energía que consume el país. Técnicos de la Secretaría de Energía, que conduce Darío Martínez, ya estudian esos contratos de concesión para tener un diagnóstico y proyectar alternativas a futuro
Antecedentes
En 1993 el Estado Nacional y la provincia de Chubut firmaron un convenio, aprobado por ley provincial Nº 3843, en el que acordaron los siguientes puntos:
1) Privatizar la generación de energía hidroeléctrica del complejo Futaleufú,
2) Crear la empresa Hidroeléctrica Futaleufú SA,
3) Vender el 59% del paquete accionario en concurso público internacional, reservar 39% para que Chubut haga uso de su adquisición con Bonos de Consolidación y el 2% por ciento a un Régimen de Propiedad Participada,
4) Establecer que la venta del paquete accionario en concurso público internacional incluya un contrato de venta de energía a Aluar S.A. por 10 años”, a una tarifa preferencial compatible con el precio internacional del aluminio.
Luego de la firma de ese convenio, el gobierno nacional creó por decreto 1807/94 la Hidroeléctrica Futaleufú SA y facultó al ministro de Economía, por entonces Domingo Cavallo, a otorgar en concesión la generación de energía hidroeléctrica del complejo Futaleufú a esa empresa y avanzar con la privatización del 59% de sus acciones. A su vez, se establece que los pliegos deben contener el modelo de contrato a suscribir entre la flamante empresa y Aluar SA.
El contrato entre Hidroeléctrica Futaleufú SA y Aluar se firmó por una vigencia de 10 años, pero contempló dos prórrogas automáticas por períodos sucesivos de 10 años. Por lo tanto, los 10 años se convirtieron en 30 años, en línea con la concesión por 30 años que el Estado Nacional le otorgó a Hidroeléctrica Futaleufú SA.
Finalmente, Aluar se quedó con el 59% Hidroeléctrica Futaleufú SA por 225 millones de dólares y la Provincia con otro 39% por 89 millones de dólares.
Contrato de concesión
El contrato de concesión entre el Estado Nacional e Hidroeléctrica Futaleufú se suscribió el 15 de junio de 1995 y ese mismo día se firmó el contrato de suministro de potencia y energía entre Hidroeléctrica Futaleufú SA y Aluar SA con tarifa eléctrica preferencial y sujeta a las variaciones del precio internacional del aluminio por un plazo de 10 años con prórroga automática por dos periodos sucesivos de 10 años
En los considerandos del proyecto, se recuerda que el Estado Nacional propuso que las ciudades de Esquel y Trevelin tendrían una tarifa eléctrica promovida y se convertirían en un polo de desarrollo energético con empresas electrointensivas radicadas en futuros parques industriales en ambas ciudades, pero nada de eso sucedió.
El proyecto
A poco tiempo de que venza la concesión otorgada por el gobierno nacional, los autores del proyecto proponen construir un nuevo paradigma hidroenergético que contemple:
1) Una ley provincial que elabore un marco regulatorio de la cuenca hídrica del rio Futaleufú y 2) Un Convenio que involucre a las partes interesadas en la generación hidroeléctrica de Futaleufú: Los municipios integrantes de la cuenca del río Futaleufú (Esquel, Trevelin y Cholila), la Provincia del Chubut y la Nación Argentina
Ese nuevo modelo incluye la provisión del suministro eléctrico a la planta de aluminio de Aluar SA con la tarifa eléctrica preferencial, garantizando al parque industrial electrointensivo de la ciudad de Puerto Madryn los mismos beneficios económicos y sociales.
A los fines de desarrollar la instalación de parques industriales electrointensivos en los departamentos de Cushamen, Futaleufú, Languineo, Tehuelches y Rio Senguer de Chubut se aclara que se buscará promover la comercialización de energía eléctrica a un precio promocional que motive la instalación de emprendimientos industriales intensivos en el consumo de energía eléctrica y que a su vez beneficie con una tarifa eléctrica promocional a todos los residentes de esos cinco departamentos.
El proyecto aclara que ley es aplicable a la generación hidroeléctrica de las aguas de la cuenca del rio Futaleufú cuando la potencia instalada y/o a instalarse en un emprendimiento hidroeléctrico sea superior a 10 MW (diez megavatios). A su vez, el artículo 45 establece que “las regalías hidroeléctricas serán del doce por ciento (12%) de acuerdo a lo previsto por el artículo 43º de la ley 15336 con las modificaciones introducidas por las leyes 23164 y 24065 y aquellas normas que en el futuro se dicten y su pago será en unidades físicas (especie) de energía eléctrica (Mwh) o en dinero, según lo que determine la autoridad de aplicación”.
Prórrogas
A los efectos de otorgar concesiones nuevas y/o prórrogas a los contratos de concesión para el uso del agua y generación de energía hidroeléctrica de la cuenca del río Futaleufú, el proyecto aclara en su artículo 53 que las empresas concesionarias deberán financiar y ejecutar por si o terceros o en la forma en que se acuerde, la construcción de las siguientes obras de infraestructura:
a) Plan de Interconexión Eléctrica del Interior de la Provincia del Chubut.
b) Plan de Provisión de Agua Potable a las ciudades de Esquel y Trevelin.
c) Plantas de Tratamientos de Efluentes Cloacales de las ciudades de Esquel y Trevelin.
d) Otras obras a determinar por la autoridad de aplicación.
“Las obras de infraestructura definidas precedentemente una vez finalizadas de conformidad por la autoridad de aplicación de la presente ley, formarán parte del patrimonio de los municipios beneficiados o de la Provincia del Chubut según corresponda”, se aclara.
En 2013, la firma Emergencias, una de las mayores prestadoras de servicios médicos del país, se instaló en la cuenca Neuquina con el objetivo de ofrecer cobertura en áreas petroleras. Hoy también cuenta con bases en la cuenca del Golfo San Jorge, en Chubut y Santa Cruz, así como también en Mendoza.
La compañía brinda un servicio médico integral con unidades de terapia intensiva móvil y trailers sanitarios para grandes obras ubicadas en zonas geográficas remotas o de difícil acceso como yacimientos petroleros, gasoductos, refinerías y mineras. En la actualidad, la firma emplea a más de 6 mil personas y tiene como principal cliente a YPF además de las petroleras Vista Oíl & Gas, Pampa Energía y Capex, entre otras.
En diálogo con EconoJournal, Ignacio García Torres, director de Nuevos Negocios de Emergencias, sostuvo que la telemedicina contribuirá a una atención más personalizada y permitiría reducir costos en una coyuntura marcada por el devenir de la segunda ola pandémica.
“La segunda ola ya empezó”, aseguró el directivo y explicó que esto se evidencia “en el aumento de la cantidad de casos, en el incremento del volumen de llamados con síntomas de Covid-19 y en el porcentaje de positividad que, en el pico de la pandemia, en octubre del 2020, estaba alrededor del 25 por ciento, disminuyó a un 10 por ciento en enero y ahora está en un 15 por ciento y al alza”.
Telemedicina
Ante un escenario que deja en evidencia la dificultad para conseguir recursos humanos calificados en zonas geográficamente remotas y esto sumado al cansancio general del personal de salud, el directivo de Emergencias señaló que “para atender la demanda espontánea cuando no hay riesgo de vida, la telemedicina evita el recurso médico presencial, o bien, sirve para acompañar a los médicos en campo, tener una segunda opinión y reducir costos. La transformación digital vino para quedarse, hoy atendemos 15 mil teleconsultas por mes”, concluyó.
Otro argumento para promover la atención virtual tiene que ver con las dificultades provocadas por el cierre de las fronteras provinciales. El año pasado, dispuesta la primera etapa del ASPO, algunos yacimientos continuaron operando como esenciales, pero no fue sencillo brindar la adecuada atención médica. “Los caminos estaban cerrados y, si bien el personal de salud tenía paso, no fue fácil sortear ese tipo de obstáculos”.
Trabajo conjunto
En UMA, la plataforma de atención a distancia de la empresa, numerosos científicos de datos trabajan día a día para determinar cómo aplicar las tecnologías disponibles. En términos del entrevistado: “Es fundamental romper con las barreras culturales ligadas a la presencialidad y para eso necesitamos que los clientes de la industria ayuden porque ganan en materia de atención y de costos. En este sentido, empezamos a brindar atenciones a YPF y a evaluar la respuesta de los pacientes que están en el campo”.
En cuanto a lo aprendido, Ignacio García destacó que “frente a la segunda ola, va a ser clave el trabajo conjunto de la mesa entre el sindicato, las productoras y prestadoras de servicios y el ministerio de Salud en función de qué podía ofrecer y dejar de lado cada uno para que el trabajador pueda estar seguro en el campo”, y por último apuntó: “Veo un escenario próximo de moderado a optimista. Aprendimos mucho y las tecnologías y el diálogo aportarán dinamismo para evitar grandes restricciones”.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), que es presidida por Sergio Affronti, CEO de YPF, envió a mediados de marzo una carta al secretario de Energía, Darío Martínez, para manifestarle su disconformidad con la forma en que la cartera está implementando el régimen de contratación de proveedores locales establecido en el Plan GasAr, tal como publicó La Nación. El texto, al cual accedió EconoJournal, remarca “la preocupación en relación con los términos de la Resolución N° 144/2021 del 3 de marzo de 2021”.
En los hechos, la cámara que reúne a las empresas petroleras —entre las que también figuran Pan American Energy (PAE), Pluspetrol, Tecpetrol, Capsa, Pampa y Chevron— cuestionó la estrategia que empleó el secretario de Energía para que las productoras contraten los servicios de los proveedores locales del programa de estímulo que impulsa el gobierno para repuntar la producción de gas en el país.
El Plan GasAr incluyó una capítulo destinado al Valor Agregado Nacional (VAN), que apunta al desarrollo de las pymes locales, sobre todo de la provincia de Neuquén, de donde es oriundo el secretario Darío Martínez.
De hecho, la inclusión del VAN fue el principal aporte del secretario de Energía al programa de estímulo al gas natural. Martínez aspira a que el VAN se convierta con el tiempo en una herramienta que apuntale el crecimiento de contratistas y proveedores de la industria petrolera, en especial de Neuquén.
Por eso resulte llamativo que la cámara que preside la petrolera por el propio Estado envíe una nota con críticas al programa.
Argumentos
Las compañías de hidrocarburos rechazan la resolución 144, que establece —a entender de las empresas— la retroactividad en la contratación de los proveedores locales que tienen que hacer las productoras.
Las petroleras agrupadas en la CEPH afirman que hubo un “cambio en las reglas del juego” del programa de incentivo a la producción de gas y que esta modalidad requiere una “readecuación de las compras y las contrataciones ya efectuadas”.
Concretamente, las petroleras dicen que, para cuando el programa se puso en marcha, en noviembre del año pasado, ya tenían contratados servicios y proveedores para el año 2021. Por eso, reclaman que los plazos se readecuen.
Las críticas a la resolución
Según la cámara empresaria, la resolución 144 establece nuevos mecanismos que imposibilitan el desarrollo del programa. La carta de la CEPH subraya que “contiene previsiones que, por un lado, incrementan las obligaciones asumidas por las empresas adjudicatarias al momento de acordar su participación en el Plan GasAr y, por el otro, son contrarias a derechos reconocidos a ellas en el propio régimen del Plan GasAr y en normas de jerarquía superior”.
En consecuencia, la cámara solicitó “la revisión” de la medida por parte de esa Secretaría, y pidió modificaciones porque “impone el cumplimiento de obligaciones en cabeza de las empresas adjudicatarias del Plan GasAr de manera retroactiva a la fecha de sanción del Decreto 892/20” y esto “afecta también los derechos adquiridos de las empresas adjudicatarias” del plan.
Además, la carta de la cámara empresaria destaca que la retroactividad “resulta de cumplimiento imposible, puesto que en el extremo plantea la readecuación de compras y contrataciones ya efectuadas o su terminación anticipada. Ello es claramente impracticable por razones de seguridad operativa que exigen mantener las actividades de manera ininterrumpida”.
Competitividad
El texto de la CEPH además menciona que la resolución de la Secretaría de Energía “establece un mecanismo que fija de manera automática el reconocimiento de costos diferenciales según la ubicación, y de esa manera otorga a favor de ciertos proveedores un trato diferenciado por sobre otros”. Y añade que “establece la obligación de otorgar un derecho exclusivo a igualar ofertas de manera recurrente para determinado tipo de proveedores”. “Esa disposición afecta la libertad de contratar y el derecho de ejercer industria lícita de las adjudicatarias del Plan GasAr, así como la libre competencia y concurrencia de las empresas proveedoras”, señalan las productoras.
Por último, la CEPH critica la resolución ya que “define como causal de daño a la competitividad de la cadena de Valor Agregado Nacional del sector hidrocarburífero a la importación de bienes usados”. Sobre este punto, agrega que esta disposición “es objetable en cuanto a que toda restricción o limitación a la aplicación de tales regímenes debe efectuarse mediante actos administrativos dictados por las autoridades competentes en la materia”.
En la segunda jornada delas audiencias públicas sobre los cuadros tarifarios del servicio eléctrico, el foco estuvo puesto en las empresas distribuidoras. Los representantes de Edenor y Edesur pusieron el énfasis en que las inversiones que llevaron adelante en los últimos años redundaon en una caída tanto de los cortes de luz como de su duración. También advirtieron que si no hay un aumento de tarifas que acompañe el alza de los costos de operación, no será posible mejorar el servicio y a su vez crecerá la deuda con el mercado mayorista de electricidad. Por su parte, los representantes de las Defensoría del Pueblo de las distintas jurisdicciones plantearon que las tarifas no pueden aumentar más que los salarios de los usuarios del servicio.
Abrió la audiencia la interventora del ENRE, Soledad Manin, quien puso el foco en lo que sucedió con los ingresos de las distribuidora de electricidad durante el gobierno de Mauricio Macri. “El incremento de las facturas en el período 2015-2019 para un hogar promedio fue de 731% en términos reales y de 3.222% en términos nominales”, señaló. “El plan de inversiones de cada empresa mostraron marcadas diferencias, a pesar de que el Valor Agregado de Distribución de la RTI fue similar. El plan de Edenor superó en más de $ 10.000 millones al de Edesur. Los planes no los cumplieron en 2017 y 2018 en el caso de Edenor. Y Edesur no cumplió en 2019, aunque con un porcentaje de cumplimiento en torno al 80% del plan”, agregó.
Con respecto a lo que se buscará desde el ENRE a partir de estas audiencias, la interventora señaló: “el objetivo final es acoplar la política energética y tarifaria a la recuperación económica utilizando de manera eficiente los recursos. Es decir, que el incremento en las facturas tiene que acompañar a la recuperación de la economía y no tiene que afectar el poder adquisitivo de los salarios”.
El turno de las distribuidoras
El presidente de Edenor, Ricardo Torres, comenzó su exposición destacado que en los últimos ocho años la distribuidora duplicó la inversión. ”Lanzamos el programa de inversión más grande de la historia de la empresa para brindar servicio a los 9 millones de usuarios que reciben electricidad en nuestra zona de concesión”, afirmó.
Añadió que como consecuencia de esos desembolsos “Tuvimos una reducción del 63% en la duración de los cortes y una reducción del 51% en la cantidad de cortes. Ambos indicadores fueron controlados por el ENRE, que era lo que nos exigía el ENRE dentro de un año. O sea, hicimos más de lo que nos pidieron”. Pero advirtió que si no hay actualización en el precio de las tarifas “, los ingresos de Edenor no alcanzarán para cubrir sus compromisos como son la compra de energía, impuestos, costos de operación y las inversiones”
Por lo tanto, planteó que “si el Estado definiera que la totalidad del déficit previsto por Edenor se incluya en las facturas de los clientes, las tarifas deberían aumentar un 28% para los residenciales y un 31% para el promedio de todos los clientes de Edenor”
En la misma sintonía, Juan Carlos Blanco, Gerente General de Edesur, puso el foco el foco en el desfasaje entre los ingresos y los costos de la compañía. “La tarifa y la remuneración de Edesur no ha variado desde marzo de 2019. En cambio los salario promedio en la Argentina han aumentado desde entonces un 82% , la inflación minorista aumentó 95% y la mayorista 121%. Muchos de los materiales que utiliza Edesur poseen insumos dolarizados. Esos materiales se han visto incrementados en un 162%, indicó.
Planteó que “este desbalance no se puede sostener en el tiempo y es necesario volver al equilibrio mediante una adecuación de tarifas, el otorgamiento de subsidios o una combinación de ambos”. Por lo tanto, plenteó dos alternativas para superar esta coyuntura. “Presentamos una primera propuesta del cuadro tarifario que debería aplicarse a partir del 1º de abril de este año y que necesita una actualización en agosto, según la inflación. Significaría un aumento 35% para los clientes residenciales y del 45% para el resto de las categorías. La segunda propuesta consiste en un subsidio aportado por el Estado Nacional de $ 34.000 millones”, afirmó.
La palabra de las Defensorías del Pueblo
La titular de la Defensoría del Pueblo de la Nación, Mariana Grosso, planteó algunos cuestionamientos con respecto a la finalidad de las audiencias públicas. “El viernes pasado se realizó un anuncio de que las tarifas se iban a incrementar entre un 7% y 15% y que no iba a afectar de sobremanera el poder adquisitivo de los usuarios. Entonces, nos preguntamos: ¿qué es lo que se está discutiendo en esta audiencia pública? Creemos que las audiencias son previa a la toma de decisiones. ¿Cómo se aplicarán estos incrementos?”, se preguntó.
Consideró que los futuros aumentos deben ser adecuados a la capacidad de pago de los usuarios. “No pueden otorgarse aumentos en las facturas sin el análisis previo de las capacidades económicas y financieras de los usuarios. Observamos un nivel de crisis en los ingresos del sector asalariado en general y de los comerciantes, lo que hace necesario implementar medidas que sean en resguardo de los intereses de los usuarios”, indicó.
Por su parte, el Defensor de la Ciudad de Buenos Aires, Alejandro Amor, planteó que “el estado argentino tiene la función de terminar con la pobreza energética pero las empresas también tienen que se ser parte de esa política”. En tal sentido, solicitó “elevar a dos Salarios Mínimo Vital y Móvil el tope para acceder a la tarifa social”.
Amor refutó la posición de las distribuidoras con respecto a la calidad del servicio y a las inversiones. “La prestación es deficiente a pesar de los aumentos que ha habido durante todos estos años. No invirtieron las empresas como se habían comprometido. En audiencias anteriores, Edesur y Edenor prometieron inversiones pero no vimos esas obras hechas en su totalidad, de acuerdo a los compromisos que habían asumido”, indicó.
El Defensor del Pueblo de la Provincia de Buenos Aires, Guido Lorenzino, apuntó contra Edesur, tal como lo hicieron en su momento un grupo de intendentes del sur del conurbano bonaerense. “El de Edesur es un caso muy claro de una empresa que no tiene voluntad de invertir, que tal vez tiene un expertise en el mundo pero que en Argentina ha fracasado. Que la única inversión que hubo en la red eléctrica que tiene Edesur fue hecha por el Estado y con los recursos de todos y todas. No con los que ellos han ganado”, expresó. Lorenzino consideró que “es necesario revisar esta concesión (la de Edesur). No podemos seguir pensando que esta empresa va a seguir prestando tan mal servicio por los próximos cincuenta años”.
Como síntesis de más de 30 años de experiencia en la compresión de gas y un R&D basado en códigos de seguridad de las industrias química y aeroespacial, la Estación Blue Patagonia es un módulo compacto que ofrece compresión, almacenamiento y despacho de hidrógeno (H2) bajo monitoreo remoto 24/7.
Con capacidad para dispensar H2 comprimido a 35 y a 70 megapascales (MPa), la estación puede cargar varios vehículos en simultáneo y en un tiempo de 3 minutos por medio de sus mangueras incorporadas o de surtidores independientes.
Así como su despacho, la capacidad de almacenamiento de H2 que acompaña a la estación también puede incrementarse con el agregado de tanques. Esta ingeniería modular permite que el equipo provea una solución de combustible limpio en estaciones públicas y privadas, atendiendo a vehículos livianos o flotas de buses, camiones o embarcaciones.
Actualmente, el desarrollo de los FCVs se encuentra en un estado embrionario y solo existen unas decenas de vehículos, principalmente en Estados Unidos y Europa. Caracterizados como vehículos de cero emisiones (ZEVs), los FCVs no emiten gases de efecto invernadero (GHG), particulados, óxidos de azufre (SOx) u ozono (O3) a nivel del suelo. De sus escapes solo se libera vapor de agua.
Estos factores hacen que el H2 sea considerado como una seria alternativa de sustitución de las naftas y el gasoil. Los tiempos se de recarga serán un determinante para inclinar las preferencias de los futuros usuarios en favor de los FCVs. Mientras que un auto eléctrico puede reabastecerse en 30 minutos con el cargador más rápido, un auto impulsado por H2 puede estar listo en pocos minutos.
“Hemos percibido que los costos de las celdas de combustible se han reducido a la mitad en los últimos años y que se aproximan a un 5% de los valores del 2005, mientras que su durabilidad y rendimiento se extienden con nuevos récords, afirmó Osvaldo del Campo, CEO de Galileo Technologies para señalar el interés de la compañía en el H2.
“Si bien aún queda mucho por desarrollar desde la industria automotriz para optimizar costos, una de las principales brechas entre los consumidores y los FCVs es la ausencia de infraestructura para la carga de hidrógeno.En Galileo, siempre hemos buscado superar los dilemas del tipo del huevo o la gallina apostando por la tecnología. Esa visión es la que nos anima en la presentación de la Estación Blue Patagonia. Solo eliminando barreras para los consumidores, conseguiremos desarrollar la masa crítica que pondrá a los FCVs en la calle y que, a su vez, justificará el incremento de la producción de hidrógeno verde y azul”.
En el mundo, solo el 0,1% del H2 es verde. Este H2 se obtiene como producto del electrólisis del agua (H2O) mediante el uso de electricidad generada por fuentes renovables. Masivamente, el H2 es caracterizado como gris o negro y se obtiene de la transformación de combustibles fósiles en un proceso que implica la liberación emisiones de GHG. Por lo tanto, solo el H2 verde garantiza una eliminación neta de emisiones desde la fuente de energía al escape.
“Tenemos un compromiso total con la descarbonización y el progreso de la transición energética.Este lanzamiento es complementario de nuestras RNG Solutions para la producción de gas natural renovable, el cual puede ser destinado a servir de vector energético sin intermitencias en la generación de la electricidad necesaria para la electrolisis de hidrógeno verde.”
“Asimismo, estamos trabajando en el desarrollo de un proceso de reforma de metano (CH4) con captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) para la producción de H2 a partir de biomasa”, destacó del Campo.
La visión de Galileo Technologies se inscribe en el avenir de una Tercera Revolución Industrial dominada por la digitalización e impulsada por un mix de vectores energéticos de emisiones reducidas y emisiones cero. La misma está orientada por las recomendaciones del Panel Intergubernamental Sobre Cambio Climático (IPCC) que destacan la importancia de mantener el calentamiento global por debajo de los 2°C. Un objetivo que implica alcanzar una descarbonización del 25% hacia 2030 y la eliminación neta de las emisiones hacia 2070.
La implementación, que abarcó los proceso de Administración de Personal, Desempeño, Compensaciones, Sucesiones, Desarrollo y Aprendizaje, se realizó en varias etapas con un equipo mixto de profesionales de Accenture Argentina y México. Como parte de este proyecto, Compañía Mega necesitaba estructurar un LMS (learning management system, sistema de gestión de aprendizaje) que no solo permitiera a sus colaboradores tomar cursos online, sino también que habilitara al equipo de talento para obtener reportes de seguimiento del desarrollo de los recursos humanos y armar planes de capacitación de acuerdo a diferentes criterios, como las áreas específicas o los niveles de carrera. Pero quedaba un desafío por delante: la organización no contaba con un volumen significativo de cursos propios. En este caso, se decidió apelar a una solución innovadora en el país: por primera vez en la Argentina se integró SAP SuccessFactors® Learning con la base de capacitaciones disponible en la plataforma de aprendizaje LinkedIn Learning. Un orgullo para todo el equipo de trabajo.
A pesar de las restricciones impuestas por el escenario de COVID-19, se avanzó positivamente a lo largo de todo el proyecto con el equipo integrado de Compañía MEGA y Accenture soportado por tecnologías que facilitan el trabajo remoto. Esta sinergia y colaboración conjunta, como un solo equipo, sólo podía llevar al éxito.
Los beneficios otorgados por SAP SuccessFactors® a Compañía Mega son notables y van desde una eficiencia operativa en el área de RRHH hasta una autonomía creciente respecto del soporte requerido para las operaciones, gracias a las soluciones de autoservicio que agilizan las decisiones, eliminan los intermediarios y mejoran la experiencia general de los colaboradores. Por otra parte, se descentralizaron las tareas y el trabajo manual se redujo, eliminándose los errores asociados y acelerando los procesos. Por otra parte, todos los colaboradores cuentan con una amplia gama de oferta de capacitaciones online y el equipo de capital humano dispone de información integrada online que le permite realizar el seguimiento necesario para potenciar el talento.
En tiempos de incertidumbre, mejorar la experiencia del empleado, acompañarlo durante todo su journey dentro de la organización y apuntalar su conocimiento y su plan de desarrollo son los valores diferenciales que permiten a las empresas destacarse y crecer.
La administración de Joe Biden anunció un conjunto de iniciativas para acelerar el desarrollo y la expansión de la energía eólica offshore en Estados Unidos. Entre las prioridades figura la creación de un área especial para la instalación de proyectos eólicos en las aguas de Nueva York y Nueva Jersey, de gran potencial económico.
Bajo la coordinación de la asesora climática nacional de la Casa Blanca, Gina McCarthy, los departamentos de Interior, Energía, Comercio y Transporte llevarán adelante una serie de medidas con el objetivo de desplegar hasta 30.000 MW de energía eólica offshore para el 2030. Esto demandará una inversión de 12.000 millones de dólares por año en proyectos eólicos en las dos costas del país, con el potencial para generar más de 44.000 empleos directos y 33.000 indirectos.
El segmento offshore prácticamente no existe en Estados Unidos: hay más de 110.000 MW de energía eólica en tierra pero tan solo 42 MW instalados en el mar. En comparación, Europa y China registran más de 3500 y 2500 MW offshore, respectivamente. En esos mercados pisa fuerte la estadounidense General Electric, empresa líder en el segmento de las turbinas marítimas.
“Se necesita de un liderazgo federal, en estrecha coordinación con los estados y en asociación con el sector privado, los sindicatos y otras partes interesadas para catalizar el despliegue de la energía eólica marina a escala”, explicó la Casa Blanca en un comunicado. El presidente Joe Biden creó el cargo de Asesor Climático Nacional de la Casa Blanca para coordinar, supervisar y promover todas las políticas vinculadas con la agenda ambiental oficial en el plano federal.
Nueva York
Entre las iniciativas anunciadas destaca la evaluación ambiental de una nueva Área de Energía Eólica identificada en las aguas de los estados Nueva York y Nueva Jersey, en la costa este. Las Áreas de Energía Eólica son zonas identificadas como las más apropiadas y menos conflictivas para el uso de la energía eólica marítima.
El Bureau de Administración de la Energía Oceánica, el órgano del Departamento del Interior que se encarga de esa tarea, anunció el lunes la identificación de 800.000 acres en esa región que serían aptos para turbinas marítimas. “Las Áreas de Energía Eólica en el Ancón de Nueva York están ubicadas en un área de aguas poco profundas entre Long Island y la costa de Nueva Jersey. Tienen el potencial de ayudar a los estados a alcanzar sus objetivos energéticos”, señaló el Bureau.
La Casa Blanca citó un informe de la consultora Wood Mackenzie que indica que dicha zona tiene el potencial para generar 25.000 empleos en el desarrollo y construcción de parques entre 2022 y 2030, así como 7.000 empleos indirectos en las comunidades aledañas. También podría generar hasta 4.000 puestos operativos y de mantenimiento por año, además de 2.000 trabajos comunitarios en los años siguientes. El gobierno espera poder arrendar estas áreas a fines de 2021 o principios de 2022, luego de la evaluación ambiental.
Por otro lado, el desarrollador Ocean Wind quedó un paso más cerca de iniciar la construcción de un mega parque de 1100 MW en aguas de Nueva Jersey, con 98 turbinas Haliade-X de General Electric, la turbina de mayor potencia nominal existente en el mercado. El Bureau anunció ayer que comenzará a preparar la declaración de impacto ambiental del plan de construcción. No es el único: tiene otros 16 planes de construcción en carpeta para iniciar su revisión. El órgano finalizó a principios de mes la última revisión ambiental de Vineyard, otro mega proyecto de 800 MW en Massachusetts, paralizado en 2019 por una decisión del gobierno de Donald Trump.
Cadena de abastecimiento y costos
El incremento en las capacidades y la producción de bienes de capital e insumos necesarios constituye otra prioridad. El gobierno estima que por cada componente crítico (góndolas, aspas, torres, cimientos, cables submarinos) el país necesitará entre una y dos fábricas nuevas para suplir semejante demanda. También se necesitará de al menos seis nuevos barcos especiales para la instalación de las turbinas, con un costo estimado de entre 250 y 500 millones por vehículo.
Con el fin de escalar el desarrollo y la construcción de parques, el Departamento de Energía habilitará fondos por 3000 millones en forma de garantías de préstamos para la inversión en nuevas instalaciones que permitan incrementar la fabricación de los componentes críticos. La inversión en infraestructura portuaria también es importante. El Departamento de Transporte anunció que las autoridades portuarias y otros solicitantes podrán aplicar para recibir fondos para proyectos relacionados con infraestructura portuaria.
Desafíos
No obstante, el principal desafío en el segmento offshore consiste en disminuir el costo de los proyectos. Las turbinas offshore tienen una mayor potencia nominal de generación y un mayor factor de capacidad que sus contrapartes en tierra. Sin embargo, la instalación en el mar y el tendido de la infraestructura de transmisión eléctrica incrementan notablemente el costo final, inclinando la balanza en favor de los proyectos en tierra.
El Laboratorio Nacional de Energías Renovables del Departamento de Energía estima que a medida que avancen las tecnologías eólicas offshore y la demanda crezca, el costo nivelado de la energía eólica offshore podría ubicarse entre 50 y 70 dólares por MWh para el 2030, un precio alto pero que sería competitivo en algunos mercados de EE.UU. Por lo tanto, la innovación es relevante para disminuir los costos.
Con ese fin, el Consorcio Nacional de Investigación y Desarrollo de Energía Eólica Marina, creado por el Departamento de Energía y el estado de Nueva York, adjudicará 8 millones a 15 proyectos de investigación y desarrollo de energía eólica marina que fueron seleccionados a través de un proceso competitivo. Los nuevos proyectos se centrarán en la innovación de la estructura de soporte en alta mar, el desarrollo de la cadena de suministro, la innovación de sistemas eléctricos y los costos para el despliegue de la energía eólica marina.
La Casa Blanca estima que si Estados Unidos logra el objetivo de 30.000 MW en 2030 se pondrá en carrera para llegar a los 110.000 MW offshore en 2050, generando 77.000 empleos directos y otros 57.000 indirectos en las comunidades cercanas a los parques.
Tras una inversión de 39 millones de dólares, se puso en marcha el Parque Eólico Chubut Norte II desarrollado por la empresa Genneia. Con una potencia instalada de 26,28 MW, generará 120 GWh anuales, orientados al Mercado a Término de Energías renovables.
“Con Chubut Norte II, ya son quince los proyectos renovables que hemos finalizado en Genneia durante los últimos cuatro años, lo cual representó una inversión de más de 1100 millones de dólares”, indicó Bernardo Andrews, nuevo CEO de Genneia. El Parque cuenta con seis aerogeneradores de 4,4 MW de capacidad cada uno, que se destacan por su altura y potencia. La energía producida en Chubut Norte II abastecerá a varias reconocidas empresas, entre ellas, Bimbo, Cargill, Royan Canin, Banco Macro y VASA.
En este sentido, Andrews expresó que “sumamos un nuevo parque eólico al Mercado a Término de Energías Renovables (MaTER) y este hito nos brinda una enorme satisfacción, porque desarrollos de este tipo permiten aspirar a una economía más sustentable, incorporando energías limpias. Y a la vez, ofrecer a las empresas una matriz energética más equilibrada porque, como sabemos, cada vez son más las organizaciones que quieren producir o generar servicios consumiendo energía eléctrica de fuentes renovables. En Genneia, nos sentimos orgullosos de presentar esta alternativa a la sociedad.”
Así, Chubut Norte II se sumará a los parques eólicos Rawson III, Pomona II y Villalonga II de Genneia, los cuales fueron asignados bajo contratos MaTER. En este marco, la empresa entregará energía a clientes privados en el orden de los 290.000 MWh al año; apostando al aumento de las energías renovables en el país y a una transición de la matriz energética nacional.
El parque funciona en el mismo predio donde ya operan el Parque Eólico Chubut Norte I de la compañía y los proyectos Chubut Norte III y IV, puestos en marcha semanas atrás. Para la construcción del complejo de generación se requirieron 700 empleos directos en el mes de máxima actividad. Más del 75% de la mano de obra fue local y participaron en el proyecto un gran número de proveedores de la región.
Puma Energy y Honda anunciaron la extensión de la alianza estratégica que impulsan desde 2019. En esta nueva etapa, la automotriz japonesa recomendará el uso de los combustibles de la petrolera en todos sus vehículos.
“Estamos muy orgullosos de poder extender esta alianza con Honda, ya que reafirma el trabajo incansable de nuestros equipos por lograr excelencia en la calidad de nuestros productos y servicios. Que una automotriz líder del mercado nos elija y recomiende, marca un nuevo hito en nuestra presencia en la Argentina”, anunciaron fuentes de Puma Energy.
En el marco de la alianza, el equipo oficial Puma Energy Honda Racing Team, protagonista en la categoríaSúper TC2000 del automovilismo argentino, también mostró novedades esta temporada. A los pilotos Facundo Ardusso, José Manuel Sapag, Fabián Yannantuoni y Juan Ángel Rosso se incorporaron en el área técnica Juan Manuel Silva como director general, Luciano Monti como ingeniero responsable y Sebastián Martino como director deportivo.
“Estamos muy entusiasmados con la continuidad de este acuerdo, ya que es algo que la marca tiene grabado en su ADN como un diferencial. Además, ver pilotos de gran experiencia y trayectoria nos llena de entusiasmo de cara a la nueva temporada. Confiamos en la performance y dedicación de este equipo, que nos representará a bordo de nuestro Honda Civic”, comentó Victor Pruvost, gerente comercial de Honda Motor de Argentina.
Así, el Puma Energy Honda Racing Team buscará dejar su huella en uno de los campeonatos más disputados del automovilismo nacional con la alta performance de los combustibles Puma Energy y la tecnología de Honda Civic, un automóvil con espíritu deportivo y dinámico, y un diseño exterior de avanzada.
Una vez más, gracias a la extensión de su alianza estratégica, Puma Energy y Honda ratifican la excelencia de sus marcas y demuestran la pasión por el deporte m
Los cuadros tarifarios de transición del gas natural debían aplicarse desde mediados de esta semana, el 1º de abril. Esa era la fecha que se habían fijado tanto en la Secretaría de Energía como el Enargas, el ente regulador del sector. Sin embargo, por la falta de definiciones internas y de coordinación intra-estatal, ese objetivo no será alcanzado. Según indicaron fuentes oficiales y de empresas privadas, el organismo intervenido que conduce Federico Bernal trabaja ahora para que los nuevos cuadros tarifarios entren en vigencia el 1º de mayo.
El pre-acuerdo del Enargas con las distribuidoras ya está cerrado. Incluso existe un anexo en el que están definidas las subas para cada tipo de usuario. Lo que se sabe hasta ahora es que el aumento no será homogéneo para todos: la suba será más elevada para los grandes usuarios —fundamentalmente industrias— y menor para los residenciales.
Por eso, la recomposición final del margen bruto será más alta para las distribuidoras con más cantidad de clientes industriales —como Litoral Gas o Distribuidora de Gas del Centro— y menor para las gasíferas con una mayor predominancia de clientes domiciliarios.
También está definido que los cargos fijos de la factura aumentarán más, en términos relativos, que los cargos variables. De ese modo, se busca que las facturas tiendan a aplanarse por un mayor peso del componente fijo de la tarifa.
Las dos decisiones forman parte de un ejercicio matemático al que arriban el ente y las distribuidoras para evitar que la suba a los residenciales supere el 9%, tal como pretende Bernal. El incremento para los grandes usuarios sí superará ese porcentaje.
¿Qué falta para finalizar el proceso de subas?
Lo primero es saldar la discusión político-económica puertas adentro del gobierno. Cuando existe voluntad gubernamental, el proceso tarifario se agiliza. Lo demostró el gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, que esta semana aumentó un 7% las facturas eléctricas por decreto, sin necesidad de realizar audiencias públicas. El ex ministro de Economía hizo lo mismo en 2014, cuando como titular del Palacio de Hacienda instrumentó un aumento hasta el 30% de las facturas de gas para todas las distribuidoras gasíferas de país.
Tal como está hoy planteado el escenario, lo más probable es que las tarifas aumenten como tope un 9%, en la línea que surgió desde el Instituto Patria. Pero aún resta que el Ministerio de Economía admita esa imposición y acepte que el precio de gas en el ingreso al sistema (PIST) continúe congelado.
Acta acuerdo
Una vez que se salde esa disputa política, el Enargas apunta a firmar un acta-acuerdo con cada una de las distribuidoras para que los privados convalide legalmente cuadros tarifarios con un aumento inferior al que solicitaron en la audiencia pública. La meta es firmar ese documento hacia mediados de mes, a fin de que las tarifas aumenten a partir del 1º de mayo.
Con ese cronograma, los usuarios empezarán a recibir las facturas con los aumentos a partir del julio, cuando se emitan las boletas para el bimestre mayo-junio.
Sin diferimiento
Al igual que en 2020, este año tampoco habrá diferimiento de las facturas de invierno, las más pesadas para los hogares. Por lo menos, hasta el viernes de la semana pasada no existió ninguna conversación al respecto entre el Enargas y las distribuidoras.
Tras dos años de congelamiento, las gasíferas advierten que no disponen del flujo de fondos necesario para financiar los ingresos que dejarían de percibir por diferir las facturas de invierno, tal como se hizo en 2019. Las distribuidoras recaudan la mayor parte de su facturación anual durante el segundo semestre del año, entre julio y diciembre.
Con la suba del 9% que propuso el Enargas, los ingresos de las empresas vía Valor Agregado de Distribución (VAD) aumentarán entre un 19% y un 31% cuando se implementen los nuevos cuadros tarifarios. Son cifras que, en cualquier caso, están por debajo de la inflación proyectada para este año, que se ubicará cerca del 40 por ciento.
La empresa Tecpetrol, brazo petrolero del Grupo Techint, anunció la designación de Ricardo Markous, director General de Desarrollo de Negocios, Gas & Power y Comercialización, para suceder a Carlos Ormachea como CEO de la compañía a partir del 1° de abril de 2021.
Ricardo Markous es ingeniero civil de la UBA y tiene una Maestría en Management de la Universidad de Stanford. Está al frente del desarrollo de negocios, gas & power y comercialización de Tecpetrol en Argentina desde 2005. Con 40 años en el Grupo Techint, previamente a esta posición ocupó diversos puestos ejecutivos como la dirección de la División Gas del Grupo Techint y la dirección de Transportadora Gas del Norte (TGN).
“Con el equipo que formó Carlos Ormachea y con activos en la Argentina, donde destaco Fortín de Piedra en Vaca Muerta por su impacto en el mercado de gas; y en Bolivia, Colombia, Ecuador, México, Perú y Venezuela, Tecpetrol va seguir siendo un actor clave en el desarrollo energético en la región. Aspiramos además a participar en la transición energética regional, aprovechando y poniendo en valor el conocimiento de Tecpetrol y del resto del Grupo Techint”, dijo Ricardo Markous, futuro CEO de Tecpetrol.
Luego de 17 años como CEO de Tecpetrol y más de 40 años en el Grupo Techint, Carlos Ormachea continuará como Chairman de Tecpetrol. Durante su gestión, la empresa logró una estratégica transformación, destacándose en los últimos años el desarrollo del yacimiento gasífero de Fortín de Piedra en la cuenca de Vaca Muerta en Argentina.
En un tiempo récord de 18 meses y con una inversión de más de 2.100 millones dólares, ese yacimiento de gas no convencional logró pasar de cero a una producción 17,5 millones de metros cúbicos diarios de gas aportando el 13% de la producción argentina de gas. Esto fue resultado de la consolidación de un gran equipo de trabajo con capacidades financieras, comerciales, operativas y de producción que logró, con su conocimiento, concretar un proyecto de largo plazo que generó desarrollo de la cadena de valor energética, empleo local y valor para los consumidores de gas y para la compañía.
“Con un profundo conocimiento del mercado energético, Ricardo es un gran líder que continuará impulsando el crecimiento de Tecpetrol y el desarrollo de su gente. Ricardo ha participado en los proyectos más importantes de la compañía en Argentina, México y Perú y su contribución ha sido clave para el logro de los objetivos propuestos”, destacó Carlos Ormachea, Chairman de Tecpetrol desde abril próximo.
Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, inauguró hoy su nueva planta de propelentes que se encuentra emplazada en la refinería de la localidad de Dock Sud, partido de Avellaneda. La capacidad total de producción de la nueva unidad es de 40.000 toneladas anuales, que serán destinadas principalmente a mercados de exportación y también a clientes locales. En el acto de inauguración estuvieron presentes el presidente Alberto Fernández y Teófilo Lacroze, presidente de Raízen Argentina.
La planta es parte del plan de inversiones que Raízen Argentina anunció en octubre del año pasado por un total de USD 715 millones para el período 2020-2023. Su construcción tuvo una duración total de 15 meses, durante el cual trabajaron más de 100 personas y en su diseño, construcción y montaje intervinieron íntegramente más de 10 PyMES argentinas de distintos rubros y especializaciones.
Participaron del acto de inauguración de la nueva planta Teófilo Lacroze, presidente de Raízen Argentina, Luis Henrique Guimaraes, presidente del Grupo Cosan, y Rubens Ometto Silveira Mello, presidente del Consejo de Administración del Grupo Raízen. Por parte de los funcionarios, estuvieron presentes el presidente de la Nación, Alberto Fernández; el ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Matías Kulfas, el secretario General de la Presidencia, Julio Vitobello, el secretario de Energía, Darío Martínez, el embajador de la Argentina en Brasil, Daniel Scioli, el subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, y el intendente de Avellaneda, Alejo Chornobroff. La comitiva realizó una recorrida por las instalaciones de la planta y luego se llevó a cabo la ceremonia del corte de cintas a cargo del presidente de la Nación.
“El inicio de este negocio refleja nuestro compromiso de seguir creciendo dentro del país mediante nuevas inversiones, y reafirma nuestra confianza para fomentar el desarrollo económico y contribuir con el crecimiento de la matriz energética de la Argentina”, expresó Teófilo Lacroze. Y agregó que: “Mediante este plan de inversiones que anunciamos en octubre del año pasado, en Raízen desarrollaremos una nueva línea de producción de combustibles; aumentaremos la capacidad de procesamiento en la refinería; ejecutaremos distintos proyectos vinculados con la modernización de unidades y con la innovación en productos como éste caso de la planta de propelentes y expandiremos nuestra gran red de estaciones de servicio alrededor del país”.
Raízen Argentina se creó en octubre de 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de downstream de Shell Argentina. Sus accionistas son 50% Shell y 50% el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la refinería de Buenos Aires, en Dock Sud, la planta de lubricantes en el barrio de Barracas, la red de estaciones de servicio con más de 780 bocas de expendio, los negocios de combustibles marítimos y de aviación, asfaltos, químicos, así como las actividades de suministro y distribución en el país. Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 100 años de historia en el país.
En un hecho inédito, la industria del petróleo y del gas de Estados Unidos anunció que respalda la idea de poner precio a las emisiones de carbono en ese país. El anuncio llega luego de una reunión virtual del día lunes entre la administración Biden y algunas de las principales empresas petroleras del país, en lo que fue el primer acercamiento fuerte entre el nuevo gobierno y el sector.
American Petroleum Institute (API), la principal organización que agrupa y representa a las empresas del sector, publicó el jueves un documento de trabajo con las acciones que el gobierno y la industria pueden llevar adelante para “atender los riesgos del cambio climático”. Figura entre ellas poner precio a las emisiones de carbono, una idea históricamente resistida por el sector.
Según el documento, API y sus miembros (entre los que figuran gigantes como ExxonMobil y Chevron) apoyarán una legislación nacional “que ponga precio a las emisiones de carbono en todos los sectores de la economía”. También abogan por la integración con los mercados internacionales de carbono, para que las entidades estadounidenses tengan incentivos para reducir su huella de carbono en todo el mundo, sin entrar en desventajas competitivas y evitando el “carbon leakage” (el traslado de actividades a países con una menor regulación sobre sus emisiones).
El Instituto presenta esta y otras propuestas de cara a la próxima Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, a celebrarse en noviembre. “Enfrentar el desafío del cambio climático y construir un futuro con bajas emisiones de carbono requerirá una combinación de políticas gubernamentales, iniciativas de la industria e innovación continua”, señaló el presidente del API, Mike Sommers.
Acercamiento
La publicación del documento se produce días después de la reunión virtual que el gobierno mantuvo con los ejecutivos de diez de las principales empresas productoras de hidrocarburos. Como principal representante del gobierno estuvo la asesora nacional de Cambio Climático de la Casa Blanca, Gina McCarthy. El presidente Biden creó ese cargo para coordinar, supervisar y promover todas las políticas vinculadas con la agenda ambiental oficial en el plano federal.
La agenda ambiental ocupa un lugar prioritario para la nueva administración e interactúa con todas las áreas de gobierno, especialmente con la de energía. Biden ya tomó medidas que afectaron al sector, como la suspensión del otorgamiento de nuevos permisos para la explotación de gas y de petróleo en terrenos federales y la rescisión de los permisos federales del proyecto del gasoducto Keystone XL.
Por otro lado, el sector sigue con atención los movimientos del gobierno en la SEC. Su presidenta interina empuja la idea de que las empresas que cotizan en Wall Street se vean obligadas a brindar a sus accionistas información sobre la sostenibilidad e impacto social de sus actividades. Gary Gensler, el candidato oficial a presidir la comisión que regula la actividad financiera en EE.UU., no cerró la puerta a esa propuesta y dijo que es la comunidad inversora la que demanda que las empresas brinden ese tipo de información.
No obstante, en la reunión del lunes el gobierno buscó limar las asperezas y sumar al sector a su agenda ambiental. McCarthy “dejó en claro que la Administración no está luchando contra el sector del petróleo y el gas, sino por crear puestos de trabajo sindicales, implementar tecnologías de reducción de emisiones, fortalecer la fabricación y alimentar la economía estadounidense”, explica el comunicado oficial sobre el encuentro emitido por la Casa Blanca.
«Estamos comprometidos a trabajar con la Casa Blanca para desarrollar políticas gubernamentales efectivas que ayuden a cumplir las ambiciones del acuerdo de París y respalden un futuro más limpio«, señaló Sommers, otro de los invitados a la reunión con la asesora nacional.
Captura de carbono
En el documento del API la industria se mostró en sintonía con los objetivos de la administración, elaborando propuestas en cinco áreas: aceleración de la tecnología e innovación para reducir emisiones; mitigar emisiones en las operaciones del sector; apoyar una política de precios al carbono; crear combustibles más limpios; y otorgar información más transparente sobre el impacto de sus actividades.
En tecnología e innovación, acelerar el despliegue comercial de la captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS por sus siglas en inglés) es una de las propuestas centrales. “Estados Unidos es el líder mundial en el despliegue de estas tecnologías. El país tiene operando 12 instalaciones de CCUS de escala comercial, capaces de capturar aproximadamente 25 millones de toneladas métricas de CO2 por año”, explica el API.
Las tecnologías de captura y almacenamiento de carbono ganan terreno en la agenda del poder ejecutivo y del Congreso. “El Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático de la ONU ha dicho que no se puede llegar a cero emisiones de carbono sin la captura, utilización y almacenamiento. Estamos entusiasmados con eso. Obviamente, estamos ante una tecnología incipiente para capturar las emisiones de CO2, pero tenemos que hacerlo con todo tipo de combustible, si queremos llegar a cero”, dijo la secretaria de Energía, Jennifer Granholm.
El carbono puede ser removido y capturado, para ser almacenado y sellado de forma permanente en pozos de petróleo ya explotados, por ejemplo. Su captura permitiría reducir el impacto ambiental de la generación de electricidad con gas y carbón. También tiene potenciales usos industriales, como su utilización en la recuperación terciaria de petróleo. Pero hasta el momento la subinversión en tecnologías e infraestructura de CCUS impidió demostrar su potencial económico. La Agencia Internacional de la Energía señala que la inversión anual en CCUS representa menos del 0,5% de la inversión global en energías limpias y tecnologías de eficiencia.
En los últimos días ingresaron al Congreso dos proyectos bipartidarios para su impulso. Uno busca ayudar a desarrollar la infraestructura para transportar el CO2 desde el lugar de captura hasta los sitios en los que será utilizado o almacenado. El otro busca optimizar el pago directo de los créditos fiscales a las instalaciones que ya capturan carbono y a los proyectos en construcción. Por otro lado, el Departamento de Energía anunció a principios de marzo que destinará 24 millones de dólares para la investigación de tecnología que captura las emisiones de carbono directamente del aire.
A medida que el mundo se precipita hacia una catástrofe climática, los bancos más grandes del mundo todavía están financiando los combustibles fósiles por billones de dólares.
Eso es según un informe publicado recientemente por una cohorte de grupos ambientalistas que incluyen Rainforest Action Network y Sierra Club, titulado » Banking on Climate Chaos «. El informe encontró que los 60 bancos privados más grandes del mundo han financiado $ 3.8 billones en combustibles fósiles en los cinco años desde que se firmó el acuerdo climático de París en 2016.
Aunque en 2020 se registró una caída global en la demanda y la producción debido a la pandemia de coronavirus, y el financiamiento de combustibles fósiles cayó un 9 por ciento, la cantidad gastada en proyectos de extracción de combustibles fósiles el año pasado fue aún mayor que en 2016, lo que significa que las prácticas de los más grandes del mundo Los bancos están fundamentalmente en desacuerdo con el objetivo de París de 2016 de limitar el calentamiento global a 1,5 grados centígrados.
Las empresas de combustibles fósiles tienen un par de vías para generar capital para sus proyectos. La más común es acudir a un banco para pedir un préstamo; la otra es vender acciones u ofrecer una parte de las ganancias futuras, pero de cualquier manera, necesitan la ayuda de un banco.
Lo que significa que los bancos tienen un papel importante que desempeñar para alejar al mundo de los combustibles fósiles sucios y adoptar formas de energía menos contaminantes, pero solo si así lo deciden. Y con base en los hallazgos del informe “Banking on Climate Chaos”, la mayoría claramente no está eligiendo hacerlo.
Y aunque Estados Unidos lideró la negociación del acuerdo de París hace más de cinco años, el informe encontró que los cuatro peores bancos del mundo para el financiamiento de combustibles fósiles tenían su sede en Estados Unidos.
JPMorgan Chase fue el peor «banco de fósiles» del mundo, contribuyendo con $ 51,3 mil millones en financiamiento de combustibles fósiles solo el año pasado, y un total de $ 317 mil millones de 2016 a 2020.
Eso es un 33 por ciento más que el segundo peor, Citibank, que gastó $ 48.4 mil millones el año pasado y un total de $ 237 mil millones desde 2016.Wells Fargo ocupó el tercer lugar, con $ 26 mil millones en 2020, aunque el informe señala que el financiamiento de combustibles fósiles del banco en realidad cayó un 42 por ciento en 2020. Bank of America ocupó el cuarto lugar, gastando casi $ 200 mil millones en los últimos cinco años.
Si agrega Morgan Stanley en el n. ° 12 en el mundo y Goodman Sachs en el n. ° 15, «eso es casi un tercio del financiamiento bancario para combustibles fósiles» proveniente de los Estados Unidos, Jason Disterhoft, experto en finanzas fósiles de Rainforest Action Network y uno de los autores del informe, me dijo.
Dado que los bancos estadounidenses son una parte enorme del problema de la financiación de los combustibles fósiles, deben ser una parte enorme de la solución para abordar el cambio climático. «Estados Unidos no puede llamarse a sí mismo de manera creíble un líder climático global mientras sus bancos estén impulsando el cambio climático hasta este punto, sin planes para eliminar gradualmente esa actividad», agregó Disterhoft.
Como parte de su enfoque de todo el gobierno para atacar la crisis climática, la administración de Biden planea involucrar al Departamento del Tesoro en los esfuerzos para poner fin al financiamiento internacional de las fuentes de energía basadas en combustibles fósiles.
“Es la primera vez que vemos a una administración esbozar cómo se ve una agenda en este espacio”, dijo Disterhoft.
Pero los bancos de otros países también tienen trabajo que hacer.
El BNP Paribas de Francia fue el peor de la Unión Europea. Gastó $ 41 mil millones para financiar combustibles fósiles en 2020, un aumento del 41 por ciento con respecto a 2019. El MUFG de Japón fue el peor en Asia y el sexto peor en general.
Ningún banco sudamericano o africano figura en la lista de los 60 bancos más grandes del mundo.
¿A dónde va el dinero?
El informe incluye varios estudios de casos que muestran el impacto que los grandes bancos que financian con combustibles fósiles tienen en las comunidades de todo el mundo que se ven afectadas de manera desproporcionada por una crisis climática que en gran medida no crearon.
Citibank fue nombrado el peor banco por «financiar a los expansores», es decir, por financiar a las 100 principales empresas que están ampliando su uso de combustibles fósiles. Una de esas empresas es la empresa canadiense de transporte de energía Enbridge, cuya expansión del oleoducto de la Línea 3 se enfrenta a una feroz oposición de los grupos indígenas de Minnesota.
CNOOC Limited de China y Total de Francia, dos de las compañías de petróleo y gas más grandes del mundo, han estado financiando el Oleoducto de Crudo de África Oriental, que transportaría 216.000 barriles de crudo por día desde Uganda a Tanzania.
Si se completa, se convertiría en el oleoducto calentado más largo del mundo y lanzaría al aire más de 33 millones de toneladas de CO2 que calienta el planeta, más emisiones de las que producen actualmente los dos países juntos .
Y en otro caso, BP, Shell, ConocoPhillips y Equinor están apoyando el fracking en las reservas argentinas de petróleo y gas de Vaca Muerta en la Patagonia. Aunque las comunidades indígenas se oponen al proyecto , los grandes bancos han estado proporcionando millones en subsidios a las compañías de petróleo y gas interesadas en desarrollar la región, lo que tendría impactos catastróficos sobre el calentamiento global.
Antes de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de este año, la presión sobre los bancos más grandes del mundo ahora es doble: dejar de financiar a las empresas que están expandiendo su uso de combustibles fósiles y acordar eliminar gradualmente el financiamiento para proyectos de combustibles fósiles en consonancia con la limitación del calentamiento a 1,5 grados. C.
El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, anunció hoy el incremento de un 7% para la factura final de electricidad que pagan los usuarios bonaerenses. La suba estarán vigentes a partir del 1° de abril. En concreto, el incremento alcanzará a los cuadros tarifarios de cuatro distribuidoras eléctricas del interior bonaerense: Edelap, Edea, Edes y Eden, que pertenecen al grupo Desa, liderado por el empresario Rogelio Pagano. El incremento no afecta al Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), que están bajo la órbita de Edenor y Edesur, las únicas dos distribuidoras que dependen exclusivamente del Estado nacional.
Kicillof indicó: “Estamos anunciando un aumento de 7% en la tarifa final a partir del 1° de abril e iniciamos un período de negociación y empezar a definir costos e inversiones necesarias hacia adelante”. El gobernador bonaerense estaba acompañado por el subsecretario de Energía provincial, Gastón Ghioni.
En los hechos, el 7% de aumento en la factura final equivale a recomponer los ingresos de las empresas vía Valor Agregado de Distribución (VAD) en la banda del 15 por ciento. El precio estacional de la energía seguirá congelado.
Kicillof decidió no esperar a Nación y mover antes los cuadros tarifarios de la provincia. Lo lógico —y la intención inicial de la gobernación— hubiese sido que el gobierno nacional defina qué hacer con las tarifas de Edenor y Edesur antes de que la provincia tome una decisión. Sin embargo, el gobernador optó por aumentar las tarifas provinciales de electricidad tres días del inicio de las audiencias públicas convocadas por el ENRE para definir las tarifas eléctricas de transición para Edenor y Edesur. ¿Por qué lo hizo?
Dos interpretaciones posible
La decisión de Kicillof puede interpretarse como un respaldo del sector más duro del gobierno nacional, referenciado en el Instituto Patria, que defiende una política de atraso tarifario frente a la compleja situación económica y social generada por la pandemia.
El gobernador de la mayor provincia del país habría jugado, de ese modo, como contraparte del ministro de Economía, Martín Guzmán, que aspira a mover las tarifas de gas y electricidad en un porcentaje más cercano al 20 por ciento. Desde esa óptica, Kicillof avaló la posición de Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica, y Federico Bernal, interventor del Enargas, que en las últimas semanas instalaron en la agenda pública la necesidad de que las tarifas aumenten muy por debajo de la inflación.
Sin embargo, allegados a la gobernación provincial trazan otra interpretación posible. Advierten que preocupado por la dilación de los plazos del proceso de recomposición tarifaria, que debía estar listo para el 1º de abril pero que va camino a postergarse al menos hasta mayo, Kicillof decidió aumentar las tarifas provinciales al menos 7% para cortar de cuajo la posibilidad de que el congelamiento se extienda durante todo 2021.
De hecho, las fuentes consultadas señalan que la voluntad del gobernador de Buenos Aires es otorgar un segundo aumento de las tarifas después de las elecciones legislativas de octubre, aunque esa agenda parece muy lejana.
Críticas a Vidal
Kicillof criticó también a la gestión anterior de María Eugenia Vidal y subrayó que “para cumplir lo que dejó firmado (la ex gobernadora) tendríamos que triplicar las tarifas”. Según explicó el gobernador, “en 2017 Vidal firmó en las revisiones tarifarias integrales (RTI) un acuerdo donde yo hoy tendría que estar anunciando un aumento del 217% de las tarifas”.
En agosto del año pasado, el gobierno provincial había acordado con el holding Desa la prórroga del congelamiento tarifario hasta fines de 2020, en línea con la decisión del gobierno nacional de postergar el aumento de tarifas por la pandemia del Covid-19.
En una videoconferencia organizada por la consultora Ecolatina, el especialista en energía y ex Secretario de Planeamiento Energético, Daniel Dreizzen, estimó un escenario de buenas perspectivas para el sector energético. Sin embargo, planteó que “para que la energía crezca, necesitamos de la macroeconomía. Que se normalice la tasa de financiamiento y la dinámica de las operaciones financieras y que baje el riesgo país”.
Dreizzen destacó que los actuales precios del mercado, tanto en el crudo como en el gas, son “atractivos para la inversión”.
Perspectivas para el petróleo
En el caso del petróleo, indicó que la banda entre los US$ 50 y los US$ 60 por barril permite que “los proyectos sean rentables en el usptream” y que esto se manifestó en una recuperación de la producción. “En el no convencional estamos un 10% por encima de los valores pre pandemia y en el convencional un 10% abajo. Vemos una recuperación gradual de la producción, llegando a valores pre pandemia para fin de año. Esto redundará en una mayor actividad que, si bien no alcanzará los registros pre pandemia, indudablemente serán mucho más altos que lo del año pasado”, estimó.
Perspectivas para el gas
En el caso del gas, Dreizzen remarcó que el precio de US$ 3,70 por millón de BTU que fijó el Plan Gas 4 “es mucho más alto de los que había en los últimos dos años”. Consideró que con ese valor se puede cumplir claramente el compromiso de garantizar la misma producción del año pasado. “Cumplir con ese compromiso por parte de las operadoras va a requerir mucha actividad. Esto ya se está viendo en las fracturas y también debería producirse un aumento en las perforaciones en los próximos meses. Creemos que va a aumentar la perforación en gas con esta señal de precios para los próximos cuatro años”, enfatizo.
Infraestructura y financiamiento
Con precios competitivos y estables, aumento de las fracturas y recuperación de la demanda de combustibles, el ex funcionario del gobierno de Mauricio Macri trazó un escenario alentador para el sector pero también alertó acerca de sus limitaciones. “Vemos dos problemas que impiden un salto significativo de la producción. Uno tiene que ver con la infraestructura, que por ejemplo en el caso del gas requiere de una inversión a largo plazo, el famoso gasoducto de Vaca Muerta que permita aumentar las exportaciones y reducir las importaciones. El otro problema, y que para mí es más importante, es la falta de lo que yo llamo las ‘operaciones financieras normales’. Esto es: poder sacar y entrar dinero sin tener que hacer artilugios que resultan difíciles para algunas multinacionales, tener un único tipo de cambio y una tasa de interés aceptable de financiamiento”.
Frente a este panorama, Dreizzen indicó que la única fuente de ingreso con la que cuentan las empresas es el precio, ya que no hay canales de financiamiento extra. “Esto lo vemos claramente en YPF, que logró patear parte de la deuda y que con el aumento del precio de surtidor previsto para este año va a poder financiarse para invertir 2700 millones de dólares. Se trata de inversión que va a permitir mantener la producción pero no aumentarla”, señaló.
“Para que la energía crezca, necesitamos de la macroeconomía. Que se normalice la tasa de financiamiento y la dinámica de las operaciones financieras y que baje el riesgo país para poder desarrollar fuertemente la industria petrolera argentina”, concluyó.
En una saga que bien podría ser una novela por entregas, el área energética del gobierno y Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, se trenzaron en una discusión técnico-legal sobre la forma en que la administración de Cambiemos realizó la Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el período 2017-2021.
El Ente Regulador de Electricidad (ENRE), que hoy dirige Soledad Marín, publicó hace 10 días una auditoría que cuestiona duramente ese proceso y recomienda la anulación del mismo. Tres días más tarde Edenor envió una contestación a ese documento, en la que critica punto por punto los ejes centrales de lo auditado por el organismo eléctrico. EconoJournal publicó ayer una nota en la que aborda ese contrapunto.
Cuando parecía que el tema estaba concluido, ayer a primera hora de la tarde, e ENRE, que en los hechos depende de Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica y en los hechos el hombre fuerte del gobierno para el sectoreléctrico, envió a este medio un documento en respuesta a Edenor, en el que retoma los argumentos esgrimidos por la distribuidora, que pertenece a Pampa Energía y está en proceso de venta al grupo Vila-Manzano-Filiberti. La cartera apuntó a defender argumentalmente la auditoría inicial realizada por el ente regulador. A continuación se presentan los principales títulos de la respuesta enviada por la Subsecretaría.
I) Grave situación económico-financiera de Edenor
¿Qué dice Edenor?
Mediante su carta el ENRE, la distribuidora planteó que «en la Auditoría Final se afirma equivocadamente que «detrás del lema de defensa de la transparencia», el gobierno de Cambiemos impulsó una política deliberada de «mejora de ingresos de las concesionarias”. “No hubo tal transferencia de ingresos a las distribuidoras sino un reemplazo de los subsidios que antes cobraban del Estado Nacional por una mayor participación de los usuarios en la cobertura de los costos del servicio prestado por las distribuidoras”, justificó la distribuidora.
¿Qué le respondió el ENRE?
“Resulta llamativo el enfoque que brinda Edenor sobre la ‘grave situación económica-financiera’. Si bien es real que, en el año 2015, la empresa recibió subsidios del Estado Nacional a través de la Res. SE Nº 32/2015, se debe resaltar que dicha resolución le permitió obtener un resultado operativo de $ 2.241,7 millones y un resultado neto de $1.142 millones garantizando una rentabilidad extraordinaria sin que se pudieran auditar el destino los fondos involucrados ante el cambio de gestión».
«En efecto, a partir del año 2016 se comienzan a implementar estrategias para mejorar los ingresos de las distribuidoras. La primera de ellas es a través de la Res. ENRE Nº 1/2016 en donde se aplica el “Régimen Tarifario de Transición” y de la Res. MINEM 6/2016 que estableció nuevos precios de la energía», continuó.
«En este sentido, en un mes (de enero a febrero de 2016) un usuario residencial promedio pasó de pagar 30 $/mes a 183 $/mes por el consumo de energía eléctrica resultando en un incremento del 510%. No parecería ser una “tarifas ni justas ni razonable” en los términos de la Ley 24.065«, cuestionó la Subsecretaría. Y agregó: «Sin embargo, y tal como se expuso a lo largo del Informe, la RTI aplicada en febrero 2017 no resultó de la magnitud de los ingresos aprobados por el ENRE porque a través de una nota emitida por el Ex Ministro de Energía y Minería a las autoridades del ENRE, se decidió “topear” el incremento que le hubiese correspondido según la RTI a un 42% respecto de los ingresos del 2016».
«En consecuencia, existió una política que tuvo como objetivo mejorar el ingreso de las concesionarias, sólo que ante la adversidad de la situación que se estaba evidenciando por parte de los reclamos de los usuarios ante el “tarifazo” implementado en el 2016 (tanto en gas como en energía eléctrica) decidieron postergar parciamente la aplicación de los ingresos reconocidos a las empresa, pero manteniendo dicha diferencia inalterable en términos reales para la distribuidora, no así para los hogares, comercios e industrias que vieron reducir su poder adquisitivo», señaló la Subsecretaría.
«Por su parte, el incremento significativo de las pérdidas no técnicas es parte de la responsabilidad empresarial y, en efecto, parte de los ingresos reconocidos son para llevar adelante una gestión de cobranzas eficiente. En consecuencia, se evidenciaban graves errores de estimación, al suponer que la quita de subsidios más el reconocimiento de mayores ingresos a las distribuidoras no iban a impactar en el consumo energético de la población tal como se verificó especialmente a partir de 2017, en particular al segmento industrial”, analizó la Subsecretaría.
Base de capital: A. Utilización del método del VNR
En este punto Edenor afirma que en el Informe se adoptó la metodología del VNR en detrimento del Flujo de Fondos de donde surge esa justificación. “Si bien el ENRE no realizó un detallado análisis técnico de los métodos involucrados, expresamente señaló que eligió el método del VNR porque el de Flujo de Fondos arrojaba una tarifa sustancialmente mayor. En este sentido, el ente regulador reconoce que este último me todo «termino arrojando como resultado un requerimiento de ingresos elevado (47% superior al finalmente aprobado), por lo que se lo termino desestimando”, afirmó Edenor.
Respuesta del organismo regulador: “La utilización del método de flujo de fondos fue desestimado por el ENRE, no a través de un análisis exhaustivo del método, sino como “justificación” para considerar la propuesta de la Concesionaria que optó por el VNR porque consideraba que “la base de capital basada en valores contables ajustados por índices de actualización no es representativa del valor de los activos requeridos para prestar el servicio en las condiciones de calidad establecidas en el Acta Acuerdo, por lo tanto no se efectuó la determinación de su valor”. (1 Informe “Revisión Tarifaria Integral (RTI) -2016 Propuesta Tarifaria”. EDENOR, 05/09/2016.)
En ese sentido, el ENRE, a partir de los costos “aprobados” por el organismo los incorporó en un flujo de fondos sin justificar por ejemplo el cálculo de impuestos, lo que efectivamente determinó un ingreso superior al aprobado. En realidad, más que la selección de un método, lo que se estaba avalando eran los costos propuestos por la distribuidora, sólo que, por medio del flujo de fondos, los resultados hubieran sido completamente inaplicables, aún más de los que efectivamente se aprobaron y tampoco pudieron llevarse a cabo en forma total”
B. Error al analizar la base de capital
Edenor interpretó que: “En el Informe Final el ENRE sostiene que, si bien no hay diferencia significativa entre el VNR presentado por Edenor y el calculado por el ENRE, se observa un comportamiento totalmente distinto respecto de las depreciaciones: las aprobadas por el ENRE serían un 22% menores a las informadas por el distribuidor. Este análisis erróneo parte de no tener en cuenta que el ente regulador excluyo del VNR los activos totalmente amortizados. La tabla transcripta y estas apreciaciones muestran el desconocimiento de los autores del Informe Final acerca de la Base de Capital Regulatoria (BCR) de Edenor ya que se presentan datos incompletos sobre el VNR aprobado y se llega a conclusiones infundadas”, argumentó la empresa de Pampa Energía.
Sobre este punto, el organismo de de Energía Eléctrica respondió que “resulta atractiva la respuesta de Edenor en relación a la Base de Capital Regulada aprobada por el ENRE en el marco de la RTI. Sin embargo, en el Informe de Auditoría hace referencia a que en la información vertida en los expedientes no se desprende que el regulador excluyó a los activos totalmente amortizados en cuyo caso debió ser $0. Sino simplemente hay valores arbitrarios que no reflejan las fórmulas de depreciación”. “En consecuencia, lo que allí está vertido como conclusiones, son las que se desprenden del análisis de la información disponible para la auditoría, no las que evidentemente Edenor le envío al regulador como “dato” para ser considerada en la RTI”, indicó.
C. Confusión sobre la rentabilidad sobre los activos
Edenor consideró que: “Se hacen afirmaciones confusas y tendenciosas sobre la rentabilidad que se obtiene sobre el capital invertido. Por ejemplo, se afirma que «[s]i bien el accionista realizó un aporte inicial y puede hacer aportes a lo largo de la concesión, valuar su rentabilidad considerando los activos regulatorios y las inversiones que realizan con lo recaudado con la tarifa, implica rentabilizar a las distribuidoras por un esfuerzo económico que, en definitiva, realizan los usuarios”. Y agrega la empresa: “en el informe final, de forma confusa, parecen desconocerse los principios más elementales de cualquier regulación de servicios públicos (tanto en Argentina como en el mundo)”.
El gobierno recogió el guante y afirmó que “no es llamativo este tipo de explicación que proviene de una empresa privada cuyo objetivo claramente es la rentabilidad”. “No necesariamente en todas las metodologías de regulación de servicios públicos se ‘rentabiliza’ el capital invertido no importa su procedencia. En el caso de que la expansión se haga vía tarifas o vía subsidios, implica ciertamente una transferencia de ingresos de los usuarios a las empresas, quien, en realidad, a través de la propia rentabilidad debería invertir para expandir/renovar la red de distribución. No es el caso de Edenor, que se trató de una empresa del Estado que ha sido privatizada y todos sus activos son en realidad del Estado Nacional”, interpretó.
D. Contralor sobre el valor de los activos
En su presentación, Edenor indicó que “en relación con el valor de los activos considerados en la base de capital, en el informe (del ENRE) se afirma que «se aceptaron los datos provistos por las empresas sin hacer un relevamiento o contar con un seguimiento actualizado de los activos en cuestión»”.
“Si bien es cierto que no se realizó una auditoría de bienes, los precios de los bienes utilizados en el marco de la RTI resultaron de los precios en el mercado, de licitaciones realizadas por los distribuidores, de cotizaciones llave en mano, etcétera. Además, esos valores fueron verificados y/o modificados por Quantum, la consultora contratada por el ENRE para asesorarlo durante la RTI. Ello puede verificarse, por ejemplo, en las fojas 1187 y 1188 del expediente de la RTI”, indicó la empresa.
En relación con este punto, central para la determinación monetaria de la base de capital, la Subsecretaría de Energía Eléctrica informó que “se ha constatado en la auditoría que el capital físico existente al 31/12/2015 no fue relevado por el ENRE, sino que tomaron los datos de las empresas Distribuidoras (por sistema) o bien por muestreo de las consultoras contratadas por las Distribuidoras para tal fin, por consiguiente, que la valuación sea con “precios de mercado” no dice nada sobre su veracidad”. “En consecuencia, y tal como se expuso a lo largo del Informe de Auditoría la valuación del capital físico es inverificable, dado que se realizó a través de cotizaciones a proveedores que se desconoce su procedencia”, respondió.
Inversiones
Sobre esta cuestión, Edenor indicó que “en primer lugar, es incorrecto afirmar que el ENRE incorporó a la base de capital un promedio del 25% adicional en concepto de inversiones para el quinquenio, que se suman a la remuneración tanto de la rentabilidad como de amortizaciones”. “De acuerdo con la RTI, sólo se activan las inversiones realizadas. En efecto, las inversiones proyectadas no se incorporan a la base de capital regulatoria. Sólo se incorporan aquellas inversiones puestas en servicio y auditadas por el ENRE en el año anterior (a través del mecanismo del cálculo del Factor Q). En tercer lugar, el ENRE afirma (equivocadamente) que las inversiones de Edenor que sustituyen activos existentes «son sólo 10%». Las inversiones de sustitución de Edenor representan más del doble de ese valor. El ente regulador parece confundir el porcentaje no amortizado de las inversiones de renovación con la participación de esas inversiones en las inversiones totales. En cualquier caso, estos errores invalidan las conclusiones a las que se arriba en el informe final. En cuarto lugar, no existe duplicación alguna relación con la activación de intereses y personal”, cuestionó la empresa.
En lo que se refiere a este punto, la cartera que responde a Basualdo respondió que “como se menciona en el informe de auditoría, el Factor Q captura el incremento del CPD necesario para el año “n” para cubrir el costo de capital (remuneración al capital y depreciación) y los costos de explotación derivados de las inversiones realizadas por la empresa en el año “n-1” (con el criterio de puesta en servicio y no de los desembolsos)”. “El hecho de afirmar que las inversiones se incorporan a la base de capital no implica que se incorporen en la misma cuantía a la remuneración o reconocimiento de ingresos, como pretende tergiversar Edenor a partir de una exposición confusa de extractos del Informe”.
“En segundo lugar, es imprescindible identificar las inversiones destinadas a sustituir o mejorar activos existentes a diciembre 2015 para que no se suponga el costo de capital del activo existente y el que surge de las inversiones de renovación puestas en servicio. En este caso, no se pone en pie de igualdad el porcentaje de participación de las inversiones de renovación en las inversiones totales frente al porcentaje valor no amortizado del activo que la inversión de renovación viene a reemplazar, sino que se afirma que resulta sobresimplificada la forma de deducir las inversiones que sustituyen activos existentes. Teniendo en cuenta que era la primera RTI luego del inicio de la concesión y que el relevamiento de la infraestructura (no sólo su existencia sino su operatividad efectiva y vida útil remanente) fue presentado por la empresa y corroborado parcialmente por la empresa Quantum en un lapso de meses, no parece adecuado no realizar un análisis más profundo de este aspecto”, continuó la dependencia.
“Además como se menciona en el Memorandum del ENRE donde se presenta el análisis de la propuesta de la empresa, no es posible identificar para todas las inversiones por reposición el activo que sustituyen. Por último, cabe señalar que el ENRE aprobó el Plan de Inversiones presentado por la empresa con unos leves ajustes. Sin embargo, este Plan era por demás ambicioso (por ejemplo superó en supero en más de $ 10.000 millones las inversiones propuestas por Edesur). La magnitud del Plan hacía suponer su difícil capacidad de ejecución y esto queda demostrado por el desempeño posterior de la empresa. A nivel global, en los años 2017 y 2018, Edenor no llegó a cumplir con la puesta en servicio de las obras comprometidas en el Plan de Inversiones, detrayendo parte de los ingresos que le hubieran correspondido si se habría cumplido la incorporación las inversiones. Si me toman las unidades físicas, en el período 2017-2019, Edenor puso en servicio el 56% de los kilómetros de línea de media y baja tensión que se había comprometido”, criticó el organismo.
Costos de explotación y mantenimiento
El ente señaló que “a lo largo de este apartado, Edenor esgrime argumentos en contra del informe de auditoría (en relación a las inversiones, a los costos de OyM) justificando que luego de 15 años de ‘congelamiento’ era urgente y necesario actualizar las tarifas y adaptar la red a la demanda”. “Es llamativo encontrar inconsistencias a lo largo de este “descargo” dado que la empresa da cuenta en muchos párrafos que han recibido ingresos por otras vías. En efecto, en la primera frase del informe comienza diciendo que la RTI se trató de una sustitución de ingresos de subsidios por tarifa (es decir traslado a los usuarios)”, añadió.
Evolución de las tarifas eléctricas
El ENRE indicó que “Edenor pretende decidir qué parte de la política tarifaria puede ser abordada en un informe de auditoría que está establecido bajo la Ley 27.541. El análisis de las tarifas de energía eléctrica, no se puede aislar de lo que efectivamente el usuario paga por todo concepto. En efecto, no tiene porqué saber los diferentes componentes de la factura y por lo tanto el análisis debe contemplar la totalidad de los costos”. “Lo que el informe da cuenta no es sólo la política en el segmento de distribución, sino la política tarifaria en todos sus aspectos. Claramente aislar los ‘conceptos’ sería un análisis parcial de lo sucedido entre 2015-2019 en este sentido”, agregó.
Calidad del servicio
¿Qué respondió la cartera eléctrica?
En relación con el apartado de calidad de servicio, la Subsecretaría indicó que “la nota de Edenor crítica la auditoria, cuando lo único que allí se manifestó es una crónica de las resoluciones emitidas por el ENRE, donde efectivamente se establecieron senderos de calidad que eran de fácil cumplimiento para las distribuidoras los primeros años de la RTI, porque justamente el punto de partida fue a través de la selección de un período arbitrario que daba ‘aire’ a las empresas para que cumplan con los objetivos de calidad”.
Y continuó que: “En consecuencia, la flexibilización de los parámetros para evaluar la calidad de servicio técnico derivó en que las distribuidoras obtengan un mejor resultado del que deberían haber tenido si se aplicaba la metodología anterior a la RTI, minimizando de esta forma las sanciones y otorgando así un grado de ‘éxito’ a la política tarifaria que no fue tal”. “En efecto, quedo visibilizado en el Informe de Auditoria el cambio significativo que se imprimió en la RTI, el cual estableció una subdivisión de cada una de las áreas de concesión en partidos de PBA y comunas de CABA, que acepta diferentes niveles de calidad para distintos usuarios dentro de una misma área de concesión. Es decir, que se establecieron múltiples objetivos de calidad de servicio para un mismo cuadro tarifario, avalando que usuarios con igual tarifa obtengan un servicio diferenciado. Aún donde el esfuerzo para mejorar los índices de calidad es mayor en los partidos con una peor calidad de servicio, las asimetrías establecidas en el Objetivo de Calidad de los indicadores quedan manifiestas”, argumentó. Y concluyó: “Claramente estás áreas pueden tener diferente topología de red (área o subterránea), sin embargo, Edenor justifica dichas asimetrías indicando que los usuarios con peor servicio recibirán una “bonificación” en sus facturas. De esta manera, considera que la falta de luz (servicio público) se compensaría con menor tarifa como si fuesen cuestiones intercambiables, mostrando a las claras que el servicio Público de energía eléctrica se trata de una mercancía más”.
“Puede ser un 7%, un 9% o un 15%. Es un número que no va a afectar el poder adquisitivo de los salarios”, aseguró el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, en referencia al aumento que podría autorizar el gobierno en la tarifa eléctrica luego de las audiencias públicas que tendrán lugar el 29 y 30 de marzo. En diálogo con el programa «Pasaron Cosas» de «Radio Con Vos», el funcionario analizó los pedidos de aumentos de Edesur y Edenor, reconoció que el gobierno va a seguir apuntalando el funcionamiento del sector con subsidios y aseguró que trabajan en la posibilidad de avanzar con una segmentación tarifaria, pero no dio precisiones sobre cuándo podría implementarse.
–La semana que viene son las audiencias públicas y las empresas eléctricas pidieron aumentos elevados, ¿qué piensa hacer el gobierno?
-Efectivamente, las audiencias públicas son el lunes y martes. El lunes de transporte eléctrico y el martes de distribución. Para nosotros es un hecho muy importante la audiencia en sí. Estamos organizando para que tengan una participación todos los actores que se ven afectados e incluidos en este servicio público. Van a participar pymes, clubes de barrio, asociaciones de usuarios, electrodependientes, los sectores de la cultura como centros culturales y teatros para expresar su situación y sus necesidades. Si bien es cierto que no son vinculantes, es un ejercicio público ciudadano que nos interesa revalorizar dado que está muy asociada la audiencia pública a los ajustes tarifarios. En el pasado las audiencias públicas se intentaron dejar en un lugar secundario porque son la antesala de un ajuste tarifario. No es el caso de las audiencias de lunes y martes porque el gobierno no va a tomar una política de ajuste tarifario y en ese sentido nos interesa la participación de toda la ciudadanía.
-¿Qué quiere decir que el gobierno no va a tomar una política de ajuste tarifario?
-La política tarifaria del gobierno va a acompañar la recuperación de la economía y el poder adquisitivo de los trabajadores. En ese sentido digo que no va a ser un ajuste del poder adquisitivo ni que impacte de sobremanera en los costos de la actividad económica.
-¿Cuánto es sobremanera?
-Los requerimientos que las empresas presentaron al ENRE, me refiero a Edenor y Edesur, son mucho mayores a los mencionados. Edenor plantea recomponer sus ingresos en un 100% y esto se logra con un aumento promedio en la factura del 34%, pero si uno observa en detalle la propuesta de Edenor a los Residenciales 1 y 2, que explican cerca del 80% de la demanda residencial, se le aumenta al Residencial 1 un 157% y al Residencial 2 un 65%.
-¿Ellos dicen que la factura tiene que aumentar más de un 100%?
-No, sus ingresos anuales.
-¿Eso se consigue con un aumento de la factura de cuánto?
La propuesta de ellos es aumentarle a los residenciales entre un 65% y un 157% y a los comercios un 58%.
-¿Y el gobierno cuánto está dispuesto a conceder?
-El gobierno no va a tomar en cuenta esta senda propuesta por las concesionarias sino que en función del programa económico va a adecuar las tarifas de manera tal de acompañar la recuperación. Obviamente no te puedo decir un número, lo que quiero decir es que puede ser un 7%, un 9% o un 15%. Es un número que no va a afectar el poder adquisitivo de los salarios.
-Si el aumento sale en esta banda del 7% al 15%, ¿esto significa que el Estado se va a hacer cargo de los cargo del mantenimiento o parte de la operación?
-Por los números que solicitan las empresas resulta inviable el proceso tal cual lo presentan los concesionarios. Con lo cual, efectivamente, se aumente un 7, un 9%, un 15% o un 40% el Estado va a tener que intervenir económicamente en el funcionamiento sectorial. De hecho, ya lo está haciendo. Nosotros venimos de un 2020 muy complejo en términos del esfuerzo del Estado para sostener el funcionamiento del sistema eléctrico y esto se refleja en el nivel de endeudamiento que Edesur, Edenor y el resto de las distribuidoras registran con CAMMESA, que es la que les vende la energía. Un elemento más para cerrar el cuadro de requerimientos de las empresas es que además de solicitar una recomposición de ingresos en el caso de Edenor de 100% y en el caso de Edesur de 250%, solicitan que le flexibilicemos los parámetros de calidad del servicio. Esto quiere decir que baje la calidad del servicio de la distribución eléctrica en el AMBA.
-¿En qué sentido qué baje? ¿Qué se relajen qué requisitos de calidad?
-Que se relaje tanto el requisito de duración como de cantidad de cortes.
-¿Las empresas abiertamente les dijeron a ustedes que va a haber más cortes de luz y que ustedes lo habiliten porque sino tienen que aumentar mucho más la tarifa?
-No dicen que va a haber más cortes de luz. Lo que dicen es “no me exijas tanto”.
-¿Ustedes hasta qué tome van a subsidiar? Guzmán en las últimas entrevistas que dio está diciendo que la hoja de ruta es el presupuesto y el presupuesto fija un techo para los subsidios del 1,7% del PIB.
-Existe la necesidad de ir adecuando las proyecciones y el funcionamiento del sector energético a las posibilidades del Estado, pero nuestra hoja de ruta además del presupuesto es nuestra plataforma electoral.
-¿En qué sentido?
-Uno de los puntos más importantes de nuestra plataforma electoral estuvo vinculado con la política tarifaria del gobierno anterior y con la necesidad de reformular esa política tarifaria. Hoy estamos asistiendo a una renegociación tarifaria que nos va a permitir dejar atrás la RTI del macrismo e iniciar un camino de una política tarifaria que tenga foco en la recuperación del poder adquisitivo y de la actividad económica.
-El ENRE dice que el esquema tarifario aprobado por el gobierno anterior estaba mal hecho. Si hubo una transferencia de los hogares y las pymes a las distribuidoras de energía eléctrica y esa RTI se cae, ¿existe la obligación de las concesionarias de devolverles la plata a los usuarios?
-No, simplemente la RTI inaugurada por el gobierno de Macri en términos prácticos nunca se aplicó dado que lo proyectado siempre fue recortado por el mismo gobierno de manera tal que la RTI termina siendo, incluso después del congelamiento tarifario, una entelequia que no tiene relación con la realidad. Nosotros estamos tomando cartas en el asunto y estableciendo una hoja de ruta por dos años de una transición tarifaria que nos permita acoplar la política energética y tarifaria a los principios económicos de nuestro gobierno.
-Si bien ahora se abre una etapa de transición, está como objetivo la posibilidad de que el Estado intervenga más, ya sea tomando el control o dirimiendo mucho más la operación en el día a día de las empresas.
-Claramente, hoy los servicios públicos están atravesando una situación en donde el marco regulatorio y de control necesita una discusión profunda para su reforma. En cuando a la intervención del Estado, la intervención del Estado hoy en el sector energético, en el eléctrico y en el de gas, es muy importante. De hecho, si uno mira el presupuesto está después de Seguridad Social en términos de cantidad de fondos destinados del Estado a la actividad energética. En ese sentido, nuestro objetivo es ordenar las capacidades del Estado para que esos fondos destinados sean utilizados de la manera más eficiente y como norte esta política que les comento de acompañar la recuperación económica.
-Los acusan de volver a subsidiar a las clases medias y medias altas, de malgastar recursos que podrían ir a los sectores más pobres.
-Maneras de mejorar hay. El presidente lo planteó. Una política de segmentación que permita retirarle el subsidio a los usuarios de mayores ingresos que puedan pagarlo, pero nosotros partimos de una realidad donde el 50% está por debajo de la línea de pobreza y un 20%/25% pelea todos los días para no caer. En ese sentido nosotros vamos a acompañar con la política energética la recuperación de esas familias y obviamente vamos a desarrollar los instrumentos para hacerlo de la manera más eficiente y la política de segmentación es una de ellas.
-¿En el aumento que va a regir desde abril se va a aplicar una segmentación?
-En el aumento que va a regir ahora desde abril no, pero paulatinamente vamos a ir trabajando en un proceso gradual de segmentación. Más que una política es un proceso porque implica una inteligencia estatal muy importante y una capacidad de vincular a distintos organismos del Estado para este fin.
-¿Esto se barajó hacer y no se hizo o nunca fue posible?
-La segmentación es una idea que ronda en el sector energético desde hace muchos años. De hecho, en 2012 el gobierno de Cristina lo implementó de manera parcial por los amparos que se presentaron. Luego de eso no hubo ninguna otra experiencia y nosotros estamos trabajando para hacerlo más especializado, en el sentido de ir usuario por usuario.
IEASA, ex ENARSA, informó que el Poder Ejecutivo decidió incorporar dentro dicha empresa pública a la minería, el hidrógeno, su industrialización y el desarrollo tecnológico asociado.
“El objetivo de la compañía será impulsar la producción primaria pero también su industrialización en el país, promoviendo clústeres y polos de desarrollo a lo largo de toda la Argentina que propicien nuevos eslabones de cadenas productivas y el agregado de valor, las nuevas tecnologías, el conocimiento y la interconexión entre distintas industrias”, indicó la compañía a través de un comunicado.
A partir de la nueva iniciativa, el litio pasará a cumplir un rol central. Argentina, con un incipiente desarrollo de este estratégico recurso, es el cuarto productor y está entre los tres países con más reservas. “En el marco de una transición energética mundial, es el momento clave para que el país incursione a escala en ese proceso industrial”, indicó IEASA.
En este sentido, el presidente de IEASA, Agustín Gerez, expresó su satisfacción y optimismo de cara al futuro: “a diferencia de lo ocurrido entre los años 2016 y 2019, la empresa recuperó la vocación por la cual fue creada en el año 2004, ser un vector de desarrollo federal con inclusión social para el país”, aseguró.
El CEO de Kalpa Group, César Castillo, está finalizando una ronda de negocios en Houston, en el estado de Texas (EE.UU.), donde mantuvo diversos encuentros con empresarios locales, “con el objetivo de afianzar vínculos con socios comerciales, cerrar nuevos acuerdos y obtener inversiones para el crecimiento de las empresas del grupo”, indicó la firma.
Según señalaron directivos del grupo, el viaje de Castillo estaría arrojando “resultados positivos, sobre todo en lo que respecta al crecimiento de la red de estaciones de servicioVoy con Energía”.
El CEO del grupo indicó que “estamos reuniéndonos con actuales socios estratégicos y delineando una fuerte impronta a nuestra red de estaciones en lo que refiere a nuevos sistemas que nos ayudarán a eficientizar la cadena de valor, además de otros aspectos referidos al transporte”.
De esta manera, Voy, la primera red de estaciones de servicio low cost del país, podrá continuar agilizando sus procesos y manteniendo precios competitivos, privilegiando la calidad de sus productos.
Con más de 20 años de trayectoria en la industria, entre las empresas que componen el grupo de pymes totalmente integradas (lo que le da una ventaja competitiva de gran valor) hay que destacar, además de Voy, a RefiPampa (única refinería de capitales 100% nacionales), AllRoad (logística y transporte de sustancias) y Bull Trailer (diseño y fabricación de semirremolques, camiones cisterna y tolvas).
Por su parte, RefiPampa está enclavada en el área Medanito Sur, uno de los principales nodos productivos de la región pampeana, Este campo cuenta con interés estratégico para el desarrollo de la política hidrocarburífera provincial y está dentro del yacimiento Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina.
Además, Voy es el representante y comercializador exclusivo en la Argentina de la marca Lubrax y actualmente planifica tener abanderadas más de 50 estaciones para fin del 2021.
A raíz de la convocatoria a la audiencia pública para definir las tarifas de transición, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) finalmente hizo público el 15 de marzo el informe de auditoría donde recomendó la anulación de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) realizada durante el gobierno de Mauricio Macri. El documento fue incluido en el expediente electrónico en el que obran los antecedentes correspondientes a la audiencia y motivó la reacción de la distribuidora Edenor que elaboró una durísima crítica al informe del ENRE, desglosada en ocho puntos que se reproducen a continuación. A pedido de la empresa, la misma también fue incorporada entre los materiales para la audiencia.
1. Situación económico-financiera de Edenor
El informe de auditoría comienza cuestionando al gobierno de Mauricio Macri al decir que “detrás del lema de defensa de la transparencia, el gobierno impulsó una batería de normas que otorgaron institucionalidad a su política deliberada de reducción de subsidios y mejora de los ingresos de las concesionarias”. Edenor cuestiona esa afirmación al asegurar que “no hubo tal transferencia de ingresos a las distribuidoras sino un reemplazo de los subsidios que antes cobraban del Estado Nacional por una mayor participación de los usuarios en la cobertura de los costos del servicio prestado por las distribuidoras”.
Luego Edenor sostiene que, pese a lo remarcado más arriba por la intervención del ENRE, varios fragmentos del informe de auditoría sirven para confirmar que, por cuestiones ajenas a la empresa, la concesionaria tuvo que enfrentar una grave situación económica-financiera, aún antes de la pandemia y eso está vinculado a supuestos errados que formaron parte de la RTI de 2017.
Para demostrarlo, recuerda que la demanda real de energía durante el período 2015-2019 fue sustancialmente menor a la proyectada para calcular las tarifas en el marco de la RTI. “En varios tramos del Informe Final, el ENRE reconoce que esa diferencia impactó significativamente en los ingresos de Edenor”, subraya la distribuidora.
Por otro lado, Edenor señala que las pérdidas reales de energía fueron mucho mayores que las proyectadas en la RTI y ello también hizo que una fracción cada vez mayor de la energía que las empresas compraban a CAMMESA no pudiera ser facturada a los usuarios finales.
Además, Edenor subraya que el aumento en la tasa de incobrabilidad mermó el margen operativo de las empresas: mientras en la RTI se previó una incobrabilidad del 0,6% de los ingresos por venta de Edenor, en 2019 ella fue de 1,5%
2. Base de capital
2.1. Utilización del método de Valor Nuevo de Reposición
El informe de autoría elaborado durante la gestión de Federico Basualdo señaló que la elección de la metodología para obtener los costos de capital no fue lo suficientemente fundada. “El ENRE permitió que Edenor no presentara el cálculo del Flujo de Fondos, uno de los métodos definidos a considerar en el marco de la RTI. Si bien el organismo lo estimó, lo hizo a través de un cálculo muy sencillo y lo terminó descartando sin demasiada justificación. En definitiva, se terminó adoptando la base de capital bajo el método del VNR (Valor Nuevo de Reposición) propuesto por Edenor, en tanto el cálculo realizado por el ENRE y ajustado por (la consultora) Quantum resultó ser tan sólo un 1% inferior”, señala el ENRE.
Edenor cuestiona esa conclusión y afirma que “si bien el ENRE no realizó un detallado análisis técnico de los métodos involucrados, expresamente señaló que eligió el método del VNR porque el de Flujo de Fondos arrojaba una tarifa sustancialmente mayor”.
De hecho, la propia auditoría de la intervención destaca que “el ENRE realizó sus propios cálculos a partir del VDT (Valor Depreciado Técnico) de la base de capital contable y de los requerimientos de costos de explotación aprobados para la RTI y los aplicó al Flujo de Fondos. Sin embargo, este método terminó arrojando como resultado un requerimiento de ingresos elevado (47% superior al finalmente aprobado), por lo que se lo terminó desestimando”.
Esa contradicción es aprovechada por Edenor al señalar que “por un lado, se critican las tarifas resultantes de la RTI porque resultaron –a juicio del ente regulador- excesivas o inaplicables y, por otro, se cuestiona la no utilización de un método que hubiese arrojado tarifas sustancialmente superiores».
2.2. El cálculo de la base de capital regulatoria
El ENRE sostiene en su informe que, si bien no hay diferencia significativa entre el VNR presentado por Edenor y el calculado realizado por el ENRE (-1%), se observa un comportamiento totalmente distinto respecto de las depreciaciones. “Las depreciaciones arrojan un valor un 22% inferior al cálculo de Edenor, cuando en realidad debería llegarse a un valor cercano al de la distribuidora. Este valor es ‘llamativo`, dado que, aplicando los mismos criterios de vida útil regulatoria y valuación de la base de capital, no es posible llegar al valor calculado por el ENRE”, remarca.
“Estas apreciaciones muestran el desconocimiento de los autores del Informe Final acerca de la Base de Capital Regulatoria (BCR) de Edenor ya que se presentan datos incompletos sobre el VNR aprobado y se llega a conclusiones infundadas”, responde Edenor.
Luego la distribuidora, adquirida recientemente por Daniel Vila y José Luis Manzano, agrega que si bien es cierto que el VNR presentado por el distribuidor fue de 77,143 millones pesos, a los fines de calcular el VAD de Edenor el ENRE solo aprobó 63,925 millones pesos. La diferencia entre ambos valores, siempre según Edenor, se explica por activos que aunque continúan en servicio, se encuentran totalmente depreciados. “Es por decisión del regulador que dichos activos no generan ni cuota de amortización ni rentabilidad”, sostiene.
A raíz de ello, Edenor la emprende con una dureza inusitada contra la intervención: “El análisis hecho en el Informe Final es equivocado y este error se traduce en las conclusiones a las que se llega. Es llamativo el error incurrido ya que muestra un desconocimiento sustancial de los criterios adoptados en el marco de la RTI”.
2.3. La rentabilidad de los activos
En lo que refiere a la rentabilidad que se obtiene sobre el capital invertido, el informe oficial sostiene que la RTI no abordó debidamente el tema. La intervención remarca que teóricamente la ganancia surge de comprometer capital propio o asumir una deuda con terceros para obtener ingresos futuros. Sin embargo, en los servicios regulados concesionados, no todos los activos son propiedad del concesionario y, en la mayoría de los casos, la demanda solventa las inversiones.
“Si bien el accionista realizó un aporte inicial y puede hacer aportes a lo largo de la concesión, valuar su rentabilidad considerando los activos regulatorios y las inversiones que realizan con lo recaudado con la tarifa, implica rentabilizar a las distribuidoras por un esfuerzo económico que, en definitiva, realizan los usuarios”, sostiene el ENRE
Edenor responde que en el artículo 40 de la ley 24.065 se reconoce expresamente que las tarifas deben remunerar las amortizaciones, sin distinguir en modo alguno el origen del capital invertido. Luego agrega que la rentabilidad es el beneficio del capital, por lo que, ya sea que las nuevas inversiones se financien con esa rentabilidad o que se capte capital de terceros, en ningún caso son pagadas por los usuarios. “En el Informe Final, de forma confusa, parecen desconocerse los principios más elementales de cualquier regulación de servicios públicos (tanto en Argentina como en el mundo)”, concluye la empresa.
3. Inversiones
La intervención sostiene en el informe de auditoría que durante la RTI el ENRE efectuó sólo algunos ajustes (como tomar la fecha de puesta en servicio para dar de alta las inversiones) a lo presentado por EDENOR y detrajo un porcentaje menor (del orden del 10%) para las inversiones en reposición. “De esta manera, sin demasiadas objeciones (más que una verificación de la valuación por parte de Quantum), incorporó a la base de capital un promedio del 25% adicional en concepto de inversiones para el quinquenio, que se suman a la remuneración tanto de la rentabilidad como de amortizaciones”, remarcó.
Edenor responde que es incorrecta esa afirmación porque de acuerdo a la RTI solo se activan las inversiones realizadas. “Las inversiones proyectadas no se incorporan a la base de capital regulatoria. Sólo se incorporan aquellas inversiones puestas en servicio y auditadas por el ENRE en el año anterior”, asegura la distribuidora.
En otro fragmento, el ENRE sostiene que “una consideración importante es no remunerar inversiones que sustituyen capital existente porque, en este caso, la empresa estaría pasando inversiones de renovación como inversiones de calidad, para así poder integrarlas a la base de capital y, por ende, recibir más ingresos”.
Edenor responde que ello ya había sido expresamente tenido en cuenta por el ENRE durante la RTI al establecer que para cada año se deduciría de las inversiones de renovación el monto equivalente a la parte ya amortizada de los bienes correspondientes. “Es evidente que, durante la RTI, el ENRE tuvo especialmente en cuenta la cuestión planteada confusamente en el Informe Final”, dice la empresa.
La distribuidora cuestiona también la afirmación del ENRE de que las inversiones de Edenor que sustituyen activos existentes “son sólo 10%”. “Las inversiones de sustitución de Edenor representan más del doble de ese valor. El ente regulador parece confundir el porcentaje no amortizado de las inversiones de renovación con la participación de esas inversiones en las inversiones totales. En cualquier caso, estos errores invalidan las conclusiones a las que se arriba en el Informe Final”, concluye Edenor.
4. Costo de explotación y mantenimiento
El informe final de la auditoría señala que si bien los costos de explotación presentados por Edenor para 2015 fueron de 8012 millones de pesos, el ENRE realizó una serie de ajustes y terminó aprobando 5971 millones de pesos, un 25% por debajo de los costos eficientes de una empresa modelo. Pese a ello, advierte la intervención, los costos de explotación aprobados superan en un 12% lo calculado por la consultora Quantum bajo el método de empresa modelo y en 34% respecto de la contabilidad regulatoria.
Edenor responde que “no es lógico ni razonable comparar los costos necesarios en una empresa equilibrada (o modelo) respecto de los de una empresa con una red no adaptada a la demanda”. Para justificar esa afirmación advierten que el informe de auditoría omite mencionar el estado de atraso tarifario y falta de actualización de los ingresos vigente al realizarse la RTI. “Ello ya había generado en Edenor un delicado estado patrimonial y un fuerte empeoramiento de sus indicadores de calidad”, remarca.
Edenor afirma además que esa falta de actualización tarifaria generó un incremento desmedido de la demanda de energía eléctrica, lo cual provocaba que las necesidades de inversión fueran mayores que las realmente necesarias. También sostiene que la falta de ingresos también la obligó a realizar una menor actividad en las acciones de recuperación de energía, con el consiguiente incremento en las pérdidas no técnicas ya que al no tener los ingresos suficientes, el distribuidor priorizó la calidad de servicio en detrimento de la gestión de fraude y pérdidas de energía.
“El desconocimiento de estos hechos lleva al ente regulador a conclusiones erróneas en el Informe Final”, dice Edenor.
Edenor aclara luego que lo que hizo el ENRE durante la RTI fue compar los costos de una empresa modelo, de la contabilidad regulatoria y del modelo presentado por Edenor y concluyo que “las mayores diferencias se verifican en gestión de morosidad (incorporada como servicio técnico comercial) y gestión y recuperación de pérdidas (registrado como inspección y normalización de suministros)”. “Esta reducción sustancial en los costos de explotación afectó (lógicamente) las actividades a realizar en el período post RTI”, remarca Edenor.
5. Evolución de las tarifas eléctricas
Edenor cuestiona la auditoría en este punto pues afirma que en el capítulo “la evolución de las tarifas eléctricas 2015-2019” se mezclan los resultados de la RTI con las evoluciones posteriores del Valor Agregado de Distribución y de los precios de la energía. “Si se persigue examinar técnicamente el resultado de la RTI (que se refiere exclusivamente al VAD, es decir a los ingresos del distribuidor) el análisis debe separarse de otras cuestiones tales como el aumento de los precios estacionales que implicó la quita de subsidios estatales”, remarca la distribuidora.
Luego aclara que los aumentos del VAD implicaron una reducción en los subsidios pero no necesariamente incrementos de igual magnitud en los ingresos de los distribuidores eléctricos, ya que esos incrementos reemplazaron subsidios del Estado.
6. Calidad del servicio
La auditoría del ENRE señala que la gestión de Cambiemos desatendió el principio de protección de los usuarios establecido en el marco regulatorio, imprescindible en la operación de un servicio de naturaleza monopólica. “Las tarifas no sólo dejaron de ser justas y razonables, sino que tampoco supusieron mejoras sustanciales en la calidad de servicio”, asegura la intervención.
Al analizar la evolución sendero de calidad propuesto en la RTI, cuestiona que se tome como punto de partida el promedio de los índices de calidad registrados entre marzo de 2014 y febrero de 2016, considerando todas las interrupciones, incluso las consideradas como de “fuerza mayor”, ajenas a la responsabilidad de las distribuidoras, las cuales habían sido dejadas de lado en el Acta Acuerdo.
“El indicador que funciona como parámetro es un valor más alto porque contienen los eventos de fuerza mayor; sin embargo, al momento de controlar, estos casos serán excluidos del cálculo de indicador. En consecuencia, aunque haya demostrado un peor desempeño queda parcialmente invisibilizado debido a que el parámetro de control incluye las interrupciones generadas por fuerza mayor. Es decir, se establece una vara más baja y se lo evalúa con un indicador menos exigente (principalmente al comienzo del sendero)”, remarca la intervención.
Edenor responde que “el ENRE se concentra en datos menores tales como la diferencia entre excluir o no del cálculo de los índices las interrupciones producidas por causa de fuerza mayor”, lo que, según agrega, representa una diferencia menor al 5% en los indicadores, pero “omite constantemente tomar en cuenta el punto de partida al momento de realizar la RTI (i.e., el atraso tarifario, el estado de red, la calidad que recibían los usuarios, etc.)».
En otro fragmento el ENRE cuestiona los objetivos de calidad impuestos por la RTI porque afirma que hacia el final del período tarifario (2021) se debe llegar a cumplir objetivos que las empresas tuvieron hace más de 20 años. Frente a ese punto, Edenor responde que eso es consecuencia del impacto negativo que generó en el estado general de la red el congelamiento tarifario vigente durante 15 años y acusa a la intervención de ignorar esa situación.
Por último, Edenor subraya que “sobre-alcanzó los valores del sendero objetivo establecidos en la RTI tanto considerando los casos de fuerza mayor como no teniéndolos en cuenta”.
7. Traspaso de Edesur y Edenor a PBA y CABA
El informe de auditoría incluye en uno de sus puntos un análisis crítico del “Acuerdo de Regularización de Obligaciones” firmado en mayo de 2019 por la Secretaría de Energía con Edenor y Edesur como parte del transpaso de ambas concesionarias a las jurisdicciones de la Provincia de Buenos Aires y la Ciudad de Buenos Aires. Edenor se limita en este punto a advertir que “la inclusión de este análisis en el Informe Final no es oportuna ya que es una cuestión totalmente ajena a la RTI”.
“Se trata de un acuerdo entre el Poder Concedente y las distribuidoras Edenor y Edesur. El Ente Regulador no es un órgano competente para realizar una auditoría del mencionado acuerdo (como sí lo es la Sindicatura General de la Nación, órgano que participó oportunamente en esa competencia)”, agrega la empresa.
Lo único que señala Edenor sobre la cuestión de fondo es que “no hubo condonación de deudas, sino compensación con las deudas que el Estado Nacional mantenía con las distribuidoras (Acuerdo Marco, Tarifa Social y Activo Regulatorio). Erróneamente o quizás por desconocimiento, estas deudas no fueron tratadas en el Informe Final”.
8. Consideraciones jurídicas
Por último, Edenor aclara en su respuesta que decidió no abordar las afirmaciones del Informe Final referidas a “(a) consideraciones genéricas sin mayor fundamento o apreciaciones de oportunidad, merito o conveniencia de la RTI; (b) supuestos vicios en el procedimiento que se alegan sin mayor fundamento, y (c) cuestiones estrictamente legales”. No obstante, en lo que refiere al punto c ensaya una breve respuesta al remarcar que “pese a que en su elaboración no habrían participado las áreas jurídicas del ENRE, en el Informe Final se hacen consideraciones jurídicas equivocadas o carentes de todo respaldo sin mayor análisis”.
Para justificar el cuestionamiento se cita un textual del informe de la intervención donde dice que “la RTI carece de validez jurídica toda vez que no se realizó teniendo en cuenta la realidad social y económica del país, no fue razonable ni prudente en su diseño y aplicación vulnerando el marco regulatorio del sector y los derechos de los usuarios”. “No existe análisis jurídico alguno que justifique semejantes afirmaciones, carentes de todo sustento”, responde Edenor.
Luego se cita la frase de la autoría donde dice que “se recomienda considerar nula la RTI aprobada durante el gobierno de Cambiemos” y se cuestiona dicha conclusión al afirmar que “en ningún lugar del largo informe se mencionan siquiera los requisitos necesarios para declarar la nulidad de un acto administrativo y mucho menos se examina el cumplimiento de esos requisitos en este caso”.
También se cuestiona la recomendación de impugnar el Acuerdo de Regularización de Obligaciones porque no se sustenta “en ningún análisis jurídico”. “Esas recomendaciones de aparente carácter legal (pero sin respaldo jurídico alguno) tampoco son abordadas en esta presentación. Ello no debe considerarse como un consentimiento de Edenor al respecto”, remarca la distribuidora.
La cantidad de usuarios con capacidad de generar energía eléctrica a partir de fuentes renovables para autoconsumo o para inyectar (vender) el excedente producido a la red registró un aumento interanual del 304%, según información de la Secretaría de Energía. También creció 170% la potencia instalada de esta modalidad conocida como generación distribuida.
El régimen promocional que establece la posibilidad de que un usuario sea, al mismo tiempo, generador de energía cuenta con 12 provincias adheridas y 138 distribuidoras y cooperativas eléctricas inscriptas.
La Secretaría de Energía, a cargo de Darío Martínez, informó los resultados obtenidos en 2020 en el marco del Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública, donde destacó “un avance muy positivo hacia la generación de energía por parte de los usuarios, lo cual también contribuye a incrementar la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional”.
“La generación distribuida ayuda a la conservación del medioambiente y también tiene la ventaja de reducir la cantidad de energía que se pierde en la red de transporte, ya que la electricidad se genera muy cerca de donde se consume. El crecimiento en la cantidad de usuarios-generadores ha sido muy importante y esperamos que se siga incrementando”, destacó Darío Martínez.
El régimen promocional creado por la Ley N° 27.424 establece el marco regulatorio para que los usuarios de la red de distribución eléctrica como hogares, PyMEs, industrias o establecimientos de producción agrícola generen energía para su autoconsumo a partir de fuentes renovables y puedan inyectar -y vender- el excedente a la red.
En diciembre de 2020, el programa que opera en el ámbito de la Subsecretaría de Energía Eléctrica alcanzó los 338 usuarios-generadores, con una potencia total instalada de 3.145 kW, lo cual equivale al consumo anual de más de 1.000 hogares promedio.
Hitos cumplidos y desarrollo por provincias
En seis de las doce provincias adheridas al régimen hay actualmente usuarios-generadores activos, siendo Córdoba la que más registraba, a diciembre de 2020, con casi 200. Además, es la provincia con mayor potencia instalada ya que llega a 1.711 kW. Chubut y Chaco, por su parte, registraron su primer usuario-generador en 2021.
Según categorías de consumo, al concluir el 2020 había 2017 usuarios-generadores residenciales con una potencia total instalada de 758 kW, lo que arroja un promedio de 3,49 kW de potencia instalada residencial. Por su parte, los comercios e industriales llegaron a 121, con una potencia total instalada de 2.387 kW, lo que arroja un promedio de 19,73 kW de potencia en esta categoría.
Durante febrero de 2020 se alcanzó el hito del primer megawatt (MW) de potencia instalada. En octubre se presentó la mayor cantidad de usuarios-generadores, al habilitarse 40 proyectos, y se registró la mayor potencia instalada por 394 kW. El año cerró con más de 3 MW instalados.
Se firmaron asimismo 271 Certificados de Usuario Generador correspondientes al año 2020, con los que se podrá gestionar su acceso a los beneficios promocionales, entre los que se encuentra el Certificado de Crédito Fiscal de jurisdicción nacional y otros alcances ofrecidos por las provincias mediante programas propios que buscan incentivar la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables.
Se considera usuario-generador a quien ya conectó su equipo de generación distribuida bajo la normativa vigente, por lo que de esta manera puede generar un ahorro económico en la factura del servicio eléctrico y también contribuir a la diminución del impacto ambiental. El primero en la Argentina se incorporó a la red en junio de 2019.
Schneider Electric, líder en la transformación digital de la gestión de la energía y la automatización, una vez más ha sido reconocida como una de las compañías más éticas del mundo por Ethisphere, líder global en la definición y promoción de los estándares de comerciales éticos.
Creada en 2006, la lista anual de las Compañías más Éticas del Mundo reconoce a aquellas empresas que han demostrado un liderazgo ético ejemplar en sus sectores, elevando el estándar de la conducta corporativa, como estrategia eficaz a largo plazo. Basado en el Ethics Quotient® patentado de Ethisphere, el proceso de evaluación de las compañías más éticas del mundo incluye más de 200 preguntas sobre cultura, prácticas medioambientales y sociales, ética y actividades de cumplimiento, gobernanza y diversidad, así como iniciativas para apoyar una sólida cadena de valor. En 2021, las empresas reconocidas han sido 135, ubicadas en 22 países y pertenecientes a 47 sectores.
“Estamos muy orgullosos de haber sido reconocidos un año más como una de las empresas más éticas del mundo por el Instituto Ethisphere,” asegura Olivier Blum, Chief Strategy and Sustainability Officer de Schneider Electric. “El comportamiento ético no es negociable: es la base fundamental sobre la que debe construirse la actividad empresarial sostenible y la confianza, dos pilares de nuestros compromisos de sostenibilidad.”
Los “Principios de Responsabilidad” de Schneider Electric, un programa dinámico sobre ética y cumplimiento, así como su sólida cultura de comunicación, se encargan de prevenir, identificar y abordar rápidamente cualquier aspecto relacionado con el cumplimiento.
Schneider Electric lleva mucho tiempo comprometida con mantener altos estándares sociales, de gobernanza y éticos, incluyendo a su ecosistema de partners. Recientemente, ha lanzado su programa Sustainability Impact 2021-2025, que incluye el objetivo de mantener la confianza de todos sus empleados a la hora de informar sobre comportamientos contrarios a sus Principios de Confianza. Además, incluye el nuevo compromiso de garantizar que el 100% de sus proveedores estratégicos proporcionen un trabajo digno a sus empleados (de acuerdo con la definición de trabajo digno de la Organización Internacional del Trabajo). “Durante el 2020, algunas compañías han destacado claramente a la hora de ganarse la confianza de sus stakeholders, con su resiliencia y su compromiso con la ética y la integridad,” afirma Timothy Erblich, CEO de Ethisphere. “Las empresas incluidas en la lista de las Compañías más Éticas del Mundo siguen demostrando un compromiso inquebrantable con los mejores valores e impactan positivamente en sus comunidades. Enhorabuena a todos los que forman Schneider Electric por ser una de las Compañías más éticas del mundo.”
La Red de Políticas de Energías Renovables para el Siglo XXI (REN21) ha hecho público su nuevo informe “Renewables in Cities 2021 Global Status Report”, donde recoge que la inversión en capacidad de energía renovable en toda América Latina ha crecido notablemente, con un aumento del 43% en 2019 hasta un récord de 18.500 millones de dólares.
Cuatro países dominan esta inversión: Brasil (un 74% más, hasta 6.500 millones de dólares), Chile (un 302% más, hasta 4.900 millones de dólares), México (un 17% más, hasta 4.300 millones) y Argentina (un 18% menos, hasta 2.000 millones). No aparece Colombia, que apuesta claramente por las renovables.
El informe destaca que tres herramientas han protagonizado fundamentalmente estas inversiones: los PPP (public-private partnership), los PPA y las ayudas de financiación para el desarrollo proporcionan un apoyo clave a los proyectos en las ciudades de toda la región. Los PPP se han utilizado ampliamente en América Latina para financiar proyectos relacionados con el transporte, así como la generación distribuida. En 2019, México utilizó el modelo de PPP para atraer 2.100 millones de dólares para 15 proyectos de energía solar fotovoltaica, y en Santiago (Chile) se estableció una PPP para instalar puntos de recarga de vehículos eléctricos de 22 kW cada uno (que eventualmente utilizarán electricidad renovable) con un coste total de 2,5 millones de dólares.
El gobierno del estado de Piauí (Brasil) abrió una licitación en 2020 para una PPP de 32 millones de dólares para construir ocho plantas solares fotovoltaicas de 5 MW cada una en seis municipios (Caraúbas do Piauí, Miguel Alves, Piracuruca, Jose de Freitas, Cabeceiras do Piauí y Canto do Buriti) como forma de satisfacer la demanda de energía de todos los edificios estatales. También en Brasil, São Paulo inició una PPP para una inversión de 32,6 millones de dólares en energía solar fotovoltaica para abastecer al departamento de salud de la ciudad, y Curitiba se asoció con la empresa local de servicios públicos para financiar conjuntamente (51%/49%) un proyecto de energía solar-biomasa de 5 MW que abastecerá el 43% de las necesidades de electricidad del edificio municipal.
Los bancos nacionales han ayudado cada vez más a financiar las energías renovables en la región. El Banco de Desarrollo de Colombia (Bancoldex) ofrece una línea de crédito verde de 14,4 millones de dólares para financiar proyectos de energía renovable y eficiencia energética en ciudades de todo el país. En São Paulo (Brasil), la Oficina de Energía y Minas del Estado y la Agencia de Desarrollo de São Paulo (Desenvolve SP) conceden préstamos a largo plazo y a bajo interés para proyectos de energía renovable a pequeña escala, como plantas solares fotovoltaicas, eólicas y pequeñas centrales hidroeléctricas, así como equipos para plantas de biogás. Las agencias internacionales que financian la generación distribuida suelen coordinarse a través de asociaciones con bancos nacionales y regionales. Se han utilizado algunos instrumentos innovadores para financiar proyectos de menor escala, especialmente de energía solar fotovoltaica. Esto incluye el crowdfunding en Argentina y México y el uso de empresas de servicios energéticos (ESCO) en Brasil, Chile y Colombia. Los bonos municipales y los bonos verdes no se han utilizado en la medida que se ha visto en otras regiones del mundo, aunque existen ejemplos. La Ciudad de México (México) emitió el primer bono verde municipal de América Latina en 2016 con un enfoque en proyectos de movilidad, eficiencia energética, infraestructura y gestión del agua.
Los ejecutivos principales de algunas de las compañías petroleras más grandes de Estados Unidos prometieron colaborar con la administración Biden en su campaña contra el cambio climático durante una reunión con la asesora climática nacional de la Casa Blanca, Gina McCarthy.
Los líderes de la industria petrolera se comprometieron a apoyar las regulaciones federales que limitan explícitamente las emisiones de metano de los pozos y otros equipos de campos petroleros, una declaración que encaja con el voto del presidente Joe Biden de tomar medidas drásticas contra las fugas del potente gas de efecto invernadero.
También aplaudieron el regreso de EE. UU. al acuerdo climático de París e instaron a un mayor apoyo del gobierno a la tecnología de captura de carbono e hidrógeno que puede ayudar al país a cumplir con las nuevas promesas de reducción de carbono que se darán a conocer el próximo mes, según dos personas familiarizadas con la sesión que se llevó a cabo a través de Zoom.
McCarthy subrayó cómo los «planes de Biden para abordar la crisis climática se centran en impulsar nuestra recuperación económica equitativa, posicionar a Estados Unidos para ganar el siglo XXI y crear millones de empleos sindicales bien pagados directamente en las comunidades estadounidenses», dijo la Casa Blanca en un comunicado. después de la sesión. «Dejó en claro que la administración no está luchando contra el sector del petróleo y el gas, sino luchando por crear empleos sindicales, implementar tecnologías de reducción de emisiones, fortalecer la fabricación estadounidense y alimentar la economía estadounidense».
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La reunión, que incluyó a ejecutivos de tres grupos comerciales de la industria y 10 compañías petroleras, incluidas Exxon Mobil Corp., BP Plc, ConocoPhillips, Royal Dutch Shell Plc, Chevron Corp. y Devon Energy Corp., fue la primera de su tipo desde Inauguración de Biden en enero. Se produce después de que impuso una moratoria sobre la venta de arrendamientos de petróleo y gas en terrenos federales, y mientras su administración se prepara para revelar un nuevo objetivo de reducción de emisiones el próximo mes como parte del regreso de Estados Unidos al acuerdo climático de París.
La reunión fue descrita como agradable, sin el tipo de acritud que influyó en algunos de los intercambios de la industria petrolera con la administración del ex presidente Barack Obama. El formato no permitió un diálogo profundo de ida y vuelta. En cambio, McCarthy abrió la reunión, seguida de comentarios de Laura Daniel-Davis, subsecretaria adjunta principal del Departamento del Interior para la gestión de tierras y minerales, y cada uno de los participantes de la industria. Dave Lawler, presidente de BP America Inc., inició sus comentarios.
Casi todos los ejecutivos en la sesión virtual hicieron un discurso para poner un precio a las emisiones de dióxido de carbono, un cambio de política que dijeron que podría desencadenar una mayor inversión en tecnología de reducción de emisiones al tiempo que fomentaría más certeza para las empresas de energía. El Instituto Estadounidense del Petróleo está considerando respaldar un precio del carbono, que podría tomar la forma de un programa de comercio de emisiones o un impuesto sobre los gases de efecto invernadero que atrapan el calor.
“Nuestra industria se relaciona regularmente con todos los niveles de gobierno y quiere asegurarse de que los responsables políticos en Washington comprendan que podemos lograr nuestro objetivo compartido de un futuro con bajas emisiones de carbono al tiempo que fortalecemos el liderazgo energético estadounidense y respaldamos la recuperación económica de la nación”, dijo Mike, presidente de API. Sommers en una declaración enviada por correo electrónico. «Estamos comprometidos a trabajar con la Casa Blanca para desarrollar políticas gubernamentales efectivas que ayuden a cumplir las ambiciones del acuerdo de París y respalden un futuro más limpio».
El beneficio económico con la privatización de la estatal brasileña Eletrobras, calculado inicialmente en 62.250 millones de reales (11.355 millones de dólares), «será mayor» de lo previsto, según señaló la cúpula directiva de la compañía de energía eléctrica.
«El cálculo del beneficio económico de la privatización realizado por el Gobierno no incluye algunos ítems», como la indexación de valores no amortizados de la hidroeléctrica de Tucuruí, en el estado de Pará (norte), según indicó el consejero Wilson Ferreira, quien hasta el 5 de marzo era presidente de la empresa.
Ferreira, quien se mantiene en el Consejo de Administración de la estatal, no profundizó sobre los detalles de esa variación, pero garantizó que será «beneficiosa» para el Estado y «para los consumidores».
«No tengo duda de que el precio a largo plazo tiene que ser revisado, equilibrado en condiciones proporcionales, de forma real, y tengo la convicción de que será mayor que eso, es mi opinión», apuntó Ferreira, para quien el «Gobierno y las entidades reguladoras» serán los responsables de ese «nuevo contrato».
La privatización de Eletrobras se arrastra desde 2016 en el Congreso y hasta la fecha no se ha concretado.
Para el ahora expresidente de la entidad, el modelo presentado por el Gobierno es la «mejor alternativa de privatización» frente a otra iniciativa que tramita en el Legislativo.
«Estamos con el camino abierto para que el valor percibido esté a salvo y vamos a caminar en sentido a la propuesta ya presentada, que es la de creación de una corporación, pero, evidentemente, con las contribuciones en ese sentido que puede dar el Congreso», resaltó.
Por el modelo de venta aprobado y presentado por el presidente, Jair Bolsonaro, al Congreso, Eletrobras, controlada por el Estado pero con acciones en bolsa, promoverá un aumento de capital del que el Gobierno se abstendrá de participar y que permitirá que los accionistas privados pasen a ser mayoritarios.
Eletrobras, la mayor generadora de energía del país y una de las mayores transportadoras eléctricas, es la principal empresa del paquete de estatales que quiere privatizar el Gobierno de Bolsonaro.
La estatal obtuvo en 2020 un beneficio neto de 6.387 millones de reales (unos 1.165 millones de dólares), un 43 % menos respecto a 2019, debido al peor desempeño en el segmento de generación, con paradas no programadas en algunas de sus plantas, y por el aumento de las provisiones.
PLAN PARA TERMINAR OBRAS EN PLANTA NUCLEAR
De otro lado, Ferreira garantizó que existe también un «contexto regulador» para dar continuidad a la construcción de la planta nuclear Angra 3, en el estado de Río de Janeiro y que tiene obras adelantadas en un 75 %, requiriendo 18.500 millones de reales (unos 3.374 millones de dólares) para su conclusión.
«Parte de eso está andando por medio de la capitalización de Eletrobras», aseveró.
Según Ferreira, la compañía espera también que hasta el final de este año 476 empleados se acojan al plan de bajas voluntarias propuesto por la empresa y con el que se pretende un ahorro de 245 millones de reales (44,6 millones de dólares).
En 2020, Eletrobras redujo el número de empleados un 4,3 % y cerró el año con una plantilla de 12.527 trabajadores.
Luego del congelamiento forzado por la pandemia, las distribuidoras eléctricas de las principales provincias del país han comenzado a aumentar sus tarifas, en algunos casos hasta un 37%, debido al impacto que viene provocando la inflación en su estructura de costos. El listado incluye a EPE (Santa Fe), Edemsa (Mendoza), EPEC (Córdoba), Edersa (Río Negro), Edet (Tucumán), Edesa (Salta), Enersa (Entre Ríos) y Edesal (San Luis).
En el Área Metropolitana de Buenos Aires, Edesur y Edenor permanecen con sus tarifas congeladas desde abril de 2019. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad convocó a una audiencia pública para el próximo 30 de marzo donde se analizará la posibilidad de autorizar un aumento. Si se decide avanzar con el ajuste, recién se podría aplicar con las boletas de mayo. Sin embargo, al interior del gobierno la decisión de subir las tarifas todavía no está tomada.
A diferencia de lo que ocurre en el sector del gas, por fuera del AMBA son los gobiernos provinciales los que tienen jurisdicción sobre las distribuidoras. Por lo tanto, y al igual que ocurría durante el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner, mientras en la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano los precios no se mueven, en el interior los gobernadores comienzan a autorizar ajustes para que al menos las tarifas no se licúen en términos reales y pueda garantizarse la continuidad del servicio.
¿Cuáles son las provincias que movieron fichas en el tablero del régimen tarifario de transición?
Tucumán
Mediante la resolución N°645 emitida el 28 de diciembre de 2020, el Ente Único de Control y Regulación de los Servicios Públicos de Tucumán (ERSEPT) autorizó un aumento en las tarifas energéticas de la distribuidora Edet. El ajuste requiere aplicación en dos tramos: desde el 8 de enero rige un 23,4% y el 1 de abril el incremento será del 13,6% sumando un total de 37%.
El ente regulador acordó con la concesionaria del servicio un aporte de hasta 800 millones de pesos hasta el 31 de diciembre para subsidiar a los usuarios en condiciones de vulnerabilidad. Luis Fernández, ministro de Desarrollo Productivo, señaló que “de esta manera la provincia está ocupándose de aquellos que tienen menores posibilidades de afrontar los incrementos. Buscamos la forma de conseguir fondos suficientes para una Tarifa Social que tomará 170 mil medidores, consiguiendo que 800 mil habitantes de la provincia no sufran modificaciones en sus tarifas”.
Además, a partir del aumento autorizado, se definió un plan de inversiones de 4.215 millones de pesos a valores constantes en moneda de diciembre de 2020 que deberá cumplir la distribuidora Edet. El objetivo consiste en mejorar la calidad del servicio y destinar recursos a medidores, vehículos y software.
Mendoza
Durante la Audiencia Pública para el aumento de la tarifa eléctrica que se llevó a cabo el 11 de diciembre de 2020 se analizó el incremento del VAD, componente de la factura que no aumentaba desde el 2018. Finalmente, el 6 de enero de este año el Ente Provincial Regulador Eléctrico (EPRE) puso en vigencia los nuevos cuadros tarifarios de Edemsa, la distribuidora de José Luis Manzano y Daniel Vila, con un incremento del 30%.
En rigor, el ajuste suscitó críticas y cuestionamientos. El diputado provincial Mario Vadillo (Ciudadanos por Mendoza) definió la operación como un “atropello”. “Edemsa no ha invertido nada en el último año y la calidad del servicio no es la mejor. No se propone ahorrar energía a partir de cambios de artefactos ni estudiar los gastos en las viviendas, subsidios y créditos blandos para agregar paneles solares”, concluyó el legislador.
En la misma línea, Romina Díaz Agüero, en representación de la ONG Protectora, argumentó: “Si se autoriza el aumento del VAD deberían hacerlo según el estudio del EPRE y no de las distribuidoras. No existe un cumplimiento del contrato de concesión por parte de Edemsa, que tiene el mercado mayoritario. No hay eficiencia en el servicio, hay cortes reiterados y deficiente atención al usuario”.
Córdoba
El gobernador de Córdoba, Juan Schiaretti, a través del Ente Regulador de Servicios Públicos (ERSEP), aprobó un aumento del 10,7% a partir de enero en la tarifa de energía que administra la empresa Epec.
El pedido de ajuste de la distribuidora, refiere a la aplicación de la llamada Fórmula de Adecuación Trimestral (FAT) que no se activó en todo el año pasado. La FAT fue polémica cuando comenzó a aplicarse en 2018 en tanto implica una fórmula de adecuación de costos trimestral con base en la inflación y, esencialmente, porque no requiere de una audiencia pública especial antes, sino después, recién al final del periodo de ajustes anuales. Uno de los argumentos oficiales a los que se apeló para defender su implementación era el de procurar mantener el equilibrio económico-financiero de la empresa ante el avance de la inflación.
Salta
La compañía salteña Edesa solicitó un incremento del 35 por ciento en la tasa del servicio de energía eléctrica. Sin embargo, debido a la inflación existente, el ente regulador aprobó solo un aumento del 21,78% que rige desde el 20 de enero.
Diversas asociaciones civiles en defensa del consumidor y bancas legislativas provinciales y municipales, se manifestaron en contra de la medida y solicitaron que se quite la licencia a la prestataria. Legisladores, concejales, dirigentes sociales y usuarios individuales coincidieron en rechazar el tarifazo previsto ya que el servicio eléctrico se ve frecuentemente interrumpido. Además, los discrepantes señalaron que Edesa es la única empresa que imparte el servicio esencial, sin ningún tipo de control ni multas representativas.
En medio de la puja y con el fin de calmar las aguas, el responsable del ente regulador Carlos Saravia subrayó: “Hemos ordenado que no se corte el servicio a sectores vulnerables y se autorizó un plan de pago de 6 cuotas sin interés y 12 o 18 cuotas con intereses flexibles”.
Santa Fe
El 1 de febrero la modificación del precio de compra de energía mediante la aplicación de la Resolución N°16/21 significó un alza del 4% en la tarifa final para la distribuidora estatal EPE. La Empresa Provincial de la Energía informó que la Disposición N°75/2018 dispuso incrementos en el precio mayorista de la electricidad, que no habían sido trasladados a los usuarios ni en mayo, ni en agosto del 2019.
Cabe mencionar que, de 1.400.000 usuarios de la Epesf, 252.690 acceden a tarifas subsidiadas: 164.134 son beneficiarios de la tarifa social provincial, 85.497 responden a la tarifa provincial de jubilados, 684 son electrodependientes y 1.781 constituyen instituciones deportivas además de 32 empresas recuperadas y 562 parques industriales.
Entre Ríos
El Ente Provincial Regulador de la Energía (EPRE) de Entre Ríos aprobó el nuevo esquema tarifario con una suba del 15%. Este cuadro, que rige desde el 1 de marzo, contempla tanto a la distribuidora Enersa como a las 18 cooperativas eléctricas que operan en la provincia.
El Consejo Empresario de Entre Ríos (CEER) expresó su preocupación por el aumento abrupto de la tarifa eléctrica y apoyó el pedido de la Unión Industrial de Entre Ríos (UIER) para que las autoridades revean esta decisión. El argumento consiste principalmente en que “cualquier política de ajuste de los costos de la energía tiene un efecto contundente sobre la economía, por eso debe implementarse en forma gradual e informada con anticipación para evitar saltos inesperados en los costos del sector privado”, sostuvieron desde el CEER.
Río Negro
El aumento de tarifas eléctricas implementado por la compañía Edersa el 1 de febrero, también desató el descontento en el distrito rionegrino. Sebastián Hernández, presidente de la Federación de Productores de fruta de Río Negro y Neuquén, envió -a través de una nota dirigida a la titular del Ente Provincial Regulador de la Energía (EPRE)- Isabel Tipping, el rechazo de numerosos comerciantes de cara al incremento del 25% del VAD.
En este caso, los disidentes detallaron que “no se utilizó la audiencia pública que es la instancia en la que el sector productivo y comercial puede manifestarse. Este incremento no hace más que seguir asfixiando a los pequeños y medianos productores de la región, poniendo en peligro la continuidad de las actividades del sector frutícola, frigoríficos y riego”.
Por su parte, Tipping, a cargo del ente, explicó que el aumento responde al atraso en la tarifa que repercute en los costos operativos de la empresa y remarcó que “la resolución está avalada por la audiencia pública que se desarrolló en 2019”. En aquella oportunidad se había fijado que era necesario un aumento del 16,5% para cubrir esos costos, pero nunca se puso en vigencia.
San Luis
El presidente de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica, Gerardo González, autorizó un aumento del 27% en la factura final de la luz para la distribuidora Edesal. La medida se tomó luego de la audiencia pública virtual realizada el 17 de febrero en audiencia pública virtual y comenzó a regir el 1 de marzo. Una vez anunciada la suba, el funcionario recordó que “el último aumento fue hace 18 meses, en agosto de 2019. Luego se promulgó la Ley 27.541 de emergencia económica que congeló las tarifas por 6 meses y luego por el DNU 543 de emergencia sanitaria se postergó durante seis meses más”.
El presidente y CEO de la compañía Vista Oil & Gas, Miguel Galuccio, se refirió a la transición energética que atraviesa el mundo y, también, la Argentina, entre las fuentes fósiles y las renovables. “Hoy somos una sociedad que vive del combustible fósil, pero estamos transicionando hacia algo. La realidad es que esa transición energética va a ser larga”, señaló Galuccio.
El creador de Vista Oil & Gas, que inició sus operaciones en 2018 y este año se convirtió en el segundo productor de petróleo no convencional de Vaca Muerta con una producción diaria de 15.278 barriles/día, remarcó también que “estamos en una sociedad donde la energía no es algo que daña, sino que es algo que nos permitió cambiar el mundo positivamente”. “El desarrollo es importante, pero creo que el desarrollo con sustentabilidad es muy importante y estamos en ese camino. Cuán rápido lo encontramos es básicamente para lo que estamos acá”, subrayó Galuccio en el ciclo de entrevistas “Cómo llegué hasta aquí” realizado por Infobae.
Por último, el ex presidente de YPF afirmó que “los riesgos medioambientales siempre existen, como existe el riesgo de que un avión se caiga. Si hacemos las cosas bien (la petrolera) es una industria que no debería tener accidentes importantes. La clave es poner arriba en las prioridades la seguridad y el medio ambiente”.
A fines de 2020, Vista Oil & Gas logró un aumento del 20% de la producción con respecto al trimestre anterior. Opera el bloque Bajada del Palo Oeste en Vaca Muerta, donde cuenta con 20 pozos en producción. En el área, la compañía exploró con éxito un tercer nivel productivo que amplió el potencial del campo, permitiéndole incrementar su inventario existente de 400 a 550 pozos.
La minera canadiense AIS Resources adquirió el 20% de la participación del proyecto de litio Incahuasi, ubicado en la provincia de Salta. La compañía de exploración, que ya participa en otros proyectos de exploración en el Noroeste del país, le adquirió las acciones a Tech One Lithium Resources, otra minera canadiense que tenía el 100% del desarrollo.
El proyecto está ubicado en el Salar de Incahuasi cerca de Jujuy y del límite con Chile. Está a 3.400 metros sobre el nivel del mar y pertenece a la Puna de Atacama. Está en el Triángulo del Litio, la zona que comparten la Argentina, Chile y Bolivia y que es la reserva más grande del mundo de este mineral. La compañía Tech One Lithium designó a AIS Resources como operador y estará a cargo de los equipos de exploración, según el comunicado de la minera.
El acuerdo entre ambas compañías canadienses implica que, si hay una estimación de recursos de al menos 45.000 toneladas de litio (metal equivalente), Tech One puede volver a adquirir el 20% ahora en poder de AIS y así obtener nuevamente un total del 100%, pero para eso deberá desembolsar US$ 6 millones.
Un área rica
El proyecto está en una importante área para la producción de litio conocida como Candela II en el Salar de Incahuasi, que está lindante del proyecto de la compañía Gangfeng Lithium, que es el mayor productor chino de metal para baterías. También se encuentra cerca del Salar de Olaroz en Jujuy, del productor de litio australiano Orocobre, uno de los pocos proyectos del país que se encuentran en fase productiva.
La compañía AIS Resources, que cotiza en la bolsa de valores de Vancouver, en Canadá, también desarrolla en la Argentina los proyectos mineros de litio Guayatayoc y Guayatayoc III, ubicados en un área de 5.000 hectáreas del salar homónimo en la provincia de Jujuy.
La electricidad generada con carbón en EEUU ascendió a 774 millones de megavatios hora (MWh) en 2020, que es menos que la generación de gas natural (1.600 millones de MWh) y nuclear (790 millones de MWh), según la Administración de Información de Energía de EEUU (EIA). El año pasado marcó la primera vez que el carbón no fue la mayor o la segunda fuente de generación de electricidad anual en los Estados Unidos desde al menos 1949 . Sin embargo, la EIA espera que la generación de electricidad a carbón de EEUU aumente y que la generación de electricidad con energía nuclear disminuya tanto en 2021 como en 2022.
La generación de electricidad a partir del carbón en los Estados Unidos ha seguido disminuyendo a medida que las unidades generadoras de carbón se han retirado o convertido para usar otros combustibles y las unidades generadoras de carbón restantes se han utilizado con menos frecuencia. La capacidad operativa de generación de electricidad a carbón de EEUU era de 313 gigavatios (GW) en 2008. En ese año, el primero para el cual los Perfiles de Electricidad Estatales de la EIA tienen datos de factor de capacidad, el factor de capacidad del carbón fue 72%. Los factores de capacidad miden la producción real de generación de un parque de generadores como un porcentaje de lo que esos generadores son capaces de generar. Para 2020, la capacidad operativa del carbón había caído a 223 GW y el factor de capacidad de la flota de carbón había caído al 40%.
La generación de energía nuclear se mantuvo relativamente estable en la década anterior. Aunque se cerraron varias plantas de energía nuclear, esa disminución en la capacidad fue parcialmente compensada por los incrementos en las tasas en varias plantas y la adición de Watts Bar Unit 2 en Tennessee. La energía nuclear de EEUU, con 97 GW de capacidad en 2020, tiene menos de la mitad de la capacidad operativa que el carbón, pero las plantas de energía nuclear se operan de manera más intensiva. El factor de capacidad nuclear en 2020 fue del 93%.
En la Perspectiva de energía a corto plazo más reciente , la EIA espera que aumente la generación a carbón de EEUU y que disminuya la generación con energía nuclear en 2021 y 2022. La EIA espera que los aumentos en los precios del gas natural hagan que el carbón sea más competitivo en el sector de la energía eléctrica. Este aumento esperado en la utilización del carbón compensa con creces la próxima retirada de 2,8 GW de capacidad de carbón en 2021 y otros 8,5 GW en 2022, según los cambios planificados informados a la EIA por los propietarios y desarrolladores y recopilados en el Inventario mensual preliminar de generadores eléctricos de la EIA .
La EIA espera que la generación de electricidad con energía nuclear disminuya porque tres plantas nucleares (con un total de 5,1 GW de capacidad) planean cerrarse en 2021 . Otra planta, Palisades de Michigan, planea cerrarse en 2022 . Una planta de energía nuclear, Vogtle, en Georgia, planea agregar 1.1 GW de capacidad en noviembre de 2021 y 1.1 GW en noviembre de 2022, según la información reportada a la EIA.
La petrolera estatal saudí Aramco ganó 49.003 millones de dólares (41.023 millones de euros) el año pasado, lo que supuso un 44,43% menos que en 2019, y encadenó su segundo año consecutivo de caída de los beneficios, lastrados por el impacto de la pandemia de covid-19 y el desplome de los precios del crudo. Pese al importante retroceso frente a los 88.185 millones de dólares (73.824 millones de euros) de beneficio neto del año pasado, el resultado anual muestra una cierta recuperación durante el cuarto trimestre frente a los descensos del segundo y tercer trimestre, en los que las caídas en los beneficios habían sido del 73% y el 48,66%, respectivamente.
«En uno de los años más difíciles en la historia reciente, Aramco ha demostrado su oferta de valor única mediante su considerable agilidad financiera y operacional», indicó en un comunicado el presidente ejecutivo de la compañía, Amin Nasser, al publicar los resultados del pasado ejercicio. Nasser destacó que, a pesar de la caída de los beneficios, a lo largo de 2020 Aramco ha ofrecido unos dividendos de 75.000 millones de dólares (62.785 millones de euros).
La petrolera presumió en su comunicado de que su beneficio del año pasado fue «uno de los más altos» entre las compañías públicas en todo el mundo. Para el futuro, señaló que están viendo «un aumento de la demanda en Asia y signos positivos en otros lugares», por lo que se mostró «confiado» en que saldrán de esta pandemia «en una posición de fuerza».
Resilencia financiera
«La empresa mostró una fuerte resiliencia financiera en uno de los periodos más difíciles para la industria, durante la que los ingresos sufrieron el impacto de unos menores precios y volúmenes vendidos de crudo, y un debilitamiento de los márgenes de refinación y químicos», afirmó Aramco. Al igual que en 2019, cuando la compañía registró una caída en sus beneficios netos del 20,6 % respecto al año anterior, 2020 estuvo caracterizada por los bajos precios del petróleo, sobre todo debido al impacto en la economía global de la crisis del coronavirus.
Sin embargo, Riad y Moscú lograron poner fin a la guerra de precios al acordar una reducción de la producción en el marco de la OPEP+, una alianza que agrupa a los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y diez estados no miembros, entre ellos Rusia y México. Aramco informó de que su producción media de hidrocarburos durante el año pasado fue de 12,4 millones de barriles equivalentes diarios (de los que 9,2 millones fueron de crudo), frente a los 13,2 millones de 2019.
Pese a este descenso, debido a los acuerdos de la OPEP+, la petrolera atribuyó el hecho de haber logrado amortiguar la caída a una mayor eficiencia en los gastos de capital y a haberse enfocado en opciones de alto rendimiento. «Mientras el enorme impacto de la covid-19 se sintió en toda la economía global, nosotros intensificamos nuestro énfasis en la eficiencia de capital y operacional. Como resultado, nuestra posición financiera se mantuvo sólida», afirmó el presidente ejecutivo.
Previsión de gastos de capital
Asimismo, indicó que los gastos de capital durante el año pasado fueron de 27.000 millones de dólares (22.600 millones de euros), frente a los 40.000-45.000 millones (33.500-37.700 millones de euros) que había previsto «debido a la implementación de programas de optimización y eficiencia». Para este año, dijo, la compañía prevé que estos gastos ascenderán a 35.000 millones de dólares (unos 29.300 millones de euros).
Tras la compra en junio del 70% de SABIC -una de las mayores petroquímicas del mundo, controlada, como Aramco, por el Gobierno saudí- por 69.100 millones de dólares (unos 58.000 millones de euros) y el compromiso de mantener el nivel de dividendos, la compañía lanzó en noviembre pasado una emisión de deuda. Esta «logró una demanda récord para un tramo de 50 años y superó en 10 veces la oferta inicial», lo que «demostró la confianza del mercado en la estrategia a largo plazo de la compañía y las perspectivas sobre su rendimiento», apuntó en el comunicado.
Por último, la empresa también resaltó su apuesta por la tecnología y la innovación para reducir sus emisiones contaminantes. Recordó que en agosto pasado exportó su primer envío de amoniaco azul de alta graduación a Japón para su uso en la generación de energía con cero emisiones de carbono y aseguró que durante 2020 registró 683 patentes tecnológicas en Estados Unidos, «una de las cifras más altas en el sector».
La estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa) denunció un nuevo «ataque terrorista» contra sus instalaciones, en este caso un gasoducto ubicado en el estado oriental de Monagas.
El ataque alteró un tramo del gasoducto, «lo cual afectó además al Centro de Operaciones El Tejero, que sirve como una planta de inyección de gas», explicó el ministro de Petróleo, Tareck el Aissami, que es citado en el comunicado de la compañía estatal.
«Gracias a Dios que no tenemos reportes de víctimas de este atentado, de igual manera queremos informar que hemos desplegado todos nuestros equipos y los protocolos de contingencia, para garantizar en lo inmediato la restitución operacional de esta infraestructura atacada», dijo el ministro.
El también vicepresidente del área económica de Venezuela aseguró que las autoridades no cesarán en la búsqueda de los responsables de estos hechos, sin explicar en qué medida se verá afectada la población por este incidente.
Venezuela registra una escasez de gas doméstico que se ha recrudecido en los últimos dos años, lo que ha llevado a cientos de miles de familias a cocinar con leña.
«Todos los trabajadores estamos atendiendo esta contingencia y en las próximas horas informaremos de los avances que hemos logrado frente a esta lamentable acción criminal y también de cómo vamos a restituir de inmediato todas las operaciones de este gasoducto principal en el estado Monagas», prosiguió.
El ataque, siempre según el ministro, se suma «al expediente criminal de sanciones, bloqueos, sabotajes y amenazas, que ha sufrido» la principal industria del país «con la pretendida intención de interrumpir todas las operaciones asociadas a Pdvsa en sus distintas áreas».
La compañía petrolera venezolana, la principal fuente de dinero para la gestión gubernamental, ha reducido su capacidad operativa y comercial en los últimos años, algo que según extrabajadores se debe a la corrupción interna, falta de inversión y mantenimiento, así como la escasez de personal calificado.
Luego, Estados Unidos impuso sanciones económicas a Pdvsa, lo que en el último trienio ha restringido la capacidad de maniobra financiera de la compañía, algo que el Gobierno de Nicolás Maduro pondera como una «campaña de asfixia».
El bloque de diputados del oficialismo que encabeza Máximo Kirchner, líder de La Cámpora, presentará hoy en el Congreso un nuevo proyecto de Ley de Biocombustibles. La exposición estará a cargo del secretario de Energía, Darío Martínez.
La estrategia del gobierno es ingresarlo en las comisiones de energía de ambas cámaras con la intención de bloquear, en los hechos, el pedido de sesión especial al que llamó la oposición del Interbloque Federal y Juntos por el Cambio para este jueves a fin de tratar en Diputados la prórroga del actual régimen de fomento de la Ley 26.093 (ya aprobada en el Senado a fines de 2020)., que ya tiene 15 años de vigencia y vence en mayo.
El proyecto que redactó el oficialismo tiene dos ejes. En primer lugar, se mantendría el corte de 12% para el bioetanol a base de caña de azúcar, en tanto que el corte de biodiesel, que hoy es del 10%, bajaría al 5%.
Una fuente del sector privado que participó en el análisis del proyecto aseguró a Econojournal que el texto tiene previsto facultar a la Secretaría de Energía, autoridad de aplicación, a incrementar el corte del biodiesel “en base a la necesidad” y, también, de reducirlo al 3% “en casos de escasez del producto o variaciones abruptas en el mercado» que hagan inviable mantener el porcentaje original de la mezcla. Hasta el momento no se conocieron detalles del mecanismo para establecer los precios de los biocombustibles, que hoy están regulados y los fija la cartera energética.
Polémica
El proyecto del oficialismo prevé además que el sector estará abastecido ciento por ciento por pymes, concepto en el que engloba a las empresas que en un año no producen más que 50.000 de toneladas de biodiesel y 90.000 metros cúbicos de bioetanol. Uno de los puntos polémicos del proyecto, tal como publica La Política Online, es que no permitirá que subsidiarias de un mismo grupo económico participen de distintas plantas.
Sin embargo, la iniciativaa aceptará el statu quo actual en el que existen, al menos, dos grupos con participación en varias plantas. Es el caso del Grupo Bojanich que cuenta con seis plantas (Biobahía, Biobin, Bio Ramallo, Biobal Energy, Bio Corba y Refinar Bio) y las cuatro plantas de Essential Energy Holding (Rosario Bioenergy, Bionogoyá, Establecimiento Albardón y Héctor Bolzán y Cia). Entre los dos cubren casi el 45% del cupo de biodiesel que otorga mensualmente la Secretaría de Energía. “La ley va a hacer referencia desde mayo hacia adelante, no hacia atrás”, aclaró una fuente del sector privado consultada por este medio.
El proyecto pone en el centro de la escena a las pymes del sector (y no a las grandes cerealeras que exportan), que son unas 55 empresas que se instalaron desde el año 2006, cuando se aprobó el régimen de fomento con la Ley 26.093.
El desarrollo del sector energético, con inversiones por US$ 140 mil millones que amplíen la capacidad de generación en 75 mil megavatios/hora de potencia y produzcan excedentes para la exportación, generaría 297.456 empleos en la industria y la construcción y US$ 68.000 millones de actividad económica para el 2050, según dos informes del Centro de Implementación de Políticas Públicas para la Equidad y el Crecimiento (CIPPEC),
Cippec prevé que las inversiones en una amplia gama de tecnologías pueden aumentar las capacidades competitivas del sector al promover la generación de más de 34 mil empleos en la industria argentina y 44 mil en la construcción, agregando US$ 8.400 millones a la actividad en la próxima década.
Al 2050, dicha cifra crece a US$ 68 mil millones de actividad económica generada y equivale a 139 mil empleos industriales y 158 mil en la construcción. Esta estrategia de crecimiento del sector implica revertir la tendencia decreciente de la producción de energía, que tuvo su mayor impacto en la reducción de las exportaciones: entre 2000 y 2019 las exportaciones de energía cayeron 70,3%, mientras que la oferta interna aumentó por mayores importaciones, aunque tan solo 4,2%. En el mismo lapso la producción local se redujo en 3,9%.
De este modo, el incremento proyectado de la demanda eléctrica requiere incorporar más de 75 mil MW adicionales de potencia en las próximas tres décadas, lo que conlleva una inversión equivalente a más de US$ 140 mil millones.
Siguiendo a los autores, “Argentina cuenta con un complejo productivo capaz de acompañar y aumentar la competitividad de la economíaen el marco de la transición energética con diversas tecnologías de generación. Sin embargo, la política energética e industrial no ha tendido a reforzar y explotar estos vínculos en forma sistémica”.
“Algo que ya está ocurriendo y que se profundizará en las próximas tres décadas es que los hidrocarburos no convencionales y las energías renovables –en particular la eólica, pero también eventualmente la nuclear e hidroeléctrica – constituirán vectores claves para el desarrollo productivo y tecnológico nacional”, sostuvo Paulo Farina, investigador asociado de Cippec.
Mientras que Sergio Drucaroff agregó que “el crecimiento del consumo interno resulta limitado para las oportunidades del sector. Ampliar la oferta de hidrocarburos no convencionales y de energía renovable simultáneamente no es incompatible a la condición de retomar la senda exportadora, no solo del primero, sino indirectamente de nuestros recursos renovables a través de la electricidad”. “Desarrollar el potencial energético del país tiene alta probabilidad de éxito si existen las políticas adecuadas«, concluyó.
Durante la inauguración de una estación de servicio en Neuquén, el presidente de YPF, Pablo González, y el CEO, Sergio Affronti, anunciaron una inversión de más de 1.500 millones de dólares para este año en la provincia de Neuquén, que permitirá un crecimiento de la producción del 56% en crudo y 70% en gas no convencional.
“Hoy YPF viene a anunciar un gran esfuerzo de todos los argentinos y las argentinas, una inversión que se va a traducir en un importante aumento de la producción de petróleo y gas, que va a potenciar el crecimiento de nuestro país. En ese camino, todos los actores que estamos involucrados coincidimos en trabajar juntos para lograrlo”, afirmó Pablo González, presidente de YPF.
Tras una visita por las operaciones de la compañía en Loma Campana, las autoridades de YPF inauguraron una de las estaciones de servicio más grandes de la región, ubicada estratégicamente en la zona con mayor actividad de Vaca Muerta.
La nueva estación tiene una playa compuesta por 9 islas para la carga de combustible y una tienda FULL con capacidad para 80 personas. También contará con un espacio para reuniones y coworking y todas las comodidades para los camioneros que recorren la zona. La obra implicó una inversión conjunta con el operador de 2 millones de dólares y generó 26 puestos de empleo para la zona de Añelo y sus alrededores.
Durante la inauguración, estuvieron presentes el gobernador de la provincia de Neuquén, Omar Gutiérrez; el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez; el intendente de la localidad de Añelo, Milton Morales; el secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Guillermo Pereyra, el secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos, Manuel Arévalo; y Gerardo Canseco del SUPEH; entre otras autoridades nacionales, provinciales y locales.
Ayer sesionó el Comité Ejecutivo de la OFEPHI (Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos). El encuentro fue presidido por el gobernador de la Provincia de Neuquén, Omar Gutiérrez, secundado por el ministro de Energía y Recursos Naturales Alejandro Monteiro, y el presidente del Instituto de Energía de la provincia de Santa Cruz, Matías Kalmus, en calidad de Secretario Ejecutivo y Secretario Adjunto de la entidad, respectivamente.
Durante el encuentro los gobernadores expresaron su respaldo a la gestión de la Ofephi, y abogaron por una activa participación en la redacción del proyecto de ley para la promoción de los hidrocarburos, considerando las particularidades de cada cuenca en el desarrollo de los recursos.
El gobernador y titular de la OFEPHI, Omar Gutiérrez, instó a los participantes a trabajar “en un plan consensuado por las 10 provincias con una visión constructiva”.
A su vez, el comité ejecutivo mantuvo una reunión con el secretario de Energía de La Nación, Darío Martínez, con quien se acordó trabajar en conjunto, en la actualización de normativas necesarias para el fortalecimiento de la administración de los recursos por parte de las provincias como de las herramientas que vayan surgiendo desde la organización. Sobre este punto Gutiérrez consideró positivo el elaborar metodologías de trabajo, pero siempre que se acompañaran de propuestas concretas.
En tanto que todos coincidieron con la gobernadora de Santa Cruz, lic. Alicia Kirchner, quien aseguró que “los contactos con las autoridades nacionales siempre son necesarios, pero sin perder de vista que las Provincias productoras deben ser consultadas para que las normativas sean tanto transversales como también específicas, según las características de cada Provincia y de cada cuenca”.
Respecto del nuevo ordenamiento legal para atraer inversiones al sector, tema de especial interés para las Provincias productoras, los participantes intercambiaron opiniones sobre lo conversado con el secretario Martínez pocas horas antes, y coincidieron en que resulta imprescindible que la OFEPHI sea consultada al respecto.
Sobre esto el gobernador Gutiérrez, concluyó: “La nueva normativa debe promover y fortalecer la inversión en las cuencas del país; por lo que se hace necesario y urgente contar con ella”.
Participaron de la reunión: Mariano Arcioni, gobernador de Chubut; Sergio Ziliotto, gobernador de La Pampa; Rodolfo Suárez y Mario Abeb, gobernador y vicegobernador de Mendoza respectivamente; Alejandro Palmieri, vicegobernador de Río Negro; Alicia Kirchner, gobernadora de San Cruz; y Gustavo Melella, gobernador de Tierra del Fuego.
El gobierno abrió la discusión con las principales petroleras del país con miras a robustecer el proceso de redacción del proyecto de Leyde Hidrocarburos que pretende discutir en el Congreso en los próximos meses. Directivos de YPF junto con funcionarios del Ministerio de Economía trabajan desde hace semanas en el borrador de un texto que incentive la inversión, fundamentalmente en el segmento de exploración y producción de petróleo y gas.
Entre los principales puntos del proyectos sobre salen la fijación de un mecanismo que otorgue previsibilidad en torno a cómo responderá el precio localdel petróleo frente a saltos en la cotización internacional; un esquema que promueva las exportaciones de gas; y un régimen promocional que prevea beneficios impositivos.
Demian Panigo, director de YPF por designio del titular del Palacio de Hacienda, Martín Guzmán, articula ese espacio colaborativo entre la petrolera bajo control estatal y distintos estamentos del Poder Ejecutivo. A partir de esta semana, Economía abrió el juego y convocó al resto de los referentes del sector. Ejecutivos de Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera del país, que lidera Marcos Bulgheroni, Pluspetrol y Tecpetrol, del grupo Techint, entre otras, pasaron por las oficinas de Hipólito Yrigoyen 250 para dejar su impresión inicial sobre la iniciativa.
Primer contacto
Fuentes del gobierno y de las empresas explicaron a EconoJournal que en esta primera ronda de contactos el objetivo es recoger las inquietudes de las empresas privadas. “En estas semanas estuvimos trabajando en una normativa que le dé nuevo impulso a las inversiones del sector. Queremos saber qué cosas son importantes para las empresas y cuáles no”, indicaron. “Es un contexto de frazada corta, en el que indudablemente existen límites. Por eso, es importante dilucidar qué tipo de instrumentos debe incluir el proyecto de Ley si efectivamente apuntamos a motorizar inversiones en Vaca Muerta y otras cuencas”, agregaron.
Si bien la Secretaría de Energía, que dirige Darío Martínez, y el Ministerio cuentan con un texto base de la Ley, en esta primera etapa los funcionarios no están discutiendo sobre ese borrador, sino sobre los principales ejes que debería contener el proyecto a entender de los privados. “Hay compañías que están más volcadas al gas, otras al petróleo. Algunas están integradas con el negocio de refinación y otros no. Queremos relevar la visión de todos antes de discutir sobre un proyecto en concreto”, explicaron en un despacho oficial.
Mecanismo de precios
En esa clave, uno de los puntos que contempla el proyecto bosquejado por YPF y el gobierno establece un mecanismo de determinación del precio del petróleo para el mercado interno. “Fue uno de los primeros temas que surgió de la consulta entre las empresas”, explicaron las fuentes consultadas. En rigor, cualquier avance en esa dirección implicará modificar el artículo 6 de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos).
¿En qué tipo de esquema está pensando el gobierno?
En una entrevista con este medio, en septiembre del año pasado, el secretario Darío Martínez indicó la necesidad de sincerar, en términos regulatorios, cómo viene funcionando el mercado de precios domésticos del crudo en los últimos años. Eso implica asumir, en su opinión, que cuando el Brent sufre una fuerte caída, como sucedió en el primer semestre de 2020, en la Argentina se establece un esquema de precio sostén —por encima del valor internacional— para mantener el nivel de actividad y puestos de trabajo. Y que, a la inversa, cuando el Brent anota una fuerte escalada, como sucede hoy en día, se suele fijar, siguiendo el razonamiento del secretario, un barril criollo inferior al internacional para evitar saltos bruscos en el valor de los combustibles en los surtidores locales.
A partir de ese entendimiento, el borrador sobre el que trabaja el Gobierno prevé la incorporación de un instrumento que cruce distintas variables para definir el precio doméstico del barril. No es sencillo. Y menos cuando la nominalidad de la economía se mueve constantemente por la inflación y la depreciación del tipo de cambio.
¿Cómo funcionaría ese esquema conceptualmente?
Se trabaja en una fórmula que utilice como resortes: a) la carga impositiva sobre la venta de combustibles para amortiguar los precios en surtidores cuando el precio internacional se dispare y b) los derechos a la exportación de petróleo para ecualizar el precio interno del crudo.
El esquema significará, en los hechos, aceptar que el precio local estará desacoplado de la cotización internacional. Es lo que sucede desde hace 15 años, cuando se repusieron retenciones a la exportación que, salvo por un breve período de tiempo, estuvieron siempre vigentes desde 2004 a la fecha.
La pregunta es de qué magnitud será ese desacople de precios, que siempre es cuestionado por la industria, en especial por las petroleras multinacionales. Y sobre qué nivel de precios se ajustará ese desacople. Para dar un ejemplo: una cosa es fijar un desacople del 30%, vía retenciones, cuando el precio del crudo supera los 70 u 80 dólares. Y otra muy distinta es aplicar esa misma brecha cuando el precio ronda los 60 dólares. Despejar ese interrogante, y conseguir que el sector apoye ese esquema, es el principal desafío que tiene por delante el gobierno.
En esa tarea, el proyecto de Ley deberá dejar por escrito que los precios de los combustibles en el surtidor acompañarán la tendencia del precio internacional. Ese punto es importante para las empresas. Porque termina con la discrecionalidad que tiene el Estado para intervenir sobre el mercado «para garantizar el abastecimiento interno», tal como establece la Ley 17.319.
Exportación de gas
El texto de Ley también incluye un apartado dedicado a promover las exportaciones de gas. Un primer texto impulsado por YPF proponía re-habilitar las exportaciones con transporte en firme durante los 365 días. Sin embargo, desde Economía rectificaron el texto para restringir las exportaciones al período estival, que es cuando cae el consumo en el mercado local.
A su vez, está previsto declarar la fungibilidad del hidrocarburo, a fin de facilitar —en términos adminsitrativos— la realización de swaps entre cuencas y con el mercado regional.
Régimen de promoción
Como es lógico, el proyecto destina un capítulo a un régimen de promoción con beneficios impositivos y regulatorios para incentivar la llegada de inversiones extranjeras. Integran ese paquete el cobro en cascada del Impuesto a los Ingresos Brutos, con una alícuota del 3,5% en todo el país.
También se prevé incluir un régimen especial para acceder al Mercado ünico de Cambio, de modo tal de habilitar la repatriación de utilidades a los países de origen de las empresas petroleras.
Alemania enfatizó la importancia de la cooperación internacional para impulsar y desarrollar el mercado de hidrógeno verde. El tema ocupó un lugar central en la apertura de la primera jornada de la Berlin Energy Transition Dialogue, el principal foro internacional sobre transición energética que Alemania celebra desde 2013.
Los ministros de Relaciones Exteriores, Heiko Maas, y de Economía y Energía, Peter Altmaier, remarcaron en los discursos de apertura la centralidad que el hidrógeno verde tiene en los planes alemanes y europeos para lograr la neutralidad de carbono en 2050. “Junto con las energías renovables, el hidrógeno ofrece la mejor salida al desastre climático en el que el uso de combustibles fósiles nos ha metido”, señaló Maas ante la audiencia virtual.
El ministro de Relaciones Exteriores de Alemania describió un escenario de re-ordenamiento en el poder energético a nivel mundial, con el surgimiento de nuevos espacios energéticos gracias a la facilidad técnica de producir hidrógeno mediante energías renovables. En ese escenario, Alemania busca construir nuevas alianzas para garantizar el abastecimiento de hidrógeno verde en el futuro.
“Incluso para el 2050, Alemania y la Unión Europea necesitarán importar grandes cantidades de energía, especialmente en forma de hidrógeno. Para esto, necesitamos cooperar con todas las regiones del planeta. Con Chile, Marruecos, Australia ya vemos grandes plantas para la producción de hidrógeno verde siendo construidas y potenciadas con energía solar y eólica”, dijo Maas. Pese al amplio potencial, la Argentina viene varios pasos atrás en esa estrategia.
Economías emergentes
Altmaier también destacó la importancia de la cooperación entre las economías emergentes y los países industrializados para el desarrollo de la infraestructura de producción y transporte del combustible limpio. “Hay que crear la infraestructura para transportarlo y poder consumirlo. El hidrógeno sin emisiones esta siendo producido mediante electrólisis con energías renovables en países y regiones del mundo en las que las condiciones climáticas son más favorables que en Alemania y otros países europeos”, remarcó el ministro alemán de Economía y Energía.
Los ministros también celebraron el retorno de Estados Unidos al Acuerdo de París. “Además de la tecnología e innovación necesitamos de la cooperación internacional. Tenemos una ventana de oportunidad para reunir a los grandes países industrializados y crear las condiciones para asegurar que las economías emergentes y en desarrollo puedan unirse. Quiero una alianza energética transatlántica fuerte entre la U.E. y EE.UU., no excluyente sino para convocar a otros”, dijo Altmaier.
Alemania invertirá 2000 millones de euros en los próximos años para estimular la conformación de un mercado internacional del hidrógeno. Entre otras medidas trabaja en el establecimiento de oficinas de hidrógeno en Rusia y Arabia Saudita y, junto con la Comisión Europea, en la redacción de estándares internacionales sobre hidrógeno verde, además de instrumentos de financiamiento y modelos de certificación.
Acero y edificios verdes
El hidrógeno verde también ocupó un lugar central en el tercer discurso de apertura de la conferencia, a cargo de la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen. Entre las potencialidades del hidrógeno verde señaló la producción de acero limpio y la mejora en la eficiencia energética de los edificios.
“Miremos al norte por ejemplo, a Suecia. En el pueblo de Luleå, una planta de acero ya comenzó a usar hidrógeno para reducir el mineral de hierro. Sabemos que la industria del acero es responsable del 9% de las emisiones globales. Es por eso que las compañías en Suecia deben y quieren reducir su huella de carbono a cero. Lo harán con hidrógeno limpio”, ejemplificó von der Leyen. El hidrógeno puede reemplazar el uso del coque en la producción de acero y aluminio.
Más allá del ejemplo del acero, la presidenta de la Comisión Europea señaló que dos grandes objetivos en el marco del Acuerdo Verde Europeo son reducir las emisiones en los edificios y la inversión en hidrógeno verde, claves en la carrera para reducir el 55% de las emisiones para 2030 y llegar a la neutralidad de carbono en 2050. En ese sentido, un tercio del Plan de Recuperación de la U.E. para salir de la recesión generada por la pandemia será destinado a esos objetivos.
Emisiones
“Con el Plan de Recuperación queremos iniciar la ola de renovación europea. El principal objetivo es hacer energéticamente más eficientes a nuestros edificios. Estos representan hoy el 40% de nuestras emisiones. Al renovarlos y reacondicionarlos podemos mejorar su performance energética, recortar emisiones y al mismo tiempo reducir el gasto de los hogares”, dijo von der Leyen.
La producción de hidrógeno apoyará ese objetivo. “En segundo lugar, con el Plan de Recuperación invertiremos en hidrógeno limpio como nunca antes. Es el medio perfecto para lograr la neutralidad climática. Puede almacenar energía y calor estacionales en los hogares. Todo prácticamente sin emisiones”, marcó la ex ministra de Defensa de Alemania.
La Unión Europea presentó el año pasado un mapa para el tránsito hacia un ecosistema energético basado en el hidrógeno. Apunta a producir un millón de toneladas de hidrógeno verde en 2024 y al menos diez millones para 2030. “Para 2035 queremos que las tecnologías de hidrógeno renovable sean desplegadas a gran escala para alcanzar a todos los sectores difíciles de descarbonizar en nuestra economía. Son objetivos ambiciosos pero también realistas”, dijo von der Leyen. El Acuerdo Verde Europeo movilizará inversiones por 1.8 trillones de euros.
El presidente de YPF, Pablo González, y el CEO de la compañía, Sergio Affronti, recorrieron las instalaciones del yacimiento Los Perales en la provincia de Santa Cruz. Desde el lugar, anunciaron una inversión de más de 300 millones de dólares y la puesta en actividad de 4 equipos de torre, que le permitirá a YPF, la compañía controlada por el Estado, operar con un total de 30 equipos en la provincia durante el 2021.
También, la empresa desarrollará una intensa campaña de recuperación terciaria al sumar una planta de polímeros en Cañadón León y una en Los Perales a las dos que ya están en actividad en la zona.
“Estamos presentando un plan de inversiones y trabajando de manera mancomunada para poner más recursos al servicio de la producción, que genera crecimiento en la actividad económica de la provincia y pone en marcha el aparato productivo hidrocarburífero de YPF”, afirmó el presidente de la compañía.
Durante el encuentro, los representantes de los sindicatos petroleros de Santa Cruz firmaron el acuerdo de productividad que permitirá mantener estos niveles de actividad, producción y trabajo. Por otro lado, se confirmó que a mediados de año empezará a funcionar el Parque Eólico Cañadón León que opera YPF Luz en la provincia, con una potencia instalada de 120 MW.
Los anuncios fueron seguidos por la gobernadora de Santa Cruz, Alicia Kirchner; el vicegobernador, Eugenio Quiroga; el intendente de Las Heras, José María Carambia, el intendente de Caleta Olivia, Fernando Cotillo; el presidente de la Comisión de Fomento Cañadón Seco, Jorge Soloaga; el intendente de Río Gallegos, Pablo Grasso; el secretario general del Sindicato Petrolero Santa Cruz, Claudio Vidal; el secretario general del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Llugdar; legisladoras y legisladores nacionales y provinciales; ministros y ministras; funcionarias y funcionarios provinciales; representantes de Cámaras Empresariales; y trabajadoras y trabajadores de YPF.
La Secretaría de Energía informó que en la compulsa que realizó ayer Integración Energética Argentina Sociedad Anónima (IEASA) para adquirir 24 buques de gas natural licuado para el consumo invernal , el precio promedio ofertado fue cercano a los US$ 6,5 por millón de BTU (MMBTU) y el total de la licitación alcanzó los US$ 330 millones.
En la licitación participaron 14 empresas que ofertaron por los 24 buques del llamado, que tendrán por finalidad completar la demanda prioritaria de invierno. Entre las empresas que ofertaron: BP obtuvo 15 cargamentos, Gunvor 5 cargamentos, Total 2, mientras Trafigura y Naturgy uno cada una, completando los 24 barcos.
El Secretario de Energía, Darío Martínez expresó que “estamos muy satisfechos con esta licitación en la que participaron empresas de GNL de primer nivel, y hemos obtenido un precio que superó nuestras expectativas ya que es inferior al que se venía analizando en el mercado internacional”.
El interventor de Enargas, Federico Bernal, cuestionó el martes en la apertura de la audiencia pública del gas la visión fiscal que predomina al momento de analizar cuáles deben ser las tarifas de servicio público. Aseguró que la energía es un derecho esencial equiparable a la salud y la educación, pero no se lo juzga con los mismos parámetros. De ese modo, defendió la necesidad de garantizar tarifas justas, razonables y asequibles, independientemente de los costos presupuestarios que eso implique.
El regreso de las pizzas
“¿Por qué nadie se pregunta en términos de “pizzas” lo que se paga por la salud en un hospital público? ¿Por qué nadie se pregunta en términos de “pizzas” lo que se paga por la educación en el sector público?”, sostuvo en clara referencia a la frase del ex ministro de Economía, Alfonso Prat Gay, quien a fines de 2015 defendió el aumento de tarifas del gobierno de Mauricio Macri al remarcar que era equivalente a solo dos pizzas.
“¿Qué es lo que subyace detrás de esta forma de razonar la energía? La Energía disociada de otros derechos sociales y derechos humanos. ¿Por qué las pizzas y el enfoque neoliberal con la energía y las tarifas de los servicios públicos de luz y gas, si los subsidios a la energía son uno de los ítems del gasto que se agregan a todos los demás y, en una mirada economicista, contribuyen al déficit como cualquiera de ellos?”, agregó el interventor.
Bernal llegó incluso a plantear que en 2015 los subsidios a la energía representaban el 3% del PBI, mientras que sostener la educación y la salud cerca del doble y la previsión social 3 veces más. ”¿Por qué entonces no se computa y critica el impacto de la salud y la educación en el PBI, auscultándolo con lupa como suele hacer, ya enfermizamente, cierto sector de la prensa argentina con la energía y las tarifas de los servicios públicos? ¿Por qué no se propone, como sí con la energía y las tarifas, eliminar o reducir drásticamente los subsidios a la salud pública, a la educación pública, a la ciencia y a la tecnología?”, remarcó, pese a que también hay quienes históricamente le han apuntado a esos otros sectores.
Falta de coordinación
En una audiencia pública convocada para poner en consideración el Régimen Tarifario de Transición con el que aparentemente se busca salir del congelamiento de precios, Bernal terminó formulando una clara reivindicación del acceso a la energía como un derecho esencial y, por lo tanto, del Estado como encargado de garantizar ese derecho, cueste lo que cueste.
El problema es que ese mismo Estado que supuestamente tiene que garantizar el acceso a la energía con subsidios cerró 2020 con un déficit primario de 6,5% del PBI, un déficit financiero de 8,5% del PBI y una negociación abierta con el Fondo Monetario Internacional para tratar de renegociar un crédito de 44.000 millones de dólares.
El ministro de Economía, Martín Guzmán, pareciera ser uno de los pocos dentro del gobierno consciente de estos condicionamientos. “Que el Estado nos subsidie a nosotros buena parte de la tarifa significa que se paga de alguna forma, o en la forma de impuestos, o se toma deuda y eso termina siempre con algún problema, o hay que emitir y esa emisión en la economía argentina termina presionando sobre el tipo de cambio”, declaró a principios de febrero en C5N ante una audiencia que revindica los subsidios, pero a veces pierde de vista que al final siempre hay alguien que paga la cuenta.
Las diferencias al interior del gobierno sobre cómo gestionar el sector energético son evidentes y no está mal que existan, pues enriquecen la perspectiva al momento de tomar decisiones. Sin embargo, en este caso van un paso más allá y se traducen en una falta de coordinación preocupante. Se supone, por ejemplo, que una vez que el gobierno convoca a la audiencia pública ya definió las directrices centrales de su política y decide exponerlas para que los distintos actores de la sociedad civil puedan acercar sus puntos de vista.
En este caso, en cambio, Bernal abrió la audiencia con un planteo diferente al de Guzmán, al quien no mencionó ni siquiera una vez durante su discurso, y entre los expositores del encuentro estuvo la diputada oficialista Fernanda Vallejos, quien se manifestó en contra de cualquier tipo de aumento y calificó a los neokeynesianos, corriente en la que se referencia Guzmán, como la “versión más edulcorada” del ideario monetario neoliberal.
No hay que olvidar además que el mismo día que Bernal reivindicó en la audiencia pública a la energía como un derecho social garantizado en la Constitución Nacional y un insumo clave para promover el desarrollo, la petrolera controlada por el Estado Nacional aumenta los precios de los combustibles un 7% en todo el país, acumulando una suba de casi 50% en siete meses.
Está a la vista que en algunas cuestiones se avanza sin coordinación alguna y en otros temas la falta de coordinación demora la toma de decisiones y conspira contra la efectividad de la política. Esto último se pudo observar en la discusión interna en torno a la definición del Plan Gas y vuelve a evidenciarse ahora con las tarifas de servicio público.
El plan inicial de Guzmán era autorizar un aumento a partir de enero, pero los tironeos internos fueron postergando la decisión y ahora podrían terminar descongelándose los precios en la antesala del invierno y a pocos meses de las elecciones.
Perspectiva integral
Es cierto que los ciudadanos argentinos tienen derecho a una salud, una educación y una jubilación dignas y también deben tener acceso a la energía, pero no es menos cierto que desde hace tiempo el Estado tiene serias dificultades para garantizar todos esos derechos.
Es por eso que, además de reivindicar el derecho a la energía, retrotrayéndose hasta el Código de Hammurabi, Aristóteles y Santo Tomás de Aquino, también se tienen que tener en cuenta la evolución de aquellas variables que pueden ayudar a garantizarlo, tales como la producción de hidrocarburos, la balanza comercial y la salud de las cuentas públicas.
Tampoco hay que perder de vista que el sector energético en Argentina está controlado mayoritariamente por empresas privadas que operan con ánimo de lucro y toman en cuenta el costo de oportunidad al momento de decidir sus inversiones.
No considerar todos estos condicionamientos, siquiera para transformarlos, es una forma de asomarse al abismo.
En una nota enviada al secretario de Energía, Darío Martínez, y al subsecretario de Energía, Federico Basualdo, AGEERA, la asociación que concentra a las principales empresas eléctricas (Pampa Energía, Central Puerto, Enel y AES, entre otras) volvió a reclamar por una “actualización de la remuneración a los generadores”, tal como lo establece el Anexo VI de la Resolución 31/2020. Allí se define cuánto cobran los generadores por producir energía en las centrales térmicas e hidroeléctricas que no cuentan con un contrato en dólares con Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista. AGEERA sostiene que por el incumplimiento de esta norma “se han acumulado 13 meses consecutivos sin actualización”.
No es un tema menor: la resolución 31 remunera a casi un 60% de las las centrales que integran el parque de generación total del país. Usinas estratégicas para el abastecimiento del AMBA y Gran Rosario —como Central Puerto y Costanera— determinan sus ingresos a partir de lo establecido en esa normativa.
Las razones del reclamo
En la carta, a la que accedió EconoJournal, AGEERA señala que la Secretaría de Energía viene incumpliendo con lo establecido en el Anexo VI de la Resolución 31/2020, que establece una fórmula de ajuste automático por inflación e IPIM. Sucede que en marzo del año pasado, cuando se declaró la primera cuarentena por la expansión del Covid-19, el ex secretario de Energía Sergio Lanziani firmó una medida que suspendió la actualización automática de esos ingresos.
A la hora de argumentar su reclamo, AGEERA sostiene que las empresas generadoras “deben afrontar costos de operación y mantenimiento (con componentes en pesos y en dólares estadounidenses) que han sufrido importantes incrementos en los últimos meses”. Agrega que “este desfasaje entre los montos remunerados y la real evolución de los costos ha derivado en la imposibilidad de poder seguir llevando a cabo algunas de estas tareas”. Los generadores sostienen que los insumos ligados al acero y el hierro cotizan al valor del dólar paralelo, que el año pasado casi duplicó su valor. Consultados por este medio, fuentes de la Subsecretaría de Energía Eléctrica evitaron realizar comentarios.
¿Qué es lo que puede llegar a pasar?
Como los ingresos de esas centrales están congelados desde hace poco más de un año, varias generadoras admiten que, frente a la falta de fondos, empezaron a diferir los mantenimientos de las plantas, así como también la reposición del stock de repuestos que se necesita que solucionar cualquier imprevisto o roturas en las instalaciones. La tendencia es clara: a medida que se registren nuevos inconvenientes, es probable que las máquinas queden sin reparar, reduciendo las unidades disponibles en el sistema. No es una situación novedosa: a principios de la década pasada, el gobierno de Cristina Kirchner tuvo que financiar la reparación de centrales eléctricas con fondos de Cammesa, debido a que los ingresos de las generadoras estaban congelados desde mediados de los ‘2000.
Si bien reconoce “la predisposición mostrada” por la Secretaría, la carta advierte que la postergación sin fecha límite de la actualización de la remuneración conforme se estableció en la mencionada resolución “y un contexto con una inflación acumulada del 36,2% para el 2020 y del 4,0% y el 3,6% para los meses de Enero y Febrero 2021 respectivamente, agrava la situación ya descripta; comprometiendo la operatividad de las unidades. Eso impactará en forma irreversible en la disponibilidad de nuestras centrales generadoras”.
La Cámara Eólica Argentina (CEA), entidad que nuclea a las principales empresas de esta industria en el país, le solicitó a la Secretaría de Energía a cargo de Darío Martínez que intervenga para dar marcha atrás con el “impuesto al viento” que pretende cobrar el municipio de Puerto Madryn (Chubut) a los parques eólicos construidos en las cercanías de esta localidad.
Se trata de una tasa que fue impulsada por el intendente Gustavo Sastre en 2020 y que ahora, con los parques generando energía y vendiéndosela a Cammesa, le quiere cobrar a los proyectos instalados en el lugar. Según la cámara, el monto que representa esta tasa es de aproximadamente el 5% de la producción de energía eólica de los parques.
Reclamo de la cámara
En diálogo con Econojournal, el presidente de la CAE, René Vaca Guzmán, señaló que “el cobro de esta tasa municipal es inconstitucional y resulta inaceptable. Una tasa se cobra por la contraprestación de un servicio y en los parques no hay ningún servicio. Por esto, la Cámara Eólica Argentina lo toma como un impuesto y esto va en contra de la Constitución”. El reclamo que elevó la CEA a la Secretaría de Energía también se podría extender al plano de la Justicia.
En diciembre de 2019 se amplió el ejido urbano y los parques eólicos (sobre todo los adjudicados en el programa Renovar) que habían iniciado la etapa de construcción, y en algunos casos incluso la operación comercial, pasaron a quedar comprendidos en el territorio municipal de Puerto Madryn.
En los hechos, el Concejo Deliberante de Puerto Madryn introdujo un régimen tributario especial para los parques eólicos radicados en las afueras de la ciudad, iniciando así un “avance jurisdiccional ilegítimo por parte de los municipios, en franca vulneración de la legislación nacional”, según indicó el presidente de la CEA.
En abril de 2020 el intendente Gustavo Sastre logró aprobar la ordenanza N° 11.349 que habilitó a cobrar la tasa, que al principio era sobre los metros cuadrados, pero con una modificación terminó siendo sobre la producción de energía eólica. Es decir, sobre la facturación por la generación de energía.
El presidente de YPF, Pablo González, y el CEO de la compañía, Sergio Affronti, anunciaron una inversión de 184 millones de dólares en la provincia de Chubut y la puesta en actividad de 2 nuevos equipos de torre. De esta manera, la compañía controlada por el Estado tendrá 15 equipos en actividad en esa provincia durante 2021.
En el anuncio que realizó YPF participaron autoridades de Chubut, representantes sindicales y de las cámaras empresarias. Forma parte del ambicioso plan de inversiones que la compañía tiene previsto para este año que le permitirá recuperar la actividad y la producción en todas las provincias en donde opera.
“Queremos tener un diálogo franco con todos los actores para generar la energía que los argentinos y las argentinas necesitan. Los fondos que la compañía consigue tienen que estar al servicio de la producción y del trabajo”, afirmó Pablo González, presidente de YPF
Para este año, en Chubut la compañía mantendrá su foco en la recuperación secundaria y terciaria, que le dieron buenos resultados durante el 2020. YPF proyecta realizar la reparación de 130 pozos y la perforación de 45 pozos nuevos.
Además, YPF lanzará un nuevo piloto de recuperación terciaria en el yacimiento El Trébol con la instalación de una planta de polímeros y, además, sumará una planta en Manantiales Behr, yacimiento con más de 90 años y que durante el 2020 generó producciones récord.
En total, la actividad de terciaria en la provincia se desarrollará con 7 plantas. Este anuncio de mayor actividad, producción y trabajo constituye un esfuerzo compartido de YPF con sus proveedores, con el gobierno provincial y municipal de Comodoro Rivadavia y con los trabajadores de la industria. En ese marco, se firmó la ratificación del acuerdo de eficiencia y productividad para poner en valor los recursos de la provincia.
Durante el anuncio estuvieron presentes, además de las autoridades de la compañía, Gustavo Astie, vicepresidente de Upstream Convencional; Alejandro Eloff, gerente ejecutivo Regional Sur; Matías Bezi, gerente de Asuntos Externos Regional Sur; Santiago Carreras, gerente de Departamento de Asuntos Institucionales; Horacio Forchiassin, director en YPF por Chubut; Martin Cerda, ministro de Energía del Chubut; Jorge “Loma” Avila, secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut; José Llugdar, secretario general del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo Privado de la Patagonia Austral ; Juan Pablo Luque, intendente de Comodoro Rivadavia y Ezequiel Cufre, presidente de la Cámara de Empresas de Servicios de la Cuenca del Golfo San Jorge, y miembros de la Comisión Directiva.
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) realizó entre martes y miércoles la audiencia pública para definir los márgenes de transportistas y distribuidoras antes de avanzar con las nuevas tarifas de transición. Sin embargo, el interventor Federico Bernal les advirtió a las empresas que si finalmente Economía decide aumentar el precio de gas en boca de pozo que paga el usuario final debería convocar a una nueva audiencia antes de autorizar cualquier tipo de aumento.
El problema surge porque, según les subrayó Bernal, distribuidoras y transportistas presentaron en la audiencia que convocó Enargas sus propuestas de aumento tomando como base el precio de gas en boca de pozo que actualmente paga el usuario, pero la secretaría de Energía realizó el lunes otra audiencia donde puso en debate el nivel de subsidio que debe afrontar el Estado de ese precio del gas en boca de pozo.
El documento base que expuso Energía en la audiencia del lunes dejó en claro que si las tarifas permanecen congeladas debería disponer de una partida adicional de 56.087 millones de pesos, por encima de lo ya previsto en el presupuesto 2021. Si, en cambio, los subsidios se mantienen sin cambios las tarifas podrían llegar a aumentar entre 26% y 35%, sin contar la actualización de los márgenes de transportistas y distribuidoras.
El objetivo de Bernal es ajustar el Valor Agregado de Distribución (VAD) y congelar las tarifas de las transportistas TGS y TGN para que el impacto en las facturas finales sea entre un 7% y 9%, como les manifestó a las distribuidoras días atrás, pero ese plan solo seguiría adelante si el precio del gas en boca de pozo que paga el usuario se mantiene sin cambios.
¿Por qué una tercera audiencia?
Los cuadros tarifarios que presentaron las distribuidoras están calculados sobre el precio del gas actual. Lo que hicieron las distribuidoras fue estimar ese valor junto al impacto de la inflación, el Índice de Precios Internos Mayoristas (IPIM), el costo de operación y mantenimiento de las redes, entre otros indicadores, y proyectaron los cuadros tarifarios que pretenden para este nuevo régimen de tarifas.
Formalmente el Enargas debería evaluar esas presentaciones, pero Bernal cree que si el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía finalmente deciden elevar el precio del gas en boca de pozo que paga el usuario final al respetar la pauta de subsidios prevista en el Presupuesto 2021, lo que habría que hacer es una nueva audiencia pública para que las compañías distribuidoras presenten ese precio nuevo del gas en los cuadros tarifarios.
Según lo que Bernal le anticipó a transportistas y distribuidoras, de no ser así podría haber una objeción porque la ciudadanía supuestamente no estaba debidamente informada en la audiencia pública organizada por el Enargas, ya que se llevó adelante a partir de unos supuestos que luego se modificaron.
Lo que les remarcó el interventor es que si Energía modifica el precio del gas en boca de pozo que paga el usuario, la audiencia del Enargas de martes y miércoles se hizo sobre supuestos incorrectos y no mantiene relación coherente con lo resuelto a partir de la audiencia del lunes.
Fuentes de compañías de distribución consultadas por Econojournal concuerdan con la interpretación que realiza Bernal. Al mismo tiempo, en el Ministerio de Economía sostienen que las audiencias no son vinculantes y que el lunes simplemente se trazaron escenarios en torno a lo que podría llegar a pasar con el precio del gas que abona al usuario final en su factura.
Si finalmente Economía modifica el precio del gas en boca de pozo que paga el usuario y Enargas decide convocar a una nueva audiencia, el ajuste de tarifas se seguiría demorando y sería cada vez más difícil avanzar con el aumento porque el gobierno no quiere aplicar un ajuste demasiado cerca de las próximas elecciones legislativas.
Tal como lo había anunciado el viernes pasado, YPF aumentó ayer el precio de los combustibles un 7% en promedio en todas las estaciones de servicios del país. El incremento en la Ciudad de Buenos Aires es de 7,9%, mientras que en el Noroeste del país la suba llega a 6,5%. Desde la compañía señalaron que es “para seguir achicando las brechas de precios entre las provincias”. Se espera que las otras petroleras sigan los pasos de la compañía controlada por el Estado Nacional.
Este es el primero de los tres aumentos mensuales informados la semana pasada por Sergio Affronti, el CEO de YPF, y Pablo González, el presidente. La compañía implementará una suba total de 15% entre marzo, abril y mayo para “no volver a actualizarlos en el resto del año”, explicaron desde la empresa. Los aumentos previstos por YPF permitirán financiar, entre otras fuentes, un ambicioso plan de inversiones de 2.700 millones de dólares para este 2021.
¿Cuáles son las implicancias del acuerdo que impulsó el gobierno?
Se modificará la metodología para calcular el valor de los impuestos que gravan la venta de combustibles.
El Ministerio de Economía está trabajando en un proyecto de Ley para cambiar la forma en que se expresa el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC). Hoy constituyen un monto fijo que se va actualizando cada tres meses en función de la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC) del INDEC, que mide la inflación.
Ese esquema, consideran en el gobierno, termina motorizando al menos cuatro subas en el año, retroalimentando la dinámica de precios en surtidor en un escenario altamente inflacionario como el actual. Por eso, la decisión es volver a la fórmula anterior, según la cual los impuestos estaban definidos como un porcentaje fijo que se actualizaba automáticamente cuando las petroleras incrementaban sus pizarras. El ex ministro de Energía Juan José Aranguren cambió esa fórmula histórica por el modelo actual de importes fijos. Pero en las próximas semanas, el Ejecutivo ingresará un proyecto en el Congreso para retornar al esquema de porcentajes.
A su vez, se definió que la actualización del ICL que debía aplicarse este mes (iba a actualizarse el 12 de marzo, pero se postergó), se recuperará en dos fases: una en abril y otra en mayo.
2- Precio interno del petróleo
Los aumentos de los combustibles del 15% en 90 días que dio a conocer YPF la semana pasada permitirá que en el mercado local se pague a los productores un precio de entre 51 y 52 dólares para el barril de Medanito que se produce en la Cuenca Neuquina. Es decir, en los hechos, si se cumple la meta diseñada por el ministro de Economía, Martín Guzmán, de ralentizar la depreciación del tipo de cambio a partir del segundo cuatrimestre, el aumento de hasta un 15% en el año en los surtidores permitirá reconocer un precio del crudo en el mercado local que rondará los 52 dólares. De alguna manera, es una especie de barril criollo tácito.
Habrá que ver si el esquema es consistente durante la segunda mitad del año y cómo bascula el abastecimiento del mercado doméstico con el deseo de las productoras no integradas de exportar parte de su producción de crudo para facturar un precio de exportación mucho más alto que el doméstico.
La industria química y petroquímica registró en enero una caída del 7% en la producción respecto a diciembre de 2020, de acuerdo al informe mensual que elabora la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP). Esta baja se debió a las distintas paradas de planta. Estas paradas fueron ocasionadas ya sea por falta de materias prima o por mantenimiento no programado.
El informe de la CIQyP señala que, si bien la variación interanual muestra un crecimiento del 5% en las ventas locales, la baja producción durante enero de 2021 repercutió en esta variable -sumado a la baja demanda de algunos productos- cayendo un 18% en el mercado local y un 2% en el mercado externo, respecto al mes anterior.
Con respecto a la capacidad instalada del sector, durante el primer mes del año, esta mostró un uso promedio del 58% para los productos básicos e intermedios, y del 83% para los productos petroquímicos.
Por su parte, la balanza comercial de los productos del sector, durante 2020, alcanzó un déficit de 4803 millones de dólares, aumentando un 9% respecto a 2019, con variaciones del -0.4% en las importaciones y del -14% en las exportaciones.
Con respecto a las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), el informe muestra que está en línea con el sector en general, ya que registró caídas en producción del 10% y del 24% en las ventas locales respecto a diciembre de 2020. Las exportaciones se mantuvieron constantes.
En conclusión, las ventas totales (mercado local + exportaciones) de los productos comunicados por las empresas participantes del informe durante enero de 2021 alcanzan los 260 millones de dólares.
A raíz de los parámetros que muestran el informe mensual, Jorge de Zavaleta, Director Ejecutivo de la CIQyP, comentó que “el 2021 no tuvo un buen comienzo con respecto a la producción, ya que en línea general varias de las empresas consultadas manifestaron que la situación está asociada a las diversas paradas de sus plantas por mantenimiento u otros factores. Sin embargo, la demanda se está recuperando por lo cual esperamos que el sector continúe con una lenta recuperación en los próximos meses”.
A través de un comunicado, Transportadora de Gas del Sur divulgó la propuesta de adecuación de los Cuadros Tarifarios para el servicio de transporte de gas natural que presentó en la Audiencia Pública realizada hoy y que fue convocada por el ENARGAS.
“TGS solicitó una adecuación tarifaria, de transición, para el concepto de transporte del 58,6%, y el inicio del proceso de revisión tarifaria integral que permita recomponer la ecuación económica financiera de la licenciataria, conforme el marco regulatorio”, indicó la compañía.
“Es importante destacar que el ajuste requerido no contempla rentabilidad alguna, sino solo los fondos necesarios para hacer frente a los gastos, inversiones y demás obligaciones. Así, el caso de la Categoría de usuario R.1, que tiene un consumo promedio de 214 m3 al año, paga actualmente 46 $/promedio mes, en concepto de transporte sin impuestos. Con la aplicación del ajuste transitorio propuesto, pasaría a pagar 73 $/promedio mes, por lo que el impacto del incremento representa la suma de 27 $ promedio mes, en concepto de transporte, sin impuestos. Cabe destacar que el 54% del total de los Usuarios Residenciales de Metrogas corresponde a esta categoría de menor consumo”, señaló.
“Por otra parte, el costo del servicio de transporte de gas natural en la factura promedio residencial representa alrededor del 13%, correspondiendo el resto de la factura al costo del gas (36%), el margen de distribución (27%) y los impuestos (24%)”, agregó.
“Finalmente, el monto total invertido por TGS, desde el inicio del período quinquenal (abril 2017 a enero 2021) alcanza a la suma de $20.500 millones, destinados a obras para garantizar la seguridad y la confiabilidad del servicio, la seguridad de las personas, la protección del Ambiente, y para dar respuesta a la mayor exigencia esperada del sistema como consecuencia del desarrollo de las reservas de gas natural”, cerró la compañía en su comunicado.
En el marco de la Audiencia Pública N°101, convocada por el ENARGAS, TGN presentó su propuesta de cuadros tarifarios para la “Prestación del servicio regulado de transporte de gas natural por gasoductos” a fin de poner en consideración de la ciudadanía y del Regulador aspectos de especial importancia a tener en cuenta en el proceso de determinación de una tarifa de transición que justifica la necesidad de actualización de la misma.
“Esta solicitud tiene como fundamento principal que la prestación del servicio público de gas se viene brindando en los últimos dos años sin variación alguna de su tarifa, ello combinado con un incremento significativo de sus costos producto del proceso inflacionario (la suba del Índice de Precios Internos Mayoristas – IPIM fue del 118% según el INDEC) y similar devaluación del peso registrados en dicho período”, indicó la compañía través de un comunicado.
“Esto significa que los ingresos reales de TGN se redujeron a menos de la mitad, producto del congelamiento tarifario y que para el período abril 2021-marzo 2022 el total de erogaciones operativas, fiscales y financieras previstas por la compañía será superior en $5.667 millones a sus ingresos proyectados con las tarifas vigentes”, agregó.
“Ello hace necesario e ineludible un incremento transitorio en la tarifa que permita recorrer un camino de recomposición de los ingresos de la compañía que contribuya a la sustentabilidad de la prestación del servicio público y que le permita afrontar las obligaciones del período.
Como consecuencia de la propuesta de adecuación en la tarifa de transporte presentada, y a modo de ejemplo, un consumidor residencial promedio del área de Gasnor en Tucumán con tarifa plena, pasará de pagar 679$ por mes a 702$ por mes, es decir tendrá un aumento de 23$ en su factura, de los que 18$ se deben al transporte y 5$ al aumento de los impuestos asociados. En términos porcentuales el aumento final para el usuario será del 3,4% correspondiendo un 2,6% al transporte y un 0,8% a los impuestos.
Por otro lado, un consumidor residencial promedio del área de Metrogas en la Ciudad de Buenos Aires con tarifa plena, pasará de pagar 1025$ por mes a 1102$ por mes, es decir tendrá un aumento de 77$ en su factura, de los que 58$ se deben al transporte y 19$ al aumento de los impuestos asociados. En términos porcentuales el aumento final para el usuario será del 7,5% correspondiendo un 5,7% al transporte y un 1,8% a los impuestos.
Es importante destacar que TGN viene cumpliendo acabadamente con los Planes de Inversión establecidos por la Autoridad Regulatoria, a modo de ejemplo, en el trienio que va de abril 2017 a marzo 2020, totalizó una inversión de $14.638 millones, resultando en un sobrecumplimiento de $2.069 millones (expresados en moneda de dic20). Como operador responsable que es, sigue realizando todas las inversiones y gastos de mantenimiento del sistema para brindar su servicio de manera segura, regular, continua y confiable.
TGN es consciente de que el 2020 y estos primeros meses del 2021 han sido meses llenos de dificultades para la ciudadanía, especialmente a partir del contexto de pandemia COVID-19 y la compañía no ha sido ajena a tales dificultades. Debió extremar sus esfuerzos, tanto en lo operativo como en lo económico y financiero, para sostener la prestación del servicio público.
Para transportar el gas desde lugares ubicados en los confines de la República y entregarlo a industrias, usinas, comercios y hogares argentinos las 24 horas del día, los 365 días del año, en condiciones seguras y confiables es necesario contar con un marco de reglas estables que permitan un proceso de inversión sostenida”, cerró el comunicado de la empresa.
Edenor anunció que inició con Movistar Empresas la implementación de pruebas pilotos de soluciones que permitan hacer una lectura remota sobre el consumo eléctrico y así optimizar la red, brindando una mejor experiencia a sus clientes. “Nuestro desafío es implementar mediciones remotas de medidores inteligentes que provengan de centros de transformación, obteniendo así parámetros para mejorar la calidad de servicio de nuestros clientes”, afirmó Germán Noez, Gerente Innovación DIME de Edenor.
La compañía se encontraba en la búsqueda de una solución que le permitiera adquirir datos mediante redes inalámbricas para sus medidores a través de una solución tecnológica robusta y segura, con buena capilaridad en su zona de concesión. En ese marco, Movistar le propuso sus soluciones de Narrow Band. “La tecnología NB IoT permite desarrollar comunicaciones eficientes, de manera segura y fiable, usando un ancho de banda muy bajo con una alta durabilidad de las baterías de los dispositivos. Además, para este caso, Movistar Empresas nos brindó cobertura sobre toda el área de concesión de Edenor donde desplegamos nuestra solución de medidores inteligentes. Esta tecnología nos permite tener visibilidad a largo plazo para brindar la conectividad de dispositivos IoT.”, afirmó Oscar Kovalow, Gerente de Telecomunicaciones de Edenor.
Mediante el servicio de conectividad KITE PLATFORM, una plataforma desarrollada in-house especialmente diseñada para aportar valor a todo el ciclo del ecosistema IoT que cuenta con una infraestructura global dedicada y una web de gestión que se aloja en la nube, Edenor logró conocer efectivamente el consumo de cada medidor conectado ofreciendo a sus usuarios nuevos servicios de valor.
“Este es el puntapié fundamental para promover soluciones de conectividad masiva al resto de los clientes quienes se encuentran bajo la misma problemática. Hoy muchas de estas empresas siguen desplegando sus medidores con tecnología de datos móviles sobre redes 2G y/o 3G y queremos que este crecimiento sea sobre las nuevas redes” comentó Juan Manuel Urgorri, Venta Especialista de IoT de Movistar Argentina.
El proyecto, llevó más de 6 meses de pruebas, testeos y análisis de datos, consistió en brindar simcards de prueba, además de asesoramiento y capacitación en la utilización de herramientas junto al proveedor de software de Edenor quien recibió y procesó los datos transmitidos por la red.
La petrolera británica BP firmó un contrato a 15 años para la compra de energía eólica al promotor brasileño de proyectos renovables Casa dos Ventos.
El acuerdo, que prevé el suministro de energía eólica con aerogeneradores a partir de 2023, se firmó con la unidad local de comercialización de energía de BP y prevé la entrega de la producción del parque eólico Rei do Vento, actualmente en construcción por Casa dos Ventos en Rio Grande do Norte.
BP Comercializadora de Energía opera en el mercado libre de electricidad, un entorno en el que las empresas de alto consumo, como las industrias, pueden negociar directamente sus contratos de suministro con los proveedores.
“Nuestro sólido equilibrio financiero y calificación crediticia nos permite suministrar energía de una variedad de fuentes a precios competitivos. El contrato con Casa dos Ventos demuestra el compromiso a largo plazo de BP con Brasil y nuestro enfoque en la transición energética ”, dijo Felipe Quaresma, jefe de generación de energía de BP.
BP y Casa dos Ventos no mencionaron los volúmenes involucrados en la operación anunciada. El parque eólico Casa dos Ventos en Rio Grande do Norte tendrá una capacidad instalada de más de 1 gigavatio, según la empresa.
El promotor había anunciado previamente contratos para la venta de energía eólica a empresas como Braskem, Tivit y Anglo American, entre otras.
Petroleos Mexicanos descubrió lo que se espera sea un campo petrolero de mil millones de barriles en Tabasco, ya que apunta a revertir una década y media de producción en decadencia.
El nuevo campo en la parte sur del Golfo de México, cuando se combina con depósitos cercanos, es similar en tamaño a otros descubrimientos de miles de millones de barriles, dijo el gerente general de Pemex, Octavio Romero Oropeza, en una entrevista radial.
“Es un campo gigantesco”, dijo Romero, comparándolo con los campos de gas y condensado recientemente descubiertos Quesqui, con 900 millones de barriles de petróleo equivalente, así como Ixachi, con 1.900 millones. Dijo que Pemex proporcionará más detalles sobre el descubrimiento el 18 de marzo, el aniversario celebrado a nivel nacional de la expropiación de compañías petroleras en México en la década de 1930.
Según la mayoría de las medidas, la compañía petrolera estatal está peor que en cualquier momento de sus casi 83 años de historia. Su producción ha caído drásticamente desde los primeros años de este siglo y su deuda, de 113.000 millones de dólares, es la más alta de todas las grandes empresas petroleras. Su estrategia para revertir la producción no ha logrado impresionar a los inversores, y sus bonos han sido degradados a basura por Fitch Ratings y Moody’s Investors Service Inc.
Pemex está bajo presión para demostrar que la compañía está aumentando la producción bajo el gobierno del presidente Andrés Manuel López Obrador, quien llegó al poder a fines de 2018, prometiendo revivirlo haciendo retroceder las reformas energéticas liberalizadoras de su predecesor.
AMLO, como se le conoce al presidente, canceló las subastas competitivas de petróleo y gas que permitían a las empresas privadas explotar el vasto y desconocido territorio petrolero de aguas profundas de México, y ordenó a Pemex que se concentrara en bloques más fáciles de alcanzar y menos costosos en campos en tierra y aguas poco profundas.
Romero dijo que el gigante petrolero estatal nunca dejó de producir el año pasado. Los críticos cuestionaron si esa era la mejor estrategia para 2020, dado que la demanda se desplomó, los pagos a los proveedores tuvieron que retrasarse y la pandemia convirtió a Pemex en una de sus mayores víctimas. Hasta 502 empleados y contratistas han muerto por complicaciones de Covid-19, uno de los índices de muerte más altos de cualquier empresa en el mundo.
“La decisión de no parar fue muy importante porque no perdimos el impulso”, dijo Romero.
El ministro de Economía, Martín Guzmán, es uno de los principales impulsores de la suba de tarifas dentro del gobierno. En el presupuesto 2021 estableció que la ratio de subsidios sobre el producto permanecerá constante respecto de 2020, lo que implicaría autorizar un incremento de al menos un 30%. En el informe de base presentado este lunes en la audiencia pública que se llevó adelante para discutir qué porcentaje del precio del gas en boca de pozo debe ser subsidiado se dejó en claro esta situación. El dato sorprendente del día es que entre los que le salieron al cruce reclamando la continuidad del congelamiento no solo estuvieron las asociaciones de consumidores sino la diputada oficialista Fernanda Vallejos, quien encabezó la lista del kirchnerismo en 2017 por decisión de Cristina Fernández de Kirchner e integró OETEC, el think tank energético fundado por el interventor del Enargas Federico Bernal, otra persona de confianza de la vicepresidenta.
A comienzos de febrero, Guzmán defendió la suba de tarifas en C5N. “Que el Estado nos subsidie a nosotros buena parte de la tarifa significa que se paga de alguna forma, o en la forma de impuestos, o se toma deuda y eso termina siempre con algún problema, o hay que emitir y esa emisión en la economía argentina termina presionando sobre el tipo de cambio”, aseguró entonces y ratificó esa postura este lunes por la noche en La Nación +.
Vallejos, quien expuso anteúltima en la audiencia, cuestionó con dureza la postura del ministro, aunque tuvo la delicadeza de no nombrarlo. “Durante el gobierno de la actual vicepresidenta, la crítica a la política tarifaria, tanto por los subsidios como por la desdolarización que se había instrumentado a partir de la emergencia, estaba a la orden del día. El argumento más difundido se daba bajo el imperio de una mirada fiscal monetaria de la inflación como parte del ideario monetario neoliberal, compartido por los neoclásicos y por la versión más edulcorada que expresan los neokeynesianos. Se trataba del clásico planteo ortodoxo que sostenía que los subsidios económicos entendidos como gastos del Estado, financiados con emisión, eran los responsables de la inflación”, sostuvo.
Luego remarcó que esas críticas fueron funcionales a la política energética de Mauricio Macri, quien cuando llegó al gobierno comenzó a reducir los subsidios y eso derivó en fuertes aumentos de tarifas e inflación record. “La política de tarifazos del período 2015-2019, que impulsó sistemáticamente al alza el componente de precios regulados, fue responsable junto con la devaluación de los elevadísimos niveles inflacionarios de esa época”, aseguró la diputada.
Vallejos se manifestó abiertamente en contra de cualquier tipo de aumento. “Los ingresos de los argentinos y las argentinas no se han recuperado como para absorber mayores aumentos de tarifas. Por eso, a esta Secretaría le toca la inmensa responsabilidad de determinar en base al costo real de producción del gas, la ecuación que asegure que las empresas funcionen y garanticen el abastecimiento de la demanda energética nacional, pero dentro de una lógica de racionalidad. De racionalidad, además en pandemia, donde el lucro empresario debe subordinarse a un fin superior que es el pleno goce de un derecho social, de un derecho humano, que es el acceso del conjunto del pueblo argentino a un servicio público esencial con tarifas justas y razonables”, remarcó Vallejos.
La empresa estatal IEASA (ex Enarsa) publicó la semana un tender para adquirir 24 cargamentos de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) para la terminal regasificadora de Escobar, la única que por ahora está activa en el país.
Las ofertas se presentarán hoy (martes) y se adjudicarán el 18. Es la primera licitación que realiza el gobierno para cubrir el pico de consumo invernal. La compulsa funcionará, de algún modo, como un primer test para conocer cuál es el precio que deberá pagar el Estado para asegurar el aprovisionamiento de gas importado para los meses de frío.
El área comercial de IEASA, a cargo de Jorge O’Donnell, un directivo histórico de la ex Enarsa, apunta a conseguir cargos de LNG a un precio de US$ 6,50 por millón de BTU. Sin embargo, traders consultados por EconoJournal coincidieron en señalar que el importe será más caro y rondará los US$ 7,50.
A ese precio hay que sumarle entre US$ 0,80 y 1,20 dólar más por el costo de regasificación. Es decir que el precio neto del LNG importado podría rondar, en esta primera licitación, los 8,50 dólares; un 50% más de que previó en la Ley de Presupuesto 2021. Si no está dispuesto a convalidar precios más altos de los proyectados, IEASA puede dejar sin contratar algunos de los cargamentos programados.
Para todo el invierno, la ex Enarsa prevé adquirir unos 40 cargamentos de LNG para la terminal regasificador de Escobar.
Fechas
A varios traders les llamó la atención que la licitación prevea la entrega de cargamentos para agosto, cuando inicialmente se preveía comprar barcos para el período mayo-julio.
El próximo jueves YPF recibirá las ofertas para re-contratar un barco regasificador para el puerto de Bahía Blanca. IEASA prevé licitar unos cuatro cargamentos por mes para abastecer esa terminal. Sin embargo, recién saldría a comprarlos a fines de abril, cuando se conozca el ganador de la licitación que está en curso.
Se estiman, en total, que el país licitará este año unos 55 cargamentos de LNG, un 55% más que en 2020, cuando se compraron 33 barcos metaneros.
A su vez, Cammesa licitó esta semana la contratación de dos cargamentos de 50.000 metros cúbicos (m3) de gasoil a entregar durante el mes de abril y compró 15.000 m3 adicionales en el mercado local.
Todas las actividades petroleras entrarán en paro por tiempo indeterminado en el Noroeste argentino a partir de este martes desde las 8 de la mañana. Los pozos petroleros, la refinería del norte y las plantas de gas licuado cesarán sus actividades en reclamo por la reincorporación de los 30 trabajadores de la planta Palmar Largo, ubicada en la provincia de Formosa.
El conflicto comenzó cuando en enero de este año la empresa estatal formoseña REFSA despidió a 30 trabajadores del yacimiento. “De manera arbitraria, REFSA cesó unilateralmente las actividades de la empresa Magdalena Energy y de todas sus empresas contratistas, dejando en la calle a los trabajadores. No solo no están cobrando su salario, sino que no hemos tenido respuestas ni del Ministerio de Trabajo ni de las autoridades provinciales”, declaró Mario Lavia, secretario Gremial e Interior de la Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASiPeGyBio).
Palmar Largo se encuentra muy cerca del límite con Salta, por lo que la mayor parte de los trabajadores afectados son salteños. En el día de mañana, se van a adherir al paro trabajadores tanto de Jujuy como de Salta, lo que agudiza sus efectos, que se reflejarán inmediatamente en la distribución del gas. La zona no cuenta con gas natural, sino que se abastece del fraccionamiento y distribución en garrafas generado en la cuenca salteña.
“En principio, el paro es en el Noroeste, pero si en 48 horas no tenemos respuestas, nos vamos a reunir con la comisión directiva nacional de la FASiPeGyBio para evaluar profundizar las medidas y extender el paro a nivel nacional”, aseguró Lavia y agregó: “Dejaron a los trabajadores a la deriva, sin que ni el gobierno provincial ni las empresas hayan dado respuesta. Hay un decreto del Poder Ejecutivo que establece que no se puede despedir a los trabajadores”.
La marca Mobil advirtió un aumento en la demanda de aceites lubricantes biodegradables y decidió potenciar la oferta de estos productos. El aumento de la demanda a raíz de la legislación en varias partes del mundo creó la necesidad del uso de lubricantes biodegradables de alto rendimiento en equipos como sellos, Sistemas Hidráulicos, sistemas de Engranajes y Grasas.
La premisa básica apunta a prevenir la contaminación del mar, ya que los lubricantes ambientalmente aceptables reducen el riesgo de exposición y daño al medio ambiente en relación a la tecnología convencional, siendo una alternativa menos costosa que, por ejemplo, un cambio de equipo o contaminaciones accidentales.
Si bien la demanda de aceites biodegradables está creciendo en las actividades marítimas por su efectividad, mayor productividad y beneficios ambientales, todavía hay cierto desconocimiento sobre su origen, definición, composición e, incluso, aplicación. En principio, cualquier producto es biodegradable. Sin embargo, ciertas estructuras químicas son más susceptibles a la descomposición que otras. Hablando específicamente de lubricantes, los aceites vegetales y los ésteres sintéticos se degeneran en la naturaleza mucho más rápido que los materiales a base de petróleo en las mismas condiciones.
Las certificaciones internacionales establecen que, para ser clasificados como lubricantes ambientalmente aceptables, los aceites también deben ser mínimamente tóxicos (bajos niveles de toxicidad) y no bio-acumulativo (no contiene sustancias que los organismos vivos no puedan eliminar), además de ser biodegradable, por supuesto.
Los aceites y grasas clasificados como biodegradables, por ejemplo, se descomponen en el medioambiente hasta en 28 días, siendo más seguros que los lubricantes minerales. Otro punto favorable es su desempeño, con una alta estabilidad térmica y oxidativa, las nuevas tecnologías de aceites sintéticos biodegradables también ofrecen una alta protección contra la corrosión y el desgaste, además de proporcionar una mayor vida útil de la carga de aceite.
La mayor o menor utilización de este tipo de aceite puede estar ligado a su alto costo, que es superior al mineral. Sin embargo, dada su mayor eficiencia y productividad, ligada a la reducción de la exposición al riesgo ambiental, los expertos señalan que su relación costo-beneficio es superior a los lubricantes convencionales, lo que compensa su uso.
Estos productos cumplen con los requisitos del Permiso general para embarcaciones (VGP) para lubricantes ambientalmente aceptables*.
* Los lubricantes ambientalmente aceptables se definen en el Permiso general para embarcaciones (VGP) 2013 de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) como lubricantes que son biodegradables, mínimamente tóxicos y no bio-acumulativos.
La provincia de Mendoza adjudicó a la asociación entre las compañías Petrolera Aconcagua Energía y Crown Point Energía la concesión del área Chañares Herrados para la explotación hidrocarburífera por 25 años. El programa presentado por las petroleras, que conformaron una UTE, prevé una inversión de 85 millones de dólares en los próximos 10 años para desarrollar el área en la Cuenca Cuyana. El yacimiento tiene un potencial de 183 m³ de producción diaria de crudo.
“Celebramos la decisión del gobierno de Mendoza y asumimos con plena responsabilidad este nuevo desafío”, afirmaron Javier Basso, vicepresidente y CFO de Petrolera Aconcagua Energía y Marisa Tormakh, vicepresidenta y CFO de Crown Point.
De esta forma, Petrolera Aconcagua Energía consolida su posición con inversiones y producción en las provincias de Río Negro y Mendoza. Mientras que la compañía Crown Point hace lo propio en las provincias de Tierra del Fuego y Mendoza.
La decisión se plasmó ayer por decreto firmado por el gobernador Rodolfo Suárez y del ministro de Economía, Enrique Vaquié.
Crown Point es una compañía petrolera controlada por los accionistas del Grupo ST, de capitales nacionales. El grupo tiene inversiones en el país distintos sectores como finanzas, energía, agroindustria, comercio y construcción.
Aconcagua Energía es una compañía de energía integrada en los segmentos del upstream oil&gas, midstream, generación, servicios upstream y, recientemente, en energías renovables. La compañía es controlada por sus dos únicos accionistas Javier Basso y Diego Trabucco ambos con una amplia trayectoria en la industria petrolera.
La petrolera YPF informó este viernes que aplicará un aumento escalonado del 15% en el precio de sus combustibles durante los próximos 3 meses como parte del financiamiento de su plan de inversiones. A ese 15% se le sumaría otro 3% correspondiente a la suba del impuesto a los combustibles líquidos, aunque aún no está confirmado cuando se trasladará a precios ese porcentaje.
El primer aumento se aplicaría el próximo martes y sería de entre 6% y 7%. Se espera que las otras petroleras sigan los pasos de la compañía controlada por el Estado Nacional.
El presidente de YPF, Pablo González, y el CEO, Sergio Affronti, fueron los encargados de hacer el anuncio. Affronti sostuvo que si bien los precios del combustible aumentaron 35% desde agosto (en la Ciudad de Buenos Aires la suba llegó al 40%) solo el 14% fue a mejorar la rentabilidad de las empresas. El resto obedeció a los incrementos impositivos y de los biocombustibles.
Los aumentos apuestan ahora sí a recomponer el margen de rentabilidad de la compañía luego del alza de costos por la inflación y la fuerte suba que registró el precio del barril, el cual se disparó de 51,80 a 69 dólares (33%) desde comienzos de año. El acuerdo se estuvo negociando en las últimas semanas, tal como había informado EconoJournal, y la promesa oficial es que luego de estas subas no habrá más aumentos en el resto del año.
“Es necesario aplicar incrementos de los precios en los próximos tres meses en el orden del 15%, más el aumento que se puede producir por el alza del impuesto a los combustibles, de forma de generar el abastecimiento necesario de energía”, sostuvo Affronti.
El anuncio se realizó en la torre que la empresa tiene en Puerto Madero y fue seguido por Sergio Zilliotto, gobernador de La Pampa; por Alicia Kirchner, gobernadora de Santa Cruz; Anabella Carreras, gobernadora de Río Negro; Rodolfo Suárez, gobernador de Mendoza; y Omar Gutiérrez, gobernador de Neuquén y presidente de la OFEPHI, el ministro de desarrollo productivo, Matias Kulfas y el secretario de Energía, Darío Martínez, entre otros funcionarios nacionales, provinciales y directivos y empleados de la empresa.
Plan de inversión
Para este año, la compañía informó que tiene previsto invertir 2700 millones de dólares, lo que representa un crecimiento del 73% respecto del año anterior.
Casi el 80% de dichas inversiones estarán destinadas a aumentar la actividad y la producción de gas y petróleo en los yacimientos que opera la compañía.
En el no convencional se estima invertir 1300 millones de dólares para la perforación de más de 180 pozos nuevos, lo que le permitirá a la compañía sostener el liderazgo que hoy tiene en la formación Vaca Muerta.
También, se desarrollará un plan en el convencional con 800 millones de dólares de inversión con foco en la recuperación secundaria y terciaria. Se estima que sólo en terciaria, YPF va a invertir 120 millones de dólares, va a perforar 30 nuevos pozos inyectores e incorporar 10 nuevas plantas de polímeros a las 10 ya operativas.
El Grupo Albanesi, obtuvo financiamiento en el mercado de capitales local por U$S 40 millones con la emisión de dos Obligaciones Negociables Clases (ONs), una dollar-linked (clase VII) y otra en UVA (clase VIII), ambas con vencimiento en 2023. La operación contó con el Grupo SBS y BST como Organizadores y Agentes Colocadores.
El resultado de la licitación para la ON Clase VII acumuló un total de órdenes recibidas por un valor nominal de U$S 7.707.573, adjudicándose el total de dicho importe a una tasa de interés del 6% nominal anual. Por su parte, la ON Clase VIII recibió órdenes por un valor nominal de $3.887.144.110, habiéndose adjudicado $2.915.844.636 a una tasa del 4,6% nominal anual.
“Es una muy buena señal. El mercado de capitales local nos conoce y nos apoya; somos optimistas acerca del futuro del país y de nuestra industria, y esperamos poder seguir creciendo en capacidad de generación; nuestra apuesta es de largo plazo”, sostuvo el director de Finanzas de Albanesi, Guillermo Brun. La empresa lleva invertidos más de U$S 1.000 millones en los últimos 13 años y cuenta con proyectos para agregar 400 MW de nueva capacidad en las provincias de Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe.
Pan American Energy (PAE) lanzó la convocatoria 2021para su Programa de Becas destinadas a estudiantes de hasta 25 años de las provincias de Chubut, Neuquén y Santa Cruz que cuenten con muy buen nivel académico y afronten dificultades económicas para cubrir sus estudios. Los postulantes deberán ser argentinos nativos y/o residentes en dichas provincias.
PAE lleva adelante esta iniciativa en un trabajo articulado con la Fundación Cimientos, la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB) -Chubut-, la Universidad Nacional de la Patagonia Austral (UNPA) -Santa Cruz- y la Universidad Nacional del Comahue (UNCOMA) -Neuquén-.
Desde 2003, y con más de 300 estudiantes becados, el Programa de Becas de PAE tiene su foco en la formación integral del estudiante, superando así la visión tradicional de apoyo económico que se tiene de una beca.
“Hace más de 18 años que la compañía brinda oportunidades a los jóvenes de las comunidades en donde opera. En todos estos años, el Programa de Becas fue creciendo y se fue adecuando a diferentes desafíos y contextos, como nos pasó el año pasado con la pandemia. Es una satisfacción para la compañía seguir apoyando a los estudiantes para que puedan alcanzar sus metas y convertirse en profesionales”, sostuvo Agustina Zenarruza, Gerente de Sustentabilidad de Pan American Energy.Pan American Energy busca brindar a las comunidades donde opera la oportunidad de contar con profesionales vinculados a la industria energética y formar parte de la Comunidad de Becarios PAE, con el objetivo de participar en congresos y talleres y vincularse con el mundo corporativo.
Pablo González, presidente de YPF, está negociando con la primera plana del gobierno un acuerdo que ordene cómo evolucionarán los precios de los combustibles durante los próximos meses. Se trata, en los hechos, de conseguir el aval del presidente Alberto Fernández, la vicepresidente Cristina Fernández de Kirchner y el ministro de Economía, Martín Guzmán, para establecer una escalera de subas que se concretarán entre marzo y julio, antes de que se instale definitivamente la agenda electoral. Está implícito que a partir de ese mes se obturará la posibilidad de actualizar los precios en surtidores para no afectar el ánimo de la opinión pública de cara a los comicios legislativos.
¿Cuáles son los principales puntos del acuerdo que persigue YPF?
Con Economía se está acordando que el Estado resigne parte de la recaudación de los impuestos que gravan el expendio de combustibles. En los primeros dos meses del año, las refinadoras —YPF, Axion Energy, Raízen y Trafigura— funcionaron como una especie de agentes de retención.
La mayor parte de los aumentos de estos meses sirvieron para trasladar a surtidores:
a) el incremento del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono.
b) la depreciación del tipo de cambio
Y c) la actualización del precio de los biocombustibles que se mezclan con las naftas y el gasoil.
En definitiva, en los últimos meses, YPF y el resto de las petroleras pagaron el costo político de realizar subas consecutivas (pequeños aumentos) que se originaron en cuestiones exógenas a la variación del precio del crudo. El mandato es que eso cambie a partir de ahora. ¿Qué implica eso? Básicamente, que el Ministerio de Economía negocie un esquema de aumentos para los próximos tres o cuatro meses en lugar de ir definiendo mes a mes qué hacer con los precios en surtidor. Esa fórmula no funciona, ni sectorial ni políticamente.
Postergación de impuestos
El importe del ICL debería actualizarse mañana en función de la inflación registrada en el último trimestre. Según pudo saber EconoJounal, se acordaría con Economía que ese ajuste —que por sí sólo motivaría un salto del orden del 2,5% del precio final de las naftas— no se aplique o, al menos, no por completo.
El Estado resignará esa recaudación para hacerle lugar a la recomposición del margen de refinación de las petroleras, que se vio afectado desde mediados de febrero por el fuerte aumento del precio internacional del petróleo, que hoy cotiza casi a 70 dólares (en diciembre cotizaba a US$ 55). El escenario de máxima que se negocia con Economía es que la actualización del ICL se postergue hasta noviembre (después de las elecciones). O al menos hasta junio.
Economía debe decidir si posterga la actualización de los impuestos a los combustibles.
Achicar el atraso en surtidor
Con el Brent orillando los 70 dólares, el atraso del precio local del crudo —que en marzo se pagó entre 51 y 52,50 dólares— y el export parity ronda el 20 por ciento. La ventana de oportunidad para achicar esa brecha expira en julio, coinciden en la industria, antes de las PASO previstas para agosto. Después, habrá que esperar hasta fines de octubre o principios de noviembre (después de las elecciones) para volver a mover los precios en surtidor.
Es difícil ordenar ese desbalance en un escenario en el que el tipo de cambio se corre entre un 2% y un 4% por mes. Pero, en YPF y el resto de las petroleras, el objetivo es limar un poco esa diferencia o, en el peor de los casos, evitar que se incremente por la devaluación.
Lo más probable, entonces, es que si el aumento de los combustibles se concreta este fin de semana, como es muy probable, la suba se ubique en torno al 5 por ciento. Algunas de las fuentes del mercado de refinación consultadas por este medio se animan a pronostica un aumento más cercano al 6% o 7%. Más allá de esa discusión final, en lo conceptual la idea es que las naftas vuelvan a aumentar al menos dos veces más antes de las elecciones, también en la banda del 5 por ciento. Si eso sucede, la intención oficial es que el precio interno neto del crudo se ubique cerca de los 52 dólares.
“Con el dólar deslizándose a esta velocidad mensual, hay que aplicar un aumento de al menos un 5% para recortar la distancia que nos separa con los precios de paridad exportación. No sirve subir un 3% como viene sucediendo porque igual quedaríamos muy lejos”, advirtió el ejecutivo de una petrolera.
Otro de los puntos que YPF puso sobre la mesa es la necesidad de congelar el precio regulado de los biocombustibles. En enero, la Secretaría de Energía autorizó una suba gradual de hasta un 90% del bioetanol y biodiesel que se mezclan con las naftas. Ese incremento terminará de efectuarse, según lo establecido por resolución, en mayo. Una vez en ese punto, la tonelada de biodiesel costará casi el doble que la de gasoil. La hoja de ruta sobre la que trabaja el gobierno es que el importe de los bios que define Energía quede congelado hasta después de las elecciones.
El costo de no actualizar los precios
YPF, el mayor productor de hidrocarburos del país, anunció la semana pasada inversiones por US$ 2700 para 2021. Cerca del 60% de la facturación de la compañía proviene de la venta de naftas y gasoil. Si el precio de los combustibles no acompaña la depreciación del tipo de cambio y sigue la tendencia del precio internacional, la petrolera bajo control estatal no podrá asegurar la caja necesaria para realizar esos desembolsos.
Para las refinerías no integradas, como Raízen y Trafigura, un escenario de congelamiento o acentuación del atraso en los precios las obligaría a reducir el nivel al que corren sus destilerías. Pueden vender combustibles con escaso margen durante algunos meses, pero no durante todo un semestre. Con lo cual, si no hay una recomposición de los precios, lo más probable es que el mercado se empiece a cuotificarde forma tal que cada refinador entregue la menor cantidad posible de productos, tensando el abastecimiento fundamentalmente del mercado mayorista.
La secretaría de Energía instruyó a CAMMESA para que deje sin efecto las adjudicaciones y ejecute las garantías de los proyectos del Programa Renovar MiniRen/Ronda 3 que aún no suscribieron los contratos de abastecimiento de energía eléctrica. A su vez, en otra carta habilitó a CAMMESA para que les otorgue 88 días corridos de prórroga a aquellos proyectos de las distintas rondas del Renovar que están atrasados, siempre y cuando demuestren haber sido afectados por el cepo cambiario implementado por el gobierno de Mauricio Macri a través del DNU 609/19. Con respecto al resto de los proyectos demorados por otras razones, todavía no hay una definición oficial.
Ejecución de garantías del Mini Renovar
En noviembre de 2018 el gobierno de Mauricio Macri convocó a participar de la Ronda 3 del Renovar, calificada como MiniRen porque contemplaba solo proyectos de menor escala con un tope de 400 MW en todo el país.
La decisión de restringir la convocatoria se la justificó a raíz de las restricciones de capacidad y transporte existentes en las líneas de alta y extra tensión (132 kV y 500 kV), y las capacidades disponibles en las redes de media tensión (13,2 kV, 33 kV y 66 kV), aunque la situación macroeconómica y financiera también influyó ya que hubiera sido muy difícil mejorar los precios de las rondas anteriores en el escenario de corrida cambiaria existente entonces.
A través de la disposición 91/2019, se adjudicaron 38 proyectos por un total de 259 MW, pero entre 15 y 20 proyectos no llegaron ni siquiera a firmar contrato. Se trata de proyectos distribuidos en doce provincias de hasta 10 MW eólicos, fotovoltaicos, biogás, biomasa, biogás de relleno sanitario y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos.
El gobierno otorgó dos prórrogas a través de la resoluciones 64 del 25 de abril del 20202 y de la resolución 227 del 3 de agosto del mismo año. Esa última prórroga venció el 1 de diciembre y como no hubo avances el secretario de Energía Darío Martínez ordenó dejar sin efecto las adjudicaciones y ejecutar las garantías
Los contratos tienen una garantía de mantenimiento de oferta de 50.000 dólares por cada MW adjudicado. Si los proyectos no firman el contrato con Cammesa, se les debe ejecutar esa garantía. Las multas llegan hasta 500.000 dólares para un proyecto de energía renovable de 10 MW, el máximo adjudicado en la Ronda 3.
Prórroga por el cepo de Macri
Una cantidad significativa de proyectos adjudicados en las rondas 1, 1.5, 2 y 3 presentan un retraso en el cumplimiento de los hitos de avance de obra establecidos en sus respectivos contratos.
Varios de esos proyectos manifestaron que las demoras incurridas en el cumplimiento de la fecha programada de habilitación comercial fue consecuencia del cepo dictado por el gobierno de Mauricio Macri a través del decreto 609/2019 y de la comunicación A 6770 del Banco Central, publicada el 1 de septiembre de 2019.
En ese momento se frenó todo tipo de financiamiento porque ni siquiera se podía remitir dinero para devolución de préstamos o giro de utilidades.
A través de la Comunicación A 6838 del Banco Central, fechada el 28 de noviembre de 2019, la situación comenzó a normalizarse. Sin embargo, la secretaría de Energía decidió ahora otorgar una prórroga excepcional de 88 días corridos a raíz de lo ocurrido en aquel momento.
En la nota cursada a CAMMESA, Darío Martínez rechaza que aquel hecho pueda ser considerado un evento de fuerza mayor o caso fortuito en los términos en los que figura en el contrato. Sin embargo, afirma que “las dificultades invocadas para mantener el ritmo de ejecución de los proyectos resultan atendibles y razonables”.
La prórroga será otorgada si:
La firma demuestra que la comunicación A 6770 del Banco Central incidió negativamente en el cumplimiento de sus obligaciones mediante cualquiera de los siguientes documentos: a) contratos de financiamiento suscriptos por la firma cuyo cumplimiento se viera, b) contratos celebrados con proveedores y contratistas cuyo cumplimiento se viera afectado; c) otros contratos celebrados.
La firma invoca la revisión de las cláusulas contractuales en los términos de la cláusula 16.1 del contrato de abastecimiento de energía eléctrica renovable
La firma y su acreedor garantizado suscriben renuncia expresa a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en Argentina o en el extranjero contra el Estado y/o CAMMESA en relación con cualquier hecho que hubiera tenido lugar durante el plazo de 88 días corridos mencionado.
Los economistas Emmanuel Álvarez Agis, titular de la consultora PXQ, y Nicolás Arceo, director de Economía & Energía, trazaron distintos escenarios de política tarifaria para este año poniendo el foco en las limitaciones que impone el contexto macroeconómico.
En un informe elaborado en conjunto, estimaron que los subsidios energéticos podrían subir de 1,6% hasta 2% del PIB durante este año si finalmente el gobierno decide no aumentar las tarifas de luz y gas. SI el aumento fuera del 9%, concentrado en el Valor Agregado de Distribución, los subsidios treparían al 1,9%, y si el ajuste llegara al 30% subirían apenas al 1,7% del PIB. La relación entre el producto y los subsidios devengados solo se mantendría constante si la suba de tarifas superara el 40%.
Los escenarios planteados toman como supuesto las proyecciones macroeconómicas de la ley de Presupuesto 2021: dólar oficial a diciembre de 102,4 pesos, inflación interanual de 29 por ciento a diciembre y crecimiento del PBI de 5,5%.
El informe presenta un escenario macroeconómico alternativo con un dólar a fin de año de 113,9 pesos, una inflación de 43,2% y un crecimiento del PIB de 7,5%. En ese esquema se elevaría el costo de los subsidios en términos absolutos, pero el mayor crecimiento de la economía permitiría que en términos del PIB no registraran variantes con respecto a las distintas proyecciones trazadas bajo el escenario macroeconómico planteado en el presupuesto.
“Si bien los subsidios en términos nominales aumentan levemente respecto al escenario anterior, la relación con respecto al producto se mantiene inalterada entre 2 y 1,7% puntos del PBI. Es decir que aún en el escenario más ácido del congelamiento tarifario, el nivel de subsidios no superaría los 2 puntos del PBI”, remarcó Arceo a EconoJournal.
Los desafíos que impone la macro
El congelamiento ayudaría a reducir el peso de las tarifas sobre el salario y apuntalaría la recuperación del poder adquisitivo. A su vez, el crecimiento de los subsidios con respecto al producto todavía permanecería lejos del pico de 2,8% alcanzado en 2014. Sin embargo, la violación de la pauta de subsidios establecida en la Ley de Presupuesto 2021 incrementaría el déficit fiscal y complicaría la negociación con el FMI.
Si en cambio se privilegia la estrategia de un rápido acuerdo con el FMI, los subsidios se mantendrían constantes, o incluso podrían descender, pero esto complicaría la recuperación del poder adquisitivo de los salarios, que se vienen contrayendo desde hace 3 años y podría afectar las chances electorales del gobierno.
También está la opción de apostar por la recuperación del salario sin un acuerdo con el FMI, pero en ese caso el dólar podría dispararse y se podría registrar un crecimiento vertiginoso de los subsidios con respecto al producto.
La experiencia de la gestión
El ejercicio de pensar la política tarifaria con los condicionamientos que impone el delicado contexto macroeconómico, deja en claro que no hay una salida fácil para la encerrona en la que se encuentra el gobierno. El planteo conlleva un plus si se toma en cuenta que tanto Agis como Arceo tienen experiencia en la gestión pública y saben de lo que hablan. Agis fue secretario de Política Económica de Axel Kicillof y Arceo se desempeñó como director de finanzas de la petrolera YPF.
“Encaramos este trabajo con la intención de analizar la interacción entre el sector energético y la macroeconomía, ya que entendemos que el sector de energía puede poner en crisis la macroeconomía o ayudarla”, aseguró Alvarez Agis en diálogo con EconoJournal.
“Vemos que el gobierno tiene tres frentes abiertos: el primero, el de los costos del sector energético y la necesidad de actualizar tarifas; el segundo, el de un salario que viene muy golpeado y con los precios de una energía que en 2017 se fueron muy arriba y la tercera pata es el propio FMI que está mirando el nivel de subsidios y cuál va a ser el déficit al que el gobierno apunta en un año en el que hay que renegociar con ellos. Por lo tanto, costo de la energía, poder adquisitivo de los salarios y FMI son un triángulo difícil de cuadrar. Lo que buscamos con este trabajo es ver cuánto se pueden mover esos factores para tratar de configurar un año más o menos razonable”, agregó.
Fundada en 2012, la empresa de energía renovable Total Eren puso en marcha el parque eólico “Vientos Los Hércules” de 97,2 MW en la provincia argentina de Santa Cruz. Con una producción de aproximadamente 400 GWh al año, constituye el parque eólico más grande que Total Eren opera en América Latina. Se estima que el proyecto cubrirá el consumo energético de 110 mil hogares y se reducirán las emisiones de carbono en más de 200 mil toneladas al año. La electricidad generada forma parte de un contrato de abastecimiento de energía a 20 años y pagadero en USD con CAMMESA, el administrador argentino del mercado eléctrico mayorista.
En octubre del 2016, el gobierno argentino adjudicó este proyecto a Total Eren en el marco de la primera ronda de licitación del programa RenovAr y desde diciembre del 2017, la energética Total S.A. forma parte de Eren como accionista. Un año después, Mitsui & Co., Ltd. (“Mitsui”), una de las principales empresas de inversión y comercio de Japón, adquirió un 34 % de participación en el proyecto a través de MIT Argentina Generation Holding LTD., una filial de Mitsui.
Fabienne Demol, vicepresidente ejecutivo y director mundial de Desarrollo Comercial de Total Eren, manifestó la intención de brindar más soluciones competitivas de energía renovable en Argentina y en América Latina y explicó que “Vientos Los Hércules es el tercer proyecto de energía renovable de Total Eren en operación en el país, luego de la puesta en marcha del parque eólico Malaspina en la provincia de Chubut hace tres meses”.
Asimismo, Martin Parodi, director general de Total Eren en Argentina, se manifestó complacido de alcanzar la operación comercial de este proyecto eólico “tras algunos años de trabajo duro y perseverancia debido a la insolvencia de nuestro contratista y todos los retos que enfrentamos como consecuencia del COVID-19. Quiero felicitar y agradecer a nuestro socio Mitsui y a nuestros equipos por su compromiso y esfuerzo para hacer de este proyecto una realidad”.
Vientos Los Hércules es el primer proyecto de energía eléctrica de la compañía Mitsui en Argentina. Al respecto, Noriaki Watanabe, director de MIT Argentina Generation Holding Ltd., comentó: “Apreciamos enormemente la dedicación y el aporte de nuestros equipos para superar los obstáculos que hemos enfrentado hasta el día de hoy. Con este proyecto, Mitsui tiene el objetivo de contribuir con Total Eren a crear una sociedad con un ambiente sostenible”.
Además del proyecto recientemente lanzado, Total Eren opera otras dos centrales de generación de energía renovable en Argentina: el parque solar Caldenes del Oeste (30 MW) en la provincia de San Luis, y el parque eólico Malaspina (50,4 MW) que comenzó a operar en diciembre del 2020 en la provincia de Chubut. Los parques solares, eólicos e hidroeléctricos de la firma representan una capacidad bruta de más de 3300 MW en explotación o en construcción en todo el mundo. El objetivo es alcanzar una capacidad global bruta instalada de más de 5 GW para el 2022.
Argentina Mining es el encuentro internacional premium del sector minero argentino y se lleva a cabo bienalmente desde 1996. Argentina Mining es una excelente oportunidad para establecer contactos de negocios; ofrecer productos y servicios; informarse de las políticas y leyes mineras, así como estar al tanto de la evolución en proyectos y planes de exploración. Todo ello en un ámbito netamente minero, junto a sus principales referentes.
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Los usuarios podrán interactuar con chat y videollamadas
Distintos informes demuestran que la perforación de pozos aumenta mes a mes desde la inactividad total que se registró en abril del año pasado, cuando se decretó el Aislamiento Obligatorio como consecuencia de la irrupción de la Covid-19. Sin embargo, la actividad es menos de la mitad de la que había en agosto de 2019, cuando el gobierno del ex presidente Mauricio Macri congeló el precio del crudo y de los combustibles. A su vez, el último informe de YPF revela que la recuperación de la producción en la petrolera estatal está motorizada por la actividad en el shale, en tanto que la de los pozos convencionales continúa retrocediendo.
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De acuerdo a la información brindada a EconoJournal por una empresa de equipos torre, en enero de este año había 34 equipos de perforación activos en todo el país. Se trata de 5 equipos más que los registrados en diciembre, cuando llegaban a 29. Incluso, representa más del doble que en el mes de septiembre del año pasado, cuando apenas eran 16. Sin embargo, todavía no alcanzó los niveles pre pandemia, si se tiene en cuenta que en febrero del año pasado había 49 equipos activos.
Si se lo compara con los niveles de actividad registrados antes del Decreto 566/19 que congeló los precios de crudo y combustible, publicado en agosto de 2019, la actividad sigue muy por debajo de aquellos tiempos. En ese mes, se registraron 71 equipos de perforación activos y a partir de ahí la caída no se detuvo hasta enero de 2020, cuando había 47 equipos en acción.
Convencional y shale
En el caso específico de YPF, un reciente informe elaborado por la compañía acerca de la evolución de su producción muestra que la actividad global todavía no alcanzó los niveles previos a la pandemia. En el último trimestre del 2020, la producción fue un 17% inferior a la del primer trimestre de aquel año. Y con respecto a 2019, la caída global del año pasado fue de un 9%.
Al poner el poner el foco en la disquisición entre producción convencional y no convencional, se observa un comportamiento bien disímil. En el caso del shale, la producción del año pasado fue un 9% superior a la de 2020. En tanto que en la producción de los pozos convencionales se observó un desplome interanual del 12%en 2020.
Esa tendencia a la baja continúa durante el corriente año, ya que en enero la producción promedio diaria fue un 17% menor a la media de todo el 2019. En el shale, en cambio, la producción del primer promedio del primer mes de este año fue 2% superior a la media de 2019.
Al tomar la producción de la petrolera bajo control estatal desde 2017, se observa que la tendencia a la baja del convencional es cada vez más marcada. En aquel año, producía 424.000 barriles diarios contra los 306.000 del 2020. Del mismo modo, se observa un aumento notable en los no convencionales: de los 37.000 barriles diarios de 2017 a los 101.000 registrados durante el año pasado.
El directorio de Edenor informó que la compañía distribuidora perdió $ 17.698 millones de pérdida en el ejercicio 2020 en comparación al 2019. Así lo indicó hoy luego de aprobar sus estados financieros correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2020. La empresa atribuye estos resultados al congelamiento de las tarifas “que mantienen los valores a 2018”.
Los ingresos de la distribuidora disminuyeron un 25% en términos reales durante 2020 respecto del mismo período de 2019, “producto principalmente del congelamiento tarifario en un contexto inflacionario, y a pesar del incremento en el volumen de energía vendida del 1%”, informó la compañía.
“El margen bruto, que representa los ingresos atribuibles a esta distribuidora, denominado Valor Agregado de Distribución (VAD), cayeron un 25% respecto del mismo período del año anterior, como consecuencia del congelamiento tarifario y del nivel de robo de energía que, si bien es levemente menor al registrado en 2019, llevaron las pérdidas totales al 19,61% en 2020”, continúa el comunicado.
Congelamiento tarifario
El directorio de Edenor señaló que “los resultados reflejan el impacto del congelamiento tarifario, que mantiene los ingresos a valores de 2018, incluso llegando a afectar el valor de recupero de sus activos fijos. En un contexto adverso para las actividades de la sociedad, en el que los últimos tres años mostraron altos niveles de inflación y caída de la demanda, Edenor logró sostener la mejora en sus niveles de calidad de servicio junto con el uso eficiente de sus recursos. Sin embargo, su sustentabilidad y sostenibilidad en el tiempo dependerá de las políticas que se adopten para salir de la situación actual”.
Además, remarcó que “es fundamental restablecer el equilibrio de la ecuación económico-financiera, ya que sólo con previsibilidad y cumplimiento del marco regulatorio podrán sostenerse los niveles de inversión y la mejora continua en la calidad del servicio. Esperamos que el camino iniciado en el proceso de renegociación de la Revisión Tarifaria Integral así lo permitan”.
“El ambicioso plan de inversiones ejecutado en los últimos años sigue mostrando resultados que se reflejan en una continua mejora en la calidad del servicio, al reducir la duración y frecuencia de los cortes desde 2014, y superar así los exigentes requerimientos regulatorios previstos en la última revisión tarifaria integral, incluso llegando a superar este año los indicadores de calidad exigidos por el regulador para el 2021”, detalla el informe.
Principales indicadores operativos
-Las ventas de energía durante el año 2020 aumentaron un 1% a 20.179 GWh en comparación con los 19.974 GWh vendidos durante el año anterior.
-La cantidad de clientes aumentó un 1,1% en relación, al mismo período del año anterior debido principalmente al aumento de clientes de tarifa residencial y MIDE.
-Al 31 de diciembre de 2020 los indicadores SAIDI1 y SAIFI2 para los últimos 12 meses presentan mejoras del 23,3% y 25,8%, respectivamente, comparados con los mismos índices registrados al 31 de diciembre de 2019. A su vez los indicadores son un 43,9% y 37,3% menores a lo requerido por la RTI.
-Las pérdidas de energía se mantuvieron porcentualmente en niveles similares a los presentados en el año 2019.
En el marco de la segunda ronda de la licitación del Plan Gas.Ar, la compañía Pampa Energía fue una de las dos únicas empresas que se presentó y, al igual que en la Ronda I del programa, ofreció un incremento en la producción para el periodo invernal de 2021. En la primera subasta fue adjudicada con una cantidad de hasta 1 millón de m3/día adicionales para este año a un precio de US$ 4,68 por millón de BTU. Cabe destacar que este precio es considerablemente inferior a los US$ 8,50 por millón de BTU de importación de GNL, según lo informado por la Secretaría de Energía en su informe técnico para la audiencia pública.
Con este incremento Pampa Energía pasa de una inyección de 7,1 millones de m3/día durante el invierno de 2020 a 9 millones de m3/día para los inviernos de 2021-2024, lo que representa un aumento de producción del 28% en los meses de temperaturas más bajas, que es la mayor necesidad de abastecimiento de gas que tiene el país.
“Este incremento en la producción resulta indispensable para acompañar la alta estacionalidad de la demanda nacional, reduciendo importaciones de gas desde el exterior, el uso de combustibles alternativos contaminantes y, como consecuencia, el uso de reservas en moneda extranjera”, señaló Pampa Energía en un comunicado. Es de destacar el fuerte compromiso inversor de la compañía en el sector, que superará los US$ 250 millones durante los cuatro años del Plan Gas.Ar.
Plan de desarrollo de Pampa
Esta inversión, en adición a los US$ 200 millones que se destinarán al cierre del Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada Barragán, “forman parte del ambicioso plan de Pampa Energía de focalizar sus inversiones en la generación de energía y en la exploración y producción de gas”.
En el negocio de upstream, Pampa Energía es la sexta productora de hidrocarburos de la Argentina y la tercera en la Cuenca Neuquina. Está presente en 13 áreas de producción, 5 áreas de exploración de gas y petróleo en las cuencas hidrocarburíferas más importantes del país como la Neuquina, el Golfo de San Jorge y Noroeste. Además, cuenta con una participación del 8% de la superficie de Vaca Muerta. En 2020 produjo 4.400 barriles por día de petróleo y de 6,9 millones de m3 de gas por día (en participación) aproximadamente.
La Secretaría de Minería que conduce Alberto Henseldio de baja a más de 130 firmas inscriptas en el Registro de la Ley de Inversiones Mineras (24.196) que no se encuentran activas. Se trata de empresas mineras y prestadoras de servicios mineros.
La medida es por un año para aquellas firmas que se encuentran inactivas según los registros de la AFIP, pero que todavía estaban inscriptas en el listado de empresas del sector minero que podrían acceder a beneficios impositivos y fiscales que posibilita el régimen de inversiones en la minería. La cartera minera tiene previsto inhabilitar a más firmas del sector.
Las resoluciones 50 y 51 de la Secretaría de Minería, publicadas ayer en el Boletín Oficial, indican: “Declárase en situación de baja preventiva a las personas humanas y jurídicas inscriptas en el Registro de la Ley Nº 24.196 de Inversiones Mineras individualizadas que como anexo forma parte integrante de la presente medida, por el término de un año”.
Empresas inactivas
Fuentes de Minería explicaron a Econojournal que se trata de empresas que muestran indicios de inactividad total y no lo notificaron a la Secretaría, como les correspondía hacerlo según el régimen de promoción de la Ley de Inversiones Mineras. En rigor, se las suspende por un año y, en el caso que muestren los respectivos cumplimientos, podrán serán rehabilitadas.
Ambas resoluciones señalan que estas empresas “fueron informadas con CUIT inactivo por la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP)”, quien detectó además “la existencia de sujetos cuya clave fiscal se encuentra en estado inactiva o dada de baja desde hace más de dos años al día 31 de diciembre de 2019, situación que no ha sido informada por los beneficiarios en tiempo oportuno a esta autoridad de aplicación”.
En los considerandos se destaca que “en base a todos los elementos recopilados, la información recabada y las verificaciones realizadas, resulta evidente presumir que las beneficiarias incluidas en el anexo único de la presente resolución, no se encuentran activas a los efectos registrales, razón por la cual corresponde declarar su baja preventiva, por el término de un año a partir de la publicación de la presente medida en el Boletín Oficial, vencido el cual se tornará definitiva”.
Este procedimiento se reguló mediante la resolución 118 de noviembre de 2020 y mediante la “optimización del registro de beneficiarios de la Ley de Inversiones Mineras”, pero ahora la cartera minera avanzó en dividirlas en empresas mineras y prestadoras de servicios y en inhabilitarlas.
En el Día Internacional de la Mujer, cuatro historias de mujeres líderes, cuatro testimonios de trabajadoras del sector minero que cuentan sus experiencias en el territorio. ¿El objetivo? Visibilizar lo hecho y lo que queda por hacer en términos de perspectiva de género, redibujar el mapa para que la transformación sea posible en una de las industrias más históricamente naturalizada como masculina.
Se trata de escarbar más profundo en la piedra, para que más mujeres ocupen puestos de liderazgo, para que las trabajadoras que pasan días y noches en las minas no se atormenten al pensar que cuando vuelvan a casa tendrán que hacer todas las tareas domésticas que no se hicieron, para que no las perturbe la culpa por no poder asistir a un acto escolar de su hijo.
Se trata también, de identificar las normas de masculinidad que se imponen en las minas para que el hombre que trabaja durante horas en el polvo pueda usar una crema tranquilo, sin pensar que en ese acto radica la pérdida inevitable del mandato de hombría y fortaleza representado en la mano más cortada y reseca.
A fin de cuentas, se trata de reflexionar acerca de la normalización de los roles de género (el femenino y el masculino) en todas las esferas de la vida en general y en la industria minera en particular, para abrir la puerta a otras realidades posibles.
Mariela Martínez
Mariela Luisa Martínez estaba en Tolar Grande, su localidad natal en la Puna, cuando pensó qué servicio podría prestar ella, como emprendedora, al proyecto minero que se estaba desarrollando en las cercanías. “No sabía que ofrecer y se me ocurrió el servicio de lavandería porque era seguro que alguien tenía que ocuparse de lavar la ropa”, remarca. Mariela no tenía siquiera contacto directo con la empresa pero llegó en el momento adecuado: “Se estaban licitando servicios y un amigo me puso en contacto con una empresa de catering que finalmente ganó la licitación. Entonces me dieron un lavarropas para que pudiera hacer trabajos de lavandería de su mano”.
Mariela Luisa Martínez
Mariela firmó un convenio con la empresa de catering aportando un plus a la compañía gastronómica local para obtener la adjudicación y garantizar su propio emprendimiento. Y fue así como empezó a participar de eventos y reuniones que la acercaron cada vez más al mundo de la minería. Hoy es la presidenta de Caprosemitp, la Cámara de Proveedores de Servicios Mineros y Turísticos de la Puna Argentina y se trata de la primera mujer que dirige una Cámara de servicios mineros integrada por miembros de los pueblos originarios de la región.
El principal objetivo de la Cámara, conformada por 35 empresas con sede en Salta, consiste en promover la contratación de mano de obra y servicios locales por parte de las empresas operadoras debido a que muchas veces se contratan compañías exteriores para brindar los servicios más importantes y solo se delega a las empresas de la Puna aquello que no es tan estratégico como el catering o la limpieza.
“Si bien es cierto que en la región no abunda la preparación en términos de estudio, existe un prejuicio por el cual se cree que, si sos de la Puna, no estás capacitado para brindar el servicio, no cumplís con los estándares de calidad, no tenés la documentación al día, etc. Aun así -marginados-, demostramos que podemos brindar servicios de excelencia y hemos ganado a pulmón el lugar que hoy ocupamos”, cuenta Mariela.
A través del diálogo con la Secretaría de Minería de las provincias, la presidenta de la Cámara entabla comunicaciones con las operadoras para resaltar que las empresas locales pueden ofrecer perfectamente servicios más complejos y estratégicos. “Queremos ser escuchados y ayudar a la gente que está emprendiendo. Cuando yo me sume a la Cámara no tenía nada, solo la idea de emprender. Hay que aprender y capacitar y personalmente me alegra mucho poder hacer hoy lo que en su momento hicieron conmigo”, concluye Mariela.
Sabrina Arce
Sabrina Arce comenzó su carrera profesional como pasante en Holcim S.A., una empresa del rubro minero. En 2018 ingresó a la compañía Mina Pirquitas por medio de un programa de jóvenes profesionales y en la actualidad ocupa el cargo de Planificadora de Mantenimiento de Planta. “La empresa quería sumar una mujer al área de mantenimiento preventivo porque, si bien no se va al equipo directamente, hay que pensar, planificar y realizar análisis previos para justificar la decisión de llevar adelante cualquier acción”, expresó Sabrina y agregó que “en este sentido las mujeres somos más detallistas y hay una perspectiva más amplia a la hora de pensar”.
Sabrina Arce
Sabrina es ingeniera industrial y dirige el área de mantenimiento conformada por 40 hombres. Sin negar que es buena señal, en tanto se tomó la decisión de posicionarla al frente de un equipo de varones, la directiva asegura que la transformación y el aprendizaje social es un proceso que lleva tiempo: “En el norte el mandato de ser madre y estar en la casa pesa mucho y fácilmente aparece la molestia y los discursos negativos. Porque soy mujer, soy joven, cuento con menos experiencia en mina y vengo a decir lo que hay que hacer”.
Rosana Calpanchai
Distinto es el caso de Rosana Calpanchai, asistente de Relaciones con la comunidad en Minera Exar. La docente de Ciencia Política representó durante cuatro años a su Comunidad Aborigen de Puesto Sey perteneciente al pueblo de Atacama y se convirtió en una referente local de las comunidades en temas sociales y proyectos mineros.
Rosana Calpanchai
“En mi caso observo muchas mujeres trabajando tanto en la parte administrativa como en la operativa y siempre que se busca gente para cubrir determinado puesto hay un cupo para mujeres y se elige de acuerdo al perfil. Por ejemplo, en el área de medioambiente lidera una mujer y en finanzas hay un 80 por ciento de personal femenino”, sostiene Rosana.
Gabriela Maceira
Gabriela Maceira, gerenta de Sostenibilidad Social de Pan American Silver, afirma que el diferencial que aporta el liderazgo femenino reside en la empatía que se genera con las otras mujeres de la comunidad: “Las mujeres tienen un peso muy importante porque son motor y aglutinante de un montón de actividades y lugares como la escuela, los hogares o las actividades deportivas con el fin de abrir un espacio para sus hijos o de conseguir algún recurso extra o indispensable. Entonces es imposible no empatizar con lo que la otra vive y ese el primer nexo que te abre la puerta”.
Gabriela Maceira
En rigor, la génesis del vínculo entre mujeres es más social y emocional y el empalme con el proyecto productivo se presenta cuando ese desarrollo contribuye a mejorar la calidad de vida de las personas. Entendiendo el devenir de la vida cotidiana y la puesta en marcha de procesos productivos como instancias inseparables a la hora de pensar la actividad minera, Gabriela señaló que “primero hay que conocer la historia de cada una de las personas y recién ahí brindar la información del proyecto, los análisis y los datos y ocurre que todo lo que era estadística se materializa en un nombre y apellido, en una familia. Así empalma la propuesta de la empresa con la realidad de la comunidad”.
En cuanto a la necesidad de hablar de los derechos de las mujeres Gabriela sostuvo que “hay una construcción social y un mandato histórico por el que nosotras somos responsables de un paquete de cosas y el varón ayuda. Hemos empezado a hablar de la corresponsabilidad, pero si bien hay muchos varones que han cambiado su forma de pensar, es un largo camino. Además, las mujeres debemos cambiar también el paradigma de exigencias”, concluyó.
La minería, las comunidades y un debate superficial
Mucho se ha dicho sobre la minería y sus implicancias, algunas veces abordando el tema con la intención de dar cuenta de la complejidad que supone y otras llevando la discusión a la reducción maniquea que se suele expresar en las consignas “minería sí” o “minería no”. Para aclarar el panorama y ampliar las fronteras del debate, las entrevistadas, referentes del sector, opinaron al respecto.
Gabriela Maceira asegura que se siente totalmente interpelada: “Me duele el matiz del debate porque para quienes somos parte de la industria es ofensivo. Se discute la legalidad de la minería y no se asume que es la madre industria, que está en todos lados. Tampoco se considera el empleo que genera la minería y la potencialidad de desarrollo que habilita. Aun así, hay que admitir que la industria tiene algo de responsabilidad por ser demasiado silenciosa. Debemos hacernos visibles como actores de la industria porque muchas veces se protesta de buena fe pero se desconoce la realidad de este lado”.
Rosana Calpanchai agregó que “la actividad minera esta mitificada y no tenemos en cuenta que tiene un derrame grandísimo para el Estado y para las comunidades. Hay que conocer el trasfondo para entender la importancia”.
En la misma línea, Sabrina Arce indicó que “no es minería sí o minería no sino más bien desarrollo sí o desarrollo no, porque la actividad minera impacta en muchos otros ámbitos”.
Cuando Mariela Martínez asumió la presidencia de Caprosemitp notó que la comunidad interponía barreras ante los proyectos de minería, pero la situación cambió a partir del diálogo y de asumir la importancia de la actividad minera en la Puna, en tanto constituye el principal ingreso de una región marcada por el desempleo. “Vimos el malestar de comunidades que no están vinculadas estrechamente a la minería y salieron a protestar. Es gente que toma el lugar del verdadero lugareño y justamente por eso hay que abordar el problema desde una perspectiva más amplia”, remarcó la presidenta de la Cámara.
La provincia de Santa Cruz le otorgó a la minera Patagonia Gold, controlada por capitales nacionales, dos permisos ambientales definitivos: uno para el proyecto de oro Cap-Oeste y, el otro, para Lomada de Leiva, una mina de oro y plata ubicada en el Macizo del Deseado, un área con gran potencial minero.
Patagonia Gold es una compañía que cotiza en el TSX Venture Exchange, el mercado de valores de Canadá, y opera proyectos mineros en las provincias de Santa Cruz, donde es el mayor propietario de tierras, Río Negro, donde lleva adelante el proyecto Calcatreu, y en Chubut.
La compañía informó en un comunicado que le otorgaron los permisos ambientales para el desarrollo aurífero en la mina Cap-Oeste y para la extracción y lixiviación en el proyecto Lomada de Leiva.
Christopher Van Tienhoven, director Ejecutivo de Patagonia Gold, señaló: “la recepción de los permisos ambientales es un testimonio de nuestro compromiso de convertirnos en un productor intermedio de oro y plata de una manera sostenible y respetuosa con el medio ambiente. Esperamos aumentar la exploración y el desarrollo y promover estas y otras oportunidades de producción».
La minera remarcó que el desarrollo del proyecto “se enfocará en una porción de alta ley de los recursos minerales actuales, que se encuentran debajo y en la periferia de la mina a cielo abierto agotada”. Y agregó que “la intención es extraer el recurso subterráneo de Cap Oeste y transportar el mineral aproximadamente 150 kilómetros hasta la planta de Martha (otro proyecto que tiene en la provincia), donde se procesará para producir un concentrado”.
—Nadie va a hablar de aumentos hasta tanto no ocurra la audiencia pública, porque si no vamos a hacer lo mismo que Aranguren: fijar de antemano aumentos en función de las necesidades de las empresas o de las empresas y el Gobierno”.
El interventor del Ente Nacional Regulador del Gas, Federico Bernal, respondió de ese modo ante la consulta que le formuló Perfil este domingo. Sin embargo, el funcionario viene negociando tarifas desde hace varias semanas con distribuidoras y transportistas y se espera que la audiencia sea solo una formalidad que termine legitimando lo que se discute en otro lado, como suele ocurrir siempre.
A las distribuidoras les anticipó que autorizará solo un ajuste del Valor Agregado de Distribución (VAD) acorde con un impacto en la tarifa final del usuario que oscilará entre 7% y 9% y ya hay un preacuerdo para avanzar en ese sentido
Con las transportistas, en cambio, la negociación está empantanada porque Bernal les dijo que en esta ocasión no les autorizará ningún tipo de recomposición.
Transportadora Gas del Sur y Transportadora Gas del Norte le dejaron en claro al interventor que no avalarán ningún acuerdo que suponga seguir con sus ingresos congelados. De hecho, TGS elevó al Enargas un pedido de recomposición de su tarifa de 58,2% y TGN de 44,5%.
Las transportistas esperan que esta semana Bernal les acerque alguna otra propuesta. Fuentes empresarias aseguraron a EconoJournal que si el interventor insiste con mantener congeladas las tarifas de transporte no firmarán ningún preacuerdo. El preacuerdo debe estar cerrado antes de la oficialización de los nuevos cuadros tarifarios. Por lo tanto, todavía quedan varias semanas para negociar y evitar la judicialización del conflicto.
¿Qué pasará con el precio del gas en boca de pozo?
Además de los costos de distribución y transporte, la tarifa de los usuarios finales incluye el costo del gas en boca de pozo. Este último es un segmento desregulado del mercado y allí el Enargas no interviene, aunque si tiene incidencia al momento de su traslado a tarifas.
Bernal declaró a Perfil que “el precio del gas es una decisión de la Secretaría de Energía y de lo que se decida subsidiar de precio del gas”, pero el ente regulador es el encargado del pass through y el interventor remarcó que su función “es cuidar que se cumpla la ley del gas, que es clara sobre la tarifa justa y razonable”. Por lo tanto, no está claro cómo se resolverá esa tensión.
Lo que en principio debe definir la secretaría de Energía es efectivamente qué porcentaje del precio del gas en boca de pozo que paga el usuario final se subsidia. Para ello convocó a otra audiencia pública que tendrá lugar el próximo lunes 15, un día antes de la audiencia en la que se tratarán las tarifas de distribuidoras y transportistas.
La secretaría de Energía distribuyó el miércoles pasado un documento base para la audiencia donde dejó en claro que si el precio del gas en boca de pozo continúa congelado para el usuario final, el Estado Nacional deberá desembolsar una partida adicional de 56.087 millones de pesos para subsidios, por encima de lo ya previsto en el Presupuesto 2021.
El ministro de Economía, Martín Guzmán, sostuvo en varias ocasiones que su intención es mantener los subsidios energéticos constantes con relación al PBI. Por lo tanto, según su visión, la suba de tarifas debería acompañar la inflación anual, o al menos acercarse un poco para minimizar el crecimiento de los subsidios.
Sin embargo, fuentes oficiales aseguraron a EconoJournal que al interior del gobierno la disputa sobre este tema todavía no está resuelta. Bernal dejó expuestas estas diferencias en Perfil cuando aseguró que “no es objetivo de la política energética que el déficit fiscal sea menor”.
—Guzmán quiere bajar la inflación, que golpea a los sectores pobres. Para eso, plantea generar equilibrios que incluyen que el promedio de tarifas suba para que no crezcan los subsidios. –le recordaron en Perfil.
—No quiero entrar en una discusión con el ministro. Yo cuido que se cumpla con el marco regulatorio. Y las tarifas a la única ley que tienen que ajustarse es a la 24.076. –se limitó a responder interventor, que sólo en lo formal es un subordinado del Ministro de Economía.
La pelea interna no necesariamente debería estar saldada antes de la audiencia del lunes próximo, pues allí el gobierno solo va a presentar los distintos escenarios que incluye el documento base, pero no tiene que definir un precio. Se supone justamente que esa definición será posterior a la audiencia, aunque los tiempos para tomar una decisión se van acotando.
Repsol tiene en revisión gran parte de su cartera de exploración y producción de hidrocarburos para acercarse a un modelo más flexible y con una menor presencia geográfica. La petrolera que dirige Josu Jon Imaz ha decidido poner a la venta junto con su socio, la australiana Oil Search, el 29% de Pikka, el mayor descubrimiento de petróleo en Estados Unidos de los últimos 30 años.
Ambas compañías quieren incorporar a un socio para afrontar la inversión de 3.000 millones de dólares (2.500 millones de euros) que supondrá la puesta en operación de este gigante en Alaska.
Los actuales accionistas esperan cerrar en el primer semestre esta operación de cara a tomar la decisión final de inversión en el segundo semestre de este año tras los éxitos logrados en los sondeos que se han ido realizando durante los últimos años. No obstante, la primera producción del yacimiento que estaba prevista para 2021 se ha ido retrasando con los años hasta 2025. En Alaska solo se pueden llevar a cabo trabajos exploratorios, como los propios de un sondeo de delineación, entre los meses de noviembre y abril, cuando el terreno se congela completamente.
Oil Search, que cuenta con una participación del 51% en Pikka, se desprenderá del 15% del capital y la petrolera española, que tiene un 49%, reducirá previsiblemente un 14% de modo que se mantengan los equilibrios accionariales entre ambas partes.
La formación en la que se encuentra este yacimiento cuenta con un gran potencial de producción de 120.000 barriles diarios. Se estima que los recursos contingentes identificados en la formación Nanushuk alcanzan aproximadamente 1.200 millones de barriles recuperables de crudo ligero, de los que más de 700 millones estarían en este yacimiento.
Explorando Alaska desde 2008
Repsol lleva explorando activamente en Alaska desde 2008 y desde 2011 la compañía ha realizado múltiples descubrimientos en la zona de North Slope. Además, las infraestructuras existentes en Alaska permitirán que los recursos se desarrollen con mayor eficiencia.
El inicio de la producción está planificado para 2025, una vez se terminen los trabajos de delineación y desarrollo necesarios.
Repsol ha racionalizado en los últimos años su riesgo en la zona y ya en marzo de 2017 traspasó a Amstrong Oil and Gas la condición de operador del North Slope de Alaska que luego se vendió a Oil Search. En abril de aquel mismo año, la petrolera procedió a la cesión de una parte de Eagle Ford a Statoil. Y en el segundo trimestre, Repsol comunicó a las autoridades de EEUU su salida de todos los bloques exploratorios en Chuckchi Sea en los que participaba en Alaska.
La petrolera española ha avanzado también durante 2020 en sus planes de reducir de 25 a 14 países su presencia en exploración petrolífera con la intención de centrarse en desarrollar proyectos de ciclo corto, que puedan ser gestionados con flexibilidad y con una intensidad de capital limitada.
La petrolera quiere mantenerse únicamente en las zonas que considera estratégicas y abandonará lentamente el resto durante la ejecución de su plan de inversión hasta el año 2025. La producción se situará en una media aproximada de 650.000 barriles equivalentes de petróleo diarios, pero se centrará en lograr un mayor valor.
Salidas de otros países
Este cambio estratégico ha supuesto la salida de Repsol de países como Marruecos, Irak, Australia, Vietnam e Irlanda. La compañía tiene pendiente todavía la previsible salida de Rusia y resolver el intento de venta de Ecuador, que ha sido paralizado por el Gobierno.
La compañía no ha cifrado un montante concreto por estas desinversiones, ya que los 1.400 millones que contabilizó en su plan estratégico se corresponden con los ingresos que espera obtener de la incorporación de un socio o una OPV al negocio de renovables en los próximos meses.
Durante los años pasados, la compañía ya salió también de otras zonas en las que consideraba que no había desarrollo como Namibia, Angola, Liberia, Bulgaria, Papua Nueva Guinea o Sierra Leona.
Las probables desinversiones de la petrolera tendrán un mayor impacto en Rusia y Malasia, que son los países en los que hay una mayor producción. Repsol cuenta en Rusia con un acuerdo con Gazprom Neft y Shell para la exploración de dos bloques: Leskinsky y Pukhutsyayakhsky. Ambos pozos están situados en la península de Guida en la costa de Siberia. Gazprom Neft cuenta con una participación del 50% y Repsol y Shell del 25% cada uno, pero el acuerdo que estaba previsto firmar podría no llegar a materializarse.
Las refinerías y las empresas petroleras integradas continúan luchando con márgenes de refinación bajos, ya que una parte de la demanda mundial de petróleo (el consumo de combustible para aviones) sigue estando enormemente deprimida por las restricciones de viajes internacionales.
Los márgenes de los destilados medios, que incluyen el combustible para aviones, han mejorado desde el peor efecto de la pandemia el año pasado. Pero la crisis en la industria de las aerolíneas y la presión sobre las refinerías para frenar el suministro de combustible para aviones en medio de una demanda aún muy baja podrían acelerar los cierres permanentes de refinerías orientadas a producir más destilados medios que gasolina, especialmente en Europa y Asia.
La nueva capacidad de las refinerías en Oriente Medio y Asia también presiona a las refinerías más antiguas, que producen más destilados medios, a arriesgarse a cierres permanentes debido a operaciones no rentables o no competitivas de bajo margen de beneficio. Un exceso actual de suministro de diésel en Asia también deprime los márgenes, mientras que los precios del crudo por encima de los 65 dólares el barril encarecen las materias primas.
El impacto de COVID-19 en la demanda de petróleo ya ha resultado en una capacidad inactiva y cierres permanentes de refinerías en todo el mundo, incluso en los Estados Unidos. Incluso con los cierres de 1,7 millones de bpd de capacidad anunciados para noviembre de 2020, «sigue habiendo un exceso de capacidad estructural significativo», dijo la Agencia Internacional de Energía (AIE) a finales del año pasado.
Más cierres de refinerías están en las cartas, dicen los analistas, dada la capacidad recién construida y la pérdida de demanda de combustible para aviones, que no se espera que se recupere a los niveles anteriores al COVID hasta 2023.
Claro, los márgenes de refinación han aumentado en los últimos meses en comparación con los peores de la primavera de 2020, como dice el analista de mercado de Reuters John Kemp .
«Es bueno ver que los márgenes de refinación mejoran un poco aquí en enero, fortaleciéndose un poco, lo cual es bueno, pero todavía está muy lejos de lo que serían los números históricos», dijo el presidente ejecutivo de BP, Bernard Looney , en la llamada de resultados del cuarto trimestre del mes pasado.
Sin embargo, la crisis actual es una amenaza existencial para las refinerías más pequeñas y menos eficientes en Europa y Asia que luchaban por generar ganancias incluso antes de la pandemia.
Incluso las grandes petroleras reconocen que algunos sitios se han vuelto permanentemente antieconómicos en medio de márgenes de refinación deprimidos, una competencia regional feroz y expectativas de una demanda de combustible para carreteras en declive a largo plazo.
Por ejemplo, ExxonMobil y BP anunciaron en el lapso de unos pocos meses el cierre de sus respectivas refinerías en Australia. Ahora planean convertirlos en terminales de importación de combustible.
Debido a su posición geográfica, Australia ha perdido la competencia en el negocio de refinación, ya que las refinerías pequeñas y antiguas no pueden rivalizar con la capacidad de procesamiento de petróleo en auge en Asia, particularmente China e India.
A nivel mundial, la refinación enfrenta un camino difícil —y potencialmente largo— hacia la recuperación, dijeron Ann-Louise Hittle, vicepresidenta de Investigación de Aceites de Wood Mackenzie, y Alan Gelder, vicepresidente de Refinación, Productos Químicos y Mercados de Petróleo.
“Los cierres o reestructuraciones de refinerías fueron una característica clave de 2020 en Europa, Asia y América, pero hicieron poco para elevar los márgenes frente al colapso de la demanda”, escribieron en enero. Los expertos de WoodMac ven que los niveles de utilización de las refinerías a nivel mundial se mantendrán bajos este año, «por lo que persiste la amenaza de la racionalización de las refinerías».
Este año, se espera completar más de 1 millón de bpd de capacidad de refinación en el Medio Oriente y Asia, y estos sitios recién construidos podrían impulsar una mayor racionalización en Europa y en toda Asia, según WoodMac .
En Europa, 1,4 millones de bpd de capacidad de refinación se encuentran bajo una seria amenaza de cierre para 2023 a más tardar, según un análisis de Wood Mackenzie de mediados del año pasado.
Desde Europa hasta Asia y América, las refinerías más pequeñas y antiguas podrían ser víctimas del exceso de capacidad estructural exacerbado por la crisis de COVID. Las refinerías más nuevas y más grandes integradas con productos petroquímicos podrían representar una competencia demasiado abrumadora para los sitios más pequeños en los patrones de demanda de petróleo posteriores a la pandemia.
Por segundo año consecutivo, YPF lanzó una campaña por el Día Internacional de la Mujer. A través de distintas consignas en estaciones de servicio, vía pública, redes sociales y medios de comunicación, la compañía destaca los logros conquistados en los últimos años en materia de equidad de género e invita a seguir trabajando en las asignaturas que todavía quedan pendientes en la sociedad.
A partir del enunciado “un paso más, una injusticia menos”, el mensaje de YPF busca reforzar el sentido de lucha por la igualdad que tiene esta fecha en especial, y hace foco en las conquistas que sirven como puntapié para seguir trabajando en este camino: felices son los días en que las mujeres conquistan nuevos espacios.
Esta campaña se enmarca en el trabajo que YPF viene desarrollando hace tres años, momento en el que se conformó el Comité de Diversidad, un equipo interdisciplinario que representa las principales áreas transversales de la compañía para garantizar la pluralidad de voces y promover la equidad de género.
A las distintas acciones y políticas internas vinculadas a la inclusión, diversidad y equidad de género que tiene la compañía, en 2020 se sumó la creación de un Subcomité de Violencia Doméstica, conformado por un equipo multidisciplinario, para asistir de manera integral a las personas que estén atravesando esta situación. En cualquier lugar del país, quienes son parte de YPF pueden recurrir a un canal interno para recibir asesoramiento y contención.
Esta iniciativa busca no sólo acompañar a las mujeres de la compañía, sino también trabajar en la igualdad de oportunidades: la violencia en cualquiera de sus expresiones constituye una gran desigualdad para la persona que la transita, la violencia doméstica además vulnera el lugar que debería ser el más seguro. Dar contención, garantizar la continuidad laboral y hacer del espacio de trabajo un lugar seguro aporta en el camino hacia la igualdad de oportunidades.
Además, en el contexto de las medidas de restricción sanitaria, con un gran porcentaje de colaboradoras y colaboradores trabajando de manera remota, el Comité se enfocó en conocer el impacto diferenciado que esta situación tuvo en la relación familia-trabajo de varones y mujeres. Ante este escenario, se puso énfasis en promover la corresponsabilidad para garantizar la igualdad de oportunidades de quienes integran YPF.
A través de estas acciones, la compañía refuerza su compromiso con la equidad de género e invita a los argentinos y las argentinas a seguir trabajando para alcanzarla.
El CEO de YPF, Sergio Affronti, aseguró este viernes en una call con inversores que la petrolera está evaluando la posibilidad de vender activos no estratégicos como parte del plan para financiar sus gastos de capital. “El financiamiento debería provenir de una mejora en el cash flow de nuestras operaciones, un incremento en nuestra deuda neta a niveles manejables y la potencial venta de algunos activos no estratégicos”, sostuvo el ejecutivo.
La conversación con los inversores de la compañía se produjo un día después de informar a la bolsa una pérdida de 1098 millones de dólares en todo 2021, un 59,5% más que en 2019. Ante la consulta sobre los potenciales activos a vender Affronti recordó las desinversiones recientes de la compañía (como la reducción de su participación en Bandurria Sur y la venta de un edificio a AYSA) y señaló qué activos no estratégicos están mirando.
“Analizamos un grupo de áreas convencionales maduras, tanto de petróleo como de gas, que podrían ser elegibles para una desinversión potencial si concluimos que podrían ser operadas de forma más eficiente por un operador más flexible y de nicho, permitiéndonos asignar nuestros recursos en los activos en los que podemos crear un valor mayor para nuestros accionistas. Seguiremos analizando nuestro portfolio de activos no operativos y no estratégicos y avanzaremos con una potencial monetización si su valuación resulta razonable”, explicó Affronti.
La venta de algunos activos no estratégicos comenzó durante la gestión de Miguel Gutiérrez, quien condujo durante gran parte del gobierno de Mauricio Macri, período en el que se vendieron algunas áreas en Mendoza y Río Negro. El manejo del portfolio sigue siendo similar.
El objetivo es desprenderse de activos que son muy chicos para YPF y que por su estructura de costos no los opera ya que no le resultan rentables. Allí busca operadores más chicos que quieran entrar. No obstante, Affronti relativizó la posibilidad de vender activos de ese tipo en el actual contexto macroeconómico. “Si bien trabajamos en algunas alternativas, en este momento y en el ambiente de mercado en el que vivimos, no hay alguna transacción en particular que comentar”, remarcó.
El plan de inversión
La empresa pronostica gastos de capital en 2021 por 2700 millones de dólares, una recuperación significativa luego de que la inversión se derrumbara a 1554 millones en el 2020. El 80% de la inversión irá al segmento upstream.
“Seguiremos enfocando la inversión en crudo con 1500 millones y 600 para trabajar con activos de gas en desarrollo, en línea con nuestro compromiso con el Plan Gas 4”, señaló Affronti a los inversores. Solo en el hub núcleo de shale oil integrado por Loma Campana, Bandurría sur y La Amarga Chica esperan invertir más de 500 millones.
En cuanto a la producción, la expectativa de Affronti es que “se mantenga plana en la primera mitad del año y que en el segundo semestre crezca un 5% en petróleo y un 9% en gas natural con respecto al mismo período de 2020”.
Proyecto de ley de hidrocarburos
El CEO de la petrolera estatal también evaluó el anuncio del presidente Alberto Fernández sobre una nueva ley de hidrocarburos. “Si bien no estamos al tanto de los tiempos de tratamiento del proyecto ni de los detalles específicos de esta nueva ley creemos que incorporará incentivos atractivos. Debería ser una herramienta poderosa para incrementar los niveles de producción, no solo para YPF sino para toda la industria del petróleo y gas argentina”, ponderó.
Respecto del ebidta estimado para 2021, la empresa dijo que dada la incertidumbre existente no tenía proyecciones que informar en este momento. Pero no ve que la normalización del ebidta conlleve un aumento importante en la deuda neta de YPF. Tampoco esperan que el mismo regrese a niveles de pre pandemia por lo menos hasta 2023.
Oldelval, la compañía nacional líder en el segmento de midstream, es una de las organizaciones reconocidas por Great Place to Work como uno de “Los Mejores Lugares para Trabajar en Argentina 2021”. En el relevamiento de este año, del cual participaron 135 empresas y más de 90.000 colaboradores, obtuvo el reconocimiento en el segmento hasta 250 empleados.
“El año 2020 nos presentó un desafío sin precedentes, donde todos nuestros esquemas de trabajo se vieron desafiados por una situación no prevista y nos supimos adaptar; aferrándonos a quienes somos: a nuestro propósito y a nuestros valores”, comentó Jorge Vugdelija, Gerente General. “Este reconocimiento representa el compromiso de Oldelval con la experiencia de nuestros colaboradores y es el resultado de un camino recorrido, que tiene como principal foco a las personas. Es un orgullo obtener este galardón considerando que son nuestros propios empleados los que, en base a su experiencia, reconocen ante una encuesta independiente el valor de la cultura de trabajo en Oldelval. Esto constituye un pilar sólido para continuar brindando soluciones de calidad a nuestros clientes y atender a todas nuestras partes interesadas”.
Entre los aspectos que llevaron a la compañía a recibir este reconocimiento se destacan que es un lugar seguro para trabajar, la orientación hacia el bienestar de las personas, el equilibrio entre la vida personal y laboral, la posibilidad de desarrollarse en diferentes proyectos y el orgullo de pertenecer a Oldelval.
La petrolera YPF informó que el año pasado perdió 1098 millones de dólares, un 59,5% más que en 2019. Los ingresos se derrumbaron un 31,8% por el impacto que provocó la pandemia en la venta de combustibles. De hecho, la demanda de naftas cayó 29,9% y la de gasoil 11,1%, porcentaje que llega al 15,2% si se excluyen las ventas a CAMMESA. A su vez, la producción de hidrocarburos se contrajo un 9,2% y las reservas probadas un 14,1%.El Capex de la petrolera se hundió un 56%. Al comunicar la información, la compañía prefirió poner el foco en lo que viene y anticipó que este año invertirá 2700 millones de dólares para intentar revertir la crisis que atraviesa.
Ventas de combustible
La cuarentena implementada el 20 de marzo del año pasado impactó de lleno en las ventas de productos refinados. En abril los volúmenes de nafta despachados se contrajeron un inédito 70% interanual y los de gasoil un 35%. A medida que las restricciones se fueron flexibilizando, la caída comenzó a desacelerarse y en diciembre la caída fue de 7% en naftas y 5% en gasoil. Sin embargo, en el conjunto de 2020 el retroceso interanual fue de 29,9% en naftas y 11,1% en gasoil.
La menor demanda se combinó hasta agosto con un congelamiento del precio de los combustibles. A partir de ese mes la compañía comenzó a realizar ajustes periódicos de sus precios, pero en su balance aclaró que pese al descongelamiento sus precios netos medidos en dólares se ubicaron alrededor de un 15% por debajo de 2019 y aproximadamente un 30% por debajo del promedio de los últimos 10 años.
YPF comercializa la gran mayoría de su producción en el mercado interno. Por lo tanto, la contracción en los volúmenes de ventas derivó en una caída de sus ingresos en dólares de 31,8% (13.749 millones de dólares en 2019 versus 9376 millones en 2020).
Producción
La producción total de hidrocarburos alcanzó los 467.000 barriles de petróleo equivalentes por día, un 9,2% inferior a la de 2019. El retroceso se explicó por una baja de 10,5% en la producción de gas natural y de 8,5% en la de crudo.
La compañía aseguró la caída se explicó en la etapa más dura de la cuarentena por la paralización de los trabajos de perforación y terminación para adaptarse a la caída de la demanda y al mismo tiempo garantizar la seguridad del personal en los yacimientos. ”Posteriormente la actividad se mantuvo en niveles muy bajos para garantizar la liquidez”, remarcó YPF en su balance. No obstante, sostuvo que a medida que se flexibilizó el aislamiento y la demanda comenzó a recuperarse se reanudó gradualmente la actividad de los pozos. “A fin de año teníamos más de 80 torres en operación, incluyendo torres de perforación, workover y pulling”, remarcó la firma.
La producción de gas totalizó 35,6 millones de metros cúbicos diarios (Mm3d), con una caída interanual de 10,5%. En el caso del crudo, la producción fue de 206.800 barriles de petróleo diarios (bbld), un 8,5% menos que un año atrás. Por otra parte, la producción de NGL registró una reducción de 5% totalizando 36.500 bbld.
Reservas
Las reservas probadas disminuyeron de 1073 a 922 Mbpe, un 14,1%. La mayor caída se observó en las reservas probadas desarrolladas (-19,2%), debido a la producción y la disminución de los precios del crudo y el gas, que se compensó parcialmente con los proyectos de desarrollo.
También hubo una disminución en el volumen de reservas probadas no desarrolladas (-6,3%). “En este caso, la expansión de los planes de desarrollo de crudo y gas no convencional y los nuevos proyectos compensaron parcialmente los efectos negativos de la caída de precios”, aseguró la compañía. Al cierre de 2020, las reservas probadas de shale representaban el 38,6% de las reservas totales de la compañía, aumentando un 31,5% con respecto a 2019.
A pesar de la contracción generalizada, la compañía destacó la incorporación de reservas probadas en la Cuenca Neuquina. “Los campos Rincón del Mangrullo, La Calera, Aguada Pichana Este, Aguada de la Arena, Río Neuquén y Aguada Pichana Oeste contribuyeron a las principales adiciones de reservas de gas, mientras que, en líquidos, las adiciones provinieron principalmente de La Calera, La Ribera Bloque I, Rincón del Campos Mangrullo, La Amarga Chica y Lindero Atravesado”, informó.
En la Cuenca del Golfo San Jorge, YPF destacó la incorporación de reservas líquidas principalmente en los campos Manantiales Behr, Zona Central – Bella Vista Este, Los Monos y Barranca Baya, y el efecto negativo de la caída en el precio internacional del crudo.
En la Cuenca Austral resaltó la incorporación de reservas probadas de gas en las áreas Tierra del Fuego– Fracción B y Magallanes.
Inversiones
El capex de la compañía, las inversiones de capital destinadas a incrementar los beneficios, cayó a 1554 millones de dólares, 56% menos que en 2019. “Esta drástica reducción en las inversiones tuvo un impacto muy significativo en nuestra producción de crudo y gas, que disminuyó un 9,2% interanual, acelerando la tendencia de declino de la producción de los últimos 5 años”, reconoció la compañía.
La compañía destacó también en su presentación a la Bolsa que como parte del nuevo Plan Gas el 15 de diciembre se le adjudicó un contrato a 4 años por 20,9 Mm3/d de la cuenca Neuquina, que representa alrededor del 60% de su producción total consolidada, a un precio promedio de 3,66 dólares por millón de BTU. “Las inversiones totales en 2021 ascenderán a US$500 millones, lo que representa más del 80% del Capex total destinado al gas natural”, aseguró en su presentación al mercado.
En la gacetilla de prensa fue más allá y dijo que en 2021 tiene planificado invertir 2700 millones de dólares en 2021, dentro de lo cual destacó “la inversión de 2100 millones en los negocios de upstream relacionados con la producción de gas y petróleo.
A través de la resolución general 4939, la AFIP reglamentó el procedimiento para la aplicación de los Certificados de Crédito Fiscal en Garantía en forma electrónica, que están previstos en el Plan Gas 2020-2024 y que podrán ser utilizados para el pago de impuestos.
Con esta resolución, que todavía tiene que publicarse en el Boletín Oficial, las petroleras quedan habilitadas a que en el caso de que el Estado se demore en el pago de los incentivos previstos por el Plan Gas, puedan imputar esas acreencias al pago de impuestos.
El artículo surgió de las negociaciones del secretario de Energía Darío Martínez con las petroleras y del pedido de éstas de que se contemple esa posibilidad.
La resolución general 4939 especifica que estos certificados podrán aplicarse a la cancelación de obligaciones impositivas, en concepto de saldo de declaración jurada y/o anticipos, más sus intereses resarcitorios y/o punitorios, multas y demás accesorios.
“La implementación de la normativa prevé que la Secretaría de Energía informe a la AFIP la nómina de los Certificados de Crédito Fiscal en Garantía emitidos. Dichos certificados serán registrados por el organismo en el servicio “Administración de Incentivos y Créditos Fiscales”, señaló la AFIP a través de un comunicado.
“Cuando los certificados adquieran el estado “Válido” tendrán para los contribuyentes y/o responsables el carácter de crédito a su favor y podrán aplicarse a la cancelación de las obligaciones impositivas. Los certificados pueden ser cedidos siempre y cuando el contribuyente que los ceda no posea deudas exigibles con esta AFIP, no haya utilizado o imputado parcialmente el certificado e informe el precio de venta del certificado mediante el servicio ‘web’ denominado ‘Administración de Incentivos y Créditos Fiscales’”, agregó el organismo comandado por Mercedes Marcó del Pont.
La reglamentación del procedimiento de la aplicación de estos certificados entrará en vigencia a partir de su publicación en el Boletín Oficial. El sistema informático “Administración de Incentivos y Créditos Fiscales” va a estar disponible a partir del 15 de marzo.
Con esta reglamentación, el Gobierno da cumplimiento al artículo 89 del Presupuesto 2021 que establece que las petroleras podrán utilizar los subsidios del Plan Gas 2020-2024 para pagar sus deudas impositivas con la AFIP.
En el marco del compromiso de Total Foundation con la educación e inclusión de jóvenes,Total anuncia la tercera edición del curso “Transición Energética – Innovación hacia un futuro con bajo carbono”, elaborado por IFP School, y que cuenta con el apoyo de la compañía y de Fundación Tuck.La actividad comienza el 8 de marzo y contará con cinco módulos con frecuencia semanal. Requiere inscripción previa, aunque será online, abierta y gratuita.
El objetivo de este curso, en el contexto de la transición energética y el desarrollo sostenible, es comprender los conceptos técnicos y los desafíos para mitigar los impactos del cambio climático asociados con calentamiento globala través de soluciones concretas y de una conciencia social.Se abordarán temas como: los desafíos de la transición energética, energías renovables y producción de electricidad, captura y almacenamiento de carbono, y almacenamiento de energía y eficiencia energética en procesos y bioproductos.
Este curso está destinado a estudiantes y profesionales interesados en los desafíos de transición energética y en soluciones innovadoras para reducir las emisiones de CO2. Es un espacio educativo especial para aquellos dispuestos a obtener conocimiento sobre el desarrollo de un mix energético descarbonizado basado tanto en energías renovables como en gas natural, CO2 subterráneo y almacenamiento de energía, eficiencia energética y reducciones de CO2 en procesos, biocombustibles.
Por Nicolás Eliaschev, abogado, socio de Tavarone Rovelli Salim & Miani.
1. Introducción
Econojournalpublica en su edición del 2 de marzo de 2021 que el Gobierno Nacional se encuentra estudiando la posibilidad de pesificar ciertos contratos de abastecimiento de energía eléctrica.
En el presente artículo se argumenta que la medida, en caso de concretarse, sería inconveniente, contraproducente e innecesaria para los objetivos políticos del Gobierno, que no requieren de ella para ser concretados.
Por ello, concluyo que, a mi criterio y una vez analizadas todas las aristas del tema, el Gobierno Nacional optará por no avanzar por desandar una política pública en vigencia ininterrumpida desde que fuera introducida por la gestión del presidente Néstor Kirchner en 2004.
2. Políticas de Estado: mito y realidad, una recapitulación
El debate político coyuntural en la Argentina (pero también en el mundo) se caracteriza en los últimos años por tensiones y retóricas que, en muchos casos, tienden a exacerbar las diferencias y a sacrificar los consensos.
Pero por debajo de las argumentaciones apasionadas, las coincidencias entre sucesivos gobiernos de signo político opuesto en materia de políticas públicas concretas son más frecuentes de lo que la percepción de la realidad a veces deja entrever.
Se trata de las llamadas políticas de Estado, políticas ejecutadas con un afán de permanencia que buscan perdurar más allá de una gestión puntual.
En materia de energía, actividad de desarrollo y proyección de largo plazo por definición, la existencia de políticas de Estado es deseable y beneficiosa. Es en esta materia, precisamente, en la que se encuentran varios ejemplos de políticas sostenidas en el tiempo, atravesando distintas gestiones de gobierno.
Como bien explicó Pablo Rueda en un artículo publicado en este mismo portal, Juntos para el Cambio y el Frente de Todos han introducido políticas que, con sus matices, coinciden en fomentar un incremento de la producción de gas natural a fin de el logro de una mayor seguridad de abastecimiento.
La política de fomento de las energías renovables se inició en el año 2006 con la sanción de la Ley 26.190 y se ha mantenido hasta la fecha, es decir, se ha mantenido en vigencia durante 15 años atravesando gestiones diversas.
En materia de energía eléctrica ha habido importantes debates, con marchas y contramarchas a lo largo de los años, incluyendo la afectación de derechos de generadores existentes, transportistas y distribuidores. No obstante, algunas políticas se han mantenido sin cambios.
Un ejemplo de política de Estado en materia eléctrica es la firma de contratos de abastecimiento de energía eléctrica de largo plazo con precios denominados en dólares estadounidenses (pero pagaderos en pesos al tipo de cambio publicado por el BCRA comunicación 3500).
Esta política fue iniciada por el presidente Néstor Kirchner en el 2004 con el impulso de las obras del FONINVEMEM en el marco del cual se celebraron contratos denominados en dólares estadounidenses para la venta de la energía eléctrica generada y potencia puesta a disposición por las dos centrales de ciclo combinado construidas en ese marco. Bajo dicha gestión de gobierno también se concretaron los contratos denominados en dólares estadounidenses previstos bajo la Resolución de la Secretaría de Energía (SE) 220/07.
Luego, bajo las dos gestiones de la Presidenta Cristina Fernández de Kirchner se impulsaron más contratos de largo plazo con precios en dólares estadounidenses, incluyendo distintas tecnologías como las renovables (resoluciones SE 712/09 y 108/11), hidroeléctricas de gran porte (resoluciones SE 762/09 y 932/11), nuclear (resolución SE 200/09) y térmicas (continuidad de la resolución 220/07). Todo ello fue ratificado por las resoluciones SE 95/13, 529/14 y 482/15) que excluyeron a todos los contratos ejecutados bajos las normas antes mencionadas de su ámbito de aplicación, entre otras normas excluidas.
El Presidente Mauricio Macri continuó con esta política mediante los contratos de largo plazo denominados en dólares estadounidenses para tecnologías térmicas (resoluciones 21/16 y 287/17) y renovables (programa RenovAr).
Finalmente, el presidente Alberto Fernández durante el 2020 también continuó con la política antes mencionada con la firma de varios contratos en dólares estadounidenses adjudicados en la Ronda RenovAr 3.
En consecuencia, luego de 17 años de aplicación ininterrumpida de esta política, es posible señalar que una mayoría sustancial de las expansiones de potencia instalada del sistema se corresponden con esta modalidad contractual, con exclusión únicamente de la potencia agregada en esquemas entre privados (Energía Plus y MATER) y algunas obras públicas o binacionales puntuales.
En todas las normas mencionadas en párrafos anteriores y durante estos 17 años los contratos (conocidos comúnmente como PPA por sus siglas inglés, power purchase agreement) han previsto la actuación de CAMMESA como parte compradora y de un generador (ya sea privado u estatal) como por parte vendedora.
Los contratos se han ejecutado con normalidad y regularidad en todo este tiempo, con relativamente pocas incidencias, hecho destacable, considerando los vaivenes locales y los hechos de impacto mundial de público conocimiento.
Por lo expuesto y se expande en las líneas que siguen a continuación, se argumenta que la continuidad y plena vigencia contractual debe ser defendida, y que ella en nada perjudica los propios objetivos fijados por la actual gestión de Gobierno. Además, considero que su mantenimiento contribuye a una continua diversificación de la matriz energética y ampliación de la potencia instalada en la Argentina.
3 –La utilidad de la figura contractual utilizada
La energía eléctrica es un insumo fundamental tanto para usuarios residenciales como para aquellos comerciales e industriales. Tal relevancia no hará más que incrementarse en el tiempo por la creciente electrificación de las tecnologías de producción, transporte y calentamiento.
El consumo de energía eléctrica requiere que esa energía sea generada y ello requiere, a su vez, de la infraestructura necesaria a tal fin, es decir centrales eléctricas de distintas tecnologías (en el presente artículo no me ocupo de las redes de transmisión y distribución que son materia aparte), que suponen altos costos de inversión y capitales hundidos, normalmente asociados a técnicas de financiación complejas que involucran actores locales (contratistas, subcontratistas) e internacionales (proveedores de equipamiento, bancos, entidades de crédito, etc.).
La necesidad de potencia es constante pero también creciente. La demanda se incrementa en función del crecimiento de la población y de la evolución de la economía, ello implica que la potencia también debe crecer.
En otras palabras, es necesario invertir en la expansión de la potencia instalada para abastecer una demanda que, por lo general, siempre será creciente.
Y tal inversión debe ser financiada. Nadie puede asumirla al contado.
Sin embargo, para que esa inversión sea viable -que comúnmente requiere de financiación- es preciso contar con reglas estables y un marco jurídico robusto que otorgue seguridad a aquellos actores dispuestos a invertir y/o prestar el dinero requerido para ello.
El contrato eléctrico de largo plazo o PPA, con precios constantes y suministros fijos, es en general, la herramienta estándar para el financiamiento de las inversiones requeridas para la realización de proyectos de generación eléctrica.
Todos los contratos celebrados por CAMMESA como parte compradora a instancias del Gobierno Nacional partir de 2004 han contemplado tales aspectos con un período de abastecimiento fijo y prolongado, un precio fijo denominado en moneda dura (dólar estadounidense) y cantidades fijas de abastecimiento (por ejemplo, potencia contratada).
Así planteado, el contrato de venta de energía contempla los términos necesarios para que quien desee invertir en la construcción de una nueva central o la refacción de una existente tenga certeza respecto a plazo, precio y cantidad: componentes esenciales para un flujo de fondos cierto y previsible que, al ser ofrecido en garantía con caracteres de claridad elementales, pueda convertirse en una forma idónea para atraer ese financiamiento.
En efecto, quien desembolsa fondos anticipados para la construcción de una central (financiamiento) lo hace con la expectativa de un repago en un plazo y por un precio dado (interés). En consecuencia, el monto, plazo y precio del financiamiento estará dado primordialmente por los ingresos que el proyecto obtenga luego de construido.
Confrontada con una necesidad de expansión en un ciclo de crecimiento económico que generaba un aumento sustancial de la demanda, en el año 2004 la conducción política de aquel entonces definió que la vía del contrato de largo plazo era idónea para fomentar las inversiones necesarias para expandir la potencia.
Y la herramienta aplicada por primera vez bajo la gestión del Presidente Kirchner resultó efectivamente exitosa y fue, en consecuencia, replicada por administraciones sucesivas, incluso por el gobierno del Presidente Macri, que la perfeccionó mediante procesos competitivos, y, en materia de renovables, con una robusta estructura de garantías que mejoró las condiciones de financiamiento a ser obtenidas, reduciendo el costo de la energía a ser contratada y propendiendo a una mayor concurrencia competitiva entre numerosos actores del sector, locales y extranjeros..
Por ello, la vigencia contractual plena e inalterada a lo largo del tiempo, la observancia en el largo plazo de términos y condiciones es en el interés público, un interés que no es otro que el contar con financiamiento a tasas y plazos razonables para que siempre sea posible construir las centrales de generación que la demanda de nuestro país requiere.
Por el contrario, alterar o modificar los contratos en curso atenta en forma directa contra su desarrollo, la disponibilidad del financiamiento y, en especial, contra la disponibilidad de tasas y tenores sustentables.
Es simple: Cuanto más se incumplen o afectan los contratos en curso, más se reduce o encarece el financiamiento.
Cuanto más se encarece el financiamiento, más se encarece la energía eléctrica generada por las instalaciones a ser financiadas (tal razonamiento puede trasladarse a otros ámbitos infraestructura). En el extremo, si el financiamiento no se viabiliza la potencia no se construye y la energía no está disponible, o se importa de otros países, o deben aplicarse cortes.
Es de vital importancia entender que esa afectación del financiamiento se causa sin importar su fuente. También los financiamientos dados por Estados Soberanos (por ejemplo, República Popular China) requieren de la observancia inalterada de las condiciones contractuales vigentes).
Es de vital importancia entender que lo que más encarece la energía es la falta de financiamiento o que éste sea a tasas altas y por plazos cortos.
Es de vital importancia entender que la mejor manera de bajar el costo energético es bajar el costo de financiamiento.
Y para bajar el costo de financiamiento es condición necesaria la observancia fiel de los contratos.
4. Inconveniencia de una eventual ruptura contractual y sus efectos contraproducentes
Por las razones expuestas en el párrafo anterior, entiendo que cualquier alteración de las condiciones contractuales vigentes y en curso afecta de modo fatal el financiamiento actual y futuro para el desarrollo de infraestructura en la República Argentina.
Y no solo ello, se afectan los derechos de los inversores y también de sus acreedores, que son quienes, en muchos casos, desembolsaron los fondos que viabilizaron las obras realizadas.
Además, una eventual ruptura de contratos del sector eléctrico causaría una onda expansiva que afectaría a contratos de financiamiento y bonos en manos del público inversor por miles de millones de dólares, contratos de construcción y de O&M en curso de ejecución, todo ello con la consecuencia de una litigiosidad prolongada, eventos de default generalizados y restructuraciones forzosas que pueden llevar años. Se generaría un evento de impacto sistémico que en mucho excederá el eventual propósito específico de la medida.
El impacto sistémico de una eventual medida de ruptura de contratos (y, por ende, su inconveniencia) se ve agravado por lo siguiente:
Entre los generadores eventualmente afectados se encuentran, entre otros: (i) compañías bajo control o con participación estatal refuerza, incluyendo, YPF Energía Eléctrica S.A. (cuyas acciones fueron dadas en garantía en la última restructuración de YPF S.A), pero también sociedades constituidas o participadas por los Gobiernos de La Rioja, Jujuy, San Juan y Buenos Aires, entre otras; y (ii) varias compañías internacionales y locales del sector hidrocarburífero, sector que, por otras medidas como el Plan Gas 4, el Gobierno Nacional quiere alentar a invertir.
Entre los acreedores de los generadores eventualmente afectados se encuentran: (i) entidades multilaterales de crédito; (ii) agencias de crédito a la exportación; (iii) Bancos Nacionales de Desarrollo; (iv) Estados soberanos; (v) Bancos internacionales públicos y privados; (vi) Bancos nacionales públicos y privados; (vii) fondos de inversión de todo tipo; y (viii) público inversor en general.
Vale decir, el impacto sistémico de una medida de ruptura de contratos es ilimitado: de un plumazo se afectaría no solo a los generadores y a sus acreedores, sino también a YPF, otras compañías petroleras, Estados Provinciales y prácticamente a toda la comunidad financiera internacional y nacional. Es decir, un evento de características similares a un verdadero default soberano.
Habiendo el Estado Nacional concretado de modo muy satisfactorio una restructuración ordenada de la deuda que beneficia al país con reducciones reales en sus pagos de forma acordada con sus acreedores sería paradójico que por una medida de ruptura contractual unilateral se generaran los mismos efectos que con gran esfuerzo y encomiable diligencia el Gobierno Nacional evitó con la restructuración lograda en 2020.
5. La medida no es necesaria para que el Gobierno cumpla sus objetivos políticos, hay otras alternativas
Ha quedado demostrada más arriba la inconveniencia y efectos contraproducentes que puede tener cualquier medida o norma que implique una ruptura contractual.
A lo expuesto agrego que una medida de ruptura contractual no solo es inconveniente para todos los intereses en juego sino también innecesaria para el cumplimiento de los objetivos enunciados por el Gobierno Nacional.
En efecto, si lo que el Gobierno busca es morigerar el costo energético con criterios de equidad distributiva y sustentabilidad productiva, debe diferenciar, como lo ha hecho con adecuado criterio en el caso del gas natural, entre la oferta y la demanda.
En el Plan Gas 4 la oferta es remunerada con criterios económicos que alientan la inversión y luego el Gobierno Nacional define y modula qué parte de esa remuneración es asumida por la demanda y qué parte es asumida mediante subsidios.
En el caso eléctrico puede darse lo mismo: focalizar en la demanda y no en la oferta. De esa forma, la demanda podría ser segmentada con una aplicación de subsidios eficiente e inteligente.
De hecho, la reciente Resolución 31/21 va en esa línea y parte del proyecto que se comenta en el artículo que generó estas líneas también lo está.
En cambio, la ruptura de reglas y contratos nada tiene que ver con proteger a la demanda y solo generará costos económicos y financieros altos para el Estado y para el sistema en su conjunto.
Robustecer los mecanismos de contratación entre privados (MATER) y restaurar otros previstos, pero no vigentes (el viejo mercado a término) también cooperaría con los objetivos del Gobierno respecto a los costos energéticos, sin afectar contratos vigentes.
En otras palabras, la contractualización de las grandes demandas puede ser una parte de la solución a los desafíos que se plantea el Gobierno.
6. Conclusiones
Hay otras alternativas adicionales a considerar que exceden el presente comentario y que son superadoras de eventuales medidas de ruptura contractual tan nocivas para nuestro país.
En indispensable también que, en forma previa a cualquier medida, se garantice un diálogo genuino y la participación de todos los interesados.
En cualquier caso, expreso mi plena confianza en que, una vez consideradas las aristas del tema en profundidad, el Gobierno Nacional no avance con medidas cuyo impacto negativo excede largamente cualquier propósito de política pública.
Es decir, confío en que el Gobierno Nacional considere y contemple debidamente el impacto sistémico de cualquier eventual ruptura contractual y evite quebrar un esquema regulatorio que funciona razonablemente desde el año 2004.
Hago votos para que estas humildes líneas contribuyan a la reflexión y a que se arribe a esa conclusión que no es otra que los contratos deben ser respetados y que su ruptura tiene consecuencias graves, por lo que debe evitarse a toda costa.
La secretaría de Energía publicó este miércoles en su página web el informe técnico que servirá de base para la audiencia pública del próximo 15 de marzo donde se analizará qué porción del costo total del gas en boca de pozo será subsidiado por el Estado. En el documento se aclara que si las tarifas permanecen congeladas se debería disponer de una partida adicional de 56.087 millones de pesos, por encima de lo ya previsto en el presupuesto 2021. La forma de evitarlo sería ajustar un 63% el precio del gas en boca de pozo que paga el usuario, lo que derivaría en un aumento tarifario que, de acuerdo al mes, oscilaría entre 26% y 35%, sin contar los ajustes que se puedan aplicar en transporte y distribución.
El ministro de Economía, Martín Guzmán, viene insistiendo desde hace tiempo, públicamente y sobre todo puertas adentro, con la necesidad de mantener los subsidios a la energía estables con relación al Producto Interno Bruto, en torno al 1,7%. “Que el Estado nos subsidie a nosotros buena parte de la tarifa significa que se paga de alguna forma, o en la forma de impuestos, o se toma deuda y eso termina siempre con algún problema, o hay que emitir y esa emisión en la economía argentina termina presionando sobre el tipo de cambio”, aseguró el ministro en C5N a comienzos de febrero, ante una audiencia que suele reivindicar los subsidios, pero muchas veces no tiene del todo claro los costos de ese tipo de medidas.
En el organigrama formal la secretaría de Energía, que encabeza Darío Martínez, está bajo la órbita del Ministerio de Economía. Por lo tanto, si Guzmán quiere mantener estables los subsidios cualquiera podría suponer que se van a mantener estables. Sin embargo, en el gobierno que encabeza Alberto Fernández todo es bastante más complejo. En los hechos el área energética está bajo el control de la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, quien está convencida de que el incremento tarifario debe ser significativamente menor, tal como lo expresan los delegados que puso como interventores en los entes reguladores. Fuentes oficiales aseguraron a EconoJournal que Guzmán tiene diálogo directo con la vicepresidenta e intentó convencerla de mantener los subsidios estables.
¿Quién paga la cuenta?
Más allá de cuál termine siendo el aumento, el documento distribuido por la secretaría de Energía este miércoles pareciera destinado a dejar en claro que, tal como dijo el propio Guzmán en C5N, siempre hay alguien que paga la cuenta.
El costo total de abastecimiento de la demanda prioritaria de gas está estimado en 221.605 millones de pesos, equivalentes a 2059,2 millones de dólares, a partir de un precio promedio ponderado de 3,91 dólares por millón de BTU.
Si no hay aumentos de tarifas, el Estado Nacional debería desembolsar 132.963 millones de pesos, pero la partida presupuestaria prevista para este año es de 76.785 millones de pesos. Por lo tanto, habría que desembolsar 56.087 millones adicionales y los subsidios en ese caso pasarían a cubrir el 60% del costo total estimado para 2021. Ese es el precio que tiene la continuidad del congelamiento.
Ahora bien, si el Estado Nacional decide desembolsar solo los 76.785 millones de pesos previstos en el presupuesto para subsidiar el costo del gas, entonces el precio que paga el usuario por el gas en boca de pozo debería subir un 63%.
En la boleta de un usuario residencial R31 ese precio del gas en boca de pozo supondría un aumento que oscilaría entre 26% en marzo y 35% en julio, de acuerdo a la variación estacional del precio. En ese caso, el Estado solo cubriría 76.785 de los 221.605 millones de pesos, es decir, el 35% del costo total que supone el abastecimiento de la demanda prioritaria.
A ese aumento habría que sumarle luego la recomposición que se autorice a los segmentos de transporte y distribución, luego de la segunda audiencia pública del gas prevista para el 16 de marzo. Esa es tarea del interventor del Enargas, Federico Bernal, quien dejó trascender que no autorizará más de un 9% de aumento en la tarifa final. Si así fuera, ese 9% se sumaría al ajuste del precio del gas en boca de pozo, redondeando un ajuste en línea con la inflación.
Sin embargo, parece difícil que obtenga luz verde por parte de la vicepresidenta el aumento necesario para mantener los subsidios estables, sobre todo en un año electoral. Si no hay aumento del gas en boca de pozo de hasta el 35%, entonces habrá que disponer de una partida adicional de 56.087 millones de pesos y si la suba autorizada es menor habrá un incremento de los subsidios, pero por debajo de esa cifra.
¿Cómo se compone el precio del gas?
El costo total de abastecimiento de la demanda prioritaria son 2059,2 millones de dólares a un promedio ponderado anual de 3,91 dólares por millón de BTU. ¿Cómo se llega a esa cifra?
El documento oficial detalla que el precio promedio ponderado del gas producido en el país es de 3,53 dólares por millón de BTU (con un máximo de 3,575 dólares en la Cuenca Neuquina y un mínimo de 3,408 en Tierra del Fuego). A esa oferta se le debe sumar el gas proveniente de Bolivia, con un costo de 5,14 dólares por millón de BTU, y el GNL importado para el que se estima un precio de 7,25 dólares por millón de BTU, más un costo fijo y variable, que se estima entre 1 y 1,3 dólar por millón de BTU.
Marcos Bulgheroni cree que Vaca Muerta está “en un punto de inflexión” y que es necesario un marco regulatorio para promover las exportaciones de gas natural. En el marco de la CERAWeek, la principal conferencia de energía de Norteamérica, el CEO del Grupo Pan American Energy brindó este miércoles su visión sobre el presente y el potencial de la principal formación de shale gas en Argentina.
Durante un panel sobre el potencial del gas natural en América Latina, Bulgheroni destacó los logros alcanzados en la formación neuquina. “La producción actual en Vaca Muerta es de alrededor de 22 millones de metros cúbicos por día. Representa 25% de la producción de gas. Si se suma la producción de tight gas se llega al 40% del total nacional”, remarcó el ejecutivo de PAE. También destacó la eficiencia creciente en la perforación de pozos y las inversiones por 20.000 millones de dólares realizadas por la industria local e internacional en la última década.
“Creo que podemos ver un gran potencial de crecimiento en la producción. El interrogante es cómo alcanzamos ese potencial, cómo conectar el mercado local primero con los mercados regionales, pero también con los mercados internacionales”, evaluó Bulgheroni.
Según Bulgheroni el desarrollo de los mercados internacionales es prioritario, dadas las reservas existentes en la formación, que “representan seis veces el consumo del país en los próximos 20 años”. “El mercado doméstico y de los países vecinos no es suficiente para satisfacer este tipo de desarrollo. La conclusión rápida es que se necesita desarrollar o encontrar el mercado internacional y por supuesto ir por el mercado asiático”, dijo Bulgheroni.
Encarar ese desafío implica competir con Estados Unidos en el mercado mundial del GNL. Para ello el precio de exportación del gas argentino debe ubicarse “en un rango de 2,5 y 3 dólares”. “Competir con Estados Unidos es una buena medida del tipo de precios que necesitamos regionalmente para poder exportar”.
La necesidad de una Ley
Bulgheroni entiende que para eso hace falta un marco regulatorio para la promoción de las exportaciones de gas natural en general y de una planta de gas natural licuado en particular. «Para el GNL en particular y en relación con el desarrollo de los mercados internacionales se va necesitar una ley regulatoria que hoy no tenemos, específicamente para una planta de licuefacción de gas. Una planta de GNL es necesaria para desarrollar todo el potencial de Vaca Muerta”, dijo.
El CEO de la petrolera argentina destacó que no existen mayores obstáculos desde el punto de vista técnico para poder exportar. “Construir los gasoductos desde Vaca Muerta a Bahía Blanca o Rio Negro, que son lugares con buenos accesos, con puertos de aguas profundas, es bastante sencillo. Es un terreno plano y desértico”. Pero la principal cuestión es la regulatoria. “Es necesario cumplir con este proyecto dentro de un marco macroeconómico y un marco regulatorio”, enfatizó.
También fue optimista sobre las posibilidades de industrializar el gas natural. “Estas reservas no solo serían exportadas como GNL sino que también serían industrializadas en la petroquímica. Hay un gran potencial para la industrialización del gas como complemento a las exportaciones de GNL”, concluyó.
Por primera vez en su historia, la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) será presidida por un neuquino: el gobernador Omar Gutiérrez fue designado al frente de esta organización federal de las provincias que se dedican a la exploración y explotación de hidrocarburos.
Las nuevas autoridades fueron elegidas esta mañana durante un encuentro de trabajo virtual. Gutiérrez será secundado por su par de Tierra del Fuego, Gustavo Melella.
“Vamos a propiciar un mayor trabajo de intercambio técnico entre las provincias hidrocarburíferas para mejorar la gestión y administración de nuestros recursos naturales –señaló el mandatario- y vamos a impulsar un fortalecimiento técnico de la organización”.
“Trabajaremos en conjunto con sindicatos, trabajadoras y trabajadores, empresas operadoras y gobierno nacional para potenciar el desarrollo de todas las cuencas”, puntualizó el mandatario.
Además de Neuquén, la Ofephi está integrada por Santa Cruz, Chubut, Tierra del Fuego, Río Negro, Salta, Mendoza, Formosa, Jujuy y La Pampa.
Genneia, la empresa de energías renovables que representa más del 20% de la capacidad instalada del país, designó a Bernardo Andrews como su nuevo Chief Executive Officer (CEO). Andrews asumirá esta función a partir del 1° de abril próximo, fecha en la cual Walter Lanosa dejará la posición, luego de 9 años de exitosa gestión.
Andrews, actual CFO de Genneia, tendrá el desafío de continuar el camino de crecimiento, innovación y liderazgo que la empresa ha sabido obtener en los últimos años, con el desarrollo de 14 proyectos renovables, eólicos y solares, a lo largo del país. Su designación como nuevo CEO es una clara demostración de confianza, por parte de los accionistas de la compañía, a la excelente gestión del management de la empresa.
El ingreso de Genneia al mercado internacional de capitales y la negociación de los créditos con bancos de desarrollo y agencias de exportación europeas convirtieron al equipo liderado por Andrews en un claro referente en el financiamiento del sector energético, en Project Finance y en el desarrollo de energías renovables en Argentina.
Andrews trabajará con el equipo de finanzas en organizar la transición de la función financiera, preparando la incorporación del nuevo CFO de Genneia en el corto plazo.
Bernardo Andrews se incorporó a Genneia en 2016, tiene 49 años, es licenciado en Economía graduado en la Universidad de Buenos Aires y posee una Maestría en Economía de la Universidad Torcuato Di Tella. A lo largo de su trayectoria profesional, ha cubierto posiciones como CFO en Corporación América y previamente, durante 11 años, desarrolló su carrera en GDFSuez (actual Engie) como Portfolio Manager, Director Financiero, CFO Regional y Head of Corporate Finance Regional.
Genneia agradece la comprometida gestión llevada a cabo por Walter Lanosa desde enero del 2012, período en el cual contribuyó ampliamente al desarrollo y crecimiento de las energías renovables en nuestro país, marcando la historia no solo de la compañía sino también de la transformación de la matriz energética nacional.
advirtió un aumento en la demanda de aceites lubricantes biodegradables y decidió potenciar la oferta de estos productos. El aumento de la demanda a raíz de la legislación en varias partes del mundo creó la necesidad del uso de lubricantes biodegradables de alto rendimiento en equipos como sellos, Sistemas Hidráulicos, sistemas de Engranajes y Grasas.
