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.
La compañía de energías renovables Genneia, que hoy 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, fecha en la cual Walter Lanosa dejará la posición, luego de 9 años de exitosa gestión.
“Andrews, actual CFO de la compañía, 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”, señaló la compañía en un comunicado.
“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”, subrayó Genneia.
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.
La agencia Standard & Poor emitió un informe en el que mejora la calificación de las obligaciones negociables internacionales de YPF a “CCC+”, tras concluir exitosamente el canje de su deuda internacional. Esta calificación presenta una mejora de 2 escalas respecto de la nota que tenía YPF antes de lanzar esta operación (“CCC-“).
El reporte destaca la capacidad que tuvo YPF en completar el canje de una parte importante de su deuda, reduciendo significativamente el pago de capital e intereses de los próximos dos años y extendiendo la madurez de su deuda, lo que le va a permitir incrementar sus niveles de inversión y revertir el declino de la producción de crudo y gas.
También destaca la sólida posición de YPF en el mercado de deuda y su excelente relación con los bancos que logró gracias a que cumplió históricamente con todas sus obligaciones financieras.
Por último, el reporte pronostica un escenario estable a mediano plazo para YPF basado en la recuperación de los precios internacionales de petróleo, la reducción de intereses de los próximos 2 años y la flexibilidad de la compañía para administrar su plan de inversiones.
Uruguay recibirá 10 millones de dólares del Fondo Conjunto de las Naciones Unidas para los Objetivos de Desarrollo Sostenibles (ODS), luego de que la propuesta presentada por el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), a través de su Dirección Nacional de Energía (DNE), fuera una de las cuatro seleccionadas entre 155 iniciativas, provenientes de más de 100 países. Junto a Uruguay, fueron seleccionados Fiji, Indonesia y Malawi. Se espera que este fondo se complemente con el financiamiento de otras entidades—entre ellas, organismos multilaterales que ya comprometieron su colaboración—, para alcanzar un monto total de 70 millones de dólares. De hecho, la ONU sostiene que los cuatro programas seleccionados, incluyendo el uruguayo, apalancarán unos U$S 4.700 millones en financiación adicional.
La propuesta uruguaya consiste en tomar acciones que inicien la segunda fase de transición energética nacional, lo que el MINEM ha llamado “Hacia una segunda transformación de la matriz energética”. Con el 98% de la matriz eléctrica proveniente de fuentes renovables, el siguiente paso será la transición de los sectores de transporte e industria a la energía verde, incluyendo la electrificación indirecta del transporte y el uso del hidrógeno.
Uruguay ya cuenta con una matriz eléctrica 98% renovable gracias a la eólica, solar y biomasa, complementando la tradicional hidráulica (la capacidad de solar más eólica supone aproximadamente el 57%).
Proyecto Verne, primer piloto
En este sentido, el pasado verano la empresa pública uruguaya Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (Ancap) presentó el Proyecto Verne- un proyecto piloto para la electrificación del transporte, Producción de Hidrógeno Verde y su uso en Vehículos Pesados. Ancap ya tiene experiencia en la producción de hidrógeno para su refinería y posee un emplazamiento cerca del puerto de Montevideo que podría arrendar o aportar a una empresa conjunta. Entre los objetivos definidos por el proyecto Verne, se cuentan: probar un ecosistema de hidrógeno en las condiciones específicas de Uruguay; la aproximación a la cuantificación de beneficios que esta tecnología puede aportar al sistema eléctrico y contribuir a la formulación de procesos sistemáticos para generar y fortalecer conocimiento y capacidades locales.
El equipo del proyecto que incluye representantes del MIEM, Ancap y la UTE, fue conformado ya en marzo de 2019.
El mínimo concepto viable del proyecto prevé la producción de hidrógeno verde mediante electrolizador PEM (500 kg/día) y una estación de carga en Montevideo.
Apoyos para la implementación
Ya han recibido apoyo del BID (200.000 dólares) y cuenta con apoyo de la Sociedad alemana de cooperación internacional (GIZ), que se encuentra evaluando la documentación dos consultorías técnicas; la primera denominada “Análisis de aspectos técnicos y económicos para el desarrollo de una economía de hidrógeno en Uruguay y Paraguay” y la segunda para el “Análisis de aspectos de seguridad requeridos para: instalación de una planta de producción de hidrógeno, almacenamiento, uso en unidades vehiculares y también para puntos de abastecimiento para vehículos”.
El presidente de Ancap, Alejandro Stipanicic, dijo en una entrevista con la televisión nacional de Uruguay, InfoTNU, que el MIEM presentará pautas para inversores privados con interés en la puesta en marcha de dos proyectos: uno, para la implementación de un plan piloto para el uso de hidrógeno verde en el transporte de carga de larga distancia, y otro para producción con fines de exportación.
El presidente de Ancap, Alejandro Stipanicic, añadió que pronto presentarán los proyectos a los inversionistas, y “es probable que, al menos un inversionista, sea seleccionado a través de un proceso competitivo este año”.
Baker Hughes y Akastor ASA han anunciado un acuerdo para crear una empresa conjunta que unirá el negocio de sistemas de perforación submarina de Baker Hughes con la subsidiaria de propiedad absoluta de Akastor, MHWirth AS. La empresa conjunta ofrecerá una oferta global de equipos de perforación off shore de servicio completo que brindará a los clientes una amplia cartera de productos y servicios.
La transacción dará como resultado un proveedor líder de equipos con capacidades de entrega integradas, solidez financiera y flexibilidad para abordar una amplia gama de prioridades de los clientes. La Compañía será propiedad al 50% de Baker Hughes y Akastor, y luego del cierre de la transacción, las operaciones de la Compañía serán administradas desde las oficinas actuales en Houston, Texas y Kristiansand, Noruega. Merrill A. “Pete” Miller se desempeñará como presidente y director ejecutivo. Miller ha estado en la industria del petróleo y el gas durante más de 40 años ocupando varios puestos de liderazgo, incluidos presidente, presidente y director ejecutivo de National Oilwell Varco.
El alcance más amplio de servicios de la Compañía también proporcionará una base más sólida para el crecimiento futuro, incluida la capacidad de participar en la transición de la industria del petróleo y el gas hacia soluciones más eficientes desde el punto de vista energético, así como el despliegue de tecnologías y soluciones de servicio para hacer que el sector sea más competitivo. a través de una mayor eficiencia de perforación.
«Me gustaría expresar mi sincero agradecimiento por el buen trabajo y la dedicación mostrados por los respectivos equipos de Baker Hughes y Akastor por hacer que esto suceda a pesar de los desafíos actuales causados por la pandemia mundial de COVID-19», dijo Karl Erik Kjelstad, director ejecutivo de Akastor. . «Creo firmemente que esta Compañía brindará una base sólida para que ambas organizaciones enfrenten los desafíos actuales en el mercado actual y continúen como líderes en el desarrollo de soluciones de perforación avanzadas y eficientes que respalden la transición de la industria hacia operaciones más sostenibles».
«Esta transacción es un paso importante para MHWirth y la estrategia de transformación anunciada en febrero de 2019», dijo Kristian M. Røkke, presidente de Akastor. “La Compañía ofrecerá a los clientes una oferta de productos reforzada y a los inversores una atractiva creación de valor. Esta transacción también permitirá a Akastor maximizar y, en última instancia, realizar el valor para sus accionistas «.
“La industria del petróleo y el gas está evolucionando rápidamente y constantemente buscamos formas nuevas e innovadoras de ofrecer valor a nuestros clientes”, dijo Neil Saunders, vicepresidente ejecutivo de Oilfield Equipment en Baker Hughes. «Esta empresa es la combinación perfecta entre nuestras respectivas carteras y transforma aún más nuestras operaciones principales para el éxito a largo plazo, trayendo soluciones complementarias al mercado y ofreciendo a nuestros clientes un paquete completo de equipos de perforación en alta mar».
MHWirth es un proveedor global de soluciones y servicios de perforación avanzados diseñados para ofrecer a los clientes una alternativa más segura, eficiente y confiable. MHWirth tiene un alcance global que cubre los cinco continentes con oficinas en 13 países.
El negocio de SDS de Baker Hughes es una división del segmento de Equipos para campos petrolíferos de Baker Hughes y tiene su sede en Houston. SDS ofrece productos y servicios de perforación integrados en todo el mundo, con instalaciones de fabricación y servicio en 11 países y una cartera competitiva, que incluye sistemas de prevención de reventones (BOP) de clase mundial, controles y equipos de elevación.
La cooperativa eléctrica más grande de Texas, Brazos Electric Power, solicitó el lunes la protección por bancarrota en la corte federal en Houston al acumular deudas por 2100 millones de dólares durante la reciente ola polar que enfrentó Estados Unidos. Brazos podría ser la primera de una larga lista de empresas jaqueada por la fuerte suba de precios que se registró debido a los apagones. La calificadora de riesgos Fitch Ratings advirtió que este tipo de eventos climáticos “plantean riesgos significativos para la solvencia del sector de generación y distribución eléctrica en Estados Unidos” y pronosticó cambios en la regulación del mercado destinados a proteger al sistema frente a eventos similares que puedan producirse en el futuro.
La calificadora neoyorkina evaluó la situación financiera en la que se encuentra el sector eléctrico en Texas y las implicaciones del caso para el sector en general, luego de un temporal invernal que afectó severamente la producción de gas y que dejó fuera de servicio prácticamente a la mitad del parque generador eléctrico tejano durante cuatro días.
“Las implicaciones crediticias corporativas son amplias, ya que los generadores de energía, las empresas de distribución eléctrica y las empresas de distribución de gas locales absorberán costos inesperados que podrían agotar la liquidez y estirar los balances”, analizó la agencia, una de las principales en EE.UU. y el mundo.
Disparada de precios
Los costos inesperados tienen origen en los fuertes saltos de precios registrados en los mercados spot de electricidad y de gas. “Los precios de la electricidad tocaron el límite de oferta de $9000/MWh, frente al promedio estacional de $30/MWh – $40/MWh. Los generadores de energía con obligaciones firmes de suministro que no pudieron producir energía pueden experimentar pérdidas significativas”, advirtió la empresa.
Las distribuidoras de electricidad que se vieron obligadas a comprar energía a esos precios mayoristas para satisfacer la demanda enfrentan pérdidas significativas, además de posibles deudas incobrables y retrasos en los pagos de los clientes finales. “Semejantes pérdidas, combinadas con una menor liquidez debido a la entrega de instrumentos colaterales, podrían ser catastróficas para las generadoras y distribuidoras de electricidad más pequeñas y menos capitalizadas”, marcó Fitch.
Boletas incobrables
En el caso de las empresas distribuidoras de gas estas tienen la capacidad de recuperar esos costos a través de sus clientes. “Sin embargo, es probable que el ritmo de recuperación sea mucho más prolongado de lo normal para gestionar el impacto de la factura en los clientes”. La acumulación de denuncias y el malestar generalizado por facturas que pasaron de cientos a miles de dólares llevaron al gobierno estatal a suspender la desconexión de los hogares por falta de pago y la emisión de nuevas boletas.
La empresa también evaluó que en el futuro “los participantes en el mercado se enfrentarán a cambios en la regulación y el diseño del mismo, destinados a proteger al sistema de futuros eventos relacionados con el clima”. El gobernador Greg Abbott anunció que será una prioridad legislativa ordenar y financiar el acondicionamiento invernal y la estabilización de la infraestructura energética en Texas.
Texas busca fondos federales para afrontar la deuda generada en el sector. También para financiar el acondicionamiento de la infraestructura energética (gasoductos y usinas termoeléctricas) para resistir las bajas temperaturas.
La minera canadiense Rugby Mining, con sede en Vancouver, comenzó la tercera etapa de exploración del proyecto El Zanjón, un nuevo desarrollo de oro y plata ubicado en la provincia de Santa Cruz, cerca de la mina Cerro Moro, con gran potencial aurífero.
Se trata de una nueva etapa de estudios geológicos y geofísicos del suelo de El Zanjón, que abarca una superficie de 40.000 hectáreas dentro del Macizo del Deseado, un área de minería de oro y plata de clase mundial. Es un proyecto con características similares a los proyectos Cerro Vanguardia y Cerro Moro, ubicados cerca de El Zanjón.
El programa de exploración “se enfoca aún más en las anomalías geoquímicas de oro y plata identificadas en características magnéticas que se confirmaron que son prospectivas para depósitos epitermales”, señala el comunicado de la minera canadiense, que se especializa en la exploración en etapa de descubrimiento de proyectos mineros, sobre todo en la Argentina y Colombia.
Los estudios en El Zanjón se realizarán con 500 muestras con intervalos de 160 metros. En 2019, la empresa realizó otros muestreos que dieron resultados alentadores, pero en 2020 la pandemia retrasó la continuidad del programa de exploración. El muestreo geoquímico definió al menos diez zonas con potencial en oro y plata que tienen entre 320 y 2.800 metros de longitud.
La minera canadiense Rugby Mining, con sede en Vancouver, comenzó la tercera etapa de exploración del proyecto El Zanjón, un nuevo desarrollo de oro y plata ubicado en la provincia de Santa Cruz, cerca de la mina Cerro Moro, con gran potencial aurífero.
Se trata de una nueva etapa de estudios geológicos y geofísicos del suelo de El Zanjón, que abarca una superficie de 40.000 hectáreas dentro del Macizo del Deseado, un área de minería de oro y plata de clase mundial. Es un proyecto con características similares a los proyectos Cerro Vanguardia y Cerro Moro, ubicados cerca de El Zanjón.
El programa de exploración “se enfoca aún más en las anomalías geoquímicas de oro y plata identificadas en características magnéticas que se confirmaron que son prospectivas para depósitos epitermales”, señala el comunicado de la minera canadiense, que se especializa en la exploración en etapa de descubrimiento de proyectos mineros, sobre todo en la Argentina y Colombia.
Los estudios en El Zanjón se realizarán con 500 muestras con intervalos de 160 metros. En 2019, la empresa realizó otros muestreos que dieron resultados alentadores, pero en 2020 la pandemia retrasó la continuidad del programa de exploración. El muestreo geoquímico definió al menos diez zonas con potencial en oro y plata que tienen entre 320 y 2.800 metros de longitud.
La minera canadiense Rugby Mining, con sede en Vancouver, comenzó la tercera etapa de exploración del proyecto El Zanjón, un nuevo desarrollo de oro y plata ubicado en la provincia de Santa Cruz, cerca de la mina Cerro Moro, con gran potencial aurífero.
Se trata de una nueva etapa de estudios geológicos y geofísicos del suelo de El Zanjón, que abarca una superficie de 40.000 hectáreas dentro del Macizo del Deseado, un área de minería de oro y plata de clase mundial. Es un proyecto con características similares a los proyectos Cerro Vanguardia y Cerro Moro, ubicados cerca de El Zanjón.
El programa de exploración “se enfoca aún más en las anomalías geoquímicas de oro y plata identificadas en características magnéticas que se confirmaron que son prospectivas para depósitos epitermales”, señala el comunicado de la minera canadiense, que se especializa en la exploración en etapa de descubrimiento de proyectos mineros, sobre todo en la Argentina y Colombia.
Los estudios en El Zanjón se realizarán con 500 muestras con intervalos de 160 metros. En 2019, la empresa realizó otros muestreos que dieron resultados alentadores, pero en 2020 la pandemia retrasó la continuidad del programa de exploración. El muestreo geoquímico definió al menos diez zonas con potencial en oro y plata que tienen entre 320 y 2.800 metros de longitud.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados han estado restringiendo los suministros de petróleo desde que la pandemia aplastó la demanda hace casi un año. Para dispersar el persistente superávit de existencias, los saudíes prometieron reducciones adicionales durante febrero y marzo. Sus esfuerzos han dado sus frutos, reviviendo los precios del petróleo a niveles anteriores a la crisis por encima de los 60 dólares el barril en Londres.
La coalición de 23 naciones se reunirá el jueves para decidir si puede relajar algunas de las medidas en abril. Se espera ampliamente que agreguen 500,000 barriles por día de los 7 millones de barriles que aún están fuera de línea, y que Riad confirmará el vencimiento de su bordillo adicional de millones de barriles.
Rusia, que lidera conjuntamente la alianza, ha señalado que está ansiosa por continuar con un aumento de producción. Arabia Saudita, cautelosa de que la demanda siga siendo frágil y los inventarios abundantes, cree que los productores deberían seguir siendo «extremadamente cautelosos».
Para ilustrar ese sentido de vigilancia, el reino recortó la producción en 970.000 barriles por día en febrero a 8,15 millones por día, según la encuesta.
Se basa en datos de seguimiento de barcos, información de funcionarios y estimaciones de consultores, incluidos Rystad Energy AS, JBC Energy GmbH, Rapidan Energy Group y Energy Aspects Ltd.
Exportaciones sauditas
A pesar del fuerte recorte de la producción, el mayor productor de la OPEP mantuvo las exportaciones prácticamente estables en 6 millones de barriles por día, según mostraron los datos de seguimiento de los petroleros. El trabajo de mantenimiento en las refinerías nacionales permitió que el reino mantuviera los envíos sin cambios, dijo Energy Aspects.
Si bien Riad hizo sacrificios aún mayores que los requeridos el mes pasado, los miembros de la OPEP, que a menudo se han quedado atrás en su compromiso, una vez más se desviaron.
Irak, que se supone que está haciendo recortes compensatorios adicionales para expiar la sobreproducción anterior, en cambio bombeó más. La producción aumentó en 40.000 barriles por día a 3,91 millones por día, considerablemente por encima de su límite obligatorio. Mientras se recupera de una crisis económica y se acerca al Fondo Monetario Internacional en busca de ayuda, Bagdad ha antepuesto la necesidad de ingresos a sus obligaciones con la OPEP.
Nigeria había mostrado signos de una mejor disciplina a fines del año pasado y, en reconocimiento, su ministro de petróleo, Timipre Sylva, fue enviado para guiar a otros miembros africanos de la OPEP en la mejora de su desempeño. Sin embargo, el país volvió a caer en febrero, aumentando la producción en 130.000 barriles por día a 1,6 millones.
En el otro extremo del espectro se encuentra Angola, que ha reducido la producción mucho más de lo requerido por la OPEP. Su producción se redujo nuevamente el mes pasado, en 80.000 barriles por día a 1,1 millones, la más baja en datos de Bloomberg desde 2007.
La inversión deficiente ha provocado una caída a largo plazo en la industria petrolera del país, que alguna vez compitió con Nigeria como el principal productor de África. A pesar de los esfuerzos del gobierno para estimular la actividad, solo un puñado de plataformas de perforación funcionan ahora en las aguas profundas del Atlántico que contienen los mayores recursos del país.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados han estado restringiendo los suministros de petróleo desde que la pandemia aplastó la demanda hace casi un año. Para dispersar el persistente superávit de existencias, los saudíes prometieron reducciones adicionales durante febrero y marzo. Sus esfuerzos han dado sus frutos, reviviendo los precios del petróleo a niveles anteriores a la crisis por encima de los 60 dólares el barril en Londres.
La coalición de 23 naciones se reunirá el jueves para decidir si puede relajar algunas de las medidas en abril. Se espera ampliamente que agreguen 500,000 barriles por día de los 7 millones de barriles que aún están fuera de línea, y que Riad confirmará el vencimiento de su bordillo adicional de millones de barriles.
Rusia, que lidera conjuntamente la alianza, ha señalado que está ansiosa por continuar con un aumento de producción. Arabia Saudita, cautelosa de que la demanda siga siendo frágil y los inventarios abundantes, cree que los productores deberían seguir siendo «extremadamente cautelosos».
Para ilustrar ese sentido de vigilancia, el reino recortó la producción en 970.000 barriles por día en febrero a 8,15 millones por día, según la encuesta.
Se basa en datos de seguimiento de barcos, información de funcionarios y estimaciones de consultores, incluidos Rystad Energy AS, JBC Energy GmbH, Rapidan Energy Group y Energy Aspects Ltd.
Exportaciones sauditas
A pesar del fuerte recorte de la producción, el mayor productor de la OPEP mantuvo las exportaciones prácticamente estables en 6 millones de barriles por día, según mostraron los datos de seguimiento de los petroleros. El trabajo de mantenimiento en las refinerías nacionales permitió que el reino mantuviera los envíos sin cambios, dijo Energy Aspects.
Si bien Riad hizo sacrificios aún mayores que los requeridos el mes pasado, los miembros de la OPEP, que a menudo se han quedado atrás en su compromiso, una vez más se desviaron.
Irak, que se supone que está haciendo recortes compensatorios adicionales para expiar la sobreproducción anterior, en cambio bombeó más. La producción aumentó en 40.000 barriles por día a 3,91 millones por día, considerablemente por encima de su límite obligatorio. Mientras se recupera de una crisis económica y se acerca al Fondo Monetario Internacional en busca de ayuda, Bagdad ha antepuesto la necesidad de ingresos a sus obligaciones con la OPEP.
Nigeria había mostrado signos de una mejor disciplina a fines del año pasado y, en reconocimiento, su ministro de petróleo, Timipre Sylva, fue enviado para guiar a otros miembros africanos de la OPEP en la mejora de su desempeño. Sin embargo, el país volvió a caer en febrero, aumentando la producción en 130.000 barriles por día a 1,6 millones.
En el otro extremo del espectro se encuentra Angola, que ha reducido la producción mucho más de lo requerido por la OPEP. Su producción se redujo nuevamente el mes pasado, en 80.000 barriles por día a 1,1 millones, la más baja en datos de Bloomberg desde 2007.
La inversión deficiente ha provocado una caída a largo plazo en la industria petrolera del país, que alguna vez compitió con Nigeria como el principal productor de África. A pesar de los esfuerzos del gobierno para estimular la actividad, solo un puñado de plataformas de perforación funcionan ahora en las aguas profundas del Atlántico que contienen los mayores recursos del país.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados han estado restringiendo los suministros de petróleo desde que la pandemia aplastó la demanda hace casi un año. Para dispersar el persistente superávit de existencias, los saudíes prometieron reducciones adicionales durante febrero y marzo. Sus esfuerzos han dado sus frutos, reviviendo los precios del petróleo a niveles anteriores a la crisis por encima de los 60 dólares el barril en Londres.
La coalición de 23 naciones se reunirá el jueves para decidir si puede relajar algunas de las medidas en abril. Se espera ampliamente que agreguen 500,000 barriles por día de los 7 millones de barriles que aún están fuera de línea, y que Riad confirmará el vencimiento de su bordillo adicional de millones de barriles.
Rusia, que lidera conjuntamente la alianza, ha señalado que está ansiosa por continuar con un aumento de producción. Arabia Saudita, cautelosa de que la demanda siga siendo frágil y los inventarios abundantes, cree que los productores deberían seguir siendo «extremadamente cautelosos».
Para ilustrar ese sentido de vigilancia, el reino recortó la producción en 970.000 barriles por día en febrero a 8,15 millones por día, según la encuesta.
Se basa en datos de seguimiento de barcos, información de funcionarios y estimaciones de consultores, incluidos Rystad Energy AS, JBC Energy GmbH, Rapidan Energy Group y Energy Aspects Ltd.
Exportaciones sauditas
A pesar del fuerte recorte de la producción, el mayor productor de la OPEP mantuvo las exportaciones prácticamente estables en 6 millones de barriles por día, según mostraron los datos de seguimiento de los petroleros. El trabajo de mantenimiento en las refinerías nacionales permitió que el reino mantuviera los envíos sin cambios, dijo Energy Aspects.
Si bien Riad hizo sacrificios aún mayores que los requeridos el mes pasado, los miembros de la OPEP, que a menudo se han quedado atrás en su compromiso, una vez más se desviaron.
Irak, que se supone que está haciendo recortes compensatorios adicionales para expiar la sobreproducción anterior, en cambio bombeó más. La producción aumentó en 40.000 barriles por día a 3,91 millones por día, considerablemente por encima de su límite obligatorio. Mientras se recupera de una crisis económica y se acerca al Fondo Monetario Internacional en busca de ayuda, Bagdad ha antepuesto la necesidad de ingresos a sus obligaciones con la OPEP.
Nigeria había mostrado signos de una mejor disciplina a fines del año pasado y, en reconocimiento, su ministro de petróleo, Timipre Sylva, fue enviado para guiar a otros miembros africanos de la OPEP en la mejora de su desempeño. Sin embargo, el país volvió a caer en febrero, aumentando la producción en 130.000 barriles por día a 1,6 millones.
En el otro extremo del espectro se encuentra Angola, que ha reducido la producción mucho más de lo requerido por la OPEP. Su producción se redujo nuevamente el mes pasado, en 80.000 barriles por día a 1,1 millones, la más baja en datos de Bloomberg desde 2007.
La inversión deficiente ha provocado una caída a largo plazo en la industria petrolera del país, que alguna vez compitió con Nigeria como el principal productor de África. A pesar de los esfuerzos del gobierno para estimular la actividad, solo un puñado de plataformas de perforación funcionan ahora en las aguas profundas del Atlántico que contienen los mayores recursos del país.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados han estado restringiendo los suministros de petróleo desde que la pandemia aplastó la demanda hace casi un año. Para dispersar el persistente superávit de existencias, los saudíes prometieron reducciones adicionales durante febrero y marzo. Sus esfuerzos han dado sus frutos, reviviendo los precios del petróleo a niveles anteriores a la crisis por encima de los 60 dólares el barril en Londres.
La coalición de 23 naciones se reunirá el jueves para decidir si puede relajar algunas de las medidas en abril. Se espera ampliamente que agreguen 500,000 barriles por día de los 7 millones de barriles que aún están fuera de línea, y que Riad confirmará el vencimiento de su bordillo adicional de millones de barriles.
Rusia, que lidera conjuntamente la alianza, ha señalado que está ansiosa por continuar con un aumento de producción. Arabia Saudita, cautelosa de que la demanda siga siendo frágil y los inventarios abundantes, cree que los productores deberían seguir siendo «extremadamente cautelosos».
Para ilustrar ese sentido de vigilancia, el reino recortó la producción en 970.000 barriles por día en febrero a 8,15 millones por día, según la encuesta.
Se basa en datos de seguimiento de barcos, información de funcionarios y estimaciones de consultores, incluidos Rystad Energy AS, JBC Energy GmbH, Rapidan Energy Group y Energy Aspects Ltd.
Exportaciones sauditas
A pesar del fuerte recorte de la producción, el mayor productor de la OPEP mantuvo las exportaciones prácticamente estables en 6 millones de barriles por día, según mostraron los datos de seguimiento de los petroleros. El trabajo de mantenimiento en las refinerías nacionales permitió que el reino mantuviera los envíos sin cambios, dijo Energy Aspects.
Si bien Riad hizo sacrificios aún mayores que los requeridos el mes pasado, los miembros de la OPEP, que a menudo se han quedado atrás en su compromiso, una vez más se desviaron.
Irak, que se supone que está haciendo recortes compensatorios adicionales para expiar la sobreproducción anterior, en cambio bombeó más. La producción aumentó en 40.000 barriles por día a 3,91 millones por día, considerablemente por encima de su límite obligatorio. Mientras se recupera de una crisis económica y se acerca al Fondo Monetario Internacional en busca de ayuda, Bagdad ha antepuesto la necesidad de ingresos a sus obligaciones con la OPEP.
Nigeria había mostrado signos de una mejor disciplina a fines del año pasado y, en reconocimiento, su ministro de petróleo, Timipre Sylva, fue enviado para guiar a otros miembros africanos de la OPEP en la mejora de su desempeño. Sin embargo, el país volvió a caer en febrero, aumentando la producción en 130.000 barriles por día a 1,6 millones.
En el otro extremo del espectro se encuentra Angola, que ha reducido la producción mucho más de lo requerido por la OPEP. Su producción se redujo nuevamente el mes pasado, en 80.000 barriles por día a 1,1 millones, la más baja en datos de Bloomberg desde 2007.
La inversión deficiente ha provocado una caída a largo plazo en la industria petrolera del país, que alguna vez compitió con Nigeria como el principal productor de África. A pesar de los esfuerzos del gobierno para estimular la actividad, solo un puñado de plataformas de perforación funcionan ahora en las aguas profundas del Atlántico que contienen los mayores recursos del país.
La estatal brasileña Petrobras anunció un nuevo aumento en el precio de la nafta, con lo que acumula un alza del 41 % en lo que va del año, en medio de la crisis abierta por el relevo en la Presidencia de la petrolera propuesto por el Gobierno de Jair Bolsonaro.
Petrobras, controlada por el Estado brasileño, pero con acciones negociadas en Sao Paulo, Nueva York y Madrid, informó que a partir de este martes el precio de la gasolina en las refinerías se elevará un 4,8 %, en la que será la quinta subida del año.
También aumentará en torno a un 5 % los precios del diesel y de la bombona de gas, cuyos valores se han disparado un 34 % y un 17 %, respectivamente, desde que el inicio de 2021.
El nuevo reajuste es el primero desde que el mandatario Bolsonaro anunció por sorpresa un cambio en la presidencia de Petrobras y designó para el cargo al general retirado del Ejército Joaquim Silva e Luna, en sustitución del economista Roberto Castello Branco.
Bolsonaro critica desde hace semanas la gestión de Castello Branco al frente la estatal y el alza de los combustibles, presionado por el sector camionero, un aliado destacado dentro de su base de apoyo social y que amenazó con una huelga como la que paralizó el país en mayo de 2018.
El cambio en el comando de Petrobras, que aún debe ser ratificado por sus accionistas, provocó fuertes caídas de las acciones de la empresa en el mercado financiero, que interpretó el movimiento como una injerencia de Bolsonaro por intentar controlar la política de precios de la estatal.
Petrobras señaló en un comunicado que la nueva subida obedece a los precios de importación, a la tasa de cambio monetaria y a las variaciones del precio del petróleo en el mercado internacional.
La petrolera subrayó además que el precio final de los combustibles aumenta aún más debido a los tributos federales y regionales, y al margen de beneficio de distribuidoras y puntos de venta.
En este marco, Bolsonaro anunció el mes pasado una exención fiscal temporal de los impuestos federales aplicados al diesel y a la bombona de gas.
Las últimas decisiones del gobernante en torno a Petrobras han generado serias dudas en el mercado financiero sobre su supuesto compromiso con una agenda económica de corte liberal y no intervencionista, que asumió en la campaña electoral de 2018.
Para contrarrestar esa imagen, el presidente brasileño presentó personalmente al Congreso dos proyectos para privatizar Eletrobras, cuyo proceso de desestatización lleva parado desde 2016, y Correos.
La estatal brasileña Petrobras anunció un nuevo aumento en el precio de la nafta, con lo que acumula un alza del 41 % en lo que va del año, en medio de la crisis abierta por el relevo en la Presidencia de la petrolera propuesto por el Gobierno de Jair Bolsonaro.
Petrobras, controlada por el Estado brasileño, pero con acciones negociadas en Sao Paulo, Nueva York y Madrid, informó que a partir de este martes el precio de la gasolina en las refinerías se elevará un 4,8 %, en la que será la quinta subida del año.
También aumentará en torno a un 5 % los precios del diesel y de la bombona de gas, cuyos valores se han disparado un 34 % y un 17 %, respectivamente, desde que el inicio de 2021.
El nuevo reajuste es el primero desde que el mandatario Bolsonaro anunció por sorpresa un cambio en la presidencia de Petrobras y designó para el cargo al general retirado del Ejército Joaquim Silva e Luna, en sustitución del economista Roberto Castello Branco.
Bolsonaro critica desde hace semanas la gestión de Castello Branco al frente la estatal y el alza de los combustibles, presionado por el sector camionero, un aliado destacado dentro de su base de apoyo social y que amenazó con una huelga como la que paralizó el país en mayo de 2018.
El cambio en el comando de Petrobras, que aún debe ser ratificado por sus accionistas, provocó fuertes caídas de las acciones de la empresa en el mercado financiero, que interpretó el movimiento como una injerencia de Bolsonaro por intentar controlar la política de precios de la estatal.
Petrobras señaló en un comunicado que la nueva subida obedece a los precios de importación, a la tasa de cambio monetaria y a las variaciones del precio del petróleo en el mercado internacional.
La petrolera subrayó además que el precio final de los combustibles aumenta aún más debido a los tributos federales y regionales, y al margen de beneficio de distribuidoras y puntos de venta.
En este marco, Bolsonaro anunció el mes pasado una exención fiscal temporal de los impuestos federales aplicados al diesel y a la bombona de gas.
Las últimas decisiones del gobernante en torno a Petrobras han generado serias dudas en el mercado financiero sobre su supuesto compromiso con una agenda económica de corte liberal y no intervencionista, que asumió en la campaña electoral de 2018.
Para contrarrestar esa imagen, el presidente brasileño presentó personalmente al Congreso dos proyectos para privatizar Eletrobras, cuyo proceso de desestatización lleva parado desde 2016, y Correos.
La estatal brasileña Petrobras anunció un nuevo aumento en el precio de la nafta, con lo que acumula un alza del 41 % en lo que va del año, en medio de la crisis abierta por el relevo en la Presidencia de la petrolera propuesto por el Gobierno de Jair Bolsonaro.
Petrobras, controlada por el Estado brasileño, pero con acciones negociadas en Sao Paulo, Nueva York y Madrid, informó que a partir de este martes el precio de la gasolina en las refinerías se elevará un 4,8 %, en la que será la quinta subida del año.
También aumentará en torno a un 5 % los precios del diesel y de la bombona de gas, cuyos valores se han disparado un 34 % y un 17 %, respectivamente, desde que el inicio de 2021.
El nuevo reajuste es el primero desde que el mandatario Bolsonaro anunció por sorpresa un cambio en la presidencia de Petrobras y designó para el cargo al general retirado del Ejército Joaquim Silva e Luna, en sustitución del economista Roberto Castello Branco.
Bolsonaro critica desde hace semanas la gestión de Castello Branco al frente la estatal y el alza de los combustibles, presionado por el sector camionero, un aliado destacado dentro de su base de apoyo social y que amenazó con una huelga como la que paralizó el país en mayo de 2018.
El cambio en el comando de Petrobras, que aún debe ser ratificado por sus accionistas, provocó fuertes caídas de las acciones de la empresa en el mercado financiero, que interpretó el movimiento como una injerencia de Bolsonaro por intentar controlar la política de precios de la estatal.
Petrobras señaló en un comunicado que la nueva subida obedece a los precios de importación, a la tasa de cambio monetaria y a las variaciones del precio del petróleo en el mercado internacional.
La petrolera subrayó además que el precio final de los combustibles aumenta aún más debido a los tributos federales y regionales, y al margen de beneficio de distribuidoras y puntos de venta.
En este marco, Bolsonaro anunció el mes pasado una exención fiscal temporal de los impuestos federales aplicados al diesel y a la bombona de gas.
Las últimas decisiones del gobernante en torno a Petrobras han generado serias dudas en el mercado financiero sobre su supuesto compromiso con una agenda económica de corte liberal y no intervencionista, que asumió en la campaña electoral de 2018.
Para contrarrestar esa imagen, el presidente brasileño presentó personalmente al Congreso dos proyectos para privatizar Eletrobras, cuyo proceso de desestatización lleva parado desde 2016, y Correos.
La estatal brasileña Petrobras anunció un nuevo aumento en el precio de la nafta, con lo que acumula un alza del 41 % en lo que va del año, en medio de la crisis abierta por el relevo en la Presidencia de la petrolera propuesto por el Gobierno de Jair Bolsonaro.
Petrobras, controlada por el Estado brasileño, pero con acciones negociadas en Sao Paulo, Nueva York y Madrid, informó que a partir de este martes el precio de la gasolina en las refinerías se elevará un 4,8 %, en la que será la quinta subida del año.
También aumentará en torno a un 5 % los precios del diesel y de la bombona de gas, cuyos valores se han disparado un 34 % y un 17 %, respectivamente, desde que el inicio de 2021.
El nuevo reajuste es el primero desde que el mandatario Bolsonaro anunció por sorpresa un cambio en la presidencia de Petrobras y designó para el cargo al general retirado del Ejército Joaquim Silva e Luna, en sustitución del economista Roberto Castello Branco.
Bolsonaro critica desde hace semanas la gestión de Castello Branco al frente la estatal y el alza de los combustibles, presionado por el sector camionero, un aliado destacado dentro de su base de apoyo social y que amenazó con una huelga como la que paralizó el país en mayo de 2018.
El cambio en el comando de Petrobras, que aún debe ser ratificado por sus accionistas, provocó fuertes caídas de las acciones de la empresa en el mercado financiero, que interpretó el movimiento como una injerencia de Bolsonaro por intentar controlar la política de precios de la estatal.
Petrobras señaló en un comunicado que la nueva subida obedece a los precios de importación, a la tasa de cambio monetaria y a las variaciones del precio del petróleo en el mercado internacional.
La petrolera subrayó además que el precio final de los combustibles aumenta aún más debido a los tributos federales y regionales, y al margen de beneficio de distribuidoras y puntos de venta.
En este marco, Bolsonaro anunció el mes pasado una exención fiscal temporal de los impuestos federales aplicados al diesel y a la bombona de gas.
Las últimas decisiones del gobernante en torno a Petrobras han generado serias dudas en el mercado financiero sobre su supuesto compromiso con una agenda económica de corte liberal y no intervencionista, que asumió en la campaña electoral de 2018.
Para contrarrestar esa imagen, el presidente brasileño presentó personalmente al Congreso dos proyectos para privatizar Eletrobras, cuyo proceso de desestatización lleva parado desde 2016, y Correos.
Schneider Electric, líder en transformación digital, automatización y gestión de la energía, anuncia hoy que Paula Altavilla será la nueva CEO para Argentina, Paraguay y Uruguay.
Su decisión de formar parte de la compañía, que en 2021 fue reconocida como la más sostenible del mundo por el ranking de Corporate Knights, está relacionada con su interés por la sustentabilidad: “Schneider Electric es una compañía líder a nivel global que ofrece soluciones digitales de automatización y gestión de la energía pensadas para la eficiencia y la sustentabilidad, un propósito que está completamente alineado con los objetivos de desarrollo sostenible de las Naciones Unidas y con el cual me siento muy identificada.”, explica la nueva CEO.
Paula Altavilla, nueva Presidente de Argentina, Paraguay y Uruguay
Paula estudió Administración de Empresas y un MBA y tiene más de 20 años de experiencia trabajando en grandes empresas como 3M, donde lideró varias unidades de negocio, y Whirlpool, donde se desempeñó como Directora Regional, a cargo de la operación en Argentina, Uruguay, Paraguay, Bolivia y Chile. En este último rol desarrolló un proyecto de inversión para la construcción de una nueva planta de manufactura de lavarropas de alta capacidad en Argentina, cuya producción no sólo abastecerá el mercado local sino que también se exportará a la región, principalmente a Brasil.
“Las mujeres desempeñan un rol importante en el sector tecnológico y energético. En Schneider Electric el 42% de los empleados son mujeres. El compromiso de todos, tanto de mujeres como de varones es fundamental para promover la igualdad de género en las organizaciones. Necesitamos actuar como “agentes de cambio” y construir un mundo mejor donde la diversidad y la inclusión sean la norma.”, expresó Paula Altavilla.
Para Schneider Electric, la diversidad, equidad e inclusión son una prioridad. Promovemos una cultura inclusiva en la que las mujeres tienen la misma oportunidad de liderar que los varones y son visibles dentro de la organización. Como muestra de esto, en el 2021 la compañía fue incluida por cuarto año consecutivo en el Índice de Igualdad de Género de Bloomberg, alcanzando una alta puntuación en los criterios que involucran el compromiso de la alta dirección, las políticas inclusivas de género y la participación comunitaria. Asimismo, este año renovamos nuestro compromiso incluyendo el objetivo de equidad de género en el Índice de Sostenibilidad de Schneider 2021-2025; con el que lograremos que las mujeres representen el 50% de todas las nuevas contrataciones, el 40% de los gerentes de primera línea y el 30% de la alta dirección.
“Schneider Electric Argentina, Uruguay y Paraguay ha construido a lo largo de los años un negocio muy exitoso, por el cual sólo siento admiración y respecto. Tengo mucha experiencia en el liderazgo de transformaciones organizacionales, una mirada fresca, sin preconceptos respecto del negocio tradicional de la compañía, y muchas ganas de colaborar con el equipo para llevar el negocio de Argentina, Paraguay y Uruguay al siguiente nivel.”, concluye la nueva CEO.
Schneider Electric, líder en transformación digital, automatización y gestión de la energía, anuncia hoy que Paula Altavilla será la nueva CEO para Argentina, Paraguay y Uruguay.
Su decisión de formar parte de la compañía, que en 2021 fue reconocida como la más sostenible del mundo por el ranking de Corporate Knights, está relacionada con su interés por la sustentabilidad: “Schneider Electric es una compañía líder a nivel global que ofrece soluciones digitales de automatización y gestión de la energía pensadas para la eficiencia y la sustentabilidad, un propósito que está completamente alineado con los objetivos de desarrollo sostenible de las Naciones Unidas y con el cual me siento muy identificada.”, explica la nueva CEO.
Paula Altavilla, nueva Presidente de Argentina, Paraguay y Uruguay
Paula estudió Administración de Empresas y un MBA y tiene más de 20 años de experiencia trabajando en grandes empresas como 3M, donde lideró varias unidades de negocio, y Whirlpool, donde se desempeñó como Directora Regional, a cargo de la operación en Argentina, Uruguay, Paraguay, Bolivia y Chile. En este último rol desarrolló un proyecto de inversión para la construcción de una nueva planta de manufactura de lavarropas de alta capacidad en Argentina, cuya producción no sólo abastecerá el mercado local sino que también se exportará a la región, principalmente a Brasil.
“Las mujeres desempeñan un rol importante en el sector tecnológico y energético. En Schneider Electric el 42% de los empleados son mujeres. El compromiso de todos, tanto de mujeres como de varones es fundamental para promover la igualdad de género en las organizaciones. Necesitamos actuar como “agentes de cambio” y construir un mundo mejor donde la diversidad y la inclusión sean la norma.”, expresó Paula Altavilla.
Para Schneider Electric, la diversidad, equidad e inclusión son una prioridad. Promovemos una cultura inclusiva en la que las mujeres tienen la misma oportunidad de liderar que los varones y son visibles dentro de la organización. Como muestra de esto, en el 2021 la compañía fue incluida por cuarto año consecutivo en el Índice de Igualdad de Género de Bloomberg, alcanzando una alta puntuación en los criterios que involucran el compromiso de la alta dirección, las políticas inclusivas de género y la participación comunitaria. Asimismo, este año renovamos nuestro compromiso incluyendo el objetivo de equidad de género en el Índice de Sostenibilidad de Schneider 2021-2025; con el que lograremos que las mujeres representen el 50% de todas las nuevas contrataciones, el 40% de los gerentes de primera línea y el 30% de la alta dirección.
“Schneider Electric Argentina, Uruguay y Paraguay ha construido a lo largo de los años un negocio muy exitoso, por el cual sólo siento admiración y respecto. Tengo mucha experiencia en el liderazgo de transformaciones organizacionales, una mirada fresca, sin preconceptos respecto del negocio tradicional de la compañía, y muchas ganas de colaborar con el equipo para llevar el negocio de Argentina, Paraguay y Uruguay al siguiente nivel.”, concluye la nueva CEO.
Schneider Electric, líder en transformación digital, automatización y gestión de la energía, anuncia hoy que Paula Altavilla será la nueva CEO para Argentina, Paraguay y Uruguay.
Su decisión de formar parte de la compañía, que en 2021 fue reconocida como la más sostenible del mundo por el ranking de Corporate Knights, está relacionada con su interés por la sustentabilidad: “Schneider Electric es una compañía líder a nivel global que ofrece soluciones digitales de automatización y gestión de la energía pensadas para la eficiencia y la sustentabilidad, un propósito que está completamente alineado con los objetivos de desarrollo sostenible de las Naciones Unidas y con el cual me siento muy identificada.”, explica la nueva CEO.
Paula Altavilla, nueva Presidente de Argentina, Paraguay y Uruguay
Paula estudió Administración de Empresas y un MBA y tiene más de 20 años de experiencia trabajando en grandes empresas como 3M, donde lideró varias unidades de negocio, y Whirlpool, donde se desempeñó como Directora Regional, a cargo de la operación en Argentina, Uruguay, Paraguay, Bolivia y Chile. En este último rol desarrolló un proyecto de inversión para la construcción de una nueva planta de manufactura de lavarropas de alta capacidad en Argentina, cuya producción no sólo abastecerá el mercado local sino que también se exportará a la región, principalmente a Brasil.
“Las mujeres desempeñan un rol importante en el sector tecnológico y energético. En Schneider Electric el 42% de los empleados son mujeres. El compromiso de todos, tanto de mujeres como de varones es fundamental para promover la igualdad de género en las organizaciones. Necesitamos actuar como “agentes de cambio” y construir un mundo mejor donde la diversidad y la inclusión sean la norma.”, expresó Paula Altavilla.
Para Schneider Electric, la diversidad, equidad e inclusión son una prioridad. Promovemos una cultura inclusiva en la que las mujeres tienen la misma oportunidad de liderar que los varones y son visibles dentro de la organización. Como muestra de esto, en el 2021 la compañía fue incluida por cuarto año consecutivo en el Índice de Igualdad de Género de Bloomberg, alcanzando una alta puntuación en los criterios que involucran el compromiso de la alta dirección, las políticas inclusivas de género y la participación comunitaria. Asimismo, este año renovamos nuestro compromiso incluyendo el objetivo de equidad de género en el Índice de Sostenibilidad de Schneider 2021-2025; con el que lograremos que las mujeres representen el 50% de todas las nuevas contrataciones, el 40% de los gerentes de primera línea y el 30% de la alta dirección.
“Schneider Electric Argentina, Uruguay y Paraguay ha construido a lo largo de los años un negocio muy exitoso, por el cual sólo siento admiración y respecto. Tengo mucha experiencia en el liderazgo de transformaciones organizacionales, una mirada fresca, sin preconceptos respecto del negocio tradicional de la compañía, y muchas ganas de colaborar con el equipo para llevar el negocio de Argentina, Paraguay y Uruguay al siguiente nivel.”, concluye la nueva CEO.
Schneider Electric, líder en transformación digital, automatización y gestión de la energía, anuncia hoy que Paula Altavilla será la nueva CEO para Argentina, Paraguay y Uruguay.
Su decisión de formar parte de la compañía, que en 2021 fue reconocida como la más sostenible del mundo por el ranking de Corporate Knights, está relacionada con su interés por la sustentabilidad: “Schneider Electric es una compañía líder a nivel global que ofrece soluciones digitales de automatización y gestión de la energía pensadas para la eficiencia y la sustentabilidad, un propósito que está completamente alineado con los objetivos de desarrollo sostenible de las Naciones Unidas y con el cual me siento muy identificada.”, explica la nueva CEO.
Paula Altavilla, nueva Presidente de Argentina, Paraguay y Uruguay
Paula estudió Administración de Empresas y un MBA y tiene más de 20 años de experiencia trabajando en grandes empresas como 3M, donde lideró varias unidades de negocio, y Whirlpool, donde se desempeñó como Directora Regional, a cargo de la operación en Argentina, Uruguay, Paraguay, Bolivia y Chile. En este último rol desarrolló un proyecto de inversión para la construcción de una nueva planta de manufactura de lavarropas de alta capacidad en Argentina, cuya producción no sólo abastecerá el mercado local sino que también se exportará a la región, principalmente a Brasil.
“Las mujeres desempeñan un rol importante en el sector tecnológico y energético. En Schneider Electric el 42% de los empleados son mujeres. El compromiso de todos, tanto de mujeres como de varones es fundamental para promover la igualdad de género en las organizaciones. Necesitamos actuar como “agentes de cambio” y construir un mundo mejor donde la diversidad y la inclusión sean la norma.”, expresó Paula Altavilla.
Para Schneider Electric, la diversidad, equidad e inclusión son una prioridad. Promovemos una cultura inclusiva en la que las mujeres tienen la misma oportunidad de liderar que los varones y son visibles dentro de la organización. Como muestra de esto, en el 2021 la compañía fue incluida por cuarto año consecutivo en el Índice de Igualdad de Género de Bloomberg, alcanzando una alta puntuación en los criterios que involucran el compromiso de la alta dirección, las políticas inclusivas de género y la participación comunitaria. Asimismo, este año renovamos nuestro compromiso incluyendo el objetivo de equidad de género en el Índice de Sostenibilidad de Schneider 2021-2025; con el que lograremos que las mujeres representen el 50% de todas las nuevas contrataciones, el 40% de los gerentes de primera línea y el 30% de la alta dirección.
“Schneider Electric Argentina, Uruguay y Paraguay ha construido a lo largo de los años un negocio muy exitoso, por el cual sólo siento admiración y respecto. Tengo mucha experiencia en el liderazgo de transformaciones organizacionales, una mirada fresca, sin preconceptos respecto del negocio tradicional de la compañía, y muchas ganas de colaborar con el equipo para llevar el negocio de Argentina, Paraguay y Uruguay al siguiente nivel.”, concluye la nueva CEO.
El presidente Alberto Fernández aseguró en la Asamblea Legislativa que enviará al Congreso un proyecto de ley para “desdolarizar” las tarifas, aunque sin dar mayores precisiones. EconoJournal consultó a diversas fuentes oficiales y confirmó que puertas adentro del gobierno circula un borrador que contempla la pesificación de contratos eléctricos firmados especialmente durante la presidencia de Mauricio Macri, con el cual se busca abaratar el costo de la generación de energía y así reducir subsidios.
El corazón del texto, sin embargo, apunta a establecer los criterios metodológicos y regulatorios que se emplearán para segmentar las tarifas residenciales de gas y electricidad en función de la capacidad adquisitiva de cada usuario.
Los contratos en la mira
En diciembre de 2015, en la misma semana en la que asumió su cargo, el entonces ministro de Energía Juan José Aranguren declaró la emergencia energética y avanzó con un programa de acciones destinado a garantizar el suministro eléctrico. Como parte de ese plan, en marzo de 2016 dictó la resolución Nº 21/16 destinada a ampliar el parque de generación térmica. Allí se les permitió a las empresas interesadas ofertar un precio en dólares de la energía para repagar los proyectos de inversión.
Lo mismo ocurrió en mayo de 2017 cuando se sancionó la resolución 287/17 mediante la cual se abrió la licitación para proyectos de co-generación y cierre de ciclo combinado sobre equipamiento ya existente.
A esas dos resoluciones que fijaron precios de la energía en dólares, se le sumaron todos los contratos del programa RenovAr, que también están dolarizados. Y también contratos anteriores firmados durante los gobiernos kirchneristas bajo el paraguas de la resolución 220/2007 de la Secretaría de Energía y de los programas Foninvemem y Energía Plus.
El gobierno tiene en la mira esos contratos en dólares porque han encarecido el costo monómico de generación, según precisaron las fuentes consultadas. Por ejemplo, a fines del año pasado el costo monómico estaba en torno a los 60 dólares por MWh, pero el precio promedio de la energía provista por los contratos firmados en el marco de la resolución 21/16 era de 215 dólares por MWh.
«Se apunta a ordenar la remuneración del segmento de generación eléctrica. Hay que lograr una consistencia porque la mayor parte del parque de generación recibe una remuneración en pesos», explicó un colaborador del secretario de Energía, Darío Martínez.
Los riesgos de la “desdolarización”
La pesificación de esos contratos expresados en dólares podría ayudar a reducir el costo de generación, pero antes de avanzar hay dos cuestiones a tener en cuenta:
1) Las empresas que operan esas centrales emitieron deuda en dólares para financiar esas obras y si el gobierno les pesifica su ingreso automáticamente deberían darse vuelta y decirles a sus acreedores que no pueden cumplir con su deuda. Muchos de esos acreedores son los mismos fondos de inversión que pugnaron recientemente con YPF cuando la petrolera propuso un canje de su deuda. De hecho, la petrolera controlada por el Estado sería una de las perjudicadas si se avanzara con la desdolarización porque YPF Luz, su subsidiaria en el negocio de generación eléctrica, fue una de las empresas que más contratos térmicos y renovables se adjudicó durante la gestión anterior.
El problema, además, es que en varios de esos documentos el Estado Nacional salió como garante y a su vez, algunos cuentan con garantía del Banco Mundial. Por lo tanto, un incumplimiento de las empresas podría terminar teniendo un costo para el erario público y disparar una serie de reclamos en el Ciadi, tribunal arbitral de Nueva York, por el cambio de las condiciones originales establecidas en los contratos.
2) El diseño de la política macroeconómica puede operar como un desincentivo para la desdolarización. Cualquier pesificación iría de la mano de algún tipo de indexación a partir de una fórmula polinómica que contemple, por ejemplo, la evolución de la inflación. Si el gobierno confía en mantener un dólar relativamente planchado en 2021 para encarar la agenda electoral, la pesificación de los contratos no sería tan determinante para reducir los subsidios y generaría un ruido innecesario en el mercado energético.
Dario Martínez impulsa la segmentación de las tarifas de servicios públicos.
Estos dos puntos son los que están analizando puertas adentro del gobierno antes de elevar un proyecto al Congreso Nacional.
Segmentación tarifaria
El trazo grueso del borrador en el que trabaja el gobierno —que cuenta también con contribuciones redactadas por colaboradores del titular de la Cámara de Diputados, Sergio Massa— apunta a edificar regulatoriamente un esquema de segmentación tarifaria según el poder adquisitivo de la población.
La intención oficial, según pudo averiguar este medio, es separar a los usuarios en tres grandes grupos: un 20% de alto poder adquisitivo que pagaría la energía prácticamente sin subsidio, un 40% de ingreso medio que pagaría hasta el 80% del costo de la energía y otro 40% que pagaría hasta un 60% del cuadro tarifario aplicado al primer grupo.
“Por el momento, se están avanzando sobre algunos borradores. No hay nada definitivo. Lo central es la gegmentacion, es decir, establecer tarifas que vayan evolucionando en función de cómo fluctúen los ingresos de cada sector poblacional”, explicó una fuente de la Secretaría de Energía.
La implementación de esa idea es compleja porque es necesario saber cuánto gana cada hogar para ver cuánto se le cobra y las distribuidoras repiten que ellas no son la AFIP como para ir pidiéndoles un detalle de ingresos a sus clientes. Para el gobierno tampoco es fácil acceder a esa información debido al secreto fiscal. Por eso están evaluando que el proyecto de ley que se enviará al Congreso contemple alguna manera para que puedan acceder a esa información blindada por salvaguardas que protegen a los datos tributarios y bancarios de los contribuyentes.
En Economía sostienen que no les interesa tener acceso al detalle de ingresos de cada usuario sino al menos que la AFIP les diga quién pertenece al 20% de ingreso alto, al 40% de ingreso medio y al otro 40% de ingreso bajo para de ese modo poder avanzar.
Pese a todo, la instrumentación de un esquema segmentado o estratificado de tarifas demandará varios meses. “En el mejor de los casos, podríamos implementarlo dentro de un año, es decir, en 2022”, concluyó una fuente cercana a la Secretaría de Energía.
Las compañías Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, y Pampa Energía más que duplicaron su oferta de gas para el próximo invierno en la segunda ronda de licitación que impulsó el gobierno nacional bajo el marco del Plan Gas.Ar.
Las ofertas presentadas por las productoras para la Ronda II del programa de estímulo a la producción de gas se abrieron hoy al medio día, informó la Secretaria de Energía. El precio ponderado del gas para este invierno es de US$ 4,731 por millón de BTU (MMBTU). Entre ambas petroleras ofertarán en conjunto hasta 4,5 MMm3 para este invierno de 2021.
Las ofertas
En la Ronda I, la petrolera Tecpetrol ofreció 2 MMm3/día y ahora, en la nueva ronda, ofreció 3,5 MMm3/día para 2021 y 2,5 MMm3/día para el invierno de 2022. Por su parte, Pampa había ofrecido 1 MMm3/día a un precio de 4,68 US$MMBTU en la Ronda I y, ahora, volvió a ofrecer 1 MMm3/día para este invierno.
El secretario de Energía Darío Martínez expresó que «estamos satisfechos con este nuevo aporte que hacen las empresas productoras dentro del Plan Gas que nos permite más que duplicar la oferta para gas de invierno que recibimos en la primera ronda«.
Entre ambas empresas ofertaron en la Ronda II un total de 3.36 MMm3/día (2,5 MMm3/día de Tecpetrol y 0,86 MMm3/día de Pampa) para los inviernos de los años 2022, 2023 y 2024, a un precio promedio ponderado de US$ 4.728 MMBTU.
Se reproduce el detalle de las ofertas presentadas:
La empresa de servicios de origen alemán Netzsch Argentina tomó la decisión de presentar una medida cautelar contra el Gobierno nacional anta la imposibilidad de ingresar equipos que se encuentran parados en la ciudad brasileña de Uruguayana y que son requeridos para operaciones en yacimientos de Río Negro. De hecho, desde hace dos semanas dos pozos de una operadora de capitales argentinos, con actividad en Neuquén y el Golfo San Jorge, se encuentran sin actividad a la espera de la llegada de estos equipos.
Netzch es una empresa referente a nivel mundial en la producción de bombas para las explotaciones de pozos. Trabaja para las principales operadoras del país en áreas de la Cuenca Austral y la Cuenca Neuquina. Además, cuenta con una planta en Pilar, en donde se hace un trabajo de ingeniería a los equipos que llegan desde Brasil y luego son trasladados a las operaciones. Pero debido a que los equipos se encuentran varados en la frontera, la veintena de empleados que trabajan en dicha planta desde hace dos semanas también se encuentran sin actividad.
“Después de agotar todas las vías administrativas y sin haber obtenido ningún tipo de respuestas por parte del Ministerio de Desarrollo Productivo, hemos decididos iniciar acciones legales contra el gobierno nacional para poder ingresas esos camiones al país”, asegura ante EconoJournal el abogado Julio Fonrouge, del estudio J.P. O’ Farrell Abogados y patrocinante de la empresa alemana.
Efectos negativos
Desde hace dos años, Netzsch está desarrollando una nueva planta de ingeniería en Pilar por una inversión superior a los 30 millones de pesos, con la intención de ensamblar las bombas que actualmente llegan desde Brasil. Pero el escenario cambió completamente desde que no se permitió el ingreso de los equipos al país. “Esta decisión está generando un montón de efectos negativos colaterales”, asegura Fonrouge. “Las operaciones están paradas, tenemos a los trabajadores de la planta desesperados porque temen que se cierren sus puestos de trabajo y la empresa matriz diciendo que si esto no se resuelve se frenan las inversiones para la nueva planta; es realmente muy grave lo que está pasando”, completa el letrado.
Si bien no han tenido respuestas desde la cartera que conduce Matís Kulfas, en Netzsch entienden que la medida adoptada está en relación con la necesidad de restringir la venta de dólares de parte del Banco Central para importaciones y que su vez generen una caída de las reservas. Sin embargo, Fonrouge entiende que la prohibición al ingreso de esas importaciones genera un efecto contrario al buscado.
“Si lo que se quiere es evitar la restricción cambiaria, lo que se está haciendo con Netzch es totalmente contradictorio. Estamos hablando de yacimientos, que ya solamente la inactividad genera una pérdida diaria de varios miles de dólares; de una actividad que puede evitar la importación de gas, salvo, que prefieran que el buque regasificador tenga mucho trabajo. Hay un desconocimiento muy grave de la industria por parte de funcionarios del Ministerio de DesarrolloProductivo. No comprenden la envergadura del perjuicio que esto genera. La operada por contrato va a aplicar una penalidad por cada día de mora Son miles de dólares. Yo le voy a decir a través de la Justicia que es el Estado nacional el que arbitrariamente está frenando todo”, concluyó Fonrouge.
La Cámara Argentina de Distribuidores de Gas Licuado (CADIGAS), que distribuye garrafas a casi 5 millones de hogares, reclamó “medidas urgentes para resolver la dramática situación económica y social ante la pérdida acumulada por 210 millones de dólares que, en conjunto, padecen las 180 empresas pymes”, y alertaron sobre “el riesgo de no poder operar con normalidad durante el próximo invierno”.
“El invierno es hoy y por eso necesitamos medidas inmediatas para garantizar el abastecimiento de cara a la inminente temporada de bajas temperaturas y la creciente demanda de los sectores más vulnerables”, destacó la entidad que nuclea a empresas, en su mayoría de estructura familiar, que emplean a casi 3.000 personas y distribuye gas de garrafa a las provincias de Buenos Aires, Córdoba, Chaco, Corrientes, Misiones, Formosa, Tucumán y Mendoza, entre otras.
“Estamos viviendo una situación agobiante por las deudas acumuladas, que son imposibles de afrontar y una profunda descapitalización. La cruda realidad está a la vista: en los últimos 6 años los costos han crecido casi 600% y los márgenes sólo 250%. Perdemos dinero cada día que salimos a trabajar y ya no tenemos resto para afrontar las exigencias de la demanda del invierno”, indicó CADIGAS.
La cámara enfatizó que “si bien en octubre pasado, gracias al diálogo fluido que mantenemos con las autoridades de la Secretaría de Energía, se logró una insuficiente actualización, este paliativo se esfumó rápidamente frente a la fuerte suba de costos en rubros críticos tales como los vehículos, envases, combustibles, neumáticos, salarios y las necesarias medidas de bioseguridad implementadas por la pandemia. El resultado es que la distribución está frente a una crisis terminal”.
“Valoramos el diálogo, pero las respuestas han resultado insuficientes y nos coloca frente al colapso operativo. Somos conscientes de la importancia de ser un eslabón fundamental de un servicio vital y esencial, previsto en el Programa Hogar, que alcanza el producto a las familias más desprotegidas de nuestro país y por lo tanto de la necesidad de cumplir acabadamente nuestro rol a lo largo y ancho del país”, remarcó CADIGAS.
“Si el Estado tomara las medidas adecuadas podríamos, por ejemplo, aprestar operativamente e inclusive renovar parte del parque automotor, ejecutando las inversiones mínimas y necesarias del orden de 2.000 millones de pesos para abastecer con normalidad durante el pico invernal. Pero nuestra realidad es muy diferente. Esa inversión es una utopía imposible de materializar”, señaló la entidad.
De acuerdo con los datos oficiales suministrados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), de un total de 12,2 millones de familias del país, casi 5 millones (el 41%) utilizan gas envasado.
El CEO de YPF, Sergio Affronti, y el nuevo presidente de la compañía, Pablo González, dieron declaraciones luego del discurso de Alberto Fernández en la inauguración de las sesiones ordinarias del Congreso de la Nación, donde afirmó que el gobierno presentará un proyecto de ley de inversiones hidrocarburíferas.
Affronti destacó que “la nueva ley de promoción tiene como objeto sumar fuertes incentivos a la inversión, asegurar a los productores la posibilidad de exportar volúmenes incrementales, y disponer libremente de parte de las divisas que se generen. También promover un mecanismo de previsibilidad de precios para el crudo local que propicie un desarrollo rentable y sustentable para las nuevas inversiones”. Además, añadió que “tiene que apuntar no solo a promover la producción de Vaca Muerta sino también la producción convencional on-shore en las distintas provincias del país y del off-shore argentino”.
El CEO de la petrolera controlada por el Estado subrayó también que “será un nuevo impulso a lo que se hizo en 2014 con la Ley 27.007, que aseguró la primera ola de inversiones entre YPF y sus socios internacionales (Chevron, Petronas, Dow, Shell, Equinor) que permitió confirmar el potencial de Vaca Muerta y ponerla en valor. Tenemos la intención de generar una segunda etapa de inversiones, que dispare un boom de producción de petróleo y gas junto con la promoción de proyectos industriales de integración que generen importantes volúmenes de exportación, valor agregado y aumenten significativamente las divisas para el país, clave para su desarrollo”.
Por su parte, Pablo González remarcó: “celebramos el anuncio de Alberto Fernández de enviar un proyecto de ley para la promoción del sector. Es fundamental garantizar un fuerte componente federal en esta nueva ley, mediante la creación de un régimen de desarrollo de proveedores locales que permita alcanzar niveles de eficiencia, tecnología y competitividad de clase mundial”.
“YPF tiene que cumplir un rol central en promover acuerdos con impacto directo en todas las provincias petroleras, a través de regalías, y el desarrollo de obras de infraestructura fundamentales para generar empleo”, continuó el presidente de la compañía. “Me llena de orgullo saber que pasamos de la búsqueda del autoabastecimiento en 2012, a sentar las bases para una Argentina exportadora de energía en este contexto difícil para el mundo”, concluyó González.
La compañía Pampa Energía anunció el lanzamiento a partir de hoy de su campaña de gas “de productor a productor” para industrias y estaciones de GNC. La campaña será masiva y apunta a obtener nuevos clientes en el segmento de gas natural para industrias y grandes consumidores con la modalidad de productor (Pampa Energía, productor de gas natural) a productor de insumos, bienes o servicios.
Las principales ventajas que tiene esta modalidad es que elimina costos de intermediación, lo que permite llegar de una manera más eficiente a los clientes finales; tiene garantía de suministro; y, por último, cuenta con un equipo comercial de vasta experiencia que podrá resolver los requerimientos particulares de cada cliente
«A través de esta campaña de comercialización, Pampa busca llegar de una manera más directa a aquellas industrias que tienen al gas como un insumo importante de su cadena productiva. Sin intermediarios y con suministro asegurado, para eliminar cualquier incertidumbre en el abastecimiento de nuestros clientes», afirmó Tomas Magliano, director de Comercialización de Gas y Petróleo de la compañía.
Pampa es uno de los mayores productores de gas del país y se comprometió a aumentar su producción en el marco del Plan Gas Ar que el gobierno lanzó a fines del año pasado. Para ello invertirá USD 250 millones de dólares.
Pese a la intención del ministro de Economía, Martín Guzmán, que pretendía segmentar las facturas de gas y electricidad en función de la capacidad económica de cada usuario, el gobierno se inclinaría, en cambio, por acentuar el atraso tarifario. La estratificación de los cuadros tarifarios —el objetivo que se había fijado la Secretaría de Energía para asignar de manera más justa los subsidios que recibe el sector energético—parece estar enterrada.
Por el contrario, la idea que impulsa el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, es intensificar una aplicación masiva de subvenciones estatales que terminará beneficiando tanto a hogares de bajos ingresos como a segmentos medios altos y altos.
En concreto, la alternativa que propuso Basualdo puertas adentro del gobierno consiste en subsidiar de manera directa a Edenor y Edesur para evitar un aumento —o en todo caso, un salto grande— de las facturas residenciales de electricidad en el área metropolitana de Buenos Aires.
Los recursos que el Estado vuelca en el sector eléctrico se canalizan a través de Cammesa —la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)— para comprar combustibles para las centrales de generación. Es decir, hasta ahora, las dos grandes distribuidoras no reciben subsidios.
Si la iniciativa que baraja Basualdo prospera, este año se inyectarán unos $ 60.000 millones —unos US$ 65 millones al tipo de cambio oficial— en Edenor y Edesur, las mayores distribuidoras del país y las únicas que permanecen bajo la órbita del Estado nacional.
¿Cómo se materializaría el plan de la Subsecretaría de Energía Eléctrica?
En la práctica, Basualdo prevé reeditar la resolución 32/2015 de la Secretaría de Energía, de marzo de ese año, que instauró un esquema a través del cual el Estado empezó a desembolsar recursos en Edenor y Edesur para cubrir gastos operativos e inversiones en la red que operan esas dos empresas. La mecánica de esa normativa implicó, en los hechos, una especie de intervención informal por medio de la cual el gobierno tenía que validar los gastos de las compañías. Quien controlaba ese esquema era Roberto Baratta, por entonces coordinador de Planificación, que cumplía la función de autorizar personalmente cada pago que realizaban las distribuidoras.
Según indicaron a EconoJournal fuentes públicas y privadas sin contacto entre sí, en caso de optar por la continuidad del congelamiento de las tarifas eléctricas de los hogares del AMBA —que se mantienen sin cambios desde febrero de 2019—, el Estado inyectará entre 25.000 y 30.000 millones de pesos en cada una de las dos distribuidoras eléctricas.
Transición de dos años
Basualdo apunta a lograr un acuerdo con Edenor y Edesur para aplicar tarifas de transición durante los próximos dos años. A lo que aspira, concretamente, es a firmar un documento en el que los privados acepten voluntariamente que el Estado no aplique las tarifas que se aprobaron las RTI 2017-2021 realizada por el gobierno anterior. A cambio, el Estado se comprometerá a inyectarles un volumen cuantioso de subsidios para garantizar la operación de las redes de distribución.
Es extraño: aunque en lo discursivo el gobierno castiga a las empresas de servicios regulados por haber recibido fuertes aumentos tarifarios durante la administración de Cambiemos, ahora evalúa inyectar ingentes subvenciones en las empresas para evitar que las tarifas residenciales aumenten en pleno año electoral.
El déficit operativo de Edenor y Edesur —es decir, la diferencia entre lo que recaudan por tarifas y lo que debería gastar en la operación y mantenimiento de sus redes— ronda los $ 30.000 millones en el año. Las compañías prevén, además, obras por $ 15.000 y $ 20.000 millones, pero advierten que por las demoras burocráticas —para conseguir aprobaciones y permisos para operar en pandemia— seguramente deberán adecuar hacia abajo esas proyecciones.
Plazos
Con todo, las negociaciones son aún incipientes. La Subsecretaría de Energía Eléctrica aún no dio a conocer el borrador del acuerdo que debería firmar con las empresas. Deberá acelerar en estas semanas si pretende que el esquema esté en marcha a partir del 1º de abril. Las empresas, en tanto, esperan. Saben que, en el peor de los casos, si las tarifas siguen congeladas y se demora la implementación del esquema que prevé Basualdo, seguirán financiándose vía Cammesa dejando de pagar la energía que toman del mercado mayorista.
Según los últimos datos publicados por GWEC Market Intelligence, la industria eólica marina mundial tuvo su segundo mejor año en 2020 instalando más de 6 GW de nueva capacidad, manteniendo el crecimiento en el buen camino a pesar de los impactos de COVID-19 sentido en otros sectores energéticos. Este crecimiento fue impulsado por un año récord en China, que lidera el mundo en nueva capacidad eólica marina anual por tercer año consecutivo, e instaló más de la mitad de la nueva capacidad eólica marina a nivel mundial el año pasado.
El crecimiento constante en Europa representó la mayor parte de la nueva capacidad restante, liderada por los Países Bajos, que instaló casi 1,5 GW de nueva energía eólica marina en 2020, lo que lo convierte en el segundo mercado más grande para nueva capacidad en 2020 después de China.
Otros mercados eólicos marinos europeos también experimentaron un crecimiento estable el año pasado, con Bélgica (706 MW), el Reino Unido (483 MW) y Alemania (237 MW), todos instalando nueva capacidad en 2020. La desaceleración del crecimiento en el Reino Unido se debe a la brecha entre los Contratos por Diferencia (CfD) 1 y CfD 2. En Alemania, la desaceleración se debe principalmente a condiciones desfavorables y una débil cartera de proyectos eólicos marinos a corto plazo.
La única nueva capacidad eólica marina flotante registrada en 2020 también fue en Europa, con 17 MW instalados en Portugal.
Fuera de China y Europa, otros dos países registraron nueva capacidad eólica marina en 2020: Corea del Sur (60 MW) y Estados Unidos (12 MW).
En general, la capacidad eólica marina global ahora supera los 35 GW, un aumento del 106 por ciento solo en los últimos 5 años. China ahora ha superado a Alemania en términos de instalaciones acumuladas, convirtiéndose en la segunda eólica marina más grande a nivel mundial, con el Reino Unido en el primer lugar.
El presidente de la petrolera estatal Petrobras, Roberto Castello Branco, cuya destitución fue solicitada por el jefe de Estado de Brasil, Jair Bolsonaro, destacó que deja la empresa en su mejor situación en muchos años tras el lucro récord del último trimestre del año pasado.
«La Petrobras de hoy es mejor de lo que era un año atrás», dijo el economista en una teleconferencia para inversores en la que admitió que abandonará el cargo cuando concluya su mandato en marzo próximo y en su primera aparición pública desde la destitución.
«Nuestro compromiso fue terminar mejor de lo que comenzamos y lo cumplimos», agregó el ejecutivo al hacer un balance de sus resultados como presidente de Petrobras, cargo que asumió en enero de 2019 tras la llegada al poder de Bolsonaro.
La petrolera obtuvo en 2019 un beneficio neto de 40.137 millones de reales (unos 7.432,7 millones de dólares), el mayor en su historia para un año tras varias temporadas de pérdidas provocadas tanto por la caída de los precios del petróleo como por el gigantesco escándalo de desvíos de que la empresa fue víctima.
Y en 2020, pese a las enormes pérdidas provocadas por la pandemia de la covid-19, la empresa terminó el año con un inesperado beneficio neto de 7.108 millones de reales (unos 1.316,3 millones de dólares), frente a las proyecciones de que sufriría pérdidas.
Ese resultado obedeció a las ganancias por 59.890 millones de reales (11.090,7 millones de dólares) logradas en el cuarto trimestre, con que compensó las pérdidas provocadas por la pandemia.
El beneficio de Petrobras en los últimos tres meses de 2020 fue el mayor para un trimestre en toda su historia, así como el mayor ya obtenido por una compañía de capital abierto en Brasil.
LUCRO RÉCORD FUE DIVULGADO EN MEDIO DE CRISIS POR DESTITUCIÓN
La divulgación del beneficio récord se produjo en momentos en que la empresa, controlada por el Estado pero que cotiza en las bolsas de Sao Paulo, Nueva York y Madrid, enfrenta una grave crisis por la decisión de Bolsonaro de cambiar el comando de la compañía.
El mandatario le pidió a los accionistas de la empresa que destituyan a Castello Branco y que lo sustituyan por el general de la reserva del Ejército Joaquim Silva e Luna, lo que despertó temores de que el jefe de Estado pretende intervenir en la política de precios de la petrolera por motivos electorales y populistas.
La decisión provocó una caída del 21 % de los papeles de la empresa el lunes, que se recuperaron en parte el martes con una subida del 12 %, pese a que el mercado aún mantiene sus temores de que la empresa pueda ser usada electoralmente.
En sus dos años como presidente de Petrobras, Castello Branco promovió la recuperación de la empresa, que acumulaba gigantescas pérdidas y una deuda histórica, mediante una programa de ajuste financiero y de venta de activos no esenciales para que la compañía pueda concentrarse en las actividades de producción en sus gigantescas reservas marinas.
El ejecutivo ya había destacado esos resultados en la carta que envió a los accionistas el año pasado.
«Estoy feliz por presentar un informe de desempeño en 2020 con resultado excepcional en un ambiente muy desafiante. En medio de la severa recesión global y de los efectos de un gran choque en la industria de petróleo, prometimos una recuperación. La meta era salir mejor que antes. Y cumplimos», afirmó.
Castello Branco atribuyó el resultado de 2020 a la reducción de los costos, al aumento de la producción y de las exportaciones (ambas récord el año pasado) y a los éxitos del proceso de venta de activos no prioritarios.
REDUCCIÓN DE UNA DEUDA QUE ERA RÉCORD EN DÓLARES
Igualmente destacó que la deuda de Petrobras cayó de 87.100 millones de dólares en 2019 a 75.500 millones de dólares en 2020.
En su teleconferencia con inversores Castello Branco defendió la política de precios de Petrobras, que usa la cotización internacional del crudo y la variación del dólar frente al real como referencia para definir los precios de los combustibles en Brasil, tras las críticas de Bolsonaro, que justificó la destitución como una medida para ofrecer «previsibilidad» y «transparencia».
«Los precios son formados por la oferta y la demanda global y no hay forma de desviarse de eso. La experiencia que tuvimos de huir de la paridad fue desastrosa y Petrobras perdió 40.000 millones de dólares con eso», dijo.
Agregó que los precios de los combustibles en Brasil no son exagerados, que se ubican por debajo del promedio mundial y que, con una empresa con una deuda que era récord en dólares, es imposible pagarla si los precios no están adecuados al cambio.
«Petróleo es una materia prima cobrada en dólar y no hay cómo huir. Si Brasil quiere ser una economía de mercado, tiene que tener precios de mercado», agregó el ejecutivo, que apareció en la conferencia con una camiseta estampada con el popular letrero «Mind de gap» (ojo al desfase), en una alusión a que los precios en Brasil aún no están totalmente alineados con los del mercado mundial.
La Fundación Pensar, el think tank vinculado al macrismo, cuestionó en duros términos la decisión del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) de anular las designaciones realizadas por concurso en el organismo durante el gobierno de Cambiemos con una decisión administrativa y sin haber hecho ninguna denuncia en la Justicia. A través de un comunicado firmado por su Equipo de Energía aseguraron que “la resolución del ENRE debe ser dejada sin efecto en forma inmediata, y el gobierno debe poner fin en el menor plazo posible a la intervención de los entes reguladores”
Para justificar la anulación de las designaciones, el ENRE, con la firma de la interventora Soledad Manin, cuestionó la conformación de los órganos de selección, el procedimiento de elección de los directores y las aptitudes personales, en especial éticas, de los funcionarios designados. El comunicado de la Fundación Pensar buscó replicar esos puntos.
Comité de selección
La resolución 38/21 remarca en sus considerandos que la integración del Comité de Selección «resultó arbitraria e infundada, en atención a que el mismo estuvo integrado por el Consejo Consultivo de Políticas Energéticas, cuerpo creado a partir de la Resolución Ex MEyM Nº 164 de fecha 26 de agosto de 2016, en las que se vieron alterados los principios de objetividad e imparcialidad debido a las marcadas tendencias políticas del grupo en cuestión”. “En ambas conformaciones de los Comités de Selección, no se respetaron los criterios de `…ecuanimidad e independencia de criterio en su pronunciamiento`, previstos en el artículo 58 del Decreto N° 1398/1992”, agrega el texto.
Los integrantes del Comité de Selección fueron los ex secretarios de Energía Emilio Apud, fugaz secretario de Energía de Fernando De la Rúa en marzo de 2001; Julio César Aráoz, secretario de Energía de Carlos Menem en 1989-1990; Alberto Enrique Devoto, secretario de Energía de Eduardo Duhalde en 2002-2003; Alieto Guadagni, secretario de Energía del dictador Jorge Bignone en 1982-1983 y de Eduardo Duhalde en 2002; Jorge Lapeña, secretario de Energía de Raúl Alfonsín en 1986-1988; Daniel Montamat, secretario de Energía de De La Rúa en 2000-2001 y Raúl Antonio Olocco, secretario de Energía de Alfonsín entre mayo y julio de 1989.
El grupo de los ex secretarios de Energía junto al ministro de Energía de Macri, Juan José Aranguren.
La Fundación Pensar respondió que “se conformaron comisiones evaluadoras integradas por referentes del sector, provenientes de distintos ámbitos –académico, sindical, empresarial, político- y, en el caso de la elección de los presidentes de cada ente, se convocó para ello al grupo de ex – Secretarios de Energía, quienes habían ocupado ese cargo durante gobiernos de distintas banderías políticas (peronistas y radicales) y son referentes históricos en el sector de esos partidos”.
Además, agregó que también se sumaron a la comisión evaluadora, por invitación del Ministerio de Energía, representantes de las comisiones de Energía del Senado y la Cámara de Diputados. “Se trató de un verdadero ejemplo de pluralismo, necesario para asegurar instituciones estables, que hagan posible la continuidad de políticas de Estado en el marco de la ley”, concluye el Equipo de Energía de la fundación macrista.
Los propios ex secretarios de Energía también cuestionaron la semana pasada la anulación de las designaciones y pidieron que se ponga fin a la intervención de los entes reguladores. “Es insólito que la intervención haya expresado como causa de nulidad de las designaciones que `el Grupo de Ex Secretarios de Energía` estaba invalidado para actuar como jurado por haber sido autores de la `Declaración de Compromiso sobre Política Energética` firmada en 2014 por el amplio espectro político democrático de nuestro país”, aseguraron.
Procedimiento de elección
En lo que refiere a la etapa de selección, la resolución del ENRE afirma que “no existieron parámetros objetivos para llevar a cabo las puntuaciones de los candidatos, quedando ello evidenciado en las actas que fueron elevadas sucesivamente a la Ex secretaría de Energía Eléctrica”. Además, se agrega que no se fijaron criterios previos para la confección de las ternas ni se remitió la documentación que acreditase la metodología y actuación llevada a cabo individualmente por los integrantes de los Comités de Selección.
La norma remarca también que en la convocatoria prevista para cubrir la Presidencia del Directorio, el Comité de Selección dispuso que se redujera el término previsto de 3 a 2 años para las incompatibilidades y conflicto de intereses regulado por la Ley N° 25.188.
Otro de los cuestionamientos es que se preveía la intervención de un grupo de especialistas, encargados de realizar una evaluación previa de los antecedentes de los candidatos, debiendo elevar los resultados al Comité de Selección, pero, según la resolución, fue finalmente el Comité de Selección integrado por el Consejo Consultivo de Políticas Energéticas el que absorbió la instancia de preselección, infringiendo las previsiones legales.
Por último, se afirma que la Ley 24.065 ordena al Poder Ejecutivo que previo a designar o remover a alguno de los miembros del directorio del ENRE, debe comunicar su decisión a una Comisión del Congreso integrada por 16 miembros. “No existió constancia alguna respecto a la conformación de la Comisión en ninguno de los procedimientos de selección convocados para la cobertura de cargos, limitándose el PEN a solamente informar las designaciones a los Presidentes de ambas Cámaras del Congreso, en infracción a las disposiciones legales previstas al respecto”, remarcan.
Desde la Fundación Pensar respondieron que la invalidación del proceso de normalización institucional de los entes reguladores llevada a cabo durante el gobierno anterior se hizo con medios “completamente arbitrarios e ilegítimos”. Si bien la carta no responde puntualmente a las distintas objeciones formuladas por el gobierno, cuestiona la decisión de la interventora Manin sin haberse presentado siquiera a la Justicia. «Se anulan los concursos y las designaciones mediante una resolución administrativa, sin acudir a la vía judicial, única vía válida para revocar actos administrativos firmes de los que surgen derechos subjetivos», agregan.
Solo responde puntualmente a la objeción referida a la no conformación de la comisión del Congreso. “Antes de efectuar la designación, el Poder Ejecutivo comunicó la elección a ambas Cámaras del Congreso, dando la oportunidad prevista en la ley para que éste exprese su opinión, sin que se hayan recibido objeciones de ningún tipo del Legislativo”, remarcan.
Fuentes del gobierno anterior agregaron a EconoJournal que el Poder Ejecutivo informó sobre la elección de los candidatos y esperó 30 días antes de efectuar las designaciones ya que no puede obligar al Poder Legislativo a constituir ninguna comisión. Efectivamente, la ley 24.065 dice en su artículo 59 que previo a la designación y/o remoción de directores del ente, “el Poder Ejecutivo deberá comunicar los fundamentos de tal decisión a una comisión del Congreso de la Nación integrada por 16 miembros que serán los presidentes y vicepresidentes de las comisiones que cada una de las Cámaras determinen en función de su incumbencia, garantizando una representación igualitaria de senadores y diputados. Esta comisión podrá emitir opinión dentro del plazo de treinta (30) días corridos de recibidas las actuaciones. Emitida la misma o transcurrido el plazo establecido para ello, el Poder Ejecutivo Nacional quedará habilitado para el dictado del acto respectivo”.
Luego el comunicado de la Fundación Pensar sostiene que “el ENRE carece absolutamente de competencia para expedirse sobre dichos actos, y de toda atribución legal para disponer sobre la designación o remoción de sus directores”.
Además, cuestiona el argumento de que no se afectaron derechos subjetivos porque los directores en cuestión no se encontraban ya en su cargo. “Omitió mencionar que eso es así porque los directorios fueron ilegítimamente desplazados a partir de la decisión de intervenir los entes, prevista en la ley de emergencia de diciembre de 2019 y concretada en marzo de 2020”.
Antecedentes de los directores
En la resolución 38/21 no solo se cuestiona al Comité de Selección y el procedimiento llevado adelante para elegir a los directores sino que también se hace referencia al “incumplimiento de las normas sustanciales relativas a la observancia de conflictos de intereses y ética en el ejercicio de la función pública en las designaciones llevadas a cabo”.
Si bien en la resolución no se dan mayores detalles sobre ese punto, en el comunicado oficial difundido el 18 de febrero se afirma que “el deber primario del funcionario público, según lo establece el Código de Ética, es el de lealtad con su país. Sin embargo, Andrés Chambouleyrón, ex Presidente del Directorio del ENRE, ha participado en arbitrajes internacionales en calidad de experto por diferentes demandantes contra la República Argentina, en la causa Azurix Corp. C. República Argentina (CIADI N° ARB/03/30) y Daimler Chrysler Financial Services AG c/República Argentina (CIADI N° ARB/05/1). Cabe mencionar que el Presidente Macri nombró como Vocal interino, durante el desarrollo de los concursos al Ingeniero Carlos Manuel Bastos, quien participó y participa en arbitrajes internacionales en calidad de experto y testigo de demandantes contra la República Argentina, en la causa AES Corporation C. República Argentina, Caso CIADI Nº ARB/02/17, la cual se encuentra en trámite a la actualidad y además intervino por la parte actora en varios precedentes en los que la Nación fuera demandada”.
En respuesta, el equipo de Energía de la Fundación Pensar sostuvo que “buscan justificación en expresiones genéricas y de peligroso sesgo totalitario, tal como la supuesta `falta de lealtad al país` u otras expresiones carentes de basamento legal y de contenido real”.
El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, tiene en carpeta un proyecto de ley para promover la fabricación de baterías de litio en la Argentina. Si bien el anhelo de industrializar el “oro blanco” en el país no es nuevo, el gobierno decidió avanzar en concreto para que las compañías que producen y exploran litio también fabriquen las baterías, fundamental para los vehículos eléctricos, computadoras y teléfonos celulares. Kulfas ya tiene cerrado un borrador del proyecto de Ley de Movilidad Sustentable y Electromovilidad.
Aunque todavía no se conocen los plazos legislativos de la iniciativa, el propio presidente Alberto Fernández mencionó el proyecto en el discurso que dio en el Foro Económico Mundial de Davos realizado a fines de enero. “Creemos que hay condiciones para que la Argentina asuma un rol de liderazgo en materia de electromovilidad, con un marco legal robusto que estamos diseñando. Tenemos que favorecer mediante iniciativas de política industrial el desarrollo de núcleos productivos en torno a industrias limpias, para salir fortalecidos de este desafío que se le presenta al país y a la humanidad”, fueron las palabras textuales de Alberto Fernández.
Según señalaron fuentes del Ministerio de Desarrollo Productivo a Econojournal, el borrador de Kulfas pone el foco “en la elaboración de un sistema de incentivos a la inversión productiva para fabricar baterías de litio y vehículos eléctricos en el país”. En el ministerio quieren que esta cadena productiva tenga “la mayor cantidad posible de componentes nacionales”.
Baterías de litio y vehículos eléctricos
El proyecto tiene tres ejes. Por un lado, el objetivo es industrializar la extracción de litio en los salares de Jujuy, Salta y Catamarca. Allí, la Argentina comparte con Chile y Bolivia el “triángulo del litio”, que es la mayor reserva mundial de este mineral. Por el otro, la idea del gobierno es que el sector automotriz fabrique masivamente vehículos eléctricos, en particular promueve la renovación de la flota del transporte público. Por último, la norma pretende incentivar la incorporación de los fabricantes de autopartes. Las automotrices y las fábricas de autopartes están al tanto de la iniciativa.
Kulfas quiere crear una cadena productiva que involucre desde el sector automotriz hasta las pymes y generar empleo en las comunidades donde se realiza la minería de litio. “Vamos a promocionar y potenciar la producción nacional de energía limpia, cuidando el medio ambiente, generando empleo y exportación. Queremos incorporar a la Argentina en el mundo de la movilidad sustentable y por eso queremos empezar a fabricar lo que es necesario para lograrlo. Queremos que el país produzca esa tecnología porque tiene capacidad para hacerlo. Trabajamos para que en la Argentina fabrique baterías de litio y vehículos eléctricos”, señaló Kulfas luego de ser consultado por este medio.
El presidente Alberto Fernández anunció que enviará al Congreso un proyecto de Ley para la promoción de inversiones petroleras. Además, ratificó el rumbo de la política energética que se viene ejecutando desde la Secretaría de Energía, a cargo de Darío Martínez. Lo hizo hoy en la apertura de sesiones ordinarias del Congreso de la Nación.
“El presidente ratificó el trabajo que venimos desarrollando desde que asumimos en septiembre del año pasado, el rumbo general de la política energética y revindicó el Plan Gas.Ar como herramienta central del desarrollo de la producción de gas natural argentino”, señaló Martínez luego del discurso presidencial de inauguración de la 139° Asamblea Legislativa.
En su mensaje al Congreso, Alberto Fernández explicitó los diez ejes de trabajo que elaboró en conjunto con los gobernadores “para superar el desequilibrio territorial”.
Al respecto, el secretario de Energía expresó que “el presidente nos fijó claramente el impulso a la extracción y transporte de los recursos hidrocarburíferos del yacimiento de Vaca Muerta, la continuidad del Plan Gas que lanzamos en 2020 y la extensión de la red de gas natural en zonas del norte y del sur en las que la dificultad de acceso a este recurso detiene la actividad productiva, como ejes vertebradores para superar el desequilibrio territorial”.
Proyecto de ley
Alberto Fernández anunció el envío al parlamento de un proyecto de ley de promoción de inversiones para el desarrollo hidrocarburífero. “Alberto nos ordenó que aceleremos el diseño de un plan que multiplique la producción de petróleo y gas, nos conduzca hacia el autoabastecimiento, genere crecientes saldos exportables que fortalezcan las reservas del Banco Central, utilizando plenamente las potencialidades del desarrollo regional y nacional en materia de provisión de bienes y servicios y sustitución de importaciones y tecnología nacional”, subrayó Martínez.
El Secretario de Energía agregó que “trabajaremos este proyecto de ley con todos los actores de la industria: los trabajadores y trabajadoras; las Pymes y empresas regionales; los gobernadores; las empresas productoras y los representantes de la industria nacional; y la ciencia y la técnica, porque ellos serán quienes deban hacer el esfuerzo de inversión, trabajo y producción”.
Martínez manifestó que “para lograr los objetivos que nos planteó el presidente necesitamos que esa ley otorgue un marco de previsibilidad y reglas claras y estables,a pesar de esta coyuntura de incertidumbre global, tal como lo hicimos cuando pusimos en marcha el Plan Gas.Ar”.
Política tarifaria
Durante el mensaje, Fernández hizo un pormenorizado análisis de la evolución y el impacto que tuvieron las tarifas en los usuarios y usuarias en virtud de las medidas adoptadas por el gobierno del expresidente Macri. “En ese tramo del mensaje, explicó que las tarifas de luz y de gas se convirtieron en un verdadero martirio para los argentinos, y que de la aplicación de la RTI que dejó el gobierno anterior las tarifas de gas deberían haber aumentado un 80 % en octubre de 2019 y debería aumentar un 130 % en abril de este año; y la de la electricidad, por su parte, debería aumentar un 168 % en el próximo mes de abril”, menciona el comunicado de Energía.
Además, Martínez expresó que “el presidente nos está instruyendo a trabajar en un marco legal que genere un mecanismo justo de segmentación tarifaria en función de la capacidad económica y patrimonial de los sectores de usuarios y agentes económicos, que las adecuaciones tarifarias estén en línea con la evolución de los ingresos de los distintos sectores sociales, idea que desarrolló públicamente (la vicepresidenta) Cristina Fernández, y que los subsidios que otorga el Estado solo amparen a quienes más lo necesitan. Así que trabajaremos intensamente en ello”.
“Vamos a seguir trabajando en la construcción de un país más federal, con más energía y trabajo, un país en el que las tarifas no sean un problema, que sean justas y razonables, hasta que la incertidumbre en materia tarifaria llegue a su fin”, concluyó Martínez.
Durante la presentación de resultados anuales y del cuarto trimestre del 2020, el presidente y CEO de Vista, Miguel Galuccio, anunció que la compañía proyecta poner en producción 16 nuevos pozos de shale oil en Vaca Muerta durante el 2021 – llegando así a 36 en total-, y aumentar 40% su producción de hidrocarburos. La compañía estima invertir 275 millones de dólares, un 23% más que el año anterior.
Durante 2020, el EBITDA fue de 96 millones de dólares, mientras que para este año la proyección es alcanzar un EBITDA de 275 millones de dólares.
Vista se convirtió en la segunda productora de shale oil de Vaca Muerta, impulsada por el reinicio de la actividad de perforación y completación en el segundo semestre, y una reducción significativa en costos operativos y de desarrollo.
En el trimestre, el lifting cost llegó a 8 dólares por barril equivalente de petróleo, un 14% por debajo del cuarto trimestre de 2019 y un 19% por debajo del tercer trimestre de 2020.
Al cierre del año pasado, las reservas probadas aumentaron a 128.1 millones de barriles de petróleo equivalente. Esto implica un índice de reemplazo de reservas de 371% y un incremento del 26% con respecto al cierre de 2019.
En el cuatro trimestre de 2020, Vista aumentó su producción de petróleo un 23%. Si se compara el promedio anual, la producción total de la compañía fue un 9% menos, impactada por el efecto de la pandemia en la demanda de crudo durante el segundo trimestre, lo que la obligó a detener la actividad.
La compañía obtuvo un flujo de caja operativo de 93.8 millones de dólares, a pesar de que los precios promedio del petróleo se redujeron un 30%. Los ingresos del cuarto trimestre crecieron en un 14% con respecto al trimestre anterior.
Los ingresos anuales fueron de 274 millones de dólares, un 34% menos año contra año impactados por una menor producción debido al freno de la actividad, y por menores precios realizados, un 30% por debajo respecto de 2019.
En el contexto de la pandemia, la compañía exportó cerca de 3 millones de barriles de crudo que representaron aproximadamente el 50% del volumen vendido en el año.
Con la habilitación comercial otorgada por CAMMESA y tras una inversión de 81 millones de dólares, comenzó a operar el Parque Eólico Chubut Norte III, de la mano de las empresas líderes en generación de energía como Genneia y Pan American Energy. Chubut Norte III funciona en el mismo predio donde opera el Parque Eólico Chubut Norte IV, también desarrollado por ambas compañías y en funcionamiento desde el 4 de febrero.
Cuenta con una potencia instalada de 57,66 MW producidos por 13 aerogeneradores de tecnología Nordex, que, con una capacidad de 4,4 MW cada uno, se encuentran entre los de mayor potencia y altura del país.
“Nos llena de satisfacción poner en operación un nuevo proyecto eólico en Argentina, uno de los últimos de este audaz plan de expansión que iniciamos en Genneia hace cinco años y que nos permitió liderar un proceso de cambio en la matriz energética nacional. Hoy inyectamos energía limpia y eficiente al sistema interconectado con 14 proyectos renovables, los cuales también promovieron la participación de empresas locales y trabajadores de las distintas regiones del país en su construcción. De igual manera, estamos muy contentos de haber encontrado en PAE un socio que cree y trabaja junto a nosotros por el crecimiento de fuentes renovables y cada vez más eficientes de energía”, afirmó Jorge Brito, presidente de Genneia.
Asimismo, Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy sostuvo que “este segundo parque eólico que inauguramos junto a Genneia es una nueva muestra de nuestro compromiso con las energías renovables. El camino que iniciamos hace cinco años tiene un nuevo hito en el día de hoy con la puesta en marcha de esta obra”.
De esta manera, Chubut Norte III y IV, adjudicados en la Ronda 2 del Programa RenovAr, con sus 32 aerogeneradores, ya generan energía con una potencia instalada total de 140 MW y la capacidad de producir anualmente 669.100 MWh de energía renovable volcada al SADI. Con la puesta en marcha de estos parques, se reafirma la presencia productiva de ambas compañías en la provincia de Chubut.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (ADEERA) aseguró que la recomposición tarifaria dispuesta para unas 6000 industrias, PyMEs y comercios de todo el país no le reportará ningún beneficio a las distribuidoras.
A través de un comunicado, la entidad aclaró que el amento establecido por la Resolución 131/21 es únicamente para pagar el costo de producir y transportar la energía y que la “normativa no tiene ninguna incidencia en el negocio de la distribución de energía ya que la parte de la tarifa que corresponde al Distribuidor, denominado Valor Agregado de Distribución o VAD, no se modifica”. A su vez, la entidad recordó que “en la mayoría de las jurisdicciones del país el VAD se encuentra congelado desde hace al menos 2 años”.
De este modo, la entidad busca dejar en claro que la decisión tomada por la Secretaría de Energía no le reporta un beneficio a las distribuidoras, por más que los grandes usuarios de electricidad reciban a partir de marzo un aumento de hasta un 70% en sus tarifas de luz.
El impacto en las empresas
A su vez, ADEERA destacó que el incremento no generaría una alteración significativa en la estructura de costos de las empresas. “En 2018 el gasto medio en energía eléctrica sobre la facturación bruta de las principales 500 grandes empresas del país representa 1,5% para los usuarios de mayor demanda y 0,9% para los usuarios GUDI, que son los principales afectados por esta Resolución. Estos porcentajes en 2021 son menores porque la tarifa estuvo congelada desde 2019 y la inflación fue del orden del 40% anual.
Además, en la comparación regional en América latina, las tarifas eléctricas del segmento comercial e industrial de Argentina son entre un 22% y un 25% más bajas que el promedio”, indicó en el comunicado.
La inclusión de estos datos dentro del comunicado genera dos tipos de lecturas. Por un lado, puede verse como un guiño al Gobierno en relación de que al tratarse de un gasto marginal, el aumento tarifario no tendría que afectar el precio final del producto. Pero como justamente la Resolución 131/21 no modifica la situación de las distribuidoras, al hacer referencia al costo marginal que representa el aumento tarifario, la segunda lectura posible es que ADEERA está sugiriendo que estos grandes usuarios están en condiciones de asumir un nuevo incremento que ésta vez sí alcance a las distribuidoras.
Sobre el final, la entidad recuerda que la producción y distribución de electricidad tiene un costo y no “es gratis o económico como algunos consideran. Se requieren inversiones constantes para garantizar las condiciones de calidad requerida por los usuarios, como así también para sostener la operación. Y este costo se paga ya sea a través de la tarifa o a través de subsidios, que se financian vía impuestos que pagan los ciudadanos, deuda que contrae el Estado o emisión monetaria”.
La venta de combustibles cayó en enero 6,6 por ciento con respecto al mes anterior, según informó este jueves la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA). De este modo, se interrumpió la recuperación que se venía registrándose desde el piso que registró la actividad el pasado mes de abril, durante la cuarentena más estricta. En CECHA reconocieron que la fuerte suba del precio de los combustibles que se produjo en enero, en torno al 10%, puede haber influido en la caída de las ventas.
“Ha sido un mes complejo. Esperábamos una recuperación mucho mayor y nos encontramos con esta realidad que nos deja en una situación límite. Esperamos que con el regreso a clases presenciales y la mayor movilidad vuelva la recuperación, porque si no se nos viene otro año muy difícil y no sé cuántas estaciones puedan sobrevivir en el mediano plazo, cada vez resulta más difícil la supervivencia”, sostuvo Gabriel Bornoroni, presidente de Cecha.
Evolución de las ventas
Entre febrero, último mes previo a la pandemia, y abril las ventas de combustibles acumularon un derrumbe de 44,6%. Entre abril y junio las ventas crecieron un 35,3% de la mano de la flexibilización gradual de la cuarentena. Entre junio y octubre la recuperación se amesetó creciendo al 1,7% mensual en promedio y entre octubre y diciembre volvió a tomar velocidad al crecer en promedio un 5,7%. Pese a la mejora, en ningún momento se volvieron a recuperar los niveles de ventas de venta prepandemia.
En el sector esperaban que las ventas siguieran mejorando durante el verano de la mano del esparcimiento, las reuniones sociales y el turismo. Sin embargo, el indicador desestacionalizado de enero mostró un retroceso de 6,6% y con respecto a febrero de 2020 las ventas se ubican un 16,2% abajo.
En el caso de las naftas la caída fue del 5,3% y se ubica 17,3% por debajo de febrero de 2020. En el caso del gasoil, la baja fue mayor y marcó un 7,7 por ciento en comparación a diciembre y un 15 por ciento contra febrero 2020. Así, la comercialización general de combustibles (nafta + gasoil) cerró 6,6 por ciento debajo de diciembre y 16,2 vs febrero 2020.
Precios
En cuanto a la evolución de los precios, el informe comparó los valores de los combustibles en enero de 2020 con 2021. La nafta súper trepó en promedio de $56,92 a $75,36 (32,4%), la Premium de $64,38 a $86,62 (34,5%), mientras que el gasoil común subió de $54,10 a $70,95 (31,1%) y el gasoil premium de $62,82 a $84,01 (33,7%). El conjunto de los combustibles subieron un 32,95 por ciento interanual, mientras que la inflación medida por el Indec arrojó una suba de 38,5 por ciento para el mismo período, 5,5 puntos más alta.
Las cifras de Cecha son un promedio del conjunto del país. De hecho, en la Ciudad de Buenos Aires YPF aumentó por encima de esos valores acumulando un incremento de 39,2% en nafta Premium, 39,8% en Premium, 40,6% en gasoil común y 40,9% en gasoil Premium.
Los estacioneros advirtieron que en lo que va del año el barril de crudo Brent trepó 24%. Por lo tanto, es de esperar que haya nuevos ajustes en las próximas semanas, si la política lo permite.
Consejo Económico y Social
Respecto a los objetivos para 2021, Bornoroni pidió que las Estaciones de Servicio tengan un asiento dentro del Consejo Económico y Social lanzado por el gobierno la semana pasada. “Queremos colaborar en la generación de consensos sobre las prioridades estratégicas e implementación de políticas públicas a largo plazo para el desarrollo del país, que son parte central de los objetivos con los que se armó dicho espacio. Nosotros tenemos presencia en todo el territorio del país, trabajamos con uno de los insumos esenciales para la producción como son los combustibles. Si realmente habrá equipos multisectoriales como fue anunciado, las estaciones de servicio tenemos que estar presentes allí. Tenemos mucho para aportar”, destacó Bornoroni.
A pesar de la pandemia de Covid-19 y la fuerte contracción económica, EE. UU. Logró un año récord para las energías renovables en 2020, agregando 33,6 GW combinados de capacidad solar y eólica. Así figura en el informe anual conjunto de BloombergNEF (BNEF) y el Consejo Empresarial para la Energía Sostenible (BCSE).
También se establecieron récords para cada tecnología individual en 2020. El informe dijo que la energía solar superó su máximo anterior de 2016 con 16,5 GW construidos, mientras que la eólica tuvo su año más fuerte con 17,1 GW agregados. El informe señaló además que los proyectos de almacenamiento solar + a escala de servicios públicos están ganando popularidad en todo el país.
La presidenta de BCSE, Lisa Jacobson, explicó: «Las interrupciones de la cadena de suministro global, las medidas de protección de la fuerza laboral y la incertidumbre de las políticas requerían adaptación en toda la industria».
“En un año en el que tantas cosas se desviaron, fue un año de gran éxito para la generación de energía renovable”, agregó Ethan Zindler, director de BNEF para las Américas. «La descarbonización de la energía estadounidense se aceleró en 2020 y los beneficios se sentirán en los próximos años».
Al observar la combinación energética general del país, el informe también encontró que la contribución de las energías renovables a la red eléctrica de EE UU estableció otro récord en 2020, aumentando un 11% año tras año. La energía renovable, incluida la hidroeléctrica, generó una quinta parte de la energía estadounidense el año pasado.
El informe dice que el gas natural sigue siendo la mayor fuente de generación de energía de EE. UU. con un 41%, pero su crecimiento en 2019-2020 fue más lento que en 2018-2019. Mientras tanto, la contribución de la energía a carbón cayó al 19% desde el 45% de hace una década. El informe atribuyó el declive del carbón a una demanda débil, retiros continuos de plantas y competencia por fuentes de energía con menos carbono.
El informe encontró que la pandemia y la disrupción económica resultante en 2020 causaron una caída masiva en las emisiones nacionales de gases de efecto invernadero (GEI). La demanda de energía para la electricidad y el transporte se redujo un 3,8% y un 14,4%, respectivamente, lo que respalda la disminución interanual del 9% en las emisiones de gases de efecto invernadero en EE.
El informe dijo que esta caída en las emisiones es la más significativa registrada y pone a los EE. UU. En camino de cumplir con sus objetivos del Acuerdo de París para 2025, a los que el presidente Joe Biden volvió a comprometer a los EE. UU. En su primer día en el cargo.
El informe reconoció que se espera que la demanda de energía y las emisiones se recuperen con la vacunación generalizada de Covid-19 en 2021. Sin embargo, los impactos positivos de la energía más limpia persistirán.
Iberdrola ha decidido apretar el acelerador de la inversión para duplicar su tamaño y su beneficio al final de esta década. La compañía energética ampliará el plan inversor actual de 75.000 millones hasta 2025 para alcanzar los 150.000 millones de aquí a 2030. De esta forma, espera alcanzar una potencia instalada de 95 GW al final de la década, el triple de la actual, y prevé llegar a 60 GW en 2025. Asimismo, contará al final del periodo con una base de activos regulados de 60.000 millones (47.000 millones en 2025). Al cierre de 2020, el valor de estos activos ascendía a 31.100 millones y en 2021 crecerá hasta los 36.000 millones (un 16% más) con las aportaciones de las operaciones en fase de integración (PNM Resources, en Estados Unidos, y la distribuidora CEB-D, en Brasil).
El año pasado, la empresa aceleró sus inversiones para dar respuesta a los retos de la transición energética hasta alcanzar un récord de 9.246 millones, un 13% superiores a las del ejercicio anterior. El 91% de este volumen se destinó al desarrollo de proyectos renovables y redes eléctricas.
El esfuerzo inversor y la evolución operativa impulsaron el beneficio neto del ejercicio hasta los 3.610,7 millones, un 4,2% más. El crecimiento habría sido del 10% si se excluye el impacto de la covid-19, que fue de 238 millones durante el ejercicio. Las inversiones previstas y la evolución de los negocios a 2030 permitirían a Iberdrola alcanzar un beneficio neto de 5.000 millones de euros a 2025 y de alrededor de 7.000 millones a 2030. En 2021, la compañía estima alcanzar un beneficio neto de entre 3.700 y 3.800 millones.
El crecimiento en los resultados permite a Iberdrola proponer una retribución al accionista con cargo a 2020 de 0,42 euros por acción, un 5% más que en 2019. El consejo de administración propondrá a la junta de accionistas la aprobación de un reparto de dividendo complementario, de 0,252 euros, que se sumarán a los 0,168 euros abonados en concepto de dividendo a cuenta. Para 2021, prevé la distribución de un dividendo de 0,44 euros, que aumentará a 0,56 euros por acción en 2025 y a alrededor de 0,75 euros por título en 2030. Esta política de dividendo representa un incremento de la remuneración al accionista del 40% en el período 2019-2025 y de aproximadamente el 90% entre 2019-2030.
El beneficio bruto de explotación (ebitda) fue de de 10.715 millones (un 8% más), si se excluye el impacto de 218 millones de la covid-19 y el efecto del tipo de cambio, que ha sido de 487 millones. Por negocios, el 75% del importe total procede de áreas reguladas (redes) y renovables, mientras que, por geografías, un 76% proviene de países con rating A. La eólica marina aporta 585 millones en este capítulo, tras crecer un 72%.
Hidrógeno verde
Para Iberdrola, otro gran vector de crecimiento será el hidrógeno verde. Ya desarrolla varios proyectos que permitirán la descarbonización de la industria y el transporte o la movilidad pesada en España y el Reino Unido. La compañía ha presentado, además, 53 proyectos al programa Next Generation EU, que activarían inversiones de 2.500 millones para alcanzar una producción anual de 60.000 toneladas al año de hidrógeno verde.
Estos proyectos permitirán acelerar inversiones y la reactivación económica y el empleo a corto plazo y, a medio plazo, la transformación del tejido industrial. La compañía lidera 150 propuestas, que movilizarían 21.000 millones de inversión en España en proyectos de generación verde, redes inteligentes, almacenamiento y eficiencia energética a través de la electrificación. Con ellos, prevé generar 45.000 empleos, movilizarían a 350 empresas y contribuiría al crecimiento del PIB nacional en un 1,5%. Además, la balanza de pagos mejoraría en unos 1.000 millones de euros al año.
La petrolera estadounidense ExxonMobil anunció que ha pactado la venta de activos de exploración y producción no operados en el Reino Unido y el mar del Norte por más de 1.000 millones de dólares a la compañía NEO Energy, propiedad del fondo noruego HitecVision.
En un comunicado, Exxon explicó que la operación puede reportarle además otros 300 millones de dólares por pagos de contingencia vinculados a posibles subidas de los precios de las materias primas.
La venta incluye participaciones en 14 yacimientos operados principalmente por Shell, otro que opera Total e intereses en las infraestructuras asociadas.
Según la compañía, la cuota de producción de estos yacimientos representaba cerca de 38.000 barriles de equivalente de petróleo al día en 2019.
Mientras, la empresa dijo que mantendrá una amplia presencia en el Reino Unido con sus negocios de refinado, lubricantes, producción petroquímica y de venta de gas natural.
Con el movimiento, Exxon pretende centrarse más en la extracción de petróleo y gas en otras zonas que considera prioritarias como Guyana, Brasil y Estados Unidos.
“Nuestros planes de desarrollo que dan prioridad a Guyana, la Cuenca Pérmica de EE.UU. (situada principalmente en Texas), Brasil y el gas natural licuado se centran en lograr un mayor potencial de ingresos y en generar un flujo de fondos sólido para financiar futuras inversiones de capital, reducir la deuda y mantener unos dividendos fiables”, señaló el vicepresidente sénior Neil Chapman en la nota.
Las acciones del gigante petrolero se han recuperado recientemente de las fuertes pérdidas que sufrieron el pasado año y subieron casi un 2 % en Wall Street.
Schneider Electric, que lidera la transformación digital de la gestión de la energía y la automatización, anunció el nombramiento de Cristian Lagos como Director de la Unidad de Negocios de Secure Power Cono Sur de Schneider Electric. El directivo reportará a los correspondientes presidentes de cada cluster y será el encargado de liderar los equipos de marketing, canales y ventas de la compañía de su unidad de negocio.
Con este nombramiento, Schneider Electric amplia su estructura regional a fin de aumentar la exposición de la compañía, reforzar los negocios y contribuir al crecimiento de la marca y sus soluciones en el cono sur.
“Nuestra intención es hacernos más fuertes como cluster South Cone aprovechando las sinergias de conocimiento entre equipos y potenciando experiencias”, explicó Lagos. “Apostaremos a nuevos lanzamientos de ofertas, políticas de canales, servicios y hacernos lideres en la zona, tal como hoy lo somos en Argentina con un 47% de share de mercado”, concluyó.
Cristian Lagos ingresó en la compañía en 1994, pasando por diferentes sectores claves de la organización. Gracias a los distintos cargos en que se ha desempeñado a lo largo de su trayectoria profesional atesora un gran conocimiento del mercado regional. Su mayor desafío como director será continuar posicionando a Schneider Electric como líder en un mercado que no detiene su constante crecimiento.
Cristian Lagos es Licenciado en Comercialización y tiene un MBA en Desarrollo Gerencial
El CEO de la compañía alemana Wintershall DEA, Mario Mehren, cuestionó las políticas del gobierno nacional respecto al precio del petróleo y del gas en la Argentina en momentos donde está en discusión el valor del barril local. “Es complicado aplicar precios de mercado cuando las cotizaciones bajan y poner un tope cuando suben. Esto nos complica la vida porque no podemos planificar y somos empresas que producen petróleo y gas”, señaló el ejecutivo de Wintershall DEA, que es el quinto productor local de gas del país.
El CEO dio la habitual conferencia de prensa anual, donde ofreció varias definiciones sobre el sector en el país y las perspectivas a nivel mundial. Consultado por Econojournal sobre el posible avance del gobierno nacional en algún tipo de acuerdo con la industria petrolera para establecer un tope en el precio interno del barril de crudo, Mehren indicó que “esto no sería nada nuevo, hemos visto este tipo de medidas en gobiernos pasados por eso no estoy tan sorprendido. Espero que se tomen medidas razonables”.
Además, subrayó que “estamos dispuestos a aceptar precios que están en riesgo, precios que están fluctuando con los mercados. Lo que es complicado para nosotros es un imprevisto como es el involucramiento de un gobierno en los precios del mercado”. Y añadió: “espero que el gobierno no se involucre demasiado fuerte en el precio, en el mercado petrolero”.
En cuanto al precio del gas, Mario Mehren destacó: “en este sector hemos visto lo mismo en el pasado cuando se implementó un tope al precio del gas en invierno y en verano obviamente lo que se aplicaba era el precio del mercado y esto es súper complicado para nosotros”.
Inversión en Vaca Muerta
El CEO de Wintershall DEA mencionó que la compañía va a producir petróleo en las áreas Bandurria Norte y Aguada Federal de la formación Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén. “Hemos cambiado nuestros planes y vamos a perforar este año cuatro pozos horizontales en Bandurria Norte y Aguada Federal”, remarcó.
La compañía alemana está construyendo un gasoducto de 11 kilómetros entre el área Aguada Federal y las instalaciones de (el bloque) San Roque para emplear el gas asociado que sale de la producción del petróleo y poder inyectarlo en el sistema. Y añadió que “es un buen programa para nosotros que en 2021 va a alcanzar un total de 14 pozos entre Aguada Pichana Este, Aguada Federal y Bandurria Norte y sumamos el gasoducto y está madurando el proyecto Fénix, que en esta etapa no va a requerir mucha inversión, sino mucha aclaración en cómo vamos a desarrollar el proyecto y analizar cuáles son las reglas del juego que vamos a encontrar”.
El proyecto Fenix es un desarrollo de gas offshore en la cuenca Austral que lo lleva adelante un consorcio integrado por la francesa Total, que es la operadora, Wiontershall DEA y Pan American Energy (PAE).
Crítica al control de capitales
El CEO de la compañía alemana indicó que “desde mi punto de vista, este año para la Argentina es un año para generar confianza. Los precios globales, tanto de petróleo como de gas, están aumentando y están mejor que el año pasado. Por este motivo hay una disponibilidad para invertir por parte de la industria”.
“Vimos en diciembre el lanzamiento del Plan Gas 4, que creemos que es muy transparente, muy bueno. Ahora la gran pregunta es si van a cumplir con los compromisos o no”, agregó Mehren.
El control de capitales es otro tema que remarcó el ejecutivo: “necesitamos la seguridad de que podemos pagar un proveedor que esté en Estados Unidos, en Inglaterra o donde sea, para un servicio, para un equipo de perforación o para una instalación. Necesitamos pagar en moneda extranjera para pagar afuera de la Argentina. Estas son las condiciones que se necesitan confirmar para la maduración del proyecto Fenix, por ejemplo”.
“El gas natural tendrá un rol estratégico en un futuro energético respetuoso con el medio ambiente y bajo en emisiones de carbono”, aseguró Mario Mehren en la conferencia de prensa anual brindada por Wintershall Dea. El CEO de la empresa independiente líder de gas y petróleo en Europa realizó un balance positivo de la reciente fusión y del desempeño de la nueva empresa durante la pandemia.
Desde Hamburgo, Alemania, la empresa evaluó la respuesta dada en un contexto mundialmente adverso. “Durante el año pasado en Wintershall Dea logramos estabilidad en la crisis y liderazgo en cuanto a innovación. A pesar de las turbulencias hemos protegido con éxito a nuestros colegas en esta pandemia, mantuvimos la producción estable y la reforzamos aún más. Logramos generar un free cash flow positivo y las agencias de calificación confirmaron nuestro desempeño”, remarcó Mehren.
Uno de los puntos destacados por el CEO de la compañía fue el ahorro logrado, “mayor a lo previsto”, y que esperan que sea de unos 200 millones de euros al año para el 2022. Otro punto fuerte es el impacto de la digitalización en las operaciones de la empresa, que constituye “un beneficio a largo plazo”. “Hemos implementado el modelo de trabajo ‘Flex Forward’: cada uno puede decidir en coordinación con su equipo cómo, cuándo y desde dónde trabaja. Este modelo lo seguiremos utilizando también después del coronavirus”, aseguró.
Estos elementos repercutieron positivamente en los números de la compañía. “Nuestra producción media diaria en 2020 fue de 623.000 barriles equivalentes de petróleo, alcanzado nuestros objetivos de producción”, sostuvo. La reducción de costos con respecto a 2019 también fue importante: un 20% menos en gastos de capital, 60% menos en exploración y 10% menos en costos operacionales. El beneficio neto fue de 195 millones de euros.
Algunos de los objetivos en 2021 son situar la producción entre 620 y 640 mil barriles equivalentes de petróleo y destinar unos 1000 millones para gastos de capital en producción y desarrollo. También esperan reanudar el pago de dividendos en las acciones ordinarias. La compañía piensa cotizar en bolsa pero no hay una fecha prevista para esto.
Gas natural y cambio climático
Mehren abordó de lleno la relación entre el gas natural y los objetivos para la protección del clima. “Tenemos que generar más crecimiento. Más prosperidad. Menos emisiones. Para esto necesitamos energías renovables. Para esto necesitamos gas natural como socio de las energías renovables”, sostuvo.
La empresa considera que así como el futuro de la energía es respetuoso con el medio ambiente y bajo en emisiones esta también debe ser asequible. “A lo largo de todo el planeta, las personas desean una buena calidad de vida. Esto significa cada vez más energía. Y tienen todo el derecho a acceder a esta”, enfatizó Mehren. “El gas natural es seguro y asequible y puede ser ecológico”, agregó.
La defensa del gas natural como recurso estratégico para el futuro de Europa fue otro de los puntos fuertes de la conferencia. “Necesitamos un gas natural rentable, especialmente para la industria de Alemania y Europa. Hoy en día, ningún cable del mundo puede suministrar tanta energía, tanta potencia y tanta fiabilidad como la red europea de gas, la cual se ha desarrollado durante décadas. Debemos valorar las infraestructuras que tenemos y seguir utilizando estas a futuro”, dijo Mehren.
En ese sentido, durante la sesión de preguntas remarcó que la empresa apoya totalmente la finalización y puesta en funcionamiento del gasoducto Nord Stream 2 con Rusia. “Nuestro apoyo al proyecto no se ve afectado por las sanciones de Europa y Estados Unidos. Estoy convencido que va a terminarse porque necesitamos importar gas para alcanzar nuestros objetivos”, insistió. Se prevé que las importaciones de gas natural a Europa seguirán aumentando mientras que se reducirá la producción nacional.
En cuanto al futuro del petróleo, el porfolio de la compañía “tiene un perfil claro: alrededor de 70% de gas y 30% de petróleo”. El crudo seguirá siendo necesario “para una movilidad asequible” y como “valioso recurso” para los productos industriales modernos. “Pero nuestro enfoque apunta claramente al gas natural”.
Hidrógeno “sin ideología”
En la visión de Wintershall Dea el futuro del hidrógeno también esta fuertemente vinculado con el gas natural. “El hidrógeno tiene un gran potencial. Una mezcla de tan solo 20 por ciento de hidrógeno en las redes de gas europeas reduciría las emisiones de CO2 en 60 millones de toneladas, que es el equivalente a las emisiones anuales de Dinamarca”, sostuvo Mehren.
La empresa entiende que el hidrógeno junto al gas natural se convertirá en “una piedra angular de la industria europea” gracias a lo comparativamente barato que es producir el primero utilizando el segundo. “El hidrógeno azul producido a partir de gas natural es un 50 por ciento más barato que el hidrógeno basado en energías renovables”, apuntó Mehren.
En ese sentido pidió dejar de lado la ideología de usar exclusivamente energías renovables porque “no ayuda en absoluto” y en cambio generar un marco político “abierto a la tecnología”. Un ejemplo de esto es la apuesta por las tecnologías de captura y almacenamiento de carbono (CAC). “Gracias a la CAC, industrias como la del cemento y la metalúrgica pueden almacenar de forma segura el carbono acumulado, el cual es inevitable”, aclaró.
Mehren citó como ejemplo el proyecto Greensand en Dinamarca y en el que Wintershall Dea participa. “Allí, el yacimiento de Nini West ha sido certificado como apto para la CAC. De aquí al 2030, buscamos desarrollar a capacidad para generar unos 3,5 millones de toneladas de CO2 al año”, sostuvo. El Mar del Norte ofrece muchos más yacimientos que pueden servir de almacenamiento, con Noruega como un gran punto con grandes capacidades de CAC offshore.
Los proyectos en América Latina y Argentina
El CEO de la compañía también hizo referencia a las actividades de la compañía en 2020. En exploración y producción la empresa divide sus operaciones en cuatro regiones: Europa del Norte; Rusia; América Latina; Oriente Medio y África del Norte.
En la región América Latina la empresa hizo pié en los últimos años en sus dos mayores mercados: Brasil y México. En Brasil “estamos operando desde el 2018 y el año pasado finalizamos con éxito nuestra campaña sísmica en este lugar”.
Por el lado de México, la empresa opera allí desde 2017 y ha podido conseguir en muy poco tiempo crear “un portfolio prometedor”. “El año pasado tuvimos una exitosa campaña de exploración con importantes descubrimientos en Polok y Chinwol. También estamos avanzando en el proceso de consolidación de nuestro gran hallazgo en Zama. Esto significa que la decisión final respecto a la inversión destinada a este proyecto se tomará el siguiente año”.
No obstante, Argentina sigue siendo el principal mercado por historia, por presente y por futuro. “Estamos profundamente arraigados en Argentina, desde hace ya más de 40 años”. La compañía está presente en las provincias de Neuquén y Mendoza, así como en Tierra del Fuego (onshore y offshore). En la formación Vaca Muerta en Neuquén se retomaron a principios de año las actividades de perforación en el bloque de Aguada Pichana Este. “Tenemos previsto perforar nuevos pozos en nuestros campos de operación propia Aguada Federaly Bandurria Norte”, aseguró.
En el segmento de gas offshore, los resultados conseguidos en los últimos años en el yacimiento Vega Pléyade, Tierra del Fuego, son prometedores de cara al proyecto Fénix. “Es muy interesante y prometedor porque allí ya tenemos la infraestructura establecida en Vega Pléyade. En conjunto con Total y Pan American este proyecto esta madurando. Ojalá que pronto podamos tomar una decisión de inversión”. Pese a la difícil situación económica “tenemos muchos planes para esta región”.
La pandemia global ha llevado a las empresas de América Latina a cambiar y adaptar sus operaciones para satisfacer las demandas cambiantes y hacer frente a nuevos desafíos. Para muchas, esto ha significado un mayor enfoque en la colaboración y la productividad, poniendo en primer plano la necesidad de comunicaciones de voz, video y datos sencillas y confiables, así como aplicaciones que hacen que los equipos de trabajo sean más eficientes. Motorola Solutions anuncia hoy el lanzamiento de una radio inteligente de nueva generación con voz, datos de banda ancha y capacidades multimedia para conectar equipos, permitiendo una colaboración inigualable y un aumento significativo de la productividad.
La radio inteligente MOTOTRBO Ion provee datos inteligentes en tiempo real a los flujos de trabajo existentes. Su ecosistema de aplicaciones Android completamente abierto permite una integración perfecta de las aplicaciones de datos móviles de las que dependen todo tipo de industrias, como los que se utilizan para el escaneo de códigos de barras de nivel empresarial, así como las plataformas de comunicación para trabajo en equipo como mensajería, reuniones y contenido compartido. Su cámara de 13 megapíxeles y pantalla táctil de alta resolución de 4” permiten a los trabajadores adjuntar fotos a las fichas de trabajo, utilizar el chat de video para realizar diagnósticos remotos y ver imágenes detalladas, esquemas, diagramas, fotos y videos. Esto simplifica la gestión y la seguridad de los dispositivos, lo que permite a las empresas avanzar hacia el uso de un único dispositivo que ofrece la simplicidad y fiabilidad de la radio PTT con las capacidades adicionales de un dispositivo inteligente, escáner y tablet.
La radio inteligente MOTOTRBO Ion funciona en el estándar de radio móvil digital (DMR), Wi-Fi, 3G, LTE/4G público y redes privadas de banda ancha. Está diseñada para ayudar en la búsqueda de material, trazabilidad, ticketing, escaneo y generar un incremento de productividad, especialmente dentro de industrias como la manufactura, el transporte, la logística y servicios públicos, que dependen de trabajadores con movilidad.
ION es la única radio del mercado con pantalla táctil y clasificada como intrínsecamente segura (clasificación IP68), lo que la hace ideal para industrias críticas como las de Petróleo y Gas, en las que la seguridad es vital. También permite a los trabajadores del aeropuerto coordinar el flujo de pasajeros de una manera segura y eficiente, a los conductores de camiones recibir información vital de la ruta a través de los tickets de trabajo digitales y al personal de seguridad transmitir video de alta definición desde un complejo minero o un puerto.
“Hemos dedicado miles de horas a escuchar a nuestros clientes empresariales, observando sus necesidades y comprendiendo sus exigencias para impulsar la eficiencia a todo nivel”, dijo John Zidar, vicepresidente senior de Global Enterprise & Channels de Motorola Solutions. “Cada día se enfrentan a innumerables situaciones en las que necesitan una comunicación y colaboración claras para gestionar las tareas de forma segura y eficaz. Con la radio inteligente MOTOTRBO Ion, hemos diseñado un producto que cumple con los requisitos específicos del sector, de modo que la tecnología sea compatible con el trabajador y no al contrario.”
La radio inteligente MOTOTRBO Ion está diseñada específicamente para una gran variedad de entornos empresariales. Los micrófonos duales, el tamaño de los altavoces y la ingeniería de audio proporciona una comunicación clara y transparente y supresión de ruido para un audio potente que supera a los smartphones, especialmente en entornos ruidosos. Con un diseño ultra resistente, resiste condiciones adversas y la exposición al polvo, al agua y a múltiples caídas. Incluye programación y aprovisionamiento basados en la nube, actualización remota y supervisión de dispositivos en tiempo real, lo que permite a las empresas implementar y mantener sus flotas de radios con tiempos de inactividad mínimos.
CGC, la petrolera del grupo Corporación América, que es presidida por Hugo Eurnekian, negocia la compra de los activos de la petrolera china Sinopec en Santa Cruz, según confirmaron fuentes del sector privado a EconoJournal. Las conversaciones entre las partes están muy avanzadas, aunque todavía resta el closing de la operación, que no será sencillo. Las fuentes consultadas evitaron hacer referencia al precio al que podría cerrarse la operación.
Ante la consulta de este medio, desde CGC evitaron hacer comentarios.
Sinopec es la quinta productora de crudo del país, pero en los últimos años registra un notorio retroceso en materia de inversiones en la provincia. De acuerdo con la declaración que presentó ante la Secretaría de Energía, el año pasado invirtió US$ 32 millones en sus campos santacruceños. En cambio, en 2017, sus desembolsos fueron de US$ 108 millones.
Hugo Eurnekian quiere ahora que CGC haga pie en el mercado de petróleo.
La caída de las inversiones redundó en un derrumbe de la producción. En diciembre de 2016 producía 4.187 metros cúbicos diarios de crudo y en el mismo mes de 2020, anotó una producción de 2.321 metros cúbicos diarios, lo que representa un descenso del 80 por ciento.
De salida
A raíz de esta situación, Sinopec enfrentó recurrentes situaciones de tensión con la administración provincial y con el sindicato de trabajadores petroleros privados, que lidera Claudio Vidal. Ambos sectores vienen exigiendo un mayor nivel de actividad en las áreas.
Por estas razones, desde la gobernación que encabeza Alicia Kichner ven con buenos ojos que CGC pueda pasar a operar esos campos. La petrolera de Corporación América llevó adelante un importante desarrollo de gas en la Cuenca Austral, en el sur de Santa Cruz. Allí comenzó a operar en 2018 y en la actualidad produce casi 5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día), el doble que en 2013.
Recientemente, la compañía anunció que en el marco del Plan Gas invertirá U$S 450 millones durante los próximos cuatro años.
Obstáculo
El principal obstáculo para cerrar la operación es el precio que pagó Sinopec en diciembre de 2010 por los activos que hoy tiene a la venta. Desembolsó un total de US$ 2450 millones para quedarse con áreas de la norteamericana OXY en Santa Cruz, Chubut y Mendoza.
De ese paquete, las concesiones santacruceñas son las que generan mayor interés en la industria hidrocarburífera. Son bloques cuya concesión expiran a mediados de la década y no serán prorrogados por la provincia, por lo que su precio de mercado está muy lejos del que pagó Sinopec hace poco más de 10 años.
La petrolera china deberá asumir un importante pérdida en el valor de los activos para cerrar la operación con CGC. Ese fue el obstáculo que impidió otras negociaciones en el pasado con YPF y Vista Oil&Gas, entre otras empresas que mostraron interés. Esta vez, sin embargo, la petrolera que preside Hugo Eurnekian tiene mayores chances de concretar la transacción.
La filial brasileña de energía renovable del gigante energético italiano Enel, Enel Green Power Brasil, ha iniciado la operación comercial de la ampliación de 133 MW de la planta solar fotovoltaica São Gonçalo que cuenta con 475 MW ya instalados y en funcionamiento.
Esta planta solar es la instalación fotovoltaica más grande de Sudamérica y se encuentra en el municipio de São Gonçalo do Gurguéia, en el estado nororiental de Piauí (Brasil). La construcción del tramo de 133 MW ha supuesto una inversión de alrededor de 422 millones de reales brasileños (aproximadamente 77,8 millones de dólares).
La compañía anunció recientemente la construcción de 1,3 GW de capacidad renovable en Brasil, lo que incluye un nuevo tramo de 256 MW en el parque solar São Gonçalo. En agosto de 2019, Enel anunció el comienzo de la construcción de la ampliación de 133 MW del parque solar, que ahora está instalada y en funcionamiento. Con anterioridad, la construcción del primer tramo de 475 MW en São Gonçalo comenzó en octubre de 2018 y se conectó a la red en enero de 2020.
Se espera que la nueva ampliación de 256 MW, cuya construcción se inició en 2020, comience a funcionar en 2021 y llevará la capacidad global del parque São Gonçalo a 864 MW, lo que la convierte en la instalación de generación de energía en construcción más grande de Enel en todo el mundo. El Grupo Enel está invirtiendo en torno a 735 millones de reales brasileños (aproximadamente 142 millones de dólares) en la construcción del tercer tramo de la planta.
El parque solar São Gonçalo completo de 864 MW estará formado por más de 2,2 millones de paneles solares y, una vez que estén plenamente instalados y en funcionamiento, podrán generar más de 2,2 TWh anualmente, evitando la emisión a la atmósfera de más de 1,2 millones de toneladas de CO2 al año. São Gonçalo es la primera planta en Brasil de Enel que usa módulos solares bifaciales.
De la capacidad total instalada en São Gonçalo, 599 MW (incluidos los 256 MW del tercer tramo, los 133 MW del segundo tramo y una parte de 210 MW del primer tramo), se benefician de contratos de suministro de energía negociados con clientes corporativos en el mercado energético libre de Brasil. Los 265 MW restantes del primer tramo se benefician de contratos de suministro de energía de 20 años con un grupo de empresas de distribución que operan en el mercado regulado del país.
Hasta ahora, la principal aplicación de los camiones eléctricos ha sido para distancias cortas dentro de las ciudades y zonas urbanas. Ahora, DHL y Volvo Trucks iniciarán un proyecto para el transporte pesado en distancias más largas con la prueba del camión Volvo FH Electric con un peso bruto de 60 toneladas.
A partir de marzo, el camión operará entre dos terminales logísticas de DHL en Suecia en una distancia de 150 km. Las pruebas proporcionarán datos que ayudarán a optimizar el equilibrio entre las distancias recorridas, el peso de la carga transportada y los puntos de recarga en ruta.
DHL está trabajando activamente, con el apoyo de Volvo, para reducir el impacto medioambiental de sus operaciones, con la sustentabilidad como parte de la estrategia de la empresa. «Nuestro objetivo es reducir a cero todas las emisiones relacionadas con la logística. Ya se han alcanzado cifras importantes: la eficiencia en materia de CO2 de nuestro Grupo ya ha mejorado en un 35% con respecto a 2007. Pero necesitamos soluciones tecnológicas innovadoras y asociaciones sólidas para seguir en este camino. Estoy seguro de que nuestra cooperación con Volvo Trucks, una de las mayores marcas de camiones del mundo, nos ayudará a alcanzar nuestros ambiciosos objetivos medioambientales», afirma Uwe Brinks, director general de DHL Freight.
Una solución completa
Volvo Trucks continúa dando pasos importantes hacia un transporte sin combustibles fósiles, diseñando un modelo eficiente que tiene en cuenta a todo el ecosistema para la electrificación de los camiones, incluyendo las estaciones de recarga, la planificación de las rutas y los servicios de asistencia y posventa.
«El sector del transporte está cambiando rápidamente y ser sustentable es una ventaja comercial cada vez más importante para nuestros clientes. Ofrecemos soluciones de transporte eficaces que contribuyen a una transición más rápida a los combustibles no fósiles, como la energía eléctrica. Tenemos una larga relación con DHL. Su amplio y global conocimiento de la logística nos permite estudiar las condiciones necesarias para avanzar en este cambio de tecnología, adaptándolo a las necesidades de nuestros clientes y a sus distintos tipos de operaciones», afirma Roger Alm, Presidente de Volvo Trucks.
«El sector de la logística se enfrenta a un enorme reto pero que también conlleva muchas oportunidades. La colaboración con Volvo Trucks ayuda a DHL Freight a desempeñar un papel aún mayor en la transición hacia alternativas ambientalmente sustentables. Esto es una prueba más de nuestra estrategia a largo plazo para el transporte neutral desde el punto de vista climático», explica Robert Zander, director general de DHL Freight Suecia.
Volvo avanza hacia la electrificación
Volvo ya produce en serie los modelos Volvo FL Electric y Volvo FE Electric para la distribución urbana en Europa. Recientemente, DHL puso en funcionamiento uno de los nuevos Volvo FL Electric en Londres, el primer camión 100% eléctrico de la marca para la distribución urbana en el Reino Unido.
A finales de 2020, Volvo Trucks comenzará a vender el modelo VNR Electric en Norteamérica. A finales de este año comenzará la venta de la gama de camiones eléctricos pesados de la marca en Europa. «Nuestro compromiso es que toda nuestra gama de camiones esté libre de combustibles fósiles en 2040», concluye Roger Alm.
VOLVO TRUCKS
Volvo FH Electric DHL
Detalles del proyecto
· El proyecto de DHL y Volvo comenzará en el primer trimestre de 2021 y forma parte de REEL, una iniciativa de Vinnova, la agencia sueca de fomento de la innovación, para promover la transición a un sistema de transporte de mercancías electrificado.
· La ruta estará entre las ciudades de Gotemburgo y Jönköping, en Suecia, con una distancia de 150 km por tramo.
· La recarga se realizará en DHL en Jönköping y en el Volvo Truck Center de Gotemburgo.
El Directorio de YPF aprobará hoy formalmente la designación de Pablo González como presidente de la petrolera bajo control estatal. Tal como adelantó EconoJournal el 19 de enero, González, ex vicegobernador de Santa Cruz, reemplazará a Guillermo Nielsen, que ocupaba el cargo desde diciembre de 2019.
Durante el último mes, el nuevo titular de YPF empezó a interiorizarse de los principales temas de agenda de la empresa y llevó adelante una transición ordenada con Nielsen, que estará al frente de la embajada argentina en Arabia Saudita, aunque su designación oficial aún no fue publicada.
Desde que se conoció su nombramiento, González mantuvo un perfil bajo y evitó declaraciones públicas. Sí mantuvo, sin embargo, contactos con referentes políticos de provincias petroleras, líderes sindicales y funcionarios del gobierno nacional.
Su designación como principal referente político de YPF fue impulsada por decisión expresa de la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner. González mantiene con ella un contacto directo para definir los principales temas de agenda del sector petrolero.
La compañía Josemaría Resources, que es la firma a cargo del proyecto minero Josemaría, uno de los más grande de cobre y oro del país, presentó ayer a la provincia de San Juan el informe de impacto ambiental. La empresa minera es subsidiaria del grupo canadiense Lundin.
Junto a Filo del Sol, Los Azules, Altar y Pachón, Josemaría es uno de los cuatro proyectos cupríferos (pórfido de cobre) de gran escala y en estado avanzado que posee la provincia. Aunque todavía no está en etapa de producción, cuenta con recursos por 6,7 millones de libras de cobre; 7,0 millones de onzas de oro y 31 millones de onzas de plata. Se estima que podría entrar en la etapa de construcción a fines de 2021 o principios de 2022.
Josemaría Resources invertirá 3.090 millones de dólares en cuatro años para la etapa de construcción de esta mina, que está ubicada a 410 kilómetros de la ciudad de San Juan y a 10 kilómetros del límite con Chile. Según la compañía, generará 4.000 empleos durante la etapa de construcción y cerca de 1.000 durante la etapa de explotación.
Adam Lundin, CEO del grupo, señaló: «estamos orgullosos de haber presentado al gobernador Sergio Uñac el informe de impacto ambiental, ya que es un hito importante en nuestra asociación con San Juan. Este informe nos acerca un paso más hacia el logro de nuestra meta de desarrollar Josemaría como un productor de cobre a gran escala a tiempo para satisfacer la creciente demanda mundial y asegurar que las comunidades circundantes y las partes interesadas reciban beneficios directos e indirectos del proyecto». San Juan representa el 80% de la oferta cuprífera de la Argentina, con recursos estimados en 8.834 millones de toneladas.
Explotación
La explotación será mediante una mina a cielo abierto que alimentará una planta de proceso convencional de 152.000 toneladas por día durante la vida útil del yacimiento, que es de 19 años. Esto arrojaría una producción anual de 136.000 toneladas de cobre, 231.000 onzas de oro y 1. 164.000 onzas de plata por año.
Finalmente, la producción no se llevará a Chile, como estaba planificado en un principio. El proyecto transportará la producción para la exportación desde la mina, ubicada en el departamento de Iglesia, mediante camiones hasta la localidad de Albardon (al norte de San Juan capital). Luego, la carga irá por tren de la línea Belgrano Cargas hasta el puerto de Rosario.
Obra energética y camino nuevo
Josemaría prevé la construcción de una línea de alta tensión de 220 kv y dos subestaciones eléctricas que demandará una inversión aproximada de 120 millones de dólares. Las obras durarán dos años. El trazado del tendido eléctrico tendrá una extensión de alrededor de 250 kilómetros e irá acompañando el recorrido de un camino nuevo, que también construirá la minera canadiense para que se pueda acceder a las instalaciones de la mina desde San Juan. La ruta nueva implicará una inversión de 140 millones de dólares. Hoy se accede al lugar desde La Rioja.
Plazos de las obras
-Josemaria Resources tiene estipulado comenzar hacia fines de 2021 o principios de 2022 la construcción de las obras de infraestructura (tendido eléctrico y caminos).
-La etapa de construcción de la mina y la planta de procesamiento demandará cuatro años y necesitará de alrededor de 4.000 trabajadores.
-En 2026 podría comenzar la etapa de producción, que contará con más de 900 empleados.
-Según el estudio de factibilidad, los primeros cuatro años de producción de Josemaría serán para repagar la inversión.
A través de YPF, IEASA (ex ENARSA) presentó la Solicitud de Propuesta para la licitación de un barco regasificador de LNG (Gas Natural Licuado) para el puerto de Bahía Blanca. El pedido incluye el calendario en el que se deben realizar todos los pasos de la licitación, lo cual obliga a los organismos oficiales a dar cumplimiento a una apretada agenda, si se tiene en cuenta que el plazo establecido para la adjudicación del proveedor es el próximo 5 de abril.
De acuerdo al tender elaborado por IEASA e YPF, y al que tuvo acceso EconoJournal, el nuevo barco regasificador deberá estar en pleno funcionamiento el 1º de junio de 2021.
El cronograma estipulado es el siguiente:
24 de febrero: fecha límite para la presentación de preguntas por parte de los potenciales proveedores.
1 de marzo: vence el plazo para que YPF responda a los requerimientos de los proveedores.
18 de marzo: fecha límite que tendrán las compañías interesadas para presentar sus propuestas.
22 de marzo: YPF tendrá hasta este día para preseleccionar a los posibles proveedores y confeccionar una lista corta.
5 de abril: quedará definida la adjudicación del proveedor.
26 de mayo: el buque tendrá que estar operativo.
“El Programa ha sido elaborado de acuerdo con los términos requeridos por IEASA como resultado de las instrucciones de la Secretaría de Energía y teniendo en cuenta la información actualmente disponible en el mercado”, señala la Solicitud de Propuesta.
El documento estipula también los niveles de producción que deberá regasificar el barco que resulte ganador de la compulsa:
Entre el 1 º de junio y el 31 de julio se prevé que entregue 28.500 millones de pies cúbicos por día de LNG regasificado.
En tanto que durante el mes de agosto la entrega descenderá a 7.000 millones.
La Solicitud de Propuesta también establece que IEASA tendrá derecho a extender el acuerdo con un aviso previo de no menos de un mes.
La idea original de YPF era reflotar el contrato que firmó en 2011 con Excelerate Energy y que tiene vigencia hasta 2021. Dicha compañía fue la que operó el barco Excelsior que estuvo amarrado en Bahía Blanca entre 2008 y 2018. Pero finalmente la semana pasada la Secretaría de Energía instruyó a IESA para que realice una compulsa internacional. En la cartera de Darío Martínez entienden que existe interés de otras empresas para participar en una licitación por el regasificador.
Con la contratación del barco regasificador en Bahía Blanca y la segunda ronda del Plan Gas, el Gobierno apunta a garantizar la demanda de gas para los meses invernales de pico de consumo y evitar la restricción del suministro a las industrias y el sector de GNC.
En el marco del aniversario de la ciudad de Comodoro Rivadavia, YPF y la Fundación YPF donaron un nuevo sistema de luminaria pública para el barrio Restinga Alí, donde se llevaron adelante los talleres del programa “Ciudades Sostenibles”.
La Decana de la Universidad San Juan Bosco agradeció la entrega de notebooks.
Del acto participó el intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque; el gerente ejecutivo de la Regional Sur de YPF, Alejandro Eloff; el gerente de Asuntos Externos Regional Sur de YPF, Matías Bezi y el coordinador general de Fundación YPF, Matías Ciampini.
La instalación de la luminaria pública surgió como tema priorizado en el Plan de Acción de la ciudad, elaborado por la Fundación YPF junto con el municipio y la participación de la comunidad. El mismo fue diseñado de forma participativa por la Unión Vecinal, vecinos, vecinas, estudiantes de la Escuela secundaria N°. 707 y el municipio.
ENTREGA DE COMPUTADORAS Y LIBROS
Fundación YPF, además, hizo entrega de notebooks y equipos de workstation a la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco y la Universidad Tecnológica de Puerto Madryn, como parte de su programa para achicar la brecha digital.
La Decana de la Universidad San Juan Bosco, Ing. Diana Helga Bohn, y la Vicedecana de la Facultad de Ingeniería de la UTN, Ing. María Elizabeth Flores, agradecieron el material informático entregado. “El aporte a la facultad es muy valioso, tanto por el equipamiento y por sobre todo las becas que tan bien valoradas son tanto por los estudiantes”, comentó Flores. Mientras que Bohn destacó tanto la perspectiva de género que tiene en cuenta la Fundación YPF así como estas acciones que “permiten que entre todos podamos garantizar la educación pública y lograr técnicos al servicio del país junto con YPF que es un emblema”.
Matias Bezi vinculó esta acción con “otro tema importante en la región que tiene que ver con la brecha digital. Hay que buscar soluciones en conjunto entre el gobierno provincial, nacional, las universidades y las empresas para esta problemática, que se agudizó con la pandemia”.
Ofelia Cédola comentó que “podemos agregar valor en estas regiones poniendo el eje en la educación, la formación profesional, ciencia, tecnología e innovación”. A su vez, destacó que sean dos mujeres quienes dirijan las universidades: “en estos territorios tan masculinos es una gran satisfacción ver como las mujeres rompieron el techo de cristal y están asumiendo protagonismo”, agregó.
El gobierno decidió que el 1º de marzo se aplique una fuerte recomposición tarifaria para un universo de más de 6000 industrias, PyMEs y comercios de todo el país. La resolución 131/2021, que se publicará en estas horas en el Boletín Oficial, establece que los grandes usuarios de electricidad que están bajo la órbita de las distribuidoras —se los conoce en la jerga como GUDI’s— recibirán a partir del mes que viene una factura con aumento de hasta un 70%. En promedio, los cuadros tarifarios aumentarán más del 50 por ciento.
En rigor, la norma firmada por el secretario de Energía, Darío Martínez, prevé que el precio estabilizado de la energía (PEE), que en la práctica es el importe de la electricidad que está incluido en los cuadros tarifarios de las distribuidoras, pase de 2910 a 5500 pesos por megawatt por hora (MWh) a partir del 1º de marzo. Es decir, el precio de la electricidad, el principal componente de las facturas que reciben las industrias, se incrementará un 90 por ciento.
La medida apunta a disminuir los subsidios eléctricos en unos $ 35.000 millones durante 2021, tal como publicó hoy El Cronista. Es apenas la mitad de lo que pretende recortar el Ministerio de Economía, que se fijó como meta ahorrar $ 70.000 millones en el presupuesto de Cammesa para no correrse demasiado de los números definidos en el Presupuesto 2021.
La resolución 131 contempla, además, una suba para el cargo destinado al Fondo Nacional de Energía Eléctrica que está incluido en las facturas de los grandes usuarios. Ese ítem pasará de 80 a 160 pesos a partir del 1º de febrero (se incrementó en forma retroactiva).
¿Quiénes estarán alcanzados por el aumento?
Un universo de 6200 grandes usuarios de electricidad, entre los que figuran algunas automotrices como Ford, cementeras, fundiciones, empresas metalmecánicas y grandes comercios. Son empresas que reciben la energía de las distribuidoras, a diferencia de otros grandes —GUMA/GUME’s— que compran la electricidad que consumen directamente en el mercado mayorista.
El anexo de la resolución que define el precio estacional de la energía para grandes usuarios.
El mercado eléctrico tiene una organización residual heredada de la privatización de los ’90. No es claro, a esta altura, por qué hay industrias que están bajo la órbita de las distribuidoras y por qué otra cubren su demanda con energía que consiguen directamente en el MEM.
Para conocer el impacto inflacionario de la decisión de la Secretaría de Energía habrá que analizar el peso de la energía en la estructura de costos en los distintos rubros alcanzados por la fuerte suba de tarifas. “Hay varios sectores productivos en los que la energía no tiene tanto impacto en la estructura de costos. Pero en otros, la suba de las tarifas eléctricas se trasladará al precio final de los productos manufacturados”, explicó a EconoJournal un economista.
Alternativas descartadas
La Secretaría de Energía exploró, hasta el fin de semana, distintas alternativas para recortar los subsidios al sector eléctrico y evitar que esa cuenta se dispare por la constante depreciación del tipo de cambio y del congelamiento de tarifas desde febrero de 2019.
Un equipo del área a cargo de Santiago Yanotti, subsecretario de Coordinación Institucional, estuvo bosquejando borradores para segmentar los cuadros tarifarios de Edenor y Edesur en función del nivel socioeconómico de los usuarios. Se llegó, incluso, a barajar la posibilidad de cobrarle una tarifa más elevada al 15% de los usuarios residenciales. Sin embargo, no hubo consenso en la cartera.
El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, que llegó al cargo con el respaldo del Instituto Patria, no estaba de acuerdo con esa decisión. Resta saber qué sucederá con las facturas de Edenor y Edesur, las mayores distribuidoras del país, que regulatoriamente están bajo el paraguas de Nación, aunque la intención de Basualdo es que el salto en las tarifas sea inferior a los dos dígitos.
Hasta el año 2024, Argentina tiene su demanda prioritaria de gas natural (básicamente residencial y comercial) contractualizada con los productores domésticos de gas natural. Este régimen de contractualización incluye mecanismos regulatorios que, aunque no perfectos, deberían poder amortiguar nuestras recurrentes devaluaciones sin que ello resulte en un indigerible aumento para los consumidores, ni tampoco una intervención en los precios mayoristas del gas natural que inevitablemente impacte en la oferta disponible de gas natural argentino, como ya sucedió en los congelamientos del 2002-2016 y el 2019-2020.
Justamente este riesgo recurrente de la historia energética argentina es uno de los factores principales de nuestro fracaso en construir un modelo exportador energético sostenible en el largo plazo que nos permita generar nuevos empleos, mejorar nuestra balanza comercial y tener un mayor acceso a divisas.
Habiendo encontrado una solución al primer escollo para un desarrollo pleno de nuestros recursos hidrocarburíferos a escala global, es hora de empezar a trabajar en el futuro. El tiempo urge, muchos ya pronostican que en pocas décadas las energías renovables sustituirán a los hidrocarburos como principal fuente de energía. Además, gracias a las medidas de la presidenta Kirchner desde el 2013, y del presidente Mauricio Macri desde el 2016, Vaca Muerta dejó de ser un recurso potencial, y hoy es, como el campo argentino, un recurso desarrollado y de viabilidad demostrada.
A pesar de que la actual coyuntura de precios difícilmente viabilice en forma inmediata las multimillonarias inversiones para el desarrollo de Vaca Muerta a escala global, este escenario coyuntural seguramente cambiará en no más de tres años. Es que la demanda global de GNL es producto de tendencias de largo plazo como el aumento sostenido de la demanda energética global, la sustitución del carbón por gas natural y generación por fuentes renovables, y los problemas de producción de gas natural de otros países exportadores de GNL, como Australia y Malasia.
Es por ello que es el momento de iniciar sin pausa la construcción del escenario económico y normativo requerido para el desarrollo de Vaca Muerta a escala global.
Lo primero a considerar es que, si vamos a desarrollar Vaca Muerta con inversiones privadas a riesgo, tenemos que ajustarnos a las condiciones que requiere esta inversión para ser sustentable en el largo plazo.
El primer requerimiento es contar con garantías de estabilidad en el marco macroeconómico asociado a la inversión (particularmente, impuestos a la exportación y régimen cambiario). Por eso se necesita una ley que otorgue a las inversiones seguridad y estabilidad jurídica en áreas de alta sensibilidad como lo son las regulaciones cambiarias e impositivas; un paraguas que aísle estas inversiones de los recurrentes vaivenes económico-regulatorios de nuestro país. Esta garantía debe ser, además de jurídica, política. Por eso debe ser votada como una política de estado con participación de todos los sectores políticos mayoritarios, incluyendo la oposición. La jerarquía legal del régimen y la instrumentación de las garantías a través de contratos de inversión con cláusulas de arbitraje en foros neutrales fortalecerán el cumplimiento en el largo plazo de los compromisos del gobierno, viabilizando las inversiones y abaratando su costo.
En segundo lugar, hay que modificar el régimen de exportaciones de hidrocarburos tanto en gas natural, como de crudo y sus derivados, a los efectos de regular el otorgamiento de permisos firmes de exportación de mediano y largo plazo.
La disponibilidad de los hidrocarburos localizados en la roca madre de Vaca Muerta para los argentinos no depende de su eventual descubrimiento -ya que sabemos que existen y sobran- sino de las inversiones requeridas para su extracción -que sabemos faltan y mucho menos sobran-, entonces la vieja regla de que debe estar satisfecha la demanda interna para permitir exportar, deja de ser hoy un mecanismo de garantía del abastecimiento doméstico para transformarse en un obstáculo para alcanzar el logro del autoabastecimiento en el largo plazo.
Todo riesgo regulatorio de interrupción de las autorizaciones de exportación reduce la viabilidad de los proyectos de desarrollo asociados a tales exportaciones. A partir de la revolución de la explotación no convencional de hidrocarburos, en la Argentina, los Estados Unidos y Canadá, sabemos que el recurso existe y que lo que falta son las inversiones para su extracción y desarrollo.
En materia de gas natural no hace falta cambiar la ley sino empezar a aplicarla. El artículo 3° del decreto reglamentario de la Ley 24.076 establece que … “(5) Las autorizaciones que emita el Ministerio de Energía y Minería podrán prever la exportación de excedentes de gas a las cantidades establecidas en las mismas, siempre que estén sujetas a interrupción cuando existan problemas de abastecimiento interno. En este supuesto no será necesario obtener la aprobación de cada operación de exportación excedente en la autorización, debiéndose únicamente presentar ante el Ente, al solo efecto informativo, el respectivo contrato del cual deberá surgir la condición de interrumpibilidad y la ausencia de indemnización en caso de tal interrupción (el resaltado nos pertenece).
Los debates parlamentarios sobre este punto confirman que el artículo 3 de la Ley 24.076 establece, y así quiso establecer, un régimen de exportación de gas natural que incluye autorizaciones firmes, que el gobierno puede otorgar siempre que la misma no afecte el abastecimiento interno; y que una vez otorgadas, tales autorizaciones no están sujetas a interrupción aun cuando existan problemas en el abastecimiento interno, excepto que se trate de exportación de excedentes que si están sujetas a interrupción de existir problemas en el abastecimiento interno.
Por eso, en materia de firmeza de las autorizaciones de exportación recomendamos respetar y consolidar el régimen legal vigente, reafirmando el carácter firme de las autorizaciones de exportación de GNL a partir de su otorgamiento aun cuando existan problemas de abastecimiento interno. Así, en los términos del artículo 3 de la Ley de Gas 24.076, conforme su reglamentación por artículo 3 del Anexo I del Decreto 1.738/92, las exportaciones de GNL tendrían carácter firme por los volúmenes previstos en la respectiva autorización de exportación.
En materia de crudo sí es necesario un cambio de paradigma, justamente en momentos donde existe un serio riesgo de que nuestras reservas nunca puedan ser monetizadas a raíz de los desafíos que impone la denominada “transición energética” hacia los renovables. Los permisos de exportación bajo la Resolución 241/2017 desincentivan inversiones en el sector. Este régimen exige obtener un permiso de exportación para cada operación puntual de exportación, el cual solo será otorgado si el mercado interno no requiere ese volumen, incluyendo un “first refusal” en favor del mercado interno. Habrá mayor seguridad energética si se regula el otorgamiento de autorizaciones firmes de exportación de crudo de mediano y largo plazo. El crudo es un commodity global siempre disponible. Además, como dijimos antes, hoy los hidrocarburos sobran en Argentina. Lo que no hay es inversiones para extraerlos.
Obviamente tanto en gas como en crudo es necesario que los tests para el otorgamiento de las autorizaciones firmes sean precedidos por estudios económicos que ponderen los distintos beneficios de las exportaciones en la economía nacional, en materia de comercio exterior, creación de empleo, etc., incluyendo sus impactos negativos, como el posible aumento de los precios internos, industrias desplazadas, impacto en el ambiente, etc.
A partir de la contractualización en el mediano plazo de nuestra demanda interna de gas natural promovida por el Plan Gas 2024, es el momento de empezar a construir las condiciones macroeconómicas y regulatorias que permitan la contractualización en el largo plazo del desarrollo a escala global de Vaca Muerta. Alternativamente, tanto el oficialismo como la oposición pueden seguir acusándose mutuamente de nuestro recurrente emprobrecimiento, y pérdida de competitividad en el mundo de hoy. En democracia, de nosotros depende.
(*) Socio del estudio de abogados Martínez de Hoz & Rueda.
Los analistas lo habían anticipado durante el fin de semana y el mercado lo confirmó. La remoción del presidente de Petrobras en las últimas horas del viernes había caído mal entre los inversores y este lunes las acciones de la compañía se desplomaron 21% en las bolsas de San Pablo y Nueva York. El hundimiento de Petrobras también arrastró a Eletrobras y Banco do Brasil ante el temor de un giro intervencionista mayor del gobierno.
El presidente de Brasil Jair Bolsonaro anunció el viernes que Roberto Castello Branco dejaba de ser el presidente de Petrobras. Branco estuvo al frente de la empresa con mayoría estatal desde la llegada de Bolsonaro al Palacio de Planalto. Las diferencias en cuanto a los incrementos en los precios de los combustibles derivaron en su remoción. Bolsonaro eligió en su reemplazo a Joaquim Silva e Luna, ex ministro de Defensa y hasta ahora director en la represa binacional de Itaipu.
Jair Bolsonaro junto a Joaquim Silva e Luna.
En las primeras horas del lunes el presidente dijo que Petrobras solo venía atendiendo al interés de “algunos grupos” financieros del país y que los incrementos en los precios de los combustibles pueden ser retrotraídos en un 10%. Silva e Luna también se manifestó en sintonía con la preocupación oficial. “Una empresa tiene que mirar los temas sociales”, dijo el ex general de reserva del Ejército a Radio Bandeirantes.
“¿El petróleo es nuestro o de un grupo pequeño en Brasil?”, se preguntó Bolsonaro frente a un grupo de seguidores y medios en la puerta del Planalto. “Algunos en el mercado financiero están muy contentos con el sesgo político de Petrobras, al servicio de algunos grupos en Brasil», señaló el presidente en alusión a la gestión de Branco.
Por su parte, el vicepresidente Hamilton Mourão defendió al presidente de las críticas. El cambio de mando en Petrobras no representa una intervención del gobierno sobre la compañía sino una “cuestión de confianza”. “El mandato de Roberto termina el 20 de marzo, podría renovarse o no, la decisión es no renovar. No veo forma de intervenir en los precios, ni siquiera por la legislación que rige la empresa”, explicó Mourão.
El discurso de Bolsonaro se inscribe en un momento económico particular. La política de recortes fiscales ensayada por el ministro de Economía, Paulo Guedes, se desinfló el año pasado con el incremento del gasto público para atender las consecuencias de la pandemia de la Covid-19 sobre la economía nacional. Bolsonaro busca a través del gasto contener la crisis social de una economía que se contrajo un 4% en 2020, según el índice de actividad del Banco Central. Brasil registró el año pasado el mayor déficit fiscal primario en su historia.
El giro fiscal no había afectado a Petrobras hasta el momento. El programa de privatización de activos de las compañías con participación estatal sigue su curso. Hace dos semanas Petrobras anunció la venta de la refinería Landulpho Alves en el estado de Bahía al fondo de inversiones Mubadala Capital, de Emiratos Árabes Unidos, por 1.650 millones de dólares.
Pero la política de precios de los combustibles tensó al máximo la relación entre la petrolera y el poder ejecutivo. Son tres los ajustes realizados en el precio del diésel y cuatro en la gasolina en lo que va del año, provocando malestar en la población y entre los transportistas en particular, que llevaron adelante un paro a principios de mes. El alza acumulada en los precios del diésel y de la gasolina son del 34,7% y 27,7%, respectivamente.
Reuters había revelado a principios de mes la política de precios de Petrobras para el 2021. La compañía resolvió expandir de tres meses a un año el período de cálculo de los precios de paridad internacional de los combustibles que comercializa en el mercado interno, como una forma de retrasar el traslado a los surtidores de la volatilidad actual en los precios internacionales del crudo. Por otro lado, Bolsonaro impulsa una eliminación temporal de impuestos a los combustibles para aliviar la carga de los aumentos.
De todas formas la petrolera definió el último jueves dos nuevos ajustes, del 15% en el diésel y del 10% en la gasolina. Molesto, Bolsonaro anunció ese mismo día que “algo pasará en Petrobras en los próximos días”. El despido de Branco llegaría 24 horas después.
El gobierno nacional dio de baja hoy dos licitaciones de equipos de energía solar para escuelas rurales realizadas en el mes de julio de 2019. Se trata de la licitación para la adquisición de paneles fotovoltaicos para 406 escuelas rurales de las provincias de Salta, Santiago del Estero y La Pampa por un total de US$ 20.841.347.
El secretario de Energía, Darío Martínez, dejó sin efecto las licitaciones mediante las resoluciones 126 y 127 publicadas hoy en el Boletín Oficial. En los considerandos, resalta que “resulta conveniente dejar sin efecto este proceso de compra por razones de oportunidad, mérito y conveniencia”.
“Déjase sin efecto el llamado a Licitación Pública Nacional N° 6/2019 para la provisión e instalación de equipos fotovoltaicos para 146 escuelas rurales en las provincias de Santiago del Estero y La Pampa, en el marco del proyecto Permer”, indica la resolución 126. En este caso, el monto de la licitación, donde estaban compitiendo ocho propuestas, es por un total de US$ 7.341.347. En la resolución 127, que involucra a la provincia de Salta, la cartera energética indica que había nueve firmas compitiendo en la compulsa para equipar con paneles solares a 260 escuelas rurales por US$ 13.500.000.
El programa
El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (Permer) es un programa que brinda acceso 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.
Brinda acceso a equipamientos e instalaciones de energías renovables a zonas y poblaciones rurales sin conexión a la red eléctrica del país. Provee energía de fuente solar a hogares, escuelas rurales, comunidades aglomeradas y pequeños emprendimientos productivos.
A fines de enero renunció el equipo completode funcionarios a cargo del Permer por diferencias en las formas de llevar adelante el programa.
La Secretaria de Energía convocó este lunes a la Ronda II del Plan Gas 2020-2024 a través de la resolución 129/21 publicada en el Boletín Oficial. La Secretaría de Energía publicaría hoy una normativa aclaratoria para subsanar algunos puntos grises del texto original, según pudo averiguar este medio.
En lo formal se trata de una licitación para comprar más gas natural local destinado a abastecer el pico invernal de la demanda prioritaria, aunque el gobierno ya estuvo conversando con las petroleras y todo lo que ofrezcan —se estima que, en el mejor de los casos, serán unos 6 MMm3/d—, será adjudicado, ya que está por debajo de los volúmenes máximos explicitados en la norma.
El cronograma establece que el plazo para que las empresas productoras presenten las ofertas vence el 2 de marzo y el 10 de marzo se realizará la adjudicación.
De acuerdo a fuentes privadas consultadas por EconoJournal, Tecpetrol, brazo petrolero del Grupo Techint, aportará unos 2 MMm3/d más desde Fortín de Piedra, su campo estrella en Vaca Muerta. Y Petrolera Pampa, la petrolera del holding que encabeza Marcelo Mindlin, podría aportar hasta 1 MMm3/día adicional de gas, al igual que YPF. En tanto que desde Santa Cruz, CGC, la petrolera de Corporación América, también podría reforzar su oferta de gas para el invierno.
Aún así, en el escenario más optimista, seguirán sin cubrirse el volumen necesario para el pico del invierno. Por lo tanto, el gobierno explora al mismo tiempo otras alternativas para garantizar el abastecimiento.
¿A qué precio cotizará el gas de invierno?
Al igual que en la primera ronda del Plan Gas Ar, está previsto que las productoras que se adjudiquen volúmenes adicionales en los meses de frío recibirán el precio sugerido en la licitación (3,55 dólares por MMBTU) multiplicado por 1,3 veces. Es decir, las petroleras terminarán recibiendo un precio neto de alrededor de 4,60 dólares.
La diferencia, con relación a la ronda 1 del Plan Gas, es que a fin de conseguir el mayor volumen posible de gas, el Gobierno flexibilizó en parte las penalidades económicas que estaban previstas en el pliego original. Se redujeron, en parte, las multas para las petroleras que no alcancen a inyectar todo el gas comprometido en la ronda 2. Por una cuestión de tiempos, es lógico que el Ejecutivo haya dado ese paso. Lo importante hoy es conseguir la mayor cantidad posible de gas en el mercado de gas para reducir importaciones de LNG, cuyo precio superaría en junio los 6,5 dólares por MMBTU, un 25% más caro que lo previsto por el gobierno.
Volúmenes licitados
Los volúmenes máximos que se buscan por cuenca son los remanentes no alcanzados para el pico de invierno en la Ronda I.
La Circular Aclaratoria 1/20, publicada en diciembre, precisó que a los 70 millones de metros cúbicos diarios consignados en el concurso debían sumarse los siguientes volúmenes adicionales de invierno:
Mayo: 13,11 MMm3/d (7,1 millones de la Cuenca Neuquina y 6,01 millones de la Cuenca Austral);
Junio: 24,6 MMm3/d (16,14 millones de la Cuenca Neuquina y 8,46 millones de la Cuenca Austral);
Julio: 29,65 MMm3/d (21,19 millones de la Cuenca Neuquina y 8,46 millones de la Cuenca Austral);
Agosto: 22,72 MMm3/d (14 millones de la Cuenca Neuquina y 8,72 millones de la Cuenca Austral);
Septiembre: 12,82 MMm3/d (6,81 millones de la Cuenca Neuquina y 6 millones de la Cuenca Austral).
De ese total, solo se adjudicaron 3,6 MMm3/d todo proveniente de la Cuenca Neuquina (Tepetrol ofertó 2 millones, Pampa 1 millón y Total 600 mil m3/d). Por lo tanto, lo que se subasta ahora es lo que quedó sin adjudicar:
Mayo: 9,51 MMm3/d (3.50 MMm3/d de la Cuenca Neuquina y 6.01 MMm3/d de la Cuenca Austral)
Junio: 21 MMm3/d (12.54 MMm3/d de la Cuenca Neuquina y 8.46 MMm3/d de la Cuenca Austral)
Julio: 26,05 MMm3/d (17.59 MMm3/d de la Cuenca Neuquina y 8.46 MMm3/d de la Cuenca Austral)
Agosto: 19,12 MMm3/d (10.40 MMm3/d de la Cuenca Neuquina y 8.72 MMm3/d de la Cuenca Austral)
Septiembre: 9,21 MMm3/d (3.21 MMm3/d de la Cuenca Neuquina y 6.00 MMm3/d de la Cuenca Austral)
“Sabemos que le estamos pidiendo a los trabajadores, los técnicos y profesionales, a las pymes, a las empresas regionales y a las concesionarias y productoras, un esfuerzo muy grande, pero confiamos en que todos ellos juntos nos darán más gas nacional para abastecer la demanda invernal de los argentinos”, aseguró el secretario de Energía Darío Martínez a través de un comunicado.
“El 10 de Marzo estaremos adjudicando esta Ronda II del Plan Gas.Ar, que esperamos tener ofertas que nos permita duplicar los volúmenes de Gas Argentino adicional para el pico de la demanda invernal”, agregó Martínez.
Las petroleras hasta el momento aportarían unos 6 MMm3/d en conjunto. Tal vez, el gobierno logre que terminen aportando un poco más, pero está claro que no llegará a cubrirse el volumen necesario para el pico del invierno.
Otras alternativas
El gobierno también está negociando con Chile un acuerdo de intercambio de gas para tomar LNG en invierno y devolverlo en verano.
A su vez, inició conversaciones con Bolivia para ver si el gobierno de Luis Arce puede aportar alguna molécula adicional de gas para el invierno.
De este modo, se busca reducir lo más posible las compras de Fuel-oil y LNG ya que la suba de precios de las últimas semanas vuelven demasiado onerosas esas adquisiciones.
A pedido de la empresa estatal IEASA (ex Enarsa), YPF lanzó la licitación de un barco regasificador de LNG (Gas Natural Licuado) para el puerto de Bahía Blanca. IEASA es, en definitiva, quien va a costear la contratación del buque regasificador.
En un primer momento, YPF apuntó a reflotar el contrato que firmó con Excelerate Energy en 2011, de forma tal de que sea esa compañía quien provee el regasificador que estará amarrado en el muelle de MEGA. Ese contrato tenía una vigencia de 10 años. Por lo que vence en 2021. A raíz de eso, directivos de YPF intentaron reactivar ese acuerdo comercial. Sin embargo, el gobierno finalmente decidió lanzar una licitación después de constatar que existe interés de otras empresas internacionales de participar de una compulsa por un regasificador en el país.
Según precisa el tender que redactaron IEASA e YPF, el nuevo barco regasificador deberá estar operativo el 26 de mayo próximo. Los interesados tendrán tiempo hasta el 24 de febrero para formular preguntas a YPF y despejar dudas sobre el proceso licitatorio. La petrolera deberá contestar esos requerimientos el 1º de marzo.
Plazos
Dos semanas después, el 18 de marzo, las compañías interesadas deberán presentar formalmente sus propuestas. Además de Excelerate se estima que participarán armadores radicados en Europa y algunos traders como Trafigura. IEASA exploró la posibilidad de firmar un contrato de aprovisionamiento de gas con la rusa Gazprom, pero finalmente esas conversaciones no llegaron a buen puerto.
El barco regasificador que estuvo amarrado en Bahía Blanca se llamaba Excelsior y funcionó entre 2008 y diciembre de 2018. Estuvo operado por la compañía Excelerate Energy.
Urgencias
La contratación de un barco regasificador para el puerto de Bahía Blanca es necesaria para asegurar el abastecimiento de gas para el próximo invierno. Además, el objetivo es evitar tener que realizar restricciones en el suministro de gas a las industrias, el sector de GNC y a comercios durante los meses de frío, si es que la oferta de gas en el sistema no alcanza para cubrir la demanda invernal. Cuando fue contratado en 2008, el buque Excelsior iba a estar en operaciones sólo por un año en Bahía Blanca. Se terminó quedando en total 10 años y se convirtió en uno de los principales pulmones gasíferos del país. Tiene capacidad para inyectar poco más de 18 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d).
YPF y otras refinadoras como Raízen y Trafigura (Puma) empezaron a explorar la semana pasada la posibilidad de alcanzar un entendimiento con los productores no integrados como Vista Oil&Gas, Tecpetrol, Pluspetrol, Chevron y Petronas, entre otros, para comercializar en el mercado interno un crudo con un precio de referencia de 55 dólares. Así lo aseguraron a EconoJournal distintas fuentes del sector privado sin contacto entre sí.
En lo que va de 2021 el precio internacional del petróleo experimentó un fuerte incremento. En el caso del Brent, la referencia del Mar del Norte que se utiliza para definir el precio doméstico del barril, trepó de 51,80 a 63,20 dólares, un 22 por cuento. Como resultado del alza, en la industria de refinación advierten que el atraso en los surtidores locales —pese a la suba del 11% que registraron los combustibles en el área metropolitana en lo que va del año— asciende al 15 por ciento.
Si se quisiera trasladar el precio del crudo a la ecuación que define el precio de los combustibles, la nafta súper debería rondar los 87 pesos en el CABA, muy por encima de los 77 pesos que cobra YPF en la actualidad. Como no existe margen político para trasladar el salto del precio del petróleo a las estaciones de servicios —al menos, no de golpe— es que negocian un precio diferenciado para el crudo local.
A diferencia de lo que ocurrió en mayo del año pasado, con el Decreto 488 que fijó el precio del “barril criollo” en US$ 45, el Gobierno nacional no está participando de estas negociaciones. Pero sí dio luz verde para que las empresas alcancen algún tipo de acuerdo sin que requieran de un aval del Ejecutivo.
¿En qué consiste el entendimiento que se está negociando?
En los hechos, apunta a tomar un precio del crudo de 55 dólares en lugar de tomar la cotización del Brent, que hoy superó los 64 dólares. Sobre esa base de U$S 55 se aplicará un descuento por calidad de 1 o 2 dólares para el caso del crudo Medanito (de Neuquén) y otro por retenciones a la exportación, pero con una alícuota reducida del 5 por ciento. De esa manera, el precio neto que recibirán los productores de crudo rondara los 51/52 dólares. Eso es el precio que pueden pagar YPF, Raízen y Trafigura. Axion Energy, controlada por Pan American Energy, prácticamente se autoabastece con su producción propia de crudo y no está participando activamente de las negociaciones.
Quien lidera las conversaciones puertas adentro de la industria es el vicepresidente de Downstream de YPF, Mauricio Martín, que ya sondeó los términos comerciales del acuerdo con socios en Vaca Muerta como Chevron y Petronas, productoras a las que le compra crudo para completar el blend que refina en sus destilerías de La Plata, Ensenada y Luján de Cuyo.
¿Se firmaría un acuerdo por escrito?
A priori, la intención de YPF y del resto de las petroleras es alcanzar un entendimiento comercial entre privados que genere el marco para posibilitar la compra-venta de crudo durante los próximos tres meses hasta tener un panorama más claro acerca de cuál será la tendencia del precio internacional del petróleo en 2021. Es decir, no está previsto un acuerdo por escrito.
La iniciativa, sin embargo, también cosecha detractores. «Se pierde de vista el largo plazo. Hoy lo central para el país es lograr inversiones en el upstream (exploración y producción) en Vaca Muerta y otras cuencas. Se sabe que fijar un precio discrecional inferior al internacional va en contra de ese objetivo. Además, ningún estamento del gobierno está participando de las negociaciones, con lo cual no hay garantía de que el Ejecutivo vaya a autorizar un aumento del precio de los combustibles en los próximos meses», explicó el director de una petrolera, que pidió la reserva de nombre.
«La industria debería abroquelarse e intentar discutir una política de combustibles con el gobierno. En lo que va del año, las naftas aumentaron más por presión de los biocombustibles, de los impuestos y el dólar que por el traslado del aumento del precio del petróleo», agregó.
La incertidumbre de marzo
Según las regulaciones vigentes, está previsto que el 1º marzo se actualice el valor del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y de los biocombustibles. Solo para cubrir el alza de esos ítems, el precio en surtidor debería aumentar cerca de un 4%. Si el Brent sigue subiendo, en la industria sostienen que el alza debería ser de entre 7% y 8% para empezar a recomponer el margen de refinación en respuesta al alza de la materia prima. En el escenario actual, parece difícil que las petroleras obtengan el aval como para avanzar con ese ajuste, pero esa negociación, que involucra al gobierno, también está abierta.
La compañía Nakasawa Resources, líder en tecnología upstream para el desarrollo de la producción global de petróleo y gas, presentó sus recientes innovaciones tecnológicas. Se trata de los sistemas Super Matroid Heater (SMH) y Super Matroid Cyclone (SMC), que tienen como propósito optimizar la producción de petróleo en pozos existentes, ofreciendo a las empresas petroleras una oportunidad para garantizar mayor rentabilidad y, al mismo tiempo, reducir el impacto ambiental que supone el uso de otras tecnologías convencionales.
“En Nakasawa sabemos que la eficiencia y la optimización son la clave para satisfacer las necesidades globales del sector petrolero y más durante estos tiempos de incertidumbre”, expresó José Wilfredo Molina, presidente y fundador de Nakasawa Resources. “Desde nuestros inicios, nos hemos centrado en alcanzar los máximos estándares de calidad y brindar los mejores servicios y resultados a través de tecnologías avanzadas enfocadas en la eficiencia y optimización de pozos petroleros”, agregó.
El SMH y SMC son soluciones que permiten tener mayor eficiencia térmica para mejorar la calidad de vapor en superficie y a nivel de yacimiento resultando en un incremento en la productividad de los pozos inyectados. Al optimizar la recuperación, los sistemas logran minimizar el impacto ambiental y reducir el volumen de agua tratada. Además, estos no generan desechos o efluentes que puedan dañar el ecosistema o medio ambiente donde se ejecuten las operaciones de inyección de vapor.
Sistemas innovadores que prometen mayor recuperación
El SMH es un sistema completo, dedicado a generar e inyectar alta calidad de vapor en el pozo petrolero. Cuenta con una tecnología avanzada que incentiva la producción de más petróleo, disminuye gastos y tiempo de operación mediante un proceso más sostenible y rentable.
Por el otro lado, el SMC es una solución disponible para aquellas compañías que ya cuentan con un OTSG convencional y buscan potenciar su productividad. Esta tecnología es adaptable a cualquier OTSG convencional, y garantiza los mismos resultados y capacidades del SMH.
Ambas tecnologías reducen la concentración de gases de efecto invernadero, incentivan la producción de más petróleo a través de un proceso que genera los siguientes beneficios:
un vapor con más del 95% de calidad
un 12% menos de consumo de agua
incremento porcentual en la producción de crudo a partir de 15%
ahorros de hasta un 25% en costos operacionales
Nakasawa también le ofrece a sus clientes un alto nivel de experiencia en la evaluación técnica de la inyección alterna de vapor de alta eficiencia para una mejor recuperación de petróleo a través de la tecnología SMH y SMC. La empresa brinda un servicio de implementación absoluta del proyecto, creando una alianza técnica que comienza desde el diseño estratégico hasta su implementación, mantenimiento y monitoreo, todo con el fin de asegurar un exitoso proceso de recuperación mejorada del petróleo en pozos de crudo pesado nuevos y maduros.
El Ministerio de las Mujeres, Géneros y Diversidad e YPF firmaron un acuerdo marco para promover acciones conjuntas en materia de políticas de género, igualdad y diversidad; como así también la prevención y atención de situaciones de violencia doméstica.
Elisabeth Gómez Alcorta, ministra de Mujeres, Género y Diversidad y Sergio Affronti, CEO de YPF.
A partir de esta alianza con el Ministerio de las Mujeres, Géneros y Diversidad, se busca potenciar el trabajo que realiza YPF en materia de equidad de género desde hace más de 4 años, cuando se decidió crear el Comité de Diversidad. Desde allí se diseñan e implementan políticas concretas para promover los valores de diversidad y equidad en la compañía.
El acuerdo contempla una primera línea de trabajo vinculada a la promoción de la igualdad de género y diversidad en el trabajo, abordando la problemática de la mujer y su acceso al empleo, la paridad, la corresponsabilidad familiar y la violencia en el ámbito laboral.
YPF se compromete a colaborar en la difusión de la línea 144 que está destinada a brindar información, orientación, asesoramiento y contención para las mujeres en situación de violencia de todo el país, los 365 días del año, las 24 horas, de manera gratuita.
Por último, se promoverá un trabajo de capacitación y sensibilización para los trabajadores y las trabajadoras de las estaciones de servicio que se encuentran en zonas críticas de trata de personas, con la finalidad de contribuir a la detección temprana de este tipo de casos.
De la firma del acuerdo participaron Elizabeth Gómez Alcorta, ministra de las Mujeres, Géneros y Diversidad, Josefina Kelly Neila, secretaria de Políticas contra la Violencia por Razones de Género, Sergio Affronti, CEO de YPF, María Lujan Bianchi, Chief Compliance Officer, Paola Argento, líder de Diversidad, y Santiago Carreras, gerente de Departamento de Asuntos Institucionales.
La interventora del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), Soledad Manín, anuló los nombramientos de los directores del organismo designados por concurso durante la gestión del ex presidente Mauricio Macri. Según una auditoría que inició en marzo del año pasado la intervención, “se pudo verificar que los concursos por los cuales se designaron directores y directoras durante la gestión de la alianza Cambiemos adolecieron de graves irregularidades que requieren su anulación”. Los afectados son Andrés Chambouleyron, Marta Roscardi y Carlos Bastos, aunque ninguno ocupaba el cargo actualmente.
Cuando Federico Basualdo desembarcó como interventor en marzo del año pasado, el único de los directores que permanecía en el organismo era Marta Roscardi, pues Bastos y Chambouleyron habían renunciado y a los dos representantes nombrados por las provincias se les había vencido el mandado y no habían sido reemplazados. Por su parte, Roscardi, que se había quedado para garantizar la transición fue desplazada por la intervención. La resolución oficial, por lo tanto, no apunta a desplazar a los funcionarios sino a declarar nulas las decisiones que hayan tomado, entre ellas la Revisión Tarifaria Integral. Consultados por EconoJournal, fuentes de Cambiemos cuestionaron que una intervención avance sobre funcionarios elegidos por concurso público sin siquiera haber ido a la Justicia a impugnar el procedimiento.
Auditoría
La revisión de los concursos que encaró el ENRE comandado hasta diciembre de 2020 por Federico Basualdo, hoy en la Subsecretaría de Energía Eléctrica, arrojó como resultado que “incurrieron en vicios graves que convirtieron esos actos en nulos de nulidad absoluta. Una de las irregularidades observadas es la falta de publicidad plena y una cuestionable transparencia durante los procedimientos, particularmente en la integración de los órganos de selección y la arbitraria modificación de criterios de elegibilidad”.
Según el ENRE, “la falta de vinculación con empresas del sector eléctrico resulta fundamental para la selección de directores y directoras”. En concreto, el organismo que conduce Soledad Manín le apunta a la conformación del comité de selección del Consejo Consultivo de Políticas Energéticas, que “resulta sumamente cuestionable, debido a que se encontraba integrado por el denominado Grupo de Ex-Secretarios de Energía que formaron parte de la declaración de compromiso asumida por la alianza Cambiemos en agosto del 2014”.
Conflicto de interés
La revisión de los concursos también determinó “conflictos de interés y ética en el ejercicio de la función pública en las designaciones”. En este caso, los cañones apuntan a Andrés Chambouleyron, ex presidente del directorio del ENRE durante la gestión de Macri, que participó “en arbitrajes internacionales en calidad de experto por diferentes demandantes contra la Argentina, en la causa Azurix Corp. C. República Argentina (CIADI N° ARB/03/30) y Daimler Chrysler Financial Services AG c/República Argentina (CIADI N° ARB/05/1)”, detalla el comunicado del ENRE.
Andrés Chambouleyron
También es señalado Carlos Manuel Bastos, que fue vocal interino durante el desarrollo de los concursos, “quien participó y participa en arbitrajes internacionales en calidad de experto y testigo de demandantes contra la Argentina, en la causa AES Corporation c. República Argentina, Caso CIADI Nº ARB/02/17., la cual se encuentra en trámite a la actualidad y además intervino por la parte actora en varios precedentes en los que la Nación fuera demandada”.
En el caso de la ex vicepresidenta del directorio del ENRE, Marta Irene Roscardi, su designación se originó a partir de la recomendación efectuada por el entonces Ministerio de Energía. La auditoría del ENRE subraya: “mediante la convocatoria abierta propiciada para integrar el cargo que ostentaba Roscardi, ésta se presentó y resultó ternada para cubrirlo, siendo designada mediante el Decreto N° 84/18. Entre los fundamentos elaborados por el Comité de Selección, se destacó que ésta ya se encontraba en ejercicio del cargo, situación inadmisible para ser tenida en cuenta como sustento para su designación por resultar violatoria del principio de igualdad para con el resto de quienes integraron la terna”.
Además, el ENRE remarca que el proceso de los concursos para elegir directores del ENRE debe pasar por una comisión de 116 miembros del Congreso de la Nación, “lo que no fue debidamente cumplimentado por el ex presidente Macri”, señaló el ente regulador en un comunicado. “No existe constancia alguna respecto a la conformación de la Comisión en ninguno de los procedimientos de selección convocados para la cobertura de cargos; el P.E.N. sólo se limitó a informar las designaciones a los Presidentes de ambas Cámaras del Congreso”, agregaron desde el ENRE.
“La intervención sostiene que los procedimientos de selección de candidatos y la posterior elevación de las ternas pertinentes, la falta de publicidad en la convocatoria del primer concurso, la arbitrariedad manifiesta llevada a cabo por la administración en la integración de los comités de selección, la direccionalidad en los nombramientos y los arbitrarios cambios de criterio respecto de las aptitudes para el cargo de quienes luego fueron designados, permite sostener que existieron manifiestas irregularidades en el procedimiento que tornan nulos dichos nombramientos”, concluye el ENRE.
Conclusiones
La intervención del Entre presentó una serie de conclusiones de su auditoría, entre las que se destacan:
1. La publicidad del concurso establece: “…el procedimiento de selección (…) se iniciará mediante una convocatoria abierta que deberá difundirse en diarios de circulación masiva…”. Se violó un elemento esencial del procedimiento, lo que causa su nulidad.
2. La integración del Comité de Selección resultó arbitraria e infundada, existiendo un proyecto emanado de la Cámara de Diputados que cuestionó la idoneidad de parte de sus integrantes, advirtiendo su falta de independencia y objetividad debido a sus actividades profesionales y al peligro de que acontezca la situación en la que el regulador sea capturado por el regulado.
3. La tendencia política del grupo que actuó como “Consejo Consultivo de Políticas Energéticas”, evidenciada en documentos de acceso público, altera la objetividad e imparcialidad con las que debe contar.
4. No existieron parámetros objetivos para llevar a cabo las puntuaciones de los candidatos, quedando ello evidenciado en las actas que fueron elevadas. Tampoco se fijaron criterios previos para la confección de las ternas.
5. En la convocatoria destinada a cubrir la presidencia del Directorio, el comité dispuso que se redujera el término previsto de tres a dos años para las incompatibilidades y conflicto de intereses regulado por la Ley 25.188, resultando tal disposición contraria a la ley.
El secretario de Energía, Darío Martínez, convocó para el 15 de marzo a una audiencia pública donde se discutirá que porción del precio de gas en boca de pozo cubrirá el Estado Nacional a través de subsidios. Sin embargo, no está previsto allí analizar las tarifas que le corresponderán a transportistas y distribuidores. A raíz, el interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), Federico Bernal, evalúa una convocatoria a una segunda audiencia que podría ser citada para el 16 o 17 de marzo.
¿Por qué una segunda audiencia pública?
La realización de dos audiencias públicas para discutir las tarifas de gas expresa las profundas divisiones que existen en el gobierno en torno a qué hacer con las tarifas, disputa que aún no se encuentra saldada.
Si bien el decreto 892/20 que aprobó el Plan Gas 2020-2024 contempla en su artículo 6 la posibilidad de realizar una audiencia pública para determinar qué porción del precio del gas natural en boca de pozo debe afrontar el Estado Nacional. Por lo general, tanto el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) como los márgenes de transportistas y distribuidoras se suelen definir en una misma audiencia pública, como ocurrió en septiembre de 2016 cuando el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren, realizó la audiencia pública en la Usina del Arte obligado por la Corte Suprema de Justicia. Sin embargo, en este caso, Bernal y Martínez avanzan por carriles diferentes y tienen ideas distintas sobre lo que se debe hacer con las tarifas.
En un gobierno que funcionara de modo más institucionalizado, es de esperar que los interventores del Enargas y del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) reporten al secretario de Energía y al ministro de Economía, tal como lo establece el organigrama vigente de la administración pública. Sin embargo, Bernal y María Soledad Manin fueron puestos allí por la vicepresidente Cristina Fernández de Kirchner y le reportan directamente a ella.
El poder real que tienen ambos interventores, más allá de su lugar formal en el organigrama del Estado, quedó evidenciado en diciembre cuando se publicó el decreto 1020/20 que le encargó a ambos entes reguladores llevar adelante la negociación tarifaria y corrió del medio a la secretaría de Energía, organismo que prácticamente no aparece mencionado en ese texto.
Pese a ello, puertas adentro del gobierno continúa una fuerte discusión sobre qué hacer con las tarifas. La vicepresidenta es partidaria de ajustar lo menos posible. Por eso Bernal les informó a las distribuidoras que solo se autorizaría un aumento de entre 7% y 9%.
Guzmán tiene diálogo directo con Cristina Fernández de Kirchner y desde hace tiempo viene insistiendo con la necesidad de que el aumento vaya en línea con la inflación debido a la delicada situación fiscal, según confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales. La negociación abierta con el Fondo Monetario Internacional también forma parte de sus argumentos, pero hasta el momento no logró que la vicepresidenta diera el brazo a torcer.
Mientras tanto, decidió jugar la carta de la convocatoria de la audiencia para discutir el precio del PIST, movida que desconcertó a Bernal, quien para negociar el margen de aumento de 7% a 9% les había prometido a transportistas y distribuidoras que el precio del gas en boca de pozo no sufriría cambios.
La convocatoria de Martínez, quien juega alineado con Guzmán, para discutir el precio del gas en boca de pozo, sorprendió no solo al interventor del Enargas sino también a distribuidoras y transportistas, quienes ahora esperan una convocatoria de Bernal para otra audiencia, ya que la que llamó Martínez no las habilita a subir tarifas.
¿Cómo sigue la pelea de fondo?
La pelea está abierta, pero Guzmán la tiene muy difícil, pues hasta ahora no ha logrado convencer a la vicepresidenta y de ello depende que puede avanzar con un aumento mayor al que diseñó Bernal para el gas y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, para la electricidad, hombre que responde a Máximo Kirchner y que conserva su influencia sobre el ENRE intacta.
Cristina Fernández de Kirchner tomó el tema tarifario como uno de sus caballitos de batalla junto con la reforma judicial y el presidente Alberto Fernández parece haber aceptado que son áreas donde el cristinismo marca el paso. Por lo tanto, si Guzmán quiere que el aumento esté en línea con la inflación deberá seguir conversando con Cristina Fernández de Kirchner, ya que ella tiene la llave para poder avanzar por esa puerta.
La transición energética requiere de alianzas, asociaciones y colaboración entre diversos players de la cadena de valor para poder acelerar el proceso de descarbonización de las economías. En ese marco, Siemens Energy estableció recientemente tres nuevas alianzas estratégicas junto a BASF, Air Liquide y Siemens Gamesa Renewable Energy.
Por un lado, Siemens Energy y BASF anunciaron que planean acelerar la implementación comercial de nuevas tecnologías para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Combinando la experiencia tecnológica de BASF con el portafolio innovador de Siemens Energy, BASF pretende ampliar su liderazgo en la reducción de las emisiones de CO2 en la producción química.
A su vez, Siemens Energy también ha generado una alianza junto a la empresa Air Liquide, para combinar la experiencia y capacidad innovadora de ambas compañías y acelerar la co-creación de soluciones a escala industrial para la producción de hidrogeno verde, además de actividades de I+D para co-desarrollar tecnologías de electrolizadores de próxima generación.
Por último, Siemens Energy y Siemens Gamesa Renewable Energy han anunciado recientemente una solución innovadora que integra un electrolizador en un aerogenerador eólico marino -a través de un sistema único y sincronizado- para producir directamente hidrógeno verde. Es un proyecto pionero que reducirá el costo del hidrógeno verde al funcionar sin conexión a la red, permitiendo más y mejores emplazamientos eólicos.
Acelerar el proceso de transición energética es clave para alcanzar a tiempo los objetivos mundiales en materia de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, y por ello Siemens Energy continúa consolidando su compromiso con la descarbonización y el desarrollo sostenible a través de la innovación y la cooperación.
La petrolera YPF finalmente desistió de emitir un bono por 100 millones de dólares para robustecer su caja. EconoJournal informó el jueves pasado que la compañía conducida por Sergio Affronti estaba evaluando aprovechar el impulso del canje para aspirar fondos del mercado, pero en los últimos días tantearon esa posibilidad y el 12% de tasa anual que les pedían les pareció excesivo en este contexto.
Otra de las tres grandes petroleras del país también había estado avanzando en los últimos días para colocar un bono, según confirmaron a EconoJournal fuentes del mercado financiero. Su intención era recaudar entre 250 y 300 millones de dólares, pero la tasa de 12% también operó como un desincentivo. Esta compañía privada estaba dispuesta a convalidar como máximo una tasa de entre 8% y 9% anual.
En estas circunstancias, dos de las tres principales petroleras del mercado optarán por financiarse en pesos en el mercado local bajo la modalidad dollar linked. Los bonos dollar linked son títulos de deuda nominados en dólares, pero con la particularidad de que tanto el pago de intereses como de capital se cancela en pesos. De este modo, el financista se cubre del riesgo cambiario y quien recibe el dinero cancela en pesos indexados por la evolución del dólar.
Luego de la experiencia traumática que atravesó YPF cuando el Banco Central le anticipó que solo le daría el 40% de los dólares necesarios para cancelar su próximo vencimiento de 413 millones de dólares en marzo, situación que obligó a la compañía a avanzar con el canje de deuda, ahora decidió no convalidad una tasa en dólares del 12% (estaba dispuesta a pagar hasta 10%) y aspirará los pesos que haya disponibles en el mercado local.
Al menos por ahora, ni YPF ni la otra gran petrolera que estuvo a punto de emitir deuda colocarán bonos en dólares. Igual seguirán el mercado de cerca para ver si en los próximos meses, tal vez de la mano de una negociación exitosa del gobierno argentino con el FMI, el horizonte se despeja, el riesgo baja y la tasa se ajusta a sus pretensiones.
La compañía Blue Sky, una firma canadiense perteneciente al Grosso Group del empresario minero Joseph Grosso, informó hoy que comenzó en febrero con las primeras perforaciones del plan de exploración en el proyecto de uranio Amarillo Grande, ubicado cerca de la localidad de Valcheta, en la provincia de Río Negro.
Imagen de Blue Sky Uranium Corp.
Se trata de un plan de perforación de circulación inversa de más de 4.500 metros en Amarillos Grandes, un proyecto principalmente de uranio, pero que cuenta también con vanadio, un metal que se utiliza para la producción de acero. La característica principal del proyecto es que el recurso de uranio está alojado cerca de la superficie.
Pandemia
El inicio de la exploración estaba previsto para 2020, pero la pandemia retrasó la actividad. En particular, los trabajos serán sobre las zonas conocidas como Ivana Central e Ivana Norte, donde -según estudios realizados por la compañía entre 2007 y 2012- se encuentra una alta calidad y cantidad de mineralización. Al mismo tiempo, Blue Sky está avanzando en obtener los permisos para comenzar a perforar en Ivana Este, otra zona del proyecto con gran potencialidad de recursos de uranio.
Nikolaos Cacos, presidente y director Ejecutivo de Blue Sky, señaló que «este programa es un paso importante en nuestra estrategia para identificar nuevos recursos de uranio en Ivana y en todo el proyecto«. «La perspectiva sólida y persistente para el uranio proporciona un entorno de apoyo para nuestro trabajo y esperamos un éxito continuo que generará valor adicional en Amarillo Grande«, agregó. La compañía también aumentará en los próximos meses los trabajos de ingeniería y pruebas de procesos para respaldar los estudios técnicos que se realizaron sobre el depósito.
Imagen de Blue Sky Uranium Corp.
Detalles del proyecto
Blue Sky tiene previsto perforar alrededor de 100 pozos en Amarrillo Grande, que en total tiene abarca una superficie de 270.000 hectáreas. Hasta el momento sólo perforó ocho pozos. En 2020 la compañía avanzó en los permisos y los estudios de estimación de recursos y la factibilidad económica. “La mineralización en el depósito Ivana, el más importante del proyecto, tiene características de uranio-vanadio de tipo arenisca y de tipo superficial”, señala el comunicado de la compañía.
Además, indicó que “el proyecto, que incluye otras áreas, es llana, semiárida y accesible durante todo el año, con acceso ferroviario, eléctrico y portuario cercano”. La compañía tiene previsto delinear recursos en múltiples áreas del proyecto y hacer avanzar lo antes posible al nivel de prefactibilidad.
El Grosso Group opera desde 1993 en la Argentina Chile y Paraguay. En el país, además de la filial Blue Sky, también cuenta con las firmas Golden Arrow Resources y Argentina Lithium Energy.
Una severa crisis energética se está desarrollando desde el lunes en los estados del centro y sur de Estados Unidos. Las temperaturas bajo cero afectan el funcionamiento de los parques de generación eléctrica e imposibilitan la producción de hidrocarburos. Texas es el estado más golpeado: enfrenta una crisis de abastecimiento eléctrico sin precedentes. La producción de hidrocarburos se desplomó hasta los mínimos registrados a inicios de la declaración de la pandemia de la Covid-19.
La crisis también repercute en México. Los envíos de gas desde Texas disminuyeron por problemas con los gasoductos y las usinas térmicas se quedaron sin fluido. La situación derivó en cortes de luz que el lunes afectaron a casi cinco millones de personas en el norte del país.
Frío polar y alta demanda de energía
Estados Unidos registra temperaturas inusuales y récord desde el último fin de semana. Un sistema de alta presión proveniente del círculo polar ártico generó las condiciones de formación de una tormenta invernal que está abarcando la mayor parte del país, con las temperaturas más bajas registradas en la región central y sur. El Servicio Meteorológico Nacional informó el lunes que al menos 150 millones de ciudadanos se encontraban bajo nieve o avisos de precaución.
Ciudades en Texas, Oklahoma, Arkansas, Louisiana y Kansas registraron temperaturas históricas, la mayoría muy por debajo de 0°C. Producto del frío creció la demanda de energía y los precios internos reaccionaron con grandes alzas. El domingo en Texas se estableció un nuevo récord histórico de 69.150 MW de demanda eléctrica. ERCOT, la operadora independiente de la red de transmisión en el estado, había previsto un pico de demanda estacional de 57.699 MW, con un escenario “de demanda extrema” de 67.208. La realidad superó todas las estimaciones.
“Pozos congelados”
Las temperaturas extremadamente bajas impactaron de lleno en los niveles de extracción de petróleo y de gas. Entre el lunes y el martes la producción de crudo en todo el país se redujo en 3.5 millones de barriles diarios, casi un tercio de la producción normal. El Departamento de Energía informó que el golpe a la producción de gas en la región central sur implica una reducción del 7% de la producción nacional.
Lo mismo ocurre con las refinadoras de crudo, impactando en el 19% de la capacidad nacional. No se registraban semejantes caídas desde los inicios de la pandemia y las restricciones impuestas a la actividad económica por motivos sanitarios.
La operación en los pozos de gas y de petróleo se tornó imposible. “Nuestros proveedores de gas natural están experimentando congelamiento en pozos de gas debido a la duración del frío extremo”, explicaba Texas Gas Service en una nota a sus clientes. Las temperaturas son tan bajas que congelan el petróleo y el gas líquidos en la cabeza de los pozos y en los gasoductos sobre el terreno. La nieve también dificulta el acceso y la escasez de energía eléctrica impide bombear el gas a tierra. Los equipos tampoco están preparados para operar en condiciones tan excepcionales.
La producción nacional se vio particularmente afectada por la situación en Texas, que concentra el 20% de la producción de gas y el 40% de petróleo. S&P Global Platts estimó que la producción de gas cayó el lunes a un nivel de entre 12 y 17 mil millones de pies cúbicos diarios, cuando la producción era de 24 mil millones diarios a principios de mes. Por el lado del petróleo, la producción de shale oil en la formación Permian (el principal reservorio productor de EE.UU.) se desplomó hasta un 65%, según informó la agencia Bloomberg.
Con la caída de la producción y temiendo que las usinas termoeléctricas agoten sus stocks de gas desde el gobierno de Texas pidieron a las terminales de gas natural licuado reducir sus operaciones hasta que se normalice la situación. Esa solicitud (la primera en la historia del estado) es sintomática de los problemas de abastecimiento que existen: los flujos de gas hacia las terminales exportadoras ya habían sido recortados por la mitad en los siete días previos, debido a dificultades técnicas provocadas por el frío.
Colapso en la generación de electricidad
No hay dudas de que el foco de mayor atención de las autoridades federales esta puesto en las dificultades para restituir y garantizar el servicio eléctrico a millones de estadounidenses. La particularidad del problema es que Estados Unidos esta dividida en varias áreas de transmisión, poco interconectadas entre sí. Southwest Power Pool (SPP), que opera completamente en Kansas y Oklahoma y en partes de otros 12 estados en el centro del país (la región más golpeada por la tormenta en estos días), tuvo que ordenar cortes rotativos del servicio el lunes y el martes por falta de generación eléctrica.
Sin embargo, la situación sigue siendo absolutamente crítica en Texas, con más de 2.800.000 clientes sin servicio en la madrugada de este miércoles. ERCOT, que monopoliza el 90% de la transmisión eléctrica en el estado, lleva pidiendo a las distribuidoras interrupciones rotativas del servicio desde el lunes a la madrugada. El problema central también esta en el parque generador, aunque es mucho más severo que en SPP. En el peor momento del lunes, ERCOT registró 34 GW de capacidad de generación fuera de servicio, sobre un parque total de algo más de 80 GW instalados. Ayer informó que el déficit de generación se redujo a 31 GW.
El parque térmico de gas, que representa la mitad de todo el parque de generación, presenta los mayores problemas, con dificultades técnicas para habilitar la llegada del fluido a través de los gasoductos. Por otro lado, el parque eólico tampoco respondió al nivel de generación previsto: casi la mitad de los aerogeneradores no pudieron funcionar debido al congelamiento de las aspas. Como el frío hace difícil el restablecimiento rápido del parque generador y la capacidad para importar electricidad desde otras áreas es cercana a nula, el operador de la red no tuvo otra opción que seguir desprendiendo carga a lo largo de estos días, incrementando el número y la duración de los cortes de luz.
Otro elemento que conspiró en contra de ERCOT es el diseño mismo del mercado eléctrico local, en el que se paga a los generadores solo cuando producen y no por estar disponibles para hacerlo. Esto lleva a que la red disponga de márgenes de reserva estructuralmente bajos, una característica que se transformó en un problema en este episodio climático.
BVS Technology Solutions es una empresa 100% argentina, creada en 2003 y destinada a brindar soluciones tecnológicas, desde el diseño hasta el soporte, dentro del marco que genera la convergencia digital. A lo largo de su historia, BVS fue consolidando alianzas con socios estratégicos que son líderes mundiales en el diseño y la fabricación de servicios de tecnología. Es así como en la actualidad cuenta con el nivel de partner gold habilitado por la marca Cisco, líder a nivel mundial en la fabricación de equipamiento de telecomunicaciones y diversas tecnologías. Adicionalmente, BVS es partner certificado ante Dell EMC, uno de los mayores desarrolladores de equipamiento informático del planeta.
JUAN LORENZO, DIRECTOR COMERCIAL DE BVS
En sus inicios, la empresa se volcó a brindar sus servicios en el negocio del broadcasting y los medios de comunicación. Pero en los últimos años inició un proceso de diversificación de su cartera de clientes y comenzó a generar soluciones para otros mercados, entre los que figuran el de Oil & Gas y la minería. A su vez, llevó adelante un proceso de expansión regional y actualmente tiene presencia en Chile, Uruguay y Paraguay. «Nos dimos de cuenta que nos estaba faltando una visión 360º del negocio y por eso sumamos al equipo personas con mucho conocimiento del mercado energético. Eso nos permitió tener la visión del otro lado del mostrador y de esa manera generar una oferta mucho más amplia», señala a TRAMA Juan Lorenzo, director comercial de BVS.
Las restricciones que impuso la pandemia de coronavirus profundizaron la sinergia entre BVS y sus clientes, y en el caso específico del sector energético, las empresas se vieron necesitadas de recurrir a soluciones que garantizaran el trabajo a distancia y la operación de yacimientos, facilities y plantas de forma remota. «Ayudamos al trabajador remoto que está en un campo o en una refinería para que pueda maximizar su control dentro de su lugar de trabajo. Hay un montón de herramientas de soporte tecnológico que hoy están a la mano de cada uno para poder realizar la operación de manera más productiva y más segura. Eso es lo importante que tiene este mercado: cómo proteger el activo humano ante cualquier accidente y ahora le sumamos las restricciones que impone el COVID-19», indica el directivo.
¿Cuáles son los mayores desafíos que hoy les plantea el sector de Oil & Gas a la hora de ofrecer soluciones a los clientes?
Las condiciones que impone la nueva normalidad llevan a que el trabajador esté alejado de lo que era su habitual lugar de trabajo. Por lo tanto, hay que ayudarlo dándole el mayor soporte. Ahí hay una complejidad que hay que empezar a trabajar con distintas herramientas. Nuestro gran desafío es poder reducir la complejidad con dispositivos de asistencia remota. Por ejemplo, generar dispositivos de seguridad que permitan localizar a una persona que se está moviendo por lugares peligrosos, que estén cercanos a un horno del que deben estar a una distancia mínima de cinco metros. Hoy la persona tiene un manual que le dice que no puede estar a menos de esa distancia. Pero yo lo puedo hacer a nivel tecnología. Entonces me olvido del manual y me olvido del factor humano, y con eso puedo evitar un montón de accidentes. A su vez, si llegara a producirse uno, con nuestras soluciones puedo saber si hay personas dentro de una mina o dentro de un pozo y actuar en consecuencia.
Teniendo en cuenta que la tecnología avanzó muchísimo en los últimos años, ¿a la industria energética y minera le falta incorporar tecnología disponible o el desafío pasa por utilizar la tecnología con la que ya cuenta y encontrar nuevas soluciones?
La industria energética y la minera no son de los sectores que más tecnología han incorporado, pero tampoco están entre los que menos lo han hecho. Se encuentran en un lugar intermedio. Yo diría que la tienen presente, pero no adoptada en un 100%. Y por otro lado, surgen restricciones para la adopción de esa tecnología relacionadas con reglamentaciones que se dan en nuestro país. Hablo, por ejemplo, del rol que tienen los sindicatos y donde empieza a jugarse un tema que roza lo legal-sindical. Es una cuestión compleja que hay que ir trabajando fuertemente para demostrarles que las tecnologías no son para controlar a las personas sino para que no tengan accidentes. Cuando logamos demostrar los beneficios, ahí comienzan a adoptar la tecnología de manera más consciente. Creo que esa parte es la que hay que empezar a trabajar y que hace que se demoren más las decisiones. Pero cuando podemos hacer las demostraciones y ven el valor agregado que aportan estas tecnologías, enseguida se abren los caminos. Todavía está costando un poco. El tema del COVID-19 ayudó muchísimo a vencer esas resistencias. La adopción de tecnología hizo que se aceleraran los procesos y que quizás lo que estaba previsto hacer en tres años se haya hecho en uno.
¿En qué aspectos ven que se aceleró ese proceso?
Lo vemos fundamentalmente en los indicadores de venta. Ahí observamos que veníamos vendiendo a un ritmo y que de golpe ese ritmo se triplicó. Lo vemos también en la demanda de notebooks para manejarse de forma remota. Tengamos en cuenta que al prncipio de la pandemia atravesamos un período de dos o tres meses en los que nadie sabía qué iba a pasar. Pero desde hace un tiempo comenzó a activarse y aparece una demanda adicional por las condiciones que impone la nueva normalidad. A nivel mundial, se produjo una aceleración de cinco años en uno en los procesos de incorporación de tecnología. Es posible que acá el ritmo sea más lento, pero claramente estamos notando que es un dos en uno o un tres en uno.
De toda la gama de soluciones que ofrece BVS, ¿cuáles son las que generan una sinergia perfecta con la industria petrolera o minera?
Creo que lo principal pasa por el tema de la seguridad. A partir de las condiciones que impuso la pandemia, una planta de recursos pasó a estar mucho más distribuida y ahí el tema de la seguridad se volvió mucho más crítico. Antes de la pandemia estaba todo más concentrado. Esto es como si en una casa antes había una sola puerta de entrada y de pronto pasa a tener distintas puertas. Esta nueva normalidad hizo que la seguridad pase a tener un rol mucho más protagónico en todo el mundo del Oil & Gas. Y además, con la conexión IT, ahora se logra tener monitoreadas cuestiones que antes no lo estaban, como válvulas, medidores y hasta personas. Cuando se comienza a conectar todo a la red, el tema de la seguridad pasa a ser preponderante y lleva a una situación en la que todos tienen que hacer. La solución tiene que ser una protección de punta a punta. Para eso estamos muy apoyados en la marca Cisco. Ellos tienen un programa que se llama Talos, con el cual todos los elementos que se conectan en la red del cliente permiten detectar el error que se produzca en cualquier lugar del planeta en tiempo real. Otro servicio que estamos empezando a trabajar con la industria del Oil & Gas y la minería tiene que ver con el almacenamiento. Eso nos obligó a acelerar los procesos de oferta de modelos. Por la pandemia había una necesidad muy grande de las empresas y comenzamos a armar ofertas financieras, donde les vendíamos los servicios por gigabites. Si el cliente necesitaba 6 gigas, nosotros le armábamos el equipo que necesitaba para cumplir con esa demanda. Y después, a medida que iba necesitando mayor capacidad, íbamos aumentando la cantidad de gigas. Fuimos adaptándonos y actuando rápido para poder ofertar un servicio desde el día uno de la pandemia y a partir de ahí generar un círculo virtuoso.
SOLUCIONES A MEDIDA
Al ser Partner Gold de Cisco, BVS ofrece la solución Cisco Power Iaas, que implica la provisión como servicio tanto de la infraestructura de base como de los sistemas de almacenamiento, routers, firewalls y servidores, sobre los cuales los clientes pueden montar sus aplicaciones y servicios. Dentro del mercado de soluciones tecnológicas, BVS tiene la particularidad de ofrecer una capacidad computacional con escalabilidad bajo demanda, en un esquema de pago por uso mensual y en pesos. De este modo, el cliente puede alquilar capacidad e infraestructura en el momento en que lo necesite, sin invertir en la compra de equipos y sistemas de almacenamiento, y despreocupándose, al mismo tiempo, de la conectividad y seguridad física de los equipos.
Para desarrollar todas estas soluciones, BVS cuenta con un staff de más de 100 profesionales. «Encaramos el negocio a partir de tres pilares: estar cerca del cliente, ser flexibles y tener una ingeniería de alto nivel», indica Lorenzo. «Contamos con un equipo muy robusto, tanto en lo comercial como en ingeniería. Las dos áreas tienen que ser muy sólidas para que se retroalimenten. Esas fueron las claves para que en cuatro años ganáramos los premios al mejor partner, algo que nunca había sucedido en la historia de los partner de Cisco. Desde ese lugar fuimos incorporando otros mercados y empezamos a expandirnos hacia otros países. Abrimos BVS en Chile, Paraguay y Uruguay. En Chile estamos triplicando la inversión para tener una presencia regional cada vez más fuerte», completa.
En un año tan marcado por los condicionantes que provocó la pandemia, ¿qué respuestas pudieron dar a sus clientes?
La conclusión que sacamos en 2020 es que logramos actuar rápidamente ante los nuevos desafíos que planteó la pandemia. Pudimos estar cerca de los clientes, ayudándolos en las urgencias y en las estrategias a largo plazo. En eso fue importante sentarnos con ellos, porque quizás no contaban con el respaldo financiero para llevar adelante las inversiones tecnológicas necesarias, pero fuimos diseñando soluciones a medida para salir de la urgencia y al mismo tiempo seguir trabajando junto con ellos en una estrategia a largo plazo. Eso es algo que me deja muy conforme con respecto a este año a la hora de trazar un balance. Veo que fuimos muy exitosos en esta adaptación que hicimos con los clientes.
Schneider Electric es una empresa líder a nivel global en la gestión de la energía y la automatización. En los últimos años se ha especializado también en la digitalización de las operaciones en pozo en la industria del Oil & Gas. La transición energética hacia la reducción de las emisiones de carbono y los efectos colaterales que generó la pandemia obligaron a las operadoras a acelerar los procesos de digitalización y Schneider se ubica a la vanguardia a la hora de ofrecer este tipo de soluciones. A través de una videoconferencia desde Porto Alegre, TRAMA dialogó con Luis Felipe Kessler, vicepresidente de la compañía en el Upstream para Latinoamérica y el Caribe. El directivo considera que por el potencial gasífero que ofrece Vaca Muerta, Argentina cuenta con el combustible que liderará la transición y puede convertirse en el principal productor de la región. Pero justamente entiende que para eso es necesario adoptar cuanto antes la tecnología adecuada que haga sustentables y competitivos los proyectos.
LUIS FELIPE KESSLER, VP DE SCHNEIDER ELECTRIC
¿Cómo observan desde Schneider el proceso que se está dando con la transición energética?
En los próximos años, la transición energética va a ser muy evidente. Tiene que ver con la reducción del uso de fuel oil y la transición hacia las energías renovables, fundamentalmente eólicas y fotovoltaicas. Pero también vemos que en el pasaje hacia las renovables en forma plena, el gas va a ser el combustible de la transición. Hay muchos actores importantes que empiezan a presionar por ese cambio. Primero están los inversionistas. Cada vez se hace más difícil conseguir financiamiento para proyectos que no son limpios. En lo que tiene que ver con los mercados, observamos que va a haber mucho más incentivo a buscar el gas que el petróleo y de intentar mover la economía con el gas. Este es un dato importante para Argentina con Vaca Muerta. También vemos que en el caso de los empleados es cada vez más difícil convencer a un talento nuevo para convocarlo a un proyecto de Oil & Gas.
Y en ese camino de transición, ¿qué soluciones está ofreciéndoles Schneider a sus clientes?
Nosotros presentamos soluciones a nuestros clientes considerando tres objetivos: ahorrar energía, electrificar y descarbonizar. A partir de esos pilares, nos encargamos con nuestros expertos de ofrecer un porfolio completo de transparencia desde el punto de medición hasta la nube. Damos soluciones para medir y reducir el uso de energía, producir más con menos y empezar el cambio hacia la digitalización y la operación remota, reduciendo la cantidad de gente en el campo, lo que mejora tanto la parte de sustentabilidad como la de seguridad. Para todo esto tenemos un área de servicios de sustentabilidad que ayuda al cliente a medir a cuánto estamos en términos de sustentabilidad. Por ejemplo, si un cliente opera con una planta en Vaca Muerta, se puede medir la emisión de carbono y a partir de ahí trazar un plan de reducción. También nos encargamos de cuestiones más disruptivas, como cambiar procesos que históricamente son hechos con fuel oil o con gas. Las bombas de profundidad que se usan mucho a gas pasan a estar electrificadas. Claro que ahí hay que tomar un cuidado muy importante. Cuando se electrifica el proceso, hay que pensar a qué energía se está acudiendo para esa electricidad. Tiene que ser energía limpia. Vamos a ver cada vez más plantas electrovoltaicas en los campos onshore. Cada vez más la energía tiene que ser eólica o foltovoltaica o hidroeléctrica. Tenemos que proveer energía limpia y así se puede electrificar el campo a lo máximo que se quiera, porque estará contribuyendo fuertemente a la reducción de dióxido de carbono.
¿Qué cambios de estrategias ven que están llevando adelante las petroleras a partir de las nuevas condiciones que impuso la pandemia?
Vemos que en el mundo del petróleo hay cuatro tendencias. La primera tiene que ver con las condiciones actuales del precio del petróleo y todas las crisis que pasamos desde principios de 2020. Vemos que las compañías están protegiendo al máximo el cash para retomar las inversiones cuando las condiciones mejoren. La segunda es la transformación digital, que es inevitable y que se aceleró con el coronavirus. Se empiezan a implementar estrategias para tener menos gente en el campo, por una cuestión de dificultad de acceso y también de seguridad y del costo de operación que va a tener que ser mucho menor. Para esto la digitalización es clave y a su vez está muy vinculada con la transición energética, que es la tercera tendencia y que se aceleró a partir de la pandemia. El cuatro desafío es la fuerza laboral, que cambió notablemente. La gente que hoy está entrando al mercado del Oil & Gas no conoce otra forma de trabajo que no sea el monitoreo remoto. Cuando uno le dice que tiene que hacer un Excel o una planilla para una fiscalización, se siente un poco aburrido. El tipo de trabajo que prefiere es que se pueda conectar directamente con su iPad o su iPhone, y tiene la información del equipamiento y hace lo que tiene que hacer.
Al inicio destacaba que en este período de transición energética va a haber más incentivos para buscar el gas que el petróleo. Teniendo en cuenta las enormes reservas que contiene Vaca Muerta en gas, ¿cree que a la Argentina se le abre una ventana de oportunidad superior al resto de la región?
Hay dos cosas a considerar. En el corto plazo tenemos un problema de rentabilidad. Hoy un proyecto en Vaca Muerta, comparado con Permian (Estados Unidos), está mucho más complicado de monetizar rápidamente. Pero a mediano plazo, veo a Argentina como un gran actor, porque va a ser el mayor proveedor de gas de la región. Brasil tiene gas en las aguas profundas, pero el costo de sacarlo es muy alto. Por lo tanto, Argentina puede ser un actor proveedor de gas tanto para Chile como para Brasil. Si adopta rápidamente la tecnología, como lo ha hecho la gente de Permian, Argentina puede ser competitiva globalmente. Una cuestión que sufrimos en América Latina es que nuestros costos son más elevados, tenemos dificultad de que la tecnología avance con rapidez. Pero en la industria del gas, sin dudas, Argentina va a ser un actor muy importante en los próximos años. Tiene las reservas y no hay limitaciones porque la tecnología está disponible. Solamente tiene que acelerar los procesos para acceder lo antes posible a operaciones remotas y proyectos de sustentabilidad que le permitan ganar en competitividad y consecuentemente en desarrollo.
TIEMPO DE INTEGRACIÓN Y EXPANSIÓN
A partir de la alianza y compra de otras empresas, Schneider amplió la oferta a sus clientes con soluciones cada vez más integrales. Por ejemplo, junto con la empresa McDermott está desarrollando diseños de plantas en el upstreampara reducir las emisiones de gases en más del 70% y con un aumento mínimo de costos durante la vida útil del campo. A su vez, a partir de la compra de Aveva, una empresa de software líder a nivel mundial, Shcneider ofrece soluciones de hardware y software convergentes. «Esta integración le permite al cliente tomar decisiones de manera mucho más rápida porque posee toda la información en tiempo real. Cuando se construye esa inteligencia de datos, debajo de eso permite tener una capacidad de gerenciamiento y optimización de todo el proyecto. A la vez, permite comparar con lo que se había proyectado, con lo que era esperado de cada equipamiento. Muchas veces sucede que en un mismo campo hay pozos que rinden mucho mejor que otros. Entonces esto brinda información para hacer los ajustes que sean necesarios. Esto hoy va a cambiar mucho la forma de integración del proyecto», asegura Kessler.
¿Les aumentó la demanda de estos procesos de digitalización a partir de la pandemia?
Sí, claramente. El sector del Oil & Gas fue el primero que se automatizó. No hay una planta que no esté bien automatizada. Desde 2018 hubo una tendencia natural a empezar a incursionar en proyectos de digitalización y control remoto, pero la pandemia aceleró enormemente esta tendencia, ante la imposibilidad de enviar gente al campo. Eso obligó a hacer cosas de manera remota. Nosotros hicimos servicios remotos, validación de proyectos de equipos en nuestra fábrica con el cliente remoto. Dos años atrás esto era inaceptable por el cliente, que quería ver todo en persona. Hoy comprende que es igual. Con dos cámaras y un software tiene acceso a lo mismo que si estuviera en el lugar. Creo que en el futuro vamos a hacer mucho de este tipo de inspecciones visuales. Otra cosa que se hace son inspecciones con drones, con inteligencia artificial, para detectar vaciamientos, corrosiones. Con los equipos de Schneider ya está disponible el acceso virtual. Con un software, desde el iPad o el iPhone se pueden monitorear las tendencias térmicas de los equipos. Esto lo estamos haciendo con muchos clientes.
¿Esta situación de la industria del Oil & Gas que demandan estos servicios de digitalización le permitió a Schneider atravesar mejor la pandemia que el promedio de lo que fue el sector?
Si vemos cómo está la situación de Schneider hoy, tuvimos una performance globalmente muy buena. Lo que vemos es que en el futuro próximo, como contamos con esta herramienta disponible, tenemos la capacidad de estar al frente con respecto a muchas empresas de la competencia en lo que tiene que ver con los procesos de digitalización. Se ha avanzado muy rápido. Hemos pasado muy bien la pandemia y vemos un futuro muy bueno para la compañía. Estamos muy presentes en todos los países en lo que tiene que ver con la provisión de sistemas eléctricos, automación y los servicios. Tenemos proximidad con la planta del cliente para responder lo más rápido posible. Pero, además de eso, tenemos un avance muy importante en lo que es la digitalización y sustentabilidad. Esos dos aspectos nos permiten ser hoy una empresa que tiene una muy buena posición para ayudar al cliente en esta transición, que va a ser muy rápida. Creo que la pandemia aceleró los procesos. Por ejemplo, en Vaca Muerta vamos a ver en muy corto plazo plantas solares alimentando plantas onshore de gas y petróleo. El mix hay que hacerlo lo antes posible, porque el resultado de sustentabilidad, junto con el resultado económico, van a estar muy asociados.
Un trotamundos que la pandemia confinó a su hogar
Luis Felipe Kessler lleva más de 20 años en Schneider Electric. Durante ese tiempo desempeñó funciones en los diferentes lugares del mundo en los que la compañía tiene presencia. Pero a partir de la integración con Areva pasó a desempeñarse como máximo responsable del negocio del upstreamen América Latina y el Caribe. Como a muchos ciudadanos de todo el mundo, la aparición del coronavirus le modificó radicalmente su modo de trabajo. «Hasta antes de la pandemia viajaba dos semanas completas por mes, pero ahora llevo nueve meses sin salir de mi casa», asegura. «La nueva realidad generó situaciones que eran inéditas hasta ahora en mi vida, como por ejemplo almorzar todos los días en mi casa con mi esposa y mi hijo de 15 años», añade.
Kessler es un gaúcho de pura cepa. Nació en Porto Alegre, se graduó de ingeniero en la Universidad Federal de dicho estado y es hincha fanático de Gremio, «el único equipo grande de la ciudad», afirma, para minimizar a Internacional, su eterno rival. Con todo, mantiene lazos muy fuertes con Argentina. «Mi luna de miel la pasé en Mendoza y los 25 años de casado los celebré en Buenos Aires. Argentina me parece un país excepcional y deseo fervientemente que recupere la senda del crecimiento. Tiene todas las condiciones a nivel de recursos humanos y potencialidades económicas para lograrlo», remata convencido.
Pampa Energía informó que la asamblea de accionistas de Edenor aprobó la venta de la distribuidora de electricidad a la Empresa de Energía del Cono Sur S.A., la compañía que integran José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti. “La Asamblea General de Accionistas de Pampa Energía aprobó la venta de la totalidad de las acciones Clase A de Edenor, representativas del 51% del capital social y votos de dicha sociedad, a Empresa de Energía del Cono Sur S.A., encontrándose pendiente de la aprobación del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE)”, señaló en un comunicado el grupo económico que lidera Marcelo Mindiin.
“Los principales términos y condiciones de la transacción son de conocimiento público dado que Pampa Energía es una empresa pública que cotiza en Bolsa y Mercados Argentinos y en la Bolsa de Comercio de Nueva York. Por tal motivo, la operación se realizó cumpliendo las normas de la SEC de los Estados Unidos y de la Comisión Nacional de Valores de Argentina. Además, como Edenor es una empresa concesionaria de un servicio público, la operación deberá contar con la aprobación del ENRE como autoridad regulatoria y de control de Edenor”, agregó la compañía.
En otro párrafo del comunicado, Pampa Energía buscó despejar cualquier intervención del Gobierno en la decisión de desprenderse de los activos de Edenor. “Pampa Energía, tomó la decisión de desprenderse del paquete mayoritario de acciones de Edenor de manera independiente y basado en su mejor criterio de negocios, sin la intervención de funcionario alguno. Además, la operación contó con el asesoramiento de prestigiosos bancos internacionales de inversión”, expresó.
También se encargó de fijar posición acerca del monto de la operación. “El valor de la transacción, cuestionado en algunos ámbitos, fue un 25% más alto que el valor de mercado. Actualmente, Edenor tiene un valor aproximado de US$167 millones en la bolsa y Pampa vendió el 51% a US$100 millones”.
Por último, el comunicado destacó el perfil que adoptará el holding que encabeza Marcelo Mindlin luego de esta operación. “Esta venta forma parte del ambicioso plan de Pampa Energía de enfocar sus inversiones en la expansión de capacidad instalada para la generación de energía eléctrica y la exploración y producción de gas, con especial énfasis en el desarrollo de sus reservas no convencionales. En ese sentido, habiendo sido adjudicada en el marco del Plan Gas.Ar con un volumen base de 4,9 millones de m3/día y un incremento de 1 millón de m3/día en el período invernal durante los próximos 4 años. Para alcanzar esta mayor producción, que permitirá al país ahorrar reservas y abastecer al mercado durante los picos de consumo, Pampa invertirá US$250 millones. A su vez, la compañía destinará US$200 millones en el cierre de Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada Barragán”, afirmó la compañía.
El secretario de Energía, Darío Martínez, confirmó que el 15 de marzo se realizará de forma virtual la audiencia pública para analizar “en un proceso participativo el costo del gas natural, y la proporción del cual se hará cargo el Estado”, indicó la cartera energética.
Darío Martínez construyó una relación directa con el presidente Alberto Fernández.
En el marco del “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”, denominado Plan Gas.Ar, que busca abastecer crecientemente con gas natural de producción nacional a las usuarias y usuarios, reemplazando fuentes importadas y más caras de ese fluido, la Secretaría de Energía llevará adelante una audiencia pública como punto de partida insoslayable para discutir y debatir las tarifas, difundió Energía en un comunicado.
Darío Martínez señaló: “creemos que es sumamente importante asegurar la transparencia en la toma de decisiones que afectan el interés común de la ciudadanía, como lo es el costo del componente gas natural que pasa a la tarifa, que debe adecuarse al salario de las argentinas y los argentinos, y no al revés”.
El Gobierno Nacional, a través del Decreto 892/2020 que aprueba el plan mencionado, tiene como uno de sus objetivos “establecer un sistema transparente, abierto y competitivo para la formación del precio del gas natural” y deja a cargo de la Secretaría de Energía la reglamentación de la discusión y los mecanismos de participación ciudadana poniendo en debate la proporción del costo del gas natural que tomará su cargo el Estado.
El secretario recalcó que “es necesario que la ciudadanía se sume a este tipo de instancias, por lo que se habilitarán centros de participación con herramientas tecnológicas para que todos los interesados e interesadas puedan acceder a la audiencia”.
La resolución 117/2021 de la Secretaría de Energía firmada hoy por Martínezconvoca a la audiencia pública para el día 15 de marzo de 2021 a partir de las 10:00 horas a través de la plataforma “Webex”. Podrá participar toda persona humana o jurídica, pública o privada, y deberán inscribirse hasta dos días hábiles previos, a través del formulario disponible en el sitio web: https://www.argentina.gob.ar/economia/energia.
El informe técnico que se expondrá en la audiencia pública, elaborado por la Secretaría de Energía, estará a disposición de quienes estén interesados en la página web: https://www.argentina.gob.ar/economia/energia
La Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA), que agrupa a las empresas fraccionadoras, emitió un comunicado en el que reclama la “urgente actualización” de los precios de referencia del gas butano envasado, tal como lo establece la Ley 26.020. “La situación que viven las compañías es delicada y requiere de la inmediata intervención de la Secretaría de Energía de la Nación”. A su vez, el presidente de le entidad, Pedro Cascales, aseguró que “vamos a solicitar la emergencia del sector y la suspensión de inversiones por un año”.
En el comunicado, CEGLA señala que “el año pasado fue complicado por la pandemia del Covid-19 y por el atraso en la actualización de los precios de referencia que llevó a que la actividad de fraccionado de gas envasado esté en un contexto de déficit insostenible. Luego de los reclamos iniciados por CEGLA se consiguió que los valores se incrementen, pero no al nivel requerido para recuperar los rendimientos históricos”.
Desde CEGLA se evalúa pedir la suspensión de inversiones por el plazo de un año en renovación de camiones y en la recalificación de envases garrafas y tanques a granel. “Las empresas no pueden continuar con esta situación de quebranto operativo que pone en riesgo a una industria que requiere brindar un servicio en condiciones de calidad y seguridad”, destacó Cascales. “Nuestras empresas constituyen un importante y gran dinamizador de la industria nacional, invirtiendo mensualmente más de $ 750 millones en bienes de capital”, agregó el directivo.
“El producto que entregamos es muy importante para el entramado familiar e industrial de la Argentina en todos los contextos, incluido el actual de pandemia. Reafirmamos nuestro compromiso de ofrecer energía segura y ecológica, pero necesitamos que sea en un marco de previsibilidad de estructura de costos”, indica el comunicado.
El sector fraccionador de gas licuado da empleo directa e indirectamente a más de 9.000 personas y abastece con altos estándares de eficiencia a más de 5 millones de hogares con un combustible ecológico, 100% nacional y que es fundamental para el entramado familiar del país.
La petrolera YPF aumentó este lunes el precio de sus combustibles en el Área Metropolitana de Buenos Aires y las principales capitales provinciales. En la Ciudad de Buenos Aires la suba fue de entre 1,1% y 1,4%. El ajuste fue para reducir la brecha de precios con la competencia que durante las últimas remarcaciones había aprovechado para subir un poco más que YPF, lo que incrementó la demanda sobre la petrolera nacional, que concentra más del 55% del mercado.
La devaluación del peso y la suba del barril de crudo, que ya cotiza a más de 63 dólares, le han venido metiendo una presión adicional a los precios del surtidor, que están un 15% por debajo de la paridad de importación. A raíz de ello, las últimas veces que YPF movió precios, Axion, Shell y Puma siguieron sus pasos, pero fueron un poco más allá, algo que hasta el año pasado no venía ocurriendo.
La ampliación de esa brecha de precios entre YPF y su competencia incrementó la presión de una demanda que en algunos casos la petrolera controlada por el Estado Nacional no tiene cómo abastecer y en otros casos no le interesa ya que supone incrementar ventas cuando los márgenes no lo justifican.
La explicación de YPF
En lugar de explicar más en detalle esta situación que motivó el nuevo ajuste, desde la compañía primero evitaron comunicar el aumento y cuando se hizo público a través de los estacioneros dejaron trascender que en realidad no se trató de un aumento general de precios.
“Las modificaciones, tanto a la suba como a la baja que se reflejaron en el día de hoy responden a un reordenamiento del último aumento, que busca achicar la brecha de precios con la competencia y reducir la diferencia entre capitales e interiores de algunas provincias”, aseguraron fuentes de la compañía.
“No se movieron precios en los corredores Norte y General Paz de CABA. Al mismo tiempo, se bajaron precios en los productos en dónde la brecha entre las ciudades del interior y la capital de provincia era mayor al 2 por ciento”, agregaron desde YPF.
Sobre los aumentos no dieron ningún detalle, mientras que sobre las bajas se limitaron a informar que en Mendoza los precios retrocedieron entre 0,3% y 04%, en Córdoba, Santa Fe y Santa Cruz un 1,2%, en Neuquén entre 1% y 1,2%, en Rio Negro 1,2% y en Entre Ríos entre 0,1% y 0,7%, pero sin aclarar puntualmente en qué lugar de esas provincias ya que este lunes allí también hubo subas de precios.
La intención de querer disimular ese ajuste diciendo que en realidad fue un “reordenamiento del último aumento” que también incluyó algunas bajas de precios muchas veces termina generando el efecto contraproducente ya que la mayoría de los consumidores no solo tiene que enfrentar un nuevo aumento, sin tener del todo claro las causas, sino que encima puede llegar a interpretar que la estrategia comunicacional apunta a engañarlos.
Con una producción diaria de 15.278 barriles de shale oil, registrada en diciembre del año pasado, y en solo tres años de operación, la compañía Vista, que lidera Miguel Galuccio, se convirtió en el segundo productor de petróleo no convencional de Vaca Muerta. Con tres años de producción, Vista ya produce el 12% de Vaca Muerta, ubicándose sólo por debajo de YPF y por encima del resto de las compañías que operan en la cuenca Neuquina.
Desde 2018, momento en el que comenzó a operar en la Argentina, Vista aumentó más de 24% su producción de hidrocarburos y redujo sus costos en un 43%, consolidando un modelo eficiente, rentable y con métricas operativas equivalentes a las compañías independientes de Permian y de Eagle Ford, en los Estados Unidos.
Desempeño
A fines de 2020, la compañía logró un aumento del 20% de la producción con respecto al trimestre anterior, impulsado en parte por la puesta en producción de cuatro nuevos pozos en el mes de diciembre. Esto marcó una recuperación en un año golpeado por la caída de la demanda de combustibles y por la pandemia del Covid-19.
Además, retomó su plan de crecimiento en Bajada del Palo Oeste, el bloque que opera en Vaca Muerta, donde ya cuenta con 20 pozos en producción. En el área, Vista exploró con éxito un tercer nivel productivo, que amplió el potencial del bloque, permitiéndole ampliar su inventario existente de 400 a 550 pozos.
Play de clase mundial
La existencia de distintos niveles de navegación en Vaca Muerta es uno de los atributos que la siguen posicionando como un play no convencional de clase mundial, que puede otorgar amplias posibilidades de crecimiento para las empresas que ya operan, y para potenciales socios estratégicos que esperan sumarse.
En términos de eficiencia, Vista ha sido consistente e implementó mejoras en sus procesos. Desde la puesta en producción de su primer pozo, la compañía aumentó la velocidad de perforación en un 81%. También logró una reducción del 21% en los costos de perforación por pie lateral y una disminución del 40% de los costos por etapa de completación.
El costo de desarrollo de pozos también se redujo en un 34%, llegando a 11 millones de dólares por pozo. En estos tres años de recorrido, la empresa redujo su costo de desarrollo en un 29%. Con el foco puesto en el desarrollo de Vaca Muerta para este 2021, Vista proyecta la puesta en producción de cuatro pozos por trimestre con el objetivo de sostener el crecimiento de la producción, indicó la compañía.
Minsait, una compañía de Indra, firmó un acuerdo de colaboración con Implico, proveedor de soluciones de TI para la industria del Downstream (distribución y comercialización de combustible), para ofrecer soluciones de vanguardia que contribuyan a la digitalización del sector.
Las compañías en el sector de combustibles vienen enfrentando un contexto en continua transformación por la transición energética, las regulaciones cada vez más exigentes, la inestabilidad en los precios del crudo, y la transformación en las pautas de consumo. Durante el 2020, el COVID-19 sumó nuevos factores de complejidad, generando un shock de demanda por la interrupción temporal del transporte, que provocó exceso de stocks y el derrumbe de precios, lo que a su vez contribuyó a acelerar los cambios que ya se estaban produciendo en los patrones de movilidad, como la extensión masiva del teletrabajo o la reducción de los viajes de empresa, entre otros.
Ante esta situación, las compañías del sector que operan en el Downstream y específicamente en la Distribución de combustibles y Gestión de Estaciones de Servicio (EESS), enfrentan el desafío de adaptarse rápidamente al nuevo escenario, obteniendo mejoras en el corto plazo para reinventarse en un fututo, revisando su portfolio e incorporando nuevas fuentes de ingresos a su cuenta de resultados que garanticen su supervivencia.
Minsait e Implico se unieron con el objetivo de plantear a los clientes una propuesta diferencial, que les permita abordar esta transformación, basada en los siguientes pilares:
● La experiencia y conocimiento de ambas compañías en la industria, contando con importantes referencias en procesos de transformación
● Liderazgo y especialización en las soluciones de referencia para la Gestión de Estaciones (SAP RFNO) y Logística Secundaria (SAP SDM) integrado en el catálogo de soluciones SAP, lo que facilita la automatización, la optimización de la cadena de suministro y la incorporación de una nueva oferta al portfolio comercial
● Modelos de entrega ágiles, que permiten a las compañías seguir prestando servicio mientras se transforman, al mismo tiempo que incorporan nuevas soluciones y mejoras en su operativa
La alianza, además, se extiende a las filiales que ambas compañías tienen en Latinoamérica y Europa, lo que les permitirá dar cobertura a las compañías de petróleo y gas que operan en estas regiones y acompañarlas en su digitalización para adaptarse con eficiencia a las condiciones que impone el mercado.
Minsait, una compañía de Indra, es una empresa líder en consultoría de transformación digital y Tecnologías de la Información en España y Latinoamérica. Minsait presenta un alto grado de especialización y conocimiento sectorial, que complementa con su alta capacidad para integrar el mundo core con el mundo digital, su liderazgo en innovación y en transformación digital y su flexibilidad.
Por Red de Académicos por el Desarrollo de una Minería Sustentable *
Marie Curie fue una científica y feminista pionera en el estudio de la radioactividad. Sus dos premios Nobel reflejan la magnitud de sus logros, cuyo legado se extiende hasta el día de hoy. Ni los más recalcitrantes prejuicios de la época la hicieron desistir de su compromiso con la ciencia y la técnica, lo que quedó de manifiesto cuando afirmó que “Nada en la vida es para ser temido, es sólo para ser comprendido. Ahora es el momento de entender más, de modo que podamos temer menos”.
Es importante recordar estos pensamientos, sobre todo en momentos como éste, en el que referentes del campo científico argentino parecen más proclives a temer y a infundir temor que a esforzarse por comprender.
Días atrás tomó estado público un documento con el sello de la Mesa de Coordinación Técnica sobre Zonificación Minera CCT CONICET-CENPAT, en el que, muy lejos del espíritu de Madame Curie, se efectúan una serie de afirmaciones más tendientes a inducir miedo que a estimular la generación y transmisión de conocimientos.
Son incontables las falacias que dicho documento manifiesta, como el suponer que un puñado de accidentes mineros implica una amenaza de contaminación, tan falaz como lo sería afirmar que el transporte aéreo constituye una amenaza de muerte violenta, sobre la base de considerar accidentes aéreos ocurridos en el pasado.
El nivel de desconocimiento reflejado en dicho documento es tal, que confunde los aspectos que son objeto de una ley con aquellos que son aplicables a cada proyecto en particular, y que tanto en la Argentina como en cualquier país del mundo se tratan durante el proceso de evaluación de impacto ambiental de cada proyecto, como es el caso del uso del agua o de las áreas de afectación directa e indirecta.
También es falaz la afirmación de que no hayan existido instancias de participación en el proyecto de zonificación, falacia que queda de manifiesto en el hecho de que el CENPAT rechazó públicamente la invitación al diálogo generada por el gobierno de Chubut. Entendemos que si eligieron no participar es porque no están dispuestos a discutir la forma en que puede desarrollarse la minería.
Por el contrario, todo indicaría que consideran que la minería sencillamente no debe desarrollarse. Y es llamativo que el CENPAT se oponga a la minería y, al mismo tiempo, desarrolle una labor científica que no sería posible sin minerales. Sin los materiales procedentes de la minería no existirían los espectrómetros, ni los digestores por microondas, ni las estufas, ni las muflas, ni las balanzas, ni los cromatógrafos, ni las centrífugas, ni los microscopios, ni los autoclaves, ni las campanas de extracción, ni los termocicladores, ni los espectrofotómetros, ni las cámaras de cultivo, ni los muestreadores, ni los agitadores, ni las microcentrífugas, ni los fluorómetros, ni las cortadoras de rocas, ni las computadoras, ni las impresoras, ni los teléfonos, ni los GPS, ni los vehículos, ni las agujas utilizadas en la vacunación contra el COVID-19, ni ningún otro de los equipos que, de acuerdo con su sitio web, el CENPAT utiliza cada día para realizar su labor.
Es a la vista de ello que la oposición del CENPAT se torna aún más preocupante, porque el mensaje que indirectamente transmite a la sociedad es que la minería es imprescindible para el desarrollo de la ciencia, y de la humanidad en general, pero los presuntos impactos asociados a la misma los debe sufrir el prójimo, ya sea en otras provincias o en otros países en los que, por cierto, los efectos del cambio climático global se sienten y seguirán sintiéndose tanto como en Chubut.
Esta postura resulta sumamente peligrosa, pues conlleva la externalización de riesgos ambientales, algo que se creía propio de algunas actividades productivas pero que, en este caso, es realizado por una institución científica. Es una postura que alienta un egoísmo y un individualismo muy contrarios a los valores que el CENPAT afirma defender.
Ahora bien, ¿es la postura del CENPAT representativa de la comunidad científica?La respuesta es un rotundo no, que queda en evidencia al recordar las recientes jornadas participativas para el desarrollo del Plan Estratégico de Desarrollo Minero Argentino, de las que participaron personalmente la presidenta del CONICET, Ana Franchi, y el Ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación, Roberto Salvarezza. En dicha oportunidad, el Dr. Salvarezza manifestó: “Quiero destacar la iniciativa de mirar a la minería a largo plazo y su articulación contemplando la ciencia, la tecnología y el medio ambiente. Una mirada trasversal que está atravesada por la discusión de la licencia social. Es importante la ciencia en el debate, un compromiso que desde el ministerio asumiremos para que se lleve adelante con la mayor transparencia dejando de lado posiciones extremas”.
Y es lógico que un Ministro de Ciencia esté a favor del desarrollo de la minería, no sólo porque entiende que es una actividad con un alto potencial para contribuir al desarrollo de nuestro país, tal como lo hizo con países de mayor tradición minera como Australia o Canadá, sino también porque entiende que los salarios de los investigadores del sistema científico nacional se pagan con el presupuesto nacional, el cual también se nutre de las retenciones a las exportaciones y del impuesto a las ganancias que pagan las empresas mineras que operan en provincias en las que la actividad no se encuentra prohibida. Por cierto, de dicha contribución impositiva también se beneficia la provincia de Chubut, no sólo a través de los salarios de trabajadores nacionales como los del CENPAT, sino a través de la coparticipación federal.
El potencial de la minería fue reconocido por la Asamblea de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente, cuando en su cuarto período de sesiones aprobó la Resolución UNEA/EA.4/Res.19 sobre gobernanza de los recursos minerales. Dicha resolución reconoce la importante contribución de la minería al logro de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y la dependencia que las tecnologías limpias con bajas emisiones de carbono tienen respecto de la extracción de metales y minerales.
Dejando al descubierto lo inconducente y falto de ética en la consigna de NO es NO, es necesario reconocer el valioso aporte que el sistema científico puede hacer en la discusión acerca de CÓMO puede desarrollarse la actividad. Un valioso aporte en ese sentido fue dado por la presidenta del CONICET, la Dra. Ana Franchi, durante las jornadas participativas para el desarrollo del Plan Estratégico de Desarrollo Minero, cuando manifestó que “esta pandemia ha puesto de manifiesto la necesidad de trabajar y de enfocar la investigación a los temas y necesidades del país. Esto se pudo hacer con la pandemia y ha tenido respuestas muy positivas. Creo que hay muchos temas en los que nos podemos enfocar porque tenemos una sólida comunidad científica preparada que, si hay un desafío, lo puede afrontar”.
Respecto del abordaje necesario para el desarrollo minero, la Dra. Franchi agregó que éste requiere “pensar en lo ambiental con seriedad, en las investigaciones y en lo social” y aseguró que los treinta profesionales del CONICET especializados en minería (que participarán de los debates del PEDMA) aportarán investigaciones certeras frente a “mucha información que está circulando que no está fundamentada”.
Es cierto que la actividad minera supone ciertos riesgos, de la misma forma en que lo suponen otras actividades como la petrolera, la agropecuaria o la industrial, pero, lejos del trágico relato que tan fácil se suele viralizar, la minería moderna se efectúa con altos estándares de calidad ambiental, que reducen considerablemente esos riesgos.
Desde la Red de Académicos por el Desarrollo de una Minería Sustentable (RAD-MS) defendemos la necesidad de un saludable desarrollo de la actividad minera y de toda su cadena de valor, en el marco del cuidado del ambiente y a través del conocimiento científico-tecnológico. Estamos convencidos de que la actividad minera puede constituirse en uno de los pilares de la reconstrucción del entramado productivo y social de Argentina.
Finalmente creemos que la minería tiene mucho por mejorar en nuestro país y que nuestros científicos tienen mucho para aportar en ese sentido. Pero esa mejora requiere actuar con responsabilidad, porque tal como nos enseñó Madame Curie, es el momento de entender más, de modo que podamos temer menos.
* ADARVEZ, Silvina bióloga; AHUMADA, Marita, geóloga-ambientalista; ALONSO, Ricardo, geólogo; ARIAS, Darío, abogado; BELLINI, Marcelo Rubén, ingeniero de minas; BENEGAS, Oscar Armando, ingeniero de minas; BONALUMI, Aldo Antonio, geólogo; CASADIDIO, Natalia, socióloga; CASTRO, Liliana, geóloga; DA CUNHA, Javier, licenciado en Higiene y Seguridad; DECONO, Francisco, especialista en Higiene y Seguridad en el Trabajo Agrario- Ingeniero Químico; DE OLIVERA, Denise, periodista; FERNÁNDEZ, Mariano, abogado; FRIDMAN, Diego Hernán, médico, docente-Investigador, geología médica; GARCÍA, Susana, médica toxicóloga; GONZÁLEZ, Adriana, politóloga; GUARIDO, Julio Cesar, geógrafo; HERRERA, Rinaldo, ingeniero de minas; LAVANDAIO, Eddy, geólogo; LECAM, María Sabrina, ingeniera ambiental; LENCINA, Robert, geólogo y mediador; LICHTSCHEIN, Cecilia, ingeniera ambiental; LÓPEZ, Luis Eduardo, geólogo; MAZZIERI, Carolina, geóloga; y siguen las firmas.
Emerson (EMR en la bolsa de Nueva York), una compañía global de software y tecnología de automatización, recibió el premio «Plataforma de análisis de IoT del año» por su software Plantweb Optics Analytics. El honor, parte de la 5.ª edición anual de los premios IoT Breakthrough, reconoce al software de análisis de Emerson que emplea inteligencia artificial y machine learning para mejorar la confiabilidad, la seguridad y la sustentabilidad, mientras se optimiza la producción de los fabricantes industriales.
«Los fabricantes industriales generan gran cantidad de datos, pero pocas compañías en realidad obtienen la información necesaria para optimizar sus operaciones», comentó Stuart Harris, presidente del grupo de la unidad de negocios de transformación digital de Emerson. «Con Plantweb Optics Analytics, le ofrecemos a los fabricantes capacidades avanzadas de análisis que son fáciles de implementar y rápidas a la hora de ofrecer resultados. Este premio IoT Breakthrough reconoce nuestra tecnología líder en la industria, la experiencia y el enfoque en la creación de valor para nuestros clientes».
Las nuevas tecnologías presentan una amplia variedad de oportunidades para los fabricantes actuales. De hecho, el análisis tiene el potencial de ofrecer más de $4 billones de crecimiento en fabricación industrial, según McKinsey. Plantweb Optics Analytics de Emerson es un potente software de análisis de IoT industrial que recopila e interpreta datos operativos para ofrecer visibilidad en tiempo real de la condición del equipo y el desempeño operativo. Junto con la especialización sectorial incorporada, Plantweb Optics Analytics puede mejorar el desempeño en todos los niveles de una empresa, de equipos sencillos y activos complejos a unidades de procesos y plantas de producción completas. Plantweb Optics forma parte del galardonado Plantweb Digital Ecosystem de Emerson, con tecnologías, software y servicios de transformación.
El software Plantweb Optics Analytics de Emerson se basa en una combinación de modelos impulsados por datos y análisis impulsados por principios para identificar, predecir y evitar más del 80 % de las fallas comunes en los activos, al aprovechar el machine learning, el modelado predictivo y la inteligencia artificial a fin de proporcionar información que impacte el desempeño del negocio. Recientemente, la compañía también presentó la tecnología de realidad aumentada (AR) para Plantweb Optics, la cual permite que los trabajadores tengan acceso mejorado a información crítica y asesoramiento de expertos, además de potenciar la colaboración remota para mantener las operaciones y evitar periodos de inactividad.
Los premios IoT Breakthrough reconocen a los innovadores, los líderes y los visionarios de todo el planeta en una variedad de categorías del Internet de las cosas, entre ellas el IoT industrial, IoT empresarial, IoT para consumidores, IoT residencial y más. El programa de este año atrajo a más de 3850 nominaciones de compañías de todo el mundo.
«Con Plantweb Optics Analytics, las organizaciones tienen una plataforma ‘innovadora’ que les ayuda a mejorar áreas de desempeño clave como la confiabilidad, la seguridad, la optimización de la producción y la gestión energética ―los mayores promotores de ganancias para las operaciones de un fabricante»―, expresó James Johnson, director ejecutivo de IoT Breakthrough. «La innovación en IoT de Emerson se destaca en la categoría de análisis de IoT este año y nos complace poder nombrar a Emerson como el ganador del premio IoT Breakthrough de 2021».
En una conyentura en la que Argentina necesita inversiones extranjeras para industrializar sus reservas hidrocarburíferas, el marco regulatorio comienza a jugar un rol preponderante a la hora de brindarles garantías a los potenciales inversores. Dentro del sector energético, el estudio Martínez de Hoz & Rueda es una referencia ineludible a la hora de plantear temas jurídicos y regulatorios. TRAMA conversó con los socios fundadores de dicho estudio, los abogados José Martínez de Hoz, Pablo Rueda y Tomás Lanardonne, quienes analizaron qué tipo de legislación debe dictar la Argentina para promover el desarrollo energético y qué experiencias regionales exitosas pueden tomarse como referencia a la hora de diseñar un nuevo marco jurídico.
El Gobierno planteó a través del secretario de Energía, Darío Martínez, que tiene intención de enviar al Congreso una nueva Ley de Hidrocarburos para promocionar inversiones en el sector. ¿Qué ejes cree que indefectiblemente tienen que estar incluidos en un proyecto de esta naturaleza?
José Martínez de Hoz: Creo que debe contemplar cuatro pilares fundamentales. El primero es la posibilidad de exportar gas y petróleo en forma libre y no en forma interrumpible, básicamente por las necesidades y urgencias locales de corto plazo. Sin eso no hay proyecto de exportación viable, no hay nadie que vaya a hundir cientos o miles de millones de dólares si esas condiciones no están dadas. Asociado a eso está la segunda pata, que es la eliminación de los derechos de exportación. Es absolutamente impensable un proyecto de esta naturaleza con esas condiciones. Sean altos o sean bajos, la mera posibilidad de tener derechos de exportación que alteren la ecuación económica es fulminante. Además, termina encareciendo la competitividad del proyecto. La tercera pata es la famosa libre disponibilidad de divisas. Esta es otra cuestión absolutamente crucial. No hay forma de que se pueda desarrollar una inversión de estas características sin libre flujo de entrada y salida de capitales. El cuarto pilar puede ser leguleyo pero no es menos importante, y más en un país con la debilidad institucional que tiene la Argentina: contar con un foro neutral internacional para resolver las potenciales disputas que puedan surgir.
Algunos referentes del sector toman el caso de Camisea, en Perú, como un ejemplo de marco regulatorio que incentivó la llegada de inversiones. ¿Es aplicable para la Argentina ese caso?
Pablo Rueda: El caso de Perú conviene compararlo porque es muy parecido al de Argentina. Es un país que inició un proceso de atracción de inversiones con una historia de extrema volatilidad y rompimiento de compromisos. Con esos antecedentes, lo que hizo Perú fue reformar la Constitución. De esta manera, les dio a los inversores garantías jurídicas de raigambre constitucional, con derechos adquiridos a un marco regulatorio con garantías cambiarias y firmeza de autorizaciones de exportación. Todo, en un contrato entre el Estado y el inversor con arbitraje internacional. Esto no representó ninguna entrega de Perú, todo lo contrario. Significó la oportunidad que tuvo el país para desarrollar su mercado, sacar gente de la pobreza y generar riqueza.
Hay algunas cuestiones que generan cortocircuitos, al margen de lo jurídico. Por ejemplo, el no cumplimiento del pago de la deuda prevista por el decreto 1053/18. ¿Qué sensaciones creen que generan en el mercado del gas ese tipo de acciones?
JMH: Creo que en el afán de ser positivos y que las cosas salgan adelante no decimos lo que se necesita. Además de la creación de un marco jurídico adecuado, hay que tener en cuenta las cosas que no hay que hacer. El no cumplimiento del pago de la deuda prevista por el decreto 1053 fue una coincidencia muy desafortunada con el Plan Gas 4, porque las similitudes entre el decreto 1053 y el Plan Gas son bastante evidentes. Y en definitiva, la derogación del decreto 1053 en la Cámara de Diputados, en la Ley de Presupuesto, genera dudas con respecto a por qué lo que ocurrió con ese decreto no podría repetirse con el Plan Gas o con cualquier otro proyecto. Por eso es importante el concepto de seguridad jurídica en el sentido de estabilidad de reglas de juego, de previsibilidad y de transparencia. Y eso también se traslada al tema fiscal. Con la actual administración se crearon 14 impuestos. Además de afectar la competitividad de la economía argentina, genera un problema de credibilidad porque demuestra que la variable de ajuste son los impuestos que afectan los proyectos en curso y la economía. Estas son las cosas en las que es importante ser cuidadosos para no afectar el ambiente de inversiones.
Hay proyectos para exportar gas primero hacia Chile o Uruguay y en una segunda etapa quizás a Brasil u otros mercados. ¿Dónde creen que tiene que estar puesto el foco a la hora de diseñar un marco regulatorio que pueda cubrir este tipo de exportaciones?
PR: Hay dos elementos fundamentales. El primero es crear un marco jurídico vía contratos de inversión que garanticen que esas grandes inversiones, con costos hundidos que se necesitan para hacer proyectos de inversión, van a ser respetadas. En un ámbito no solo regulatorio energético sino también cambiario y fiscal. Y lo segundo es solucionar el tema de la demanda prioritaria. Las grandes crisis que hubo en la Argentina en el mercado mayorista del gas se dieron a partir de devaluaciones que impactaron en lo que es el mercado mayorista de gas, incrementando el precio que debía pagar la demanda prioritaria o vía una regulación que congeló los precios a los cuales podían vender el gas los productores. El problema de la demanda interna hay que solucionarlo como condición para cualquier desarrollo del negocio exportador. Porque si no se tiene un remedio para los problemas que puede haber en el mercado interno, siempre se termina destruyendo el mercado exportador.
¿Qué balance hacen en términos regulatorios de lo que fue el funcionamiento del barril criollo?
JMH: Tengo una visión crítica del barril criollo. Creo que fue una decisión desafortunada, que metió ruido en el sistema. En los meses de abril, mayo y junio, los productores no integrados tenían dificultades para colocar su producción. Y muchas más dificultades pasaron a tener con un precio de barril a u$s 45. Esto en definitiva causó problemas en el mercado, causó reclamos de las provincias y el saldo que nos deja es de batallas legales entre las compañías petroleras y las provincias por las regalías. El otro impacto que dejó, en línea con lo que considero no hay que hacer, fue incertidumbre en el mercado. Nuevamente, cuando hay dificultades se rompen las reglas de juego. Lo que hizo el decreto 488, en definitiva, fue un aumento de las regalías. Calculó ese 12% que era ficticio, artificialmente más alto que el precio real, lo que redunda en un aumento de la tasa efectiva. Creo que esto fue una mancha más a la estabilidad y al cumplimiento de las reglas de juego por parte del Estado argentino.
Uno de los capítulos novedosos que tiene el Plan Gas 4 es el Valor Agregado Nacional. Sin embargo, genera incertidumbre saber cómo va a funcionar ese capítulo que busca garantizar la participación de empresas nacionales en el desarrollo de proyectos en el upstream. ¿Qué opinión tienen acerca de los desafíos regulatorios que generan este tipo de decisiones?
PR: Mi visión es que está armado muy ligeramente. Parece haber sido escrito a las apuradas ya que está lleno de contradicciones y genera muchas dudas que afectan innecesariamente el éxito del Plan Gas. No me parece un proyecto serio de promoción de la utilización de recursos locales en la industria. Tiene contradicciones en lo que hace a lo que es nacional, regional y local. Genera choques con otras normas. Creo que es una parte del Plan Gas a la que le faltan un montón de definiciones.
Estamos en un momento en el que el país necesita generar divisas para cumplir con sus obligaciones de deuda y lograr un balance comercial adecuado para que haya estabilidad cambiaria. ¿Creen que estamos en condiciones de dar vuelta la página a pesar de todas las turbulencias y las dificultades macroeconómicas?
JMH: Creo que acá se aplica lo de querer es poder. No hay ninguna maldición que pese sobre la Argentina. No hay ninguna razón por la que el país no pueda tomar las decisiones correctas. Creo que el tema pasa por priorizar el mediano y largo plazo por sobre el corto plazo. Por la urgencia fiscal creamos nuevos impuestos que apenas mueven la aguja de la recaudación, pero hacen que las grandes empresas argentinas se estén yendo del país. O por lo menos que las que no se van piensen cuatro veces antes de invertir. Nuevamente la Argentina tiene que parar la pelota, tiene que pensar a dónde quiere ir. Creo que es oportuna la propuesta del secretario de Energía de debatir una nueva Ley de Hidrocarburos porque da la posibilidad de generar un consenso de largo plazo. Y cuando hablo de un consenso hablo de un consenso multipartidario. Más allá de las diferencias de opinión que puedan tener los partidos sobre la economía, me parece que nadie puede no coincidir en la necesidad de desarrollar Vaca Muerta y el negocio de la exportación hidrocarburífera. Es importante tener la cabeza fría y darse cuenta de que en la medida en que sigamos priorizando las urgencias fiscales de corto plazo vamos a sacrificar el crecimiento de la Argentina, vamos a sacrificar la salida de esta crisis tremenda en la que estamos. Esto solamente se puede hacer con políticas de Estado que gocen de un amplio consenso. Este es el momento para hacerlo. No esperemos más.
Los perjuicios del «compre provincial»
Con el objetivo de fomentar la industria local, algunas provincias petroleras dictaron regulaciones que privilegian a empresas locales a la hora de prestar servicios a las operadoras. Sin embargo, en algunas circunstancias, iniciativas de este tipo generan efectos colaterales no deseados, ya que entran en contradicción con resoluciones o leyes nacionales o también generan escenarios que terminan afectando la productividad de los proyectos. Tomás Lanardonne es Manager de la Oficina Neuquén dentro del estudio Martínez de Hoz & Rueda, y por lo tanto conoce bien lo que sucede con este tipo de normativas en la Cuenca Neuquina. «En un país con diez provincias productoras; si cada una establece una ley de compre local, convierte la situación en un caos», afirma.
Para el letrado, regímenes de este tipo son anticonstitucionales, ya que «la Constitución Nacional prohíbe las aduanas internas y promueve el comercio entre las provincias». Incluso, destaca que hay jurisprudencia de la Corte Suprema que busca restringir estos regímenes locales. «El proyecto de ley de Neuquén de modificación del Compre Neuquino básicamente prevé que tiene que otorgarle el contrato a una empresa de servicios neuquina a pesar de que oferte un precio 15% superior al de una empresa rionegrina. Esto encarece los proyectos y afecta la productividad. Está muy bien incentivar la industria local y esto se discute en todo el mundo, pero generalmente se hace en función de consensos, a través de medidas como bajar impuestos, brindar facilidades financieras. Se promueven mecanismos de zanahoria, no de palo, como terminan generando muchas veces este tipo de resoluciones», considera Lannardone.
Carlos Gilardone y Carlos «Charly» Canel, fundadores de Field Development Consultants (FDC), se reencontraron en Punta Arenas, en el extremo sur de la patagonia chilena, en enero de 2002. Se habían conocido inicialmente a principio de los 90 trabajando para Quintana Petroleum en el descubrimiento del primer petróleo volátil de Argentina; Carlos como ingeniero junior mientras que Charly era el consultor estrella en fluidos de reservorio. Unos meses antes del reencuentro, Gilardone había regresado a la Argentina después de pasar cuatro años expatriado en Houston. En el corazón petrolero de EE.UU. se especializó en ingeniería de simulación, la que predice el comportamiento de los reservorios de hidrocarburos. Como es usual en la vida nómade de los petroleros, también pasó un tiempo en México abocado al desarrollo de campos maduros de Pemex. Tenía apenas 31 años cuando, de la mano de una propuesta contractual de Enap (la petrolera estatal de Chile) para la optimización de sus principales campos gasíferos, encaró la operación retorno.
En Argentina transcurría la apoteosis de la Convertibilidad, que explotaría en diciembre de 2001 provocando la que, hasta la pandemia, había sido la peor crisis económica de la historia. El reencuentro profesional con Canel, ex director de Simulación y Termodinámica de YPF y uno de los referentes históricos en el área de Fluidos y Transporte de hidrocarburos, sucedió bajo ese contexto histórico.
«El gerente de Enap quería realizar tres estudios importantes en unos campos gigantes de Punta Arenas. Les explicamos que el proyecto implicaba dos años de continuidad e inmediatamente nos dieron contrato. Así arrancamos», recuerda Gilardone en diálogo con TRAMA, quien fue entrevistado en las nuevas oficinas que la empresa compró y remodeló en Martínez, al norte del conurbano, cerca del conocido corredor gastronómico de Dardo Rocha.
«Nos fue muy bien, nuestra metodología y nuestro software daban buenos resultados. Para nosotros fue uno de los mejores proyectos. Además, los yacimientos eran nobles y respondieron inmediatamente cuando se plantearon mejoras en sus instalaciones», complementa Canel, director del área técnica de FDC.
Enfoque integral
FDC ofrece una amplia gama de soluciones ligadas al entendimiento del subsuelo. Posee cuatro líneas de negocio principales: Ingeniería de Reservorios y Producción, Fluidos de Reservorio, Software y Capacitación.
Adicionalmente al desarrollo de los productos propios, desde hace 20 años representan en Latinoamérica a la empresa de software francesa Kappa Engineering, dando soporte técnico de sus productos. A partir de 2018, Kappa se convirtió en accionista de FDC a través de la adquisición del 50% del paquete accionario.
Carlos Gilardone
Ingeniero en Petróleo del ITBA y con un máster en Economía de Petróleo y Gas, Gilardone está enfocado en las disciplinas de ensayo de pozos y la simulación numérica, las cuales permiten pronosticar el comportamiento de un reservorio. Fue profesor del Posgrado de Ingeniería de Reservorios de la UBA durante 14 años y actualmente es el titular de la materia Análisis de Transientes de Presión en el ITBA.
Especialista en Fluidos y Transporte de hidrocarburos, Canel se encargó históricamente de los estudios de termodinámica y análisis nodal. Charly también es profesor del Posgrado de la UBA desde hace más de 25 años.
“En el intercambio se aprende mucho. Siempre digo que el 70% de lo que sé lo aprendí de Charly y el 30% restante en EE.UU., donde trabajé cuatro años en una empresa de ingeniería en Houston”, afirma Gilardone, managing director de FDC, que en 2020 dio un salto de calidad al incorporar equipamiento de laboratorio de primer nivel.
Respaldada por su accionista Kappa, la empresa –que realizó trabajos en toda América, el norte de África y lugares remotos como Turkmenistán– adquirió equipos para realizar estudios de PVT (Presión, Volumen, Temperatura). «Analizar en celda PVT lo que pasa con el fluido es clave para caracterizarlo y modelarlo; la caracterización de fluidos es una parte vital en el entendimiento de todo lo que ocurre desde el reservorio hasta la refinería», señala Canel.
Al mismo tiempo, FDC acaba de presentar en el mercado una plataforma de análisis e interpretación de datos para entender el comportamiento de los pozos perforados en Vaca Muerta y otros plays de la Argentina en los últimos años. Sobre la base de estadísticas del Capítulo IV de la Secretaría de Energía, la empresa realizó un desarrollo en Python que modela y cruza variables de producción con otras que son propias de la economía del negocio. «Hoy en día hay información disponible pero que está poco procesada y con escasas proyecciones a futuro. En FDC toda la vida nos dedicamos a hacer pronósticos, ese es nuestro fuerte», destaca Gilardone mientras repasa en la pantalla las distintas interfases que ofrece la aplicación diseñada por la empresa.
¿Cómo fueron sus comienzos en el área de ingeniería de Reservorios y Producción?
Carlos Canel (CC): Empezamos a trabajar con YPF cuando aún no había softwares. Existía un solo programa que adquirió Schlumberger cuando compró Baker Jardine. Yo había programado muchas rutinas de cálculo de Análisis Nodal y Termodinámica cuando estaba en YPF. Y al principio era eso lo que usábamos y vendíamos.
Carlos «Charly» Canel
Carlos Gilardone (CG): Sí, después, en los 90, apareció un producto revolucionario de la desarrolladora Petroleum Experts que integró de forma analítica toda la información del reservorio, de pozos y redes de superficie. Antes había productos por separado. Asimismo, este software sustituyó el uso de simuladores numéricos, dando respuestas mucho más rápido sobre el comportamiento de los reservorios con la producción.
Es decir que el desarrollo de Petroleum Experts también elevó la vara para ustedes…
CG: Sí, nosotros nos enfocábamos en un producto denominado Nobalpro (Nodal, Balance y Pronósticos) y en BACO (Balance de Materia Composicional) que aún tenemos y con ese software hicimos toda la optimización del desarrollo de Loma La Lata, incluyendo la compresión de media y baja presión y muchos de los proyectos de El Portón para YPF. Se trata de un programa que acopla las ecuaciones de estado con los modelos de balance de materia y con lo que pasa en las instalaciones de superficie.
Históricamente nosotros desarrollábamos nuestro propio software de cálculo en función de nuestras necesidades para los proyectos en los que trabajábamos. Generalmente nuestros clientes veían su utilidad y terminaban comprándolo para su uso interno. Mucho de esto se terminó cuando las empresas estandarizaron el software a ser utilizado por toda la compañía.
¿Cómo fueron esos primeros pasos trabajando para Enap?
CG: Enap tenía campos muy productivos pero que no habían sido optimizados para la etapa de producción en baja presión. Corría el año 2001 y tenían que satisfacer una curva de demanda firmada con Methanex que vencía en 2009 y que, de acuerdo con sus propias estimaciones, no iban a poder satisfacer, por lo que tuvimos que realizar los estudios de reservorio e instalaciones de superficie en el menor tiempo posible. Recuerdo que les propusimos instalar 20.000 HP de compresión y cambiar la forma en la que operaban mediante el uso de unidades portátiles en los campos, lo cual era un proyecto de tal magnitud para una empresa como Enap que tuvimos que presentar nuestras propuestas y pronósticos frente a la plana máxima de la compañía.
¿Cómo se entrelazan los estudios del subsuelo, el análisis de datos de producción y el fortalecimiento del área de laboratorio que encararon el año pasado?
CC: Te lo explico con un ejemplo. Lo que está pasando en muchos desarrollos conjuntos de Vaca Muerta es que la producción que mide el socio operador en la boca de pozo es distinta de la que mide otro socio en otro punto de las facilities. Hay un tema de transferencia de custodia y la pregunta es: ¿quién tiene razón? El shrinkage (encogimiento) es un problema frecuente. Por eso es tan importante estudiar el comportamiento de los fluidos en un laboratorio.
CG: En el caso de los hidrocarburos, simplificadamente, cuando baja la presión desaparece líquido. Entonces, los datos que surgen cuando se realiza una medición del pozo en alta presión (por ejemplo, a 80 kg/cm2) difieren de los que se recogen cuando el fluido entra en una tubería y baja la presión para poder moverse y llega a la batería con 20 kg/cm2. La cantidad de liquido es distinta porque se evaporó. Lo que sucede en Vaca Muerta es que hay mucha pérdida de líquido que se convierte en gas. Por eso las discusiones de shrinkage son cada vez más comunes.
¿Cómo se hace para arbitrar esas discusiones?
CG: Hay que estudiar el fluido, ver cómo se comporta cuando bajan la presión y la temperatura. Hay modelos de ecuaciones de estado que describen ese comportamiento y se trabaja en base a eso. Asimismo, está la cuestión de seguridad, porque el petróleo que va a al tanque libera gas que es más pesado que el aire. Eso queda flotando en el ambiente y ante una chispa que se genere te quemás con una llama. En Vaca Muerta hubo varios accidentes por este motivo.
La producción en Vaca Muerta es por primaria. La Argentina tiene amplia experiencia en procesos de recuperación secundaria y también, aunque en menor medida, de terciaria.
¿Se puede optimizar la recuperación de hidrocarburos en campos no convencionales?
CG: Desde FDC estamos apostando particularmente a la recuperación mejorada en Vaca Muerta utilizando modelos de reinyección. En términos simplificados, el proceso de reinyección consiste en tomar un pozo que está en producción, cerrarlo y reinyectarle gas durante un plazo cercano a los 30 días y abrirlo nuevamente. De esta forma, el reservorio recupera energía y el fluido se hace más liviano debido a la mezcla del gas inyectado con el petróleo del reservorio.
En el país, el primer proyecto de reinyección de gas en un yacimiento tight de gas y condensado se realizó en el campo Estación Fernández Oro (EFO) de YPF. En este caso, el objetivo es vaporizar la fracción de líquidos que queda entrampada en el reservorio debido a la Condensación Retrógrada.
En Estados Unidos avanzaron con muchos pilotos de reinyección en yacimientos de gas y petróleo y nos invitaron a participar de uno de los foros a raíz del proyecto que hicimos en EFO. En gran medida, todo depende del precio del gas que se inyecta, del que se obtiene y también del precio de acreaje. Cuando se empieza a acotar el acreaje disponible, se empieza a pensar en la reinyección. Todavía es algo muy novedoso y poca gente tiene experiencia concreta salvo las grandes empresas americanas, pero nosotros le vemos mucho potencial hace tiempo. Los resultados que estamos obteniendo en nuestros estudios indican recuperaciones incrementales que pueden alcanzar entre un 30% y un 45% adicional de petróleo sobre los valores de primaria. Esto implicaría pasar de factores de recobro de 15% a 25% sobre el mismo pozo.
Hay una multiplicidad de características y procesos para analizar. Por ejemplo, en los sistemas de producción, ¿es aplicable?
CC: Exacto. Por ejemplo, el yacimiento La Ribera, en Vaca Muerta, tiene un fluido extraño. Cuando produce gas y condensado y el líquido va al tanque, se congela toda la instalación debido al efecto Joule-Thomson por el cual el líquido, al perder presión, pierde temperatura.
Es decir que algunos de los campos de gas presentan este problema…
CG: Sí, nos llamaron para estudiar el fenómeno y encontrar la solución. La dinámica consta de tomar una muestra, traerla al laboratorio, analizar en celda qué pasa con el fluido, caracterizarlo y modelarlo. Cuando se obtiene el modelo de ecuaciones, es posible simular todo tipo de procesos de expansión y calentamiento intermedio para que el enfriamiento sea menos violento.
Laboratorio de primer nivel
Field Development Consultants (FDC) instaló en la planta baja de sus oficinas de Martínez un moderno laboratorio que cuenta con equipamiento de primer nivel. La estrella es la celda PVT400 comprada a los franceses de Sanchez Technologies (CoreLab), que estudia los fluidos de reservorio a distintos valores de presión, volumen y temperatura (PVT). Este equipo es el más moderno en su clase. Puede realizar estudios de fluidos en una presión de hasta 1000 kg/cm2 y 200 °C para volúmenes de 400 cm3. Solo Petrobras, en su centro de investigación (CENPES), posee un equipamiento similar. El laboratorio también cuenta con dos cromatógrafos Perkin Elmer para la caracterización de gases y líquidos, equipos de Reología, Viscosímetros y un equipo especializado para la caracterización de parafinas.
«Las presiones de Vaca Muerta son altísimas. Las celdas existentes en Argentina están bastante limitadas en valores de presiones a los que pueden alcanzar. Antes los yacimientos tenían como máximo 400 kilos por centímetro cuadrado de presión, pero los nuevos campos no convencionales alcanzan en algunos casos más de 700», explica Carlos Canel, technical director de FDC y ex director de la histórica unidad de Termodinámica que YPF poseía en Investigación y Desarrollo de Florencio Varela.
¿Cuáles son las principales características del equipo?
Carlos Gilardone: Principalmente la precisión, la repetitibilidad de los ensayos y sus altos estándares de seguridad. Estos equipos existen hace 50 años, pero ninguno cuenta con la tecnología que presenta esta máquina ni el nivel de seguridad. El rango de presiones (hasta 1.000 kg/cm2) y temperaturas (hasta 200 °C) está pensado fuertemente para los reservorios No Convencionales. Adicionalmente posee una cámara con la que se puede visualizar lo que ocurre dentro de la celda en tiempo real, permitiendo observar con altísima precisión el punto de burbuja. Y para los Gases Retrógrados posee un detector láser de punto de rocío, lo que deriva en una altísima precisión en los estudios de gases.
Además, todos los experimentos se manejan a través de una computadora: el movimiento del pistón, la inyección del fluido y las rampas de calentamiento, entre otras opciones. Para adquirirla fue clave el respaldo del presidente de Kappa (accionista de FDC), Olivier Houzé, quien nos exhortó a comprar el mejor equipo del mercado.
Plataforma de datos
FDC desarrolló en Python y Power BI una aplicación que permite interpretar información relativa al comportamiento de los pozos perforados en Vaca Muerta y en otros plays hidrocarburíferos del país. Actualmente es desarrollado por un equipo interno de dos ingenieros en Petróleo y un programador, dirigidos por Carlos Gilardone.
A partir de la información generada por la Secretaría de Energía se realizan cálculos en forma automática de Pronósticos de Producción, Recuperación Última (EUR), todo tipo de correlaciones entre la extensión lateral de los pozos y cantidad de fracturas versus EUR, etc.
La plataforma a su vez da un paso adelante y genera modelos de evaluación económica que se actualizan periódicamente, permitiendo a cualquier operadora entender rápidamente los economics de cada bloque, campo o grupo de pozos de Vaca Muerta.
En base a estos estudios, FDC relevó los pozos horizontales de petróleo perforados en el shale neuquino entre 2014 y octubre de 2020. «Los resultados han sido muy diversos pero muestran que la curva de aprendizaje, si bien ha sido costosa, ha comenzado a rendir sus frutos en forma consistente a partir del año 2018», destaca Gilardone. Según sus estimaciones, hoy el 80% de los pozos perforados son rentables.
¿Es la primera vez que observan en Vaca Muerta niveles de productividad que pueden alcanzar el objetivo económico?
CG: Existen dos cuestiones fundamentales para definir el objetivo económico. La productividad, por un lado, y el riesgo, por otro. Llamamos económico al momento en que 8 de cada 10 pozos alcanzan la rentabilidad esperada. A partir de 2018 se revirtió la tendencia que había y se incrementó la productividad debido al aumento de las etapas de fractura y la longitud de los pozos. Eso es lo que buscan las grandes empresas, reinvertir con bajo riesgo.
En plays no convencionales de Estados Unidos también hay un listado de pozos que no son rentables. La clave está en tener una masa crítica de pozos que permita encarar una inversión más allá de que el 15% ó 20% de los pozos no se repaguen. ¿Esto es conceptualmente así?
CG: Claro, hay un pozo promedio y otros que están muy por encima del promedio. Cuando hacemos el estudio englobamos los pozos de todas las operadoras y evaluamos esa masa crítica. Inicialmente tomamos la decisión de mirar Vaca Muerta en su conjunto sin entrar en el detalle de las empresas, aunque hay algunos pozos, como los últimos que perforó Vista Oil & Gas, que lograron una producción muy superior al promedio.
¿Existe espacio para seguir elevando el rendimiento de los pozos?
CG: Todavía hay mucho por optimizar. Hay que pensar que un pozo similar con la misma cantidad de fracturas en Estados Unidos cuesta la mitad que acá. Aun así, se está aprendiendo mucho y se ven los avances. Es necesario que la industria trabaje en el entendimiento de los fluidos de reservorio para mejorar los factores de recobro de hidrocarburos y estudie lo que está pasando. La productividad de Vaca Muerta es extraordinaria. Hoy es negocio y se puede seguir creciendo.
A Javier Pastorino el desafío de la transición energética en Argentina lo tiene entusiasmado. Los avances en materia de energías renovables y el impulso creciente de la electricidad como energía primaria en el mundo dan cuenta de que electrificación, descarbonización y rentabilidad están yendo de la mano. En Siemens entendieron que esa realidad demandaba la creación de un nuevo vehículo 100% focalizado en energía y listo para navegar por las aguas de la transición. Con ese fin, en abril realizaron una reestructuración global, dando a luz a Siemens Energy, una compañía independiente y que ya cotiza en la Bolsa de Frankfurt.
El reordenamiento del grupo también llegó a Buenos Aires. En mayo Siemens dividió su negocio local en dos empresas: Siemens Energy y Siemens Industrial. Pastorino es el managing director de Siemens Energy para Argentina, Chile y Uruguay. Cuenta con una extensa trayectoria dentro de la empresa y en lo vinculado con energía eléctrica en particular. En diálogo con TRAMA, el gerente general explica cuál es el rol que la flamante compañía cumplirá en el panorama energético de las próximas décadas e identifica las oportunidades y su potencial en Argentina y la región.
¿Qué ventajas tiene esta reorganización del grupo?
La decisión de Siemens de hacer un spin off de su negocio de energía tiene dos grandes ventajas. Desde el punto de vista de los inversores, ahora tienen una compañía 100% focalizada en energía, lo que involucra la generación renovable y convencional, aplicaciones industriales, transmisión y nuevos negocios de energía, como baterías e hidrógeno. Siempre hay estrategias focalizadas, pero acá hablamos de una compañía totalmente focalizada en energía. La otra ventaja de esta focalización es que se da por la transición energética. Por un lado, a nivel mundial hay entre 850 y 900 millones de personas que todavía no tienen acceso a la electricidad. Por el otro, habrá un crecimiento de la demanda energética total que estimamos en un 25% para 2040. Pero la electrificación de los sistemas energéticos va a ser mayor que ese crecimiento. La sociedad se va a electrificar aún más con el advenimiento de la movilidad eléctrica y eso es positivo porque la electricidad es una energía eficiente y muy limpia. Vamos a tener un crecimiento de la demanda energética y de la electrificación por encima de ese crecimiento global. Por lo tanto, el foco de esta compañía es sobre la electrificación y por supuesto que responde a poder cumplir con los objetivos de cambio climático. Para tener un mundo sostenible, no hay que superar 1,5 °C de elevación de la temperatura promedio de la tierra por sobre la era preindustrial. Hoy todas las tendencias indican que vamos a valores superiores, por lo que hay una necesidad imperiosa de trabajar desde la tecnología en esta transición energética.
Siemens es una empresa de más de cien años que acaba de tomar la decisión de crear un vehículo específicamente dedicado al tema de energía. ¿Cómo fue el proceso que llevó a Siemens a crear una compañía listada en Bolsa y qué otros objetivos tienen?
Fue un proceso estratégico que llevó varios años en Siemens. Nosotros vemos hoy el mundo de los negocios como ecosistemas. Hay distintos stakeholdersy grupos de interés interrelacionándose en un mundo mucho más complejo. Para actuar en ese ecosistema se necesitan compañías mucho más flexibles, más modernas y más focalizadas. Por esa razón fue que hace unos años se creó una empresa totalmente focalizada en salud, que es Siemens Helthineers. Ahora, como segundo paso se crea una compañía totalmente focalizada en energía. Queda entonces una especie de ecosistema entre Siemens, Siemens Energy y Siemens Helthineers, pero con compañías que están claramente focalizadas en sus mercados clave, que son mucho más flexibles y mucho más dinámicas. Ese fue el motivador estratégico por el cual Siemens adoptó esta estructura.
Hizo referencia a cuatro unidades de negocios dentro de Siemens Energy. ¿Puede detenerse dentro de cada una de esas subunidades?
Siemens Energy tiene cuatro grandes pilares que son generación, aplicaciones industriales, transmisión y nuevos negocios de energía. Dentro de generación existe, por un lado, la generación renovable. Siemens Energy tiene la mayoría del paquete accionario de Siemens Gamesa Renewable Energy, por lo que tenemos todo el porfolio de turbinas eólicas, tanto onshorecomo offshore. Es un mercado claramente en crecimiento con esta penetración de las energías renovables debido a la transición energética. Por otro lado, está la generación convencional con turbinas de gas, turbinas de vapor, ciclos combinados, además de la automatización, sistemas de control y digitalización de esas formas de generación. El segundo pilar es aplicaciones industriales; llevamos las aplicaciones de energía del nivel de las utility al nivel de los clientes industriales. El foco está puesto en los distintos segmentos industriales. Por ejemplo, en Oil & Gas estamos trabajando en la electrificación de todo el proceso. Hicimos un análisis de caso de negocios de electrificación de operaciones de drilling, de fracking, de upstream. Los ahorros por reemplazar el uso de combustibles diésel en esas operaciones serían del orden de magnitud del 50% en esa parte de la estructura de costos. Electrificar es una forma de generar energía mucho más eficiente y limpia. Otros segmentos son pulpa de papel y cemento, por ejemplo. El tercer pilar es el de transmisión. Todo lo que es soluciones para transmisión tanto en corriente alterna como en corriente continua en alta y media tensión se maneja con esta unidad de negocios. El cuarto pilar es el más incipiente y se relaciona con nuevos negocios de energía. Nos enfocamos básicamente en hidrógeno verde y ya estamos trabajando en varios proyectos piloto. Entendemos que va a ser una tecnología que con el tiempo va a tener un nivel de reducción de costos, con curva de aprendizaje y masa crítica, y de mayor penetración a medida que van bajando los costos para profundizar el proceso de descarbonización y de transición energética. Esos cuatro pilares forman Siemens Energy.
La transición en un mundo post-pandemia y en la región.
La pandemia impactó de lleno en la economía global y el sector de energía no fue la excepción. Las medidas sanitarias implementadas a lo largo y ancho del planeta para limitar la propagación del COVID-19 repercutieron sobre el consumo de energía, desaceleraron proyectos en obra y obligaron a revisar muchos otros que se encontraban en carpeta. No obstante, para este ingeniero industrial egresado de la UBA al frente de Siemens Energy redoblar la apuesta por la transición energética en este difícil contexto es una forma inteligente, limpia y rentable de salir de la recesión global en curso. Una apuesta que, además, tiene buenos fundamentos en la región.
Uno cree que la pandemia acelerará los procesos de descarbonización o de transición energética desde el punto de vista tecnológico. Pero desde el punto de vista económico, es tan fuerte el impacto sobre los PBI y sobre el crecimiento global que uno también cree que el objetivo inicial será recuperar ese terreno que se perdió y empezar a poner de vuelta el sistema en marcha. En ese objetivo de recuperar valor no sé cuánto espacio habrá para alojar capital en nuevos desarrollos. ¿Qué tendencia cree que primará?
Pienso que hay alineamiento en las dos cosas. Invertir en nuevos proyectos crea crecimiento económico, genera palancas adicionales para el crecimiento. Por otro lado, el cambio climático es real y entendemos que hay que trabajar a nivel global en la transición energética. Es un camino a transitar que ya empezó y que no tiene vuelta atrás. Hoy los casos de negocios demuestran que la descarbonización también se está dando en modelos de negocios en los que la electrificación convencional era más competitiva. Hoy existen precios de paridad en energía solar fotovoltaica o eólica que logran mejores costos que con la generación tradicional. Se genera crecimiento económico, la transición energética es necesaria para cumplir con los planes de cambio climático y el trilema energético, y los modelos de negocios están cerrando también. Veo que está todo alineado y esa tendencia es por la cual Siemens Energy también se orienta estratégicamente hacia ese proceso de descarbonización.
¿Se han fijado objetivos en materia de facturación, crecimiento o participación de mercado que permitan cuantificar los objetivos de la compañía?
Sí, están cuantificados a nivel global y todos contribuimos a ese nivel. Buscamos crecer más rápido que el mercado en términos de facturación. Obviamente, crecer de manera sustancial en términos de rentabilidad. Esos son los dos focos que se están poniendo a nivel global porque, con el crecimiento de la facturación y un aumento importante del profithacia el año 2023, que es en donde trazamos el primer milestone, se apuntalará el crecimiento del precio de la acción.
¿Conceptualmente a qué se refiere cuando habla de poner el foco no solamente en la facturación sino también en el incremento de la rentabilidad?
Estamos mirando a nivel global cómo son nuestras operaciones. Al tener una compañía 100% focalizada en el negocio de energía y con mucha más flexibilidad, que es lo que el mercado está requiriendo, reordenás tu operación para ser más flexible y más competitivo, generando un círculo virtuoso de más facturación por ser más competitivo. Al ampliar la masa crítica aumenta el negocio de servicios, y es un círculo virtuoso que realimenta la rentabilidad. Ese es un poco el racional de la nueva compañía.
Desde lo estratégico y pensando a futuro, ¿cuál de estos cuatro pilares o ejes que sustentan la estrategia de Siemens Energy piensa que van a tener más aperturas o mayores oportunidades en el país?
Argentina siempre fue un mercado estratégico para Siemens. Ya hace muchos años que tenemos una presencia muy grande en áreas de generación, en áreas de Oil & Gas, en áreas de transmisión. A nivel Latinoamérica, Argentina está dentro de los principales mercados foco, junto con Brasil y México. Veo potencial de crecimiento en todos los pilares. Empezando por generación, la visión en el proceso de transición energética es que en el corto plazo el gas natural seguirá siendo el combustible o hidrocarburo de transición. Los renovables tienen intermitencia y generan a veces inestabilidades de red, con lo cual se necesita un back up, que en el corto plazo lo cubrirá el gas natural. Si lo comparamos en generación de huella de carbono, el gas natural es menos de la mitad que el carbón, menos del 35% de lo que es un combustible líquido. Dentro de los hidrocarburos es por lejos el más limpio. Conceptual y globalmente vemos una penetración de las energías renovables, con el gas natural como combustible de transición y como back up, hasta el desarrollo de alternativas en lo que es almacenamiento, como baterías o hidrógeno, que irán profundizando el proceso de descarbonización. Pero todo esto va a llevar décadas. En el caso de Argentina, tiene el mejor viento del mundo y el mejor sol del mundo. Siemens Gamesa Renewable Energy, que es nuestra compañía de energía eólica, ve un potencial enorme en seguir desarrollando energías renovables. En términos de gas, si bien hoy parecería que la capacidad instalada alcanza para cubrir los picos de demanda, en cuanto se genere reactivación vamos a estar otra vez muy justos. Por otro lado, vemos que el país tiene cierta capacidad instalada con eficiencias bajísimas, con lo cual existe la posibilidad de un recambio tecnológico a tecnologías de gas mucho más eficientes, como los ciclos combinados. Otra oportunidad en gas es en algunas aplicaciones de cogeneración; esto es usar generación con gas, pero con el excedente de los gases de escape se puede generar vapor para procesos industriales, por ejemplo. La eficiencia es altísima. En Oil & Gas, Argentina con el recurso de gas que tiene y Vaca Muerta, por ejemplo, es algo que también podemos aprovechar. En aplicaciones industriales la electrificación del Oil & Gas en Vaca Muerta es algo que tenemos como prioridad. En la parte de transmisión, con la capacidad instalada que se creó en los últimos años, más los proyectos en el corto y el mediano plazo, se generará la necesidad de mejorar la red de transmisión en alta tensión. Respecto del cuarto pilar, el hidrógeno es algo muy incipiente en Argentina y en el resto del mundo. Pero con los vientos de alta calidad que tenemos en el sur del país veo un potencial a mediano plazo de desarrollar una industria de hidrógeno verde acá también. Estamos empezando a sembrar las primeras semillas para pensar en ese mediano plazo en temas de hidrógeno. En los cuatro pilares vemos oportunidades en Argentina.
¿Por qué hidrógeno verde en el Cono Sur?
Por sus recursos renovables, Chile y Argentina son dos mercados óptimos para la producción de hidrógeno verde. Así lo entienden en Siemens Energy, que ya trabaja junto a Porsche en un proyecto piloto en Chile, que se espera sea la primera planta integrada, comercial, a escala industrial del mundo para producir combustibles limpios. «Chile está planteando que el hidrógeno tenga el mismo nivel de magnitud que el que tiene la minería, sobre todo en las exportaciones. Hay una agenda público-privada que está promoviendo el desarrollo de esta tecnología», explica Pastorino. En Argentina, «a mediano plazo es algo totalmente viable para hacer porque tenemos recursos de energía renovable, pero sobre más cantidad de superficie».
El ejemplo del vóley
Pastorino juega al vóley desde los 10 años y lo sigue practicando como forma de esparcimiento. Pero el deporte representa para él más que eso. «El vóley me dio una formación espectacular en términos de pertenecer a un grupo, de la cultura del esfuerzo para tener determinados logros, de generar competitividad». En Siemens lleva más de 20 años aplicando esa formación en su trabajo cotidiano. Una formación que fue desarrollando a la par de su formación técnica secundaria y luego durante su etapa en la Universidad de Buenos Aires y en el máster de negocios de la Universidad Austral. «El vóley fue una parte esencial de la formación y es algo que trato de inculcar a mi familia y mis hijos».
El desarrollo de Vaca Muerta le da sustento al sueño de que Argentina pueda convertirse en un país exportador de gas, con peso en la región, pero para eso es necesario profundizar un proceso de industrialización que algunos actores ya vienen transitando, como Excelerate Energy Argentina y Galileo Technologies. Gabriela Aguilar, gerenta general de Excelerate Energy, y Osvaldo del Campo, presidente de Galileo, compartieron uno de los paneles del Energy Day, organizado por EconoJournal y TRAMA, para dar testimonio de sus experiencias y conversar sobre los desafíos que se le plantean a la Argentina en el sector energético.
Galileo desarrolló una tecnología que permite recuperar el gas y convertirlo en GNL, directamente desde la boca de pozo. Al transportar ese GNL en forma terrestre, posibilita conectar localidades o establecimientos industriales que no cuentan con gas natural. «Tenemos una flota de unidades de licuefacción que están operando en varios pozos en Mendoza y en Neuquén. Estamos produciendo GNL directamente a partir del pozo, que es obviamente el gas con menos restricciones y mejor ecuación económica que hay en el mercado», señala Del Campo. «Creemos firmemente en el mercado regional de GNL. Entendemos que el mundo está atravesando una coyuntura bastante compleja. Hay sobreoferta en algunos mercados, mientras que gran parte de la región tiene una demanda insatisfecha muy grande. Me refiero, por ejemplo, al sur de Brasil, Uruguay y Chile. En todos esos lugares nuestra red de flotas está empezando a abastecer este tipo de mercados. Es decir que salimos desde puntos que están fuera del sistema y vamos hasta clientes que también están fuera del sistema», agrega.
Desde hace poco más de un año, Excelerate viene trabajando junto con Transportadora Gas del Sur (TGS) para desarrollar una terminal modular de licuefacción en el puerto de Bahía Blanca. Actualmente, el proyecto se encuentra en una etapa de análisis técnico y para su viabilización mucho tendrá que ver lo que ocurra en el mercado de gas en los próximos meses. «Antes de la pandemia, el precio del GNL ya estaba atravesando una coyuntura de valores muy inferiores a los que supimos tener en otros tiempos. De todos modos, percibimos que los precios se están recuperando, lo mismo que la demanda. Pero la realidad es que vamos a ver precios globales en el GNL de entre u$s 5 y 7 en los próximos años, lo cual hace que la toma de decisión para el desarrollo de proyectos de licuefacción tenga que ser muy bien analizada, ya que queda un margen de ganancia muy estrecho para el productor y para industrializar ese gas natural», indica Aguilar.
Otro elemento que, según ella, pesa a la hora de poner en marcha este proyecto conjunto con TGS está vinculado con la necesidad de lograr una estabilidad en la demanda de GNL. «La estacionalidad que presenta Argentina con respecto a la demanda hace que el productor tenga dificultades para mantener un perfil de producción estable durante todo el año. Tenemos que ver qué solución le podemos brindar al productor en este sentido. Porque el hecho de no encontrar un mercado durante el verano hace que el precio se canibalice y genere un efecto cascada negativo en cuanto a los ingresos a nivel nacional y provincial, en referencia a las regalías derivadas. Por lo tanto, lo primero que hay que buscar es una solución de estabilidad de producción a lo largo de todo el año», considera la ejecutiva de Excelerate.
Precisamente, Del Campo destaca que la utilización de tecnologías como la que viene desarrollando Galileo aporta soluciones hacia una confluencia de precios. «Realmente es muy importante que los precios tiendan a confluir con los valores internacionales y creo que esto solo se va a dar a través de volúmenes constantes en el año. Porque está claro que si el productor tiene que atender solo la demanda de invierno se le hace muy difícil reducir los costos. Pero si la demanda tiende a ser plana, como lo es el transporte que estamos promoviendo nosotros, esto de alguna manera va a acercar posiciones y va a permitir un gas natural que confluya hacia valores internacionales», afirma.
Con respecto a las razones que llevaron a Galileo a producir la licuefacción en boca de pozo, Del Campo enumera una serie de factores. «Hay pozos descubiertos que nunca se pudieron poner en producción por su lejanía con los gasoductos más cercanos. Con nuestra tecnología les permitimos a las petroleras monetizar el gas de esos pozos, que de otra manera tendrían valor cero. La segunda cuestión tiene que ver con las emisiones. El flaring del gas asociado cada vez es menos tolerado por el mundo. Por eso a varios productores les estamos licuando el gas en la boca del pozo para evitar el venteo de ese gas. Después, ese GNL termina en aplicaciones de consumos propios o, en algunos casos, es reinyectado en el ducto. Este gasoducto virtual que nosotros desarrollamos como concepto es una extensión de los gasoductos. Se pueden conectar dos puntas que están totalmente fuera del sistema o una punta que está fuera del sistema con el sistema en sí mismo. Abre un abanico complementario de toda la infraestructura que ya existe en el país», sostiene Del Campo.
De todos modos, el presidente de Galileo reconoce que todavía queda un largo trecho por recorrer para expandir la producción y el transporte del gas licuado. «El desarrollo del GNL es una experiencia y, por ende, nos enseñó muchas cosas que hay que ir mejorando. En todo lo que tiene que ver con vehículos de potencia intensiva, el GNL abre un montón de alternativas. Y lo que estamos haciendo es tratar de que el GNL tenga el trato que los profesionales de este tipo de combustibles necesitan, que tiene que ver con una predictibilidad en los puntos de abastecimiento. En ese sentido, estamos por lanzar un programa de gran cantidad de estaciones de GNL en todo el país, y fundamentalmente soluciones vehiculares concebidas desde fábrica para el uso de GNL. Entonces hoy en el mercado se pueden conseguir hasta cinco fabricantes de camiones que están ofreciendo vehículos ya nacidos como GNL, testeados en todo el mundo, con un alto nivel de confiabilidad. La combinación de ahorro, con disponibilidad de puntos de carga, con soluciones de vehículos confiables y eficientes va a lograr una masificación del GNL», asegura Del Campo.
Para el titular de Galileo, el desarrollo del gas depende, en gran parte, de lograr una expansión regional. «Hay que pensar en un corredor bioceánico y en la demanda de transporte que hay en toda la región. Y eso incluye la hidrovía. Hay un programa muy grande que está motorizándose a partir de los actores de la industria naval y de un rol importante del Gobierno en tratar de que la hidrovía pueda mutar hacia el uso del GNL», señala.
La importación como complemento
Excelerate desarrolló la terminal de GNL de Bahía Blanca en 2008 y la de Escobar en 2011. Desde entonces, la compañía se convirtió en un jugador clave en la comercialización del GNL. Desde ese lugar, Aguilar trata de superar las visiones maniqueas que ven la importación de este fluido como «un fracaso de las políticas energéticas» y su exportación como una muestra de «soberanía energética». «La importación de GNL tiene que ver con un acto económico», señala. «Esto es no tener que producir moléculas y adecuar una capacidad de transporte que es solamente para una utilización de 30 ó 45 días, cuando por una cuestión estacional atravesamos el pico de demanda. Por lo tanto, no hay que confundir lo que es la importación de GNL con las capacidades y cuál es el precio óptimo y más eficiente para Argentina ante demandas crecientes de gas natural», añade.
En ese sentido, Aguilar entiende que la importación de GNL no es contraria al desarrollo del gas natural, sino que ambas cuestiones deben darse en paralelo. «Argentina tiene que desarrollar el máximo potencial de gas posible, tanto para demanda interna como para la exportación de forma sustentable. La ecuación óptima sería una exportación sustentable todo el año y recurrir a la importación, si se necesita en algún momento. Esto tiene que ver con la sustitución de combustibles. Porque si no vamos a contar con un barco de regasificación pero sí vamos a consumir combustibles líquidos, allí si se produce una mala decisión estratégica. Es lo que sucedió este año y el año pasado. Por no contar con un barco regasificador, se consumieron cantidades muy crecientes de combustibles líquidos, que claramente son más caros y más contaminantes desde el punto de vista ambiental», afirma.
Excelerate tiene hecho un estudio que muestra que por haber importado GNL a través de los barcos regasificadores en lugar de consumir combustibles líquidos, el país se ahorró entre 2008 y 2019 u$s 12.000 millones. «Para rebatir estos números, me han dicho algunas veces que la producción de Vaca Muerta permitió ahorros en la importación del GNL también en el orden de los u$s 12.000 millones. Creo que esta situación refleja claramente lo que muchas veces nos pasa a los argentinos: todo tiene que ser blanco o negro. Y la realidad es que ambas situaciones se complementan. La confluencia de tener un barco regasificador o importaciones de GNL para momentos críticos del invierno, sumado al desarrollo sostenido de Vaca Muerta, permitió ahorros globales de casi u$s 25.000 millones. Entonces me parece que Argentina tiene que empezar a pensar de esa manera, como se lo piensa globalmente. El costo no tiene ideología. Tiene que ver con cuál es el costo más eficiente para el bien de un país. Creo que el desarrollo de Vaca Muerta, combinado con la importación de moléculas de gas que son más baratas en términos de eficiencia para el país, genera una productividad imbatible. Y eso es lo que permitiría tener un largo plazo en la exportación. Que se pueda hacer un contrato de largo plazo con un cliente internacional, que espera tener una oferta de GNL constante todo el año», indica Aguilar.
Del Campo comparte la visión de la ejecutiva de Excelerate y entiende que es necesario superar los falsos debates. «Acá hay un elemento que es básico y fundamental, y tiene que ver con lograr que el mercado de gas se incremente. Si conseguimos eso, le vamos a poder dar estabilidad al productor y de esa manera vamos a poder empezar a producir más. Si pensamos que una es buena y la otra es mala, y viceversa, vamos a estar siempre en el mismo loop y sin resolver el desafío principal, que es que el consumidor necesita previsibilidad y precios bajos y que el productor necesita predictibilidad y estabilidad en los consumos. Todo eso se da con una torta más grande. Nuestro objetivo en la industria tiene que ser agrandar el consumo, no importa con qué origen se tiene ese gas. Pero en la medida en que exista un consumo estable, el productor va a tener más incentivo de producir más, ofertar más y competir con el GNL importado», concluye.
La distribuidora de electricidad Edelap, empresa del Grupo DESA, aprobó la auditoría llevada adelante por el IRAM para recertificar bajo norma de calidad ISO 9001:2015, en sus procesos de Atención al Usuario, Lectura y Facturación, Mantenimiento y Operación de la Red, Seguridad en la Vía Pública y su Plan Operativo de Emergencia.
En un comunicado, la empresa expresó que “el hecho de haber superado la auditoría con éxito confirma que aspectos clave como son operar y mantener el servicio eléctrico, facturar la energía que consumen los usuarios, atenderlos, trabajar resguardando la seguridad y tener un adecuado plan para mitigar y resolver las emergencias que afecten al servicio, son llevados adelante con calidad, respetando y cumpliendo los lineamientos de esta norma de clase mundial”.
Edelap recordó que la distribuidora “certifica la calidad de sus procesos bajo norma ISO desde hace 15 años superando las auditorías con éxito sucesivamente sobre sus principales procesos para la prestación del servicio.”
EDELAP, empresa del grupo DESA, opera un sistema complejo y de alta tecnología que posee 1.200 MW de capacidad instalada, dos vínculos en Alta Tensión con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), 13 subestaciones de Alta a Media Tensión, 4.000 centros de transformación y más de 10.000 kilómetros de redes de Alta, Media y Baja Tensión.
Este sistema es operado las 24 horas todos los días por un equipo de más de 600 trabajadores especializados que brindan suministro a 365.000 usuarios (más de un millón de habitantes) en los partidos de La Plata, Berisso, Ensenada, Brandsen, Magdalena y Punta Indio.
La directora general de Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur, María Tettamanti, remarcó la necesidad de avanzar con el descongelamiento de las tarifas para garantizar la calidad del servicio y se mostró de acuerdo con segmentar en relación con el poder adquisitivo, pero aclaró que «las distribuidoras no contamos con información para segmentar a los usuarios por ingresos o capacidad de pago». En diálogo con TRAMA, la principal ejecutiva de la mayor distribuidora de gas natural del país destacó que es el Estado el que debe determinar cómo segmentar y remarcó la importancia de tomar medidas con tiempo para adaptar los sistemas de las empresas de manera adecuada. Asimismo, remarcó que el inevitable avance en términos de digitalización debido a la pandemia sirve ventajosamente al objetivo de la reducción de costos.
Tettamanti es licenciada en Economía por la Universidad Nacional de La Plata y comenzó a trabajar en el área comercial de Camuzzi Gas Pampeana en 1995. Luego ocupó importantes cargos en Albanesi y en la petrolera Total Austral. Fue durante muchos años directora comercial en Metrogas y posteriormente en Gas Meridional SA, y en mayo de 2017 regresó a Camuzzi, empresa que abastece de gas natural a más de 2 millones de usuarios en siete provincias: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
Es tiempo de pensar cómo van a evolucionar las tarifas de electricidad y gas, y aparece en agenda –no exenta de vaivenes y conflictos de intereses– la necesidad de implementar un esquema tarifario que contemple las distintas realidades socioeconómicas de los usuarios a nivel nacional. Desde el punto de vista de las distribuidoras, ¿están dadas las condiciones para avanzar en esa dirección?, ¿cuáles son los desafíos a tener en cuenta?
Es una pregunta atinada porque muchas veces se planean esquemas tarifarios sin tener en cuenta que luego hay que llevar esas decisiones a la práctica. Hoy es posible, gracias a la disponibilidad tecnológica, efectuar distintos esquemas. Lo hemos hecho en el pasado. Es muy importante definir con tiempo cuál va a ser el esquema para que las distintas distribuidoras (que no poseemos las mismas flexibilidades ni los mismos sistemas de facturación) tengamos tiempo de adaptar los sistemas para implementar el esquema en tiempo y forma. En cuanto a la información, debe brindarla el Estado nacional. Las distribuidoras no contamos con información para segmentar a los usuarios por ingresos o capacidad de pago. La única información que tenemos es el nombre del titular, el domicilio, los consumos históricos y el cumplimiento de pagos. Creo que ya es hora de sentarnos con las autoridades para acordar un esquema de segmentación y determinar el tiempo necesario para poder implementarlo.
MARÍA TETTAMANTI, DIRECTORA GENERAL DE CAMUZZI GAS
La segmentación de consumidores requiere tiempo, capacidad de gestión e interacción del sector público y el sector privado, entre otras cuestiones. Hoy estamos en una etapa germinal…
Yo estoy de acuerdo con segmentar las capacidades de pago de los usuarios en una situación como la actual, pero la segmentación no es sencilla y hay que tener en cuenta muchos factores. No debemos olvidar la economía en negro en tanto permite visualizar que la información de los usuarios es muy parcial. Alguien le puede decir al Estado que cobra la jubilación mínima, pero tiene propiedades o rentas en negro. Por eso es importante estudiar con tiempo el criterio de segmentación.
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) empezó a evaluar la Revisión Tarifaria Integral (RTI) de 2017-2022 de cada una de las distribuidoras y transportistas. Mientras tanto, el gobierno instaló en agenda la necesidad de avanzar hacia un descongelamiento tarifario que ya lleva dos años. ¿En qué quedó ese proceso de revisión y qué comunicación existe con el ente regulador?
Con respecto a la RTI, el ente hizo una revisión y elevó un informe al Ministerio de Producción. Todavía no hay noticias de evolución. En cuanto al establecimiento de nuevas tarifas y el inicio de un nuevo proceso de RTI, sabemos que se está pensando en establecer un esquema de transición a partir de marzo/abril, pero no tenemos definiciones del ente regulador que indiquen con precisión cuándo se iniciará el proceso y cuál va a ser la metodología de establecimiento de las nuevas tarifas. Para las distribuidoras es fundamental comenzar con estos procesos. La tarifa de transición de la mano de la asistencia económica necesita con urgencia recomponer los ingresos del sector. Principalmente para hacer las inversiones de seguridad y confiabilidad que necesitamos para brindar un servicio de la calidad que el marco regulatorio nos exige. Nos tenemos que poner a trabajar ya mismo para que se defina la nueva metodología y empezar a transitar el largo proceso.
El secretario de Energía, Darío Martínez, habló recientemente de segmentar en tres el universo de usuarios: un segmento de clientes de menor poder adquisitivo sobre los que no impactarían aumentos, un sector intermedio con capacidad para abonar una tarifa un poco mayor y un tercer eslabón que tendría la capacidad de pagar una tarifa que se asemeje a los costos reales de la energía. ¿Esto es realizable?
Entiendo que una segmentación uno a uno es compleja y si se hace por barrios también es difícil, porque no hay homogeneidad de poder adquisitivo al interior de todas las áreas. Por supuesto que hay algunas zonas más homogéneas, pero aun así no se está exento de dejar excluido a alguien que necesita el subsidio y viceversa. Se trata de la segmentación más sencilla para las distribuidoras, pero es la menos perfecta en cuanto a la información que aporta. Entonces tenemos que hablar con el gobierno para ver lo posible dentro de lo ideal. Es importante la actualización del margen bruto de las distribuidoras. Por eso, es indispensable que quienes puedan pagar lo hagan, porque las distribuidoras ya no tenemos recursos para seguir operando con el grado de calidad que requiere el servicio.
Las tarifas de gas están congeladas hace casi dos años, el tipo de cambio de la última vez que se definió el esquema tarifario rondaba los $ 41 y hoy trepó hasta el doble. Además, la inflación alcanzó una cifra superior al 75%. ¿Cuán necesario es gestionar una asistencia financiera que les permita oxigenar esta situación de presión?
Hay que hacerlo inmediatamente. Entramos en el período en el que menos ingresos tenemos por la estacionalidad en nuestras ventas. Los meses de menos ingresos para las distribuidoras van desde enero hasta abril. Entonces ocurre que se conjuga una baja tarifa con una facturación también baja y un incremento en los costos. Necesitamos con urgencia la implementación de un sistema de asistencia financiera hasta que empecemos a tener mayores ingresos que paguen los usuarios vía tarifas.
La buena comunicación será vital…
Sí. Es fundamental transmitir con claridad por qué es necesario aumentar las tarifas. Se realizan encuestas y la gente dice que no está de acuerdo con el aumento de tarifas. Y es un problema, básicamente porque esa no es la pregunta. Lo que tenemos que preguntar es si conviene seguir pagando las tarifas de hoy y quedarse sin luz, o pagar un aumento razonable para lograr que se opere con seguridad y que más clientes dejen de usar garrafa y se incorporen al sistema. Esa es la pregunta clave.
La pandemia trastocó los órdenes y durante el primer momento del aislamiento preventivo las oficinas comerciales estuvieron cerradas. ¿Fue esencial acelerar los procesos de digitalización? ¿Se creó valor en este sentido?
Empezamos a trabajar de forma distinta. El mayor desafío fue la atención al público. Veníamos desarrollando una oficina virtual con anterioridad y fuimos avanzando con la cantidad de trámites que se pueden realizar de forma digital. Hoy en día no hay trámite que no se pueda hacer a través de la oficina virtual. En un contexto en que se hizo necesario apelar a la tecnología para todo, hasta para verse con la familia, incluso los más reacios abrazaron la digitalización con más fuerza que antes. En Camuzzi tenemos más del 60% de nuestros usuarios digitalizados.
¿Y en términos de costos?
La clave para que las tarifas sean lo más bajas posibles, pague quien pague, es que los costos sean bajos. Si nosotros queremos que el servicio no le cueste mucho a la sociedad, tenemos que bajar los costos y la incorporación de tecnología es clave. Si las empresas invierten en tecnología para permitir la accesibilidad a canales digitales, tenemos que permitir que la atención personalizada sea cada vez menor, de lo contrario se duplican los costos. Si pago el mantenimiento y la actualización de los sistemas y además tengo que mantener la misma cantidad de espacios y personal para atender al público, terminamos aumentando los costos. En nuestro caso no despedimos a una sola persona. A medida que la gente se va jubilando no recomponemos el puesto libre y lo reemplazamos por un sistema mucho más eficiente y de menor costo. En este punto es indispensable que nos acompañen el ente regulador y las asociaciones de usuarios. Porque no se puede pretender costos altos y tarifas bajas.
En el sector de gas se evidencia el desafío de robustecer las redes de distribución y sumar nuevos usuarios. ¿Está la oportunidad de trabajar en esa agenda en 2021?
Sí, debemos trabajar en ese sentido. Pero para hacer tales inversiones necesitamos recursos. En los últimos años, desde que inició la RTI, en Camuzzi se invirtió y se reforzaron los sistemas de distribución. Algunos con gasoductos, como es el caso de La Pampa y Tierra del Fuego. En gas no hay cortes para el residencial porque es muy engorrosa la apertura. Si hay falta de gas o de transporte, se corta el servicio a las industrias. Hay que hacer inversiones permanentes. De lo contrario, las ciudades no pueden crecer más en materia de gas porque las nuevas incorporaciones desbordan la capacidad de la red. Por otro lado, la demanda crece, con lo cual hay que evitar los cuellos de botella porque, por supuesto, queremos tener más usuarios. Por último, quiero agregar que hablar con valentía es el camino. Tenemos que trabajar juntos y generar políticas de Estado para este sector. Desde el inicio de la privatización, las distribuidoras tuvimos un solo período tarifario completo, después siempre fue truncado por congelamientos. Por eso sostengo fuertemente que hay que sentar las bases para implementar un sistema tarifario que perdure en el tiempo.
El segmento de generación evidencia en la Argentina una sobreoferta que incluso supera los picos de la demanda. Además, hay proyectos de generación que van a comenzar a operar en poco tiempo y sumarán todavía más potencia. Sin embargo, mucha de esa energía es ineficiente y, por lo tanto, cara. En el panel sobre «Generación eléctrica» del Energy Day, evento organizado por EconoJournal y TRAMA, participaron Martín Genesio, presidente de AES Argentina, y Walter Lanosa, CEO de la compañía Genneia, quienes coincidieron en la necesidad de mejorar el marco regulatorio y eficientizar la capacidad que tiene el sistema, aunque remarcaron que también es indispensable contar con una macroeconomía estable.
Martín Genesio indicó que en la actualidad hay un 20% de capacidad de reserva teniendo en cuenta las indisponibilidades del sistema. «Uno puede decir que el sistema está sobrado y que hay más potencia instalada de lo que la demanda necesita. En los últimos años hubo inversión para aumentar la capacidad instalada del sistema. Se sumaron unos 7.000 Mw nuevos de capacidad instalada y todavía quedan algunos más que van a terminar entrando en los próximos meses, lo que va a llevar la cifra a 9.000 Mw, y eso reforzó el sistema de generación con respecto al pico de demanda. Además, la demanda en 2020 cayó bastante debido a la pandemia. Esa combinación entre el crecimiento de la oferta y la caída de la demanda hace que el sistema esté sobreinstalado», remarcó.
Luego Genesio aseguró que el sistema es ineficiente y eso lo vuelve un sistema caro. «Es un sistema que está sobrado, pero con capacidad ineficiente, principalmente en los picos, que hace que en esos momentos sea caro. Esto sin dudas nos lleva a discutir tarifas. Argentina posee tarifas elevadas, pero tengamos en cuenta que estamos pagando un sistema relativamente ineficiente y caro», remarcó.
Martín Genesio, presidente de AES Argentina
El foco en la regulación
Al ser consultado sobre qué se puede hacer para que el sistema sea más eficiente, Genesio sostuvo que «entre todos debemos tener una discusión para llegar a actuar bajo un marco regulatorio que permita nuevas inversiones». «Hoy en día el marco regulatorio que tenemos en el sector eléctrico no es un marco regulatorio que esté pensado para que las inversiones vengan sino para mantener un costo del sistema en una media y no mucho más que eso. Tenemos que ponernos de acuerdo entre todos para tratar de generar un marco regulatorio que permita que las inversiones vengan. Creo que la oportunidad temporal que tenemos para eso es única, porque hoy el sistema no está en un estado crítico en el cual no estemos cubriendo la demanda en los picos ni tengamos problema para cubrir los costos, aunque hoy buena parte de los costos se cubren con subsidios. Estamos cubriendo los costos y estamos superando con capacidad instalada el pico de demanda. Por lo tanto, eso genera una situación bastante óptima para discutir un marco regulatorio que nos permita eficientizar lo que hoy tenemos por sobre el pico máximo de demanda», remarcó.
Walter Lanosa señaló, por su parte, que «tenemos la pandemia, pero también la situación macroeconómica que incide no solo en la energía, sino en cualquier sector de la economía. Por eso, creo que esta administración tiene la posibilidad de revisar la regulación, planificar a futuro evaluando las diferentes potencialidades que tiene el país y buscando mecanismos no de sanciones sino de incentivos positivos, que significa buscar energía accesible a todos y con un valor competitivo». «Las energías renovables demostraron en el último tiempo que pueden ser un vector de crecimiento y desarrollo de la matriz energética argentina», agregó.
Walter Lanosa, CEO de la compañía Genneia
Cuando se los consultó sobre qué cambios deberían impulsarse para que los generadores comiencen a reemplazar máquinas viejas por energía más eficiente, Genesio remarcó que «lo que hay que dar es una buena visión de largo plazo. Las discusiones puntuales con respecto a pagos por capacidad, pagos por energía, pagos por nueva tecnología e incentivos a un tipo de tecnología en particular son discusiones que van a venir, pero lo que hay que dar es una visión de largo plazo y sostenerla, para que las empresas puedan decidir si invierten».
Lanosa también subrayó que «tenemos que crear marcos regulatorios fuertes y sólidos, como de alguna manera fue el programa RenovAr o el Plan Gas que se lanzó. Veo difícil que se hagan inversiones nuevas, genuinas, si no se estabiliza la situación macroeconómica del país».
En coincidencia, Martín Genesio sostuvo que para que la Argentina cuente con generación más barata «hay que hacer muchas cosas, pero para empezar todos los actores tenemos que movernos bajo un marco regulatorio que permita este tipo de inversiones. Hoy el marco regulatorio del sector eléctrico no está pensado para que las inversiones vengan, sino que está para mantener el costo del sistema en una media. Creo que la oportunidad temporal que tenemos para discutir el marco regulatorio es única para entrar en una segunda etapa, que es eficientizar la capacidad que poseemos en el sistema sobre el pico de demanda». Además, remarcó que la Argentina tiene un enorme potencial para la energía eólica, el hidrógeno, la solar en el norte, para los ciclos combinados, con lo que puede desarrollar Vaca Muerta. Creo que la regulación tiene que basarse en las potencialidades y no tanto en compararse con otros países. Pero es importante que la macroeconomía no sea un obstáculo para que las inversiones vengan».
Eficiencia
Lanosa describió que «las energías renovables pueden competir sin beneficios adicionales con la generación térmica, sin lugar a duda. Los costos de las inversiones bajaron y la eficiencia en la producción se incrementa año tras año, y aparecen alternativas como el storage(almacenamiento) que permiten dar previsibilidad a las energías renovables. Justamente, hoy más que nunca replantearse una regulación para el sector eléctrico es una necesidad para mirar el futuro, para aprovechar las nuevas tecnologías y para redefinir el lugar adonde tendrían que ir las inversiones, considerando todo el potencial en recursos naturales».
Además, el ejecutivo comentó que «el problema de las renovables hoy está en que hay una cantidad de proyectos que están paralizados por el contexto de pandemia y la macroeconomía. En condiciones normales, la Argentina puede producir la misma energía renovable al mismo nivel de eficiencia, calidad y costos que los países vecinos». También contó que el parque eólico Chubut IV de Genneia está muy avanzado y en estos momentos están ensayando pruebas en los aerogeneradores. La compañía calcula que, en la medida en que la pandemia lo permita, a principios de 2021 debería estar concluyendo el parque.
Por su parte, Genesio indicó que «es importante que para que haya inversiones en el sector también haya acceso a las divisas. Es muy difícil que las empresas hagan inversiones trayendo dólares al país y que después esos dólares no puedan ser repatriados a los actores que destinaron esos fondos». Además, añadió que «estamos con una tarifa pesificada y congelada hace nueve meses. Si bien entendemos el momento en que se tomó la decisión de posponer la fórmula de ajuste (a fines de marzo de 2020), necesitamos que esta vuelva a estar dentro de la tarifa ya que si no el negocio de generación no es sostenible, porque tenemos costos en dólares y una tarifa en pesos».
Post-pandemia y teletrabajo
Los líderes de las compañías también analizaron las modificaciones laborales y la nueva modalidad del teletrabajo en las compañías. Walter Lanosa subrayó que «en la post-pandemia, o cuando los contagios no se multipliquen como ocurre ahora, creo que todas las empresas van a empezar a adoptar de alguna manera más o menos importante el teletrabajo. En nuestro caso, ya habíamos iniciado esa experiencia (antes de la pandemia de COVID-19) y logramos una muy buena eficiencia a la distancia, teniendo en cuenta las complicaciones naturales. Me parece que para que esto funcione vamos a tener que evaluar para el mediano plazo inversiones en el sector de las telecomunicaciones, porque dependemos de ellas».
«En el futuro tenemos que ver la cuestión legal y la reglamentación de la ley que se aprobó este año. También el tema de las ART respecto de cuándo puede volver a trabajar una persona que era sospechosa y cuándo no. En nuestro caso específico, creo que vamos hacia un sistema de teletrabajo importante», concluyó Lanosa.
Por último, Martín Genesio resaltó: «En este tema venimos trabajando y preparándonos previamente, por supuesto sin saber lo que iba a pasar. Veníamos digitalizando la empresa desde hacía dos o tres años. Lo que descubrimos con mucha alegría es que la eficiencia de la compañía no se perdió, e incluso la incrementamos. La empresa está con home office desde marzo y sigue funcionando de manera normal. Lo que creo que va a pasar con esto en el futuro, además de las discusiones legales, es que vamos a tener algo muy distinto de lo que teníamos antes de la pandemia. Respecto de las leyes, creo que la nueva modalidad de trabajo se está pensando para mejorar la calidad de vida de la gente».
Los principales productores de hidrocarburos buscan dejar atrás un año duro marcado por la crisis profunda que provocó el coronavirus. Uno de los principales desafíos para este 2021 es ser más competitivos en el upstream. En un contexto complejo por lo que todavía genera la pandemia y por las propias características del mercado argentino, cuatro ejecutivos de las principales operadoras con fuerte presencia en los no convencionales de Vaca Muerta coincidieron en que el foco para el año que viene estará puesto en la optimización de recursos, la eficiencia en las operaciones y la reducción de los costos en el desarrollo no convencional. En el panel de Upstream del Energy Day, evento organizado por EconoJournal y TRAMA, expusieron Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF; Daniel De Nigris, country manager de ExxonMobil; Juan Garoby, COO de Vista Oil & Gas; y Gustavo Hock, director de Operaciones de Pluspetrol.
Expectantes
El disparador del panel fue el nivel de actividad que las productoras proyectan para 2021. Pablo Iuliano, de YPF, remarcó que «estamos apuntando fuerte a dos ejes fundamentales: la productividad de los pozos y la reducción de costos. Es decir, hacer las cosas de manera más eficiente y rápida y con organizaciones adaptadas a esta realidad de la pandemia y los desafíos del futuro. Nuestra visión estratégica es recuperar el core de la compañía, que es la producción de petróleo y gas. Tenemos un cluster central de desarrollo de petróleo con muy buenos rendimientos, pero debemos seguir trabajando en bajar los costos por pozo y alcanzar mejor eficiencia». Y agregó: «Estamos en un costo de desarrollo de entre u$s 8 y 9 por barril, dependiendo la zona. En Permian (Estados Unidos) tienen mejores costos que estos, pero la verdad es que creemos que los podemos alcanzar».
Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF
Daniel De Nigris, de ExxonMobil, que tiene siete bloques no convencionales en distintos estados de desarrollo, señaló que «lo que necesitamos para adelante es tener un marco de estabilidad en aspectos de competitividad con otros mercados. Cuando hablamos de exportaciones en el mercado internacional, hay reglas como el precio, las formas y plazos de entrega que ya están establecidas. Tenemos que generar una serie de elementos que nos permitan competir en forma permanente con ventas a clientes que puedan ser previsibles en el tiempo. En este marco, es importante tener un régimen con precios asociados a los mercados internacionales».
Daniel De Nigris, country manager de ExxonMobil
Por su parte, Juan Garoby, de Vista Oil & Gas, sostuvo: «En la ventana de petróleo todo lo que es optimización de costos de desarrollo se vio apalancado fundamentalmente por una mejora en la productividad de los pozos en su EUR (la sigla con la que se denomina a la cantidad total de hidrocarburo que producirá el pozo a lo largo de su vida útil), en su recuperación final y en la optimización de tiempos y costos de perforación y completación en la construcción de pozos». Y añadió: «También se mejoró mucho en el espaciamiento entre etapas, ya que originalmente se hablaba de 100 metros de espaciamiento y hoy creo que todos estamos entre los 50 y 60 metros. Es decir, pozos de 2.500 metros terminan con 50 etapas, y de 3.000 metros, con 60 etapas».
Gustavo Hock de Pluspetrol subrayó que «para desarrollar La Calera (un bloque de shale oil con gran cantidad de gas asociado) hay factores importantes a tener en cuenta: la macroeconomía, qué va a pasar con el consumo y los precios, el marco regulatorio y lo que suceda con la pandemia. La particularidad de La Calera es que está en la ventana de gas y petróleo, y nos da una ventaja para acondicionar el plan de desarrollo de acuerdo con los planes de promoción del gas o el mercado del petróleo. Podemos jugar con el desarrollo hacia el este o el oeste y las distintas combinaciones».
Precios y competitividad
Los referentes de YPF, ExxonMobil, Vista y Pluspetrol comparten que 2021 el precio del barril internacional de petróleo se ubicará entre los u$s 40 y 50 y, a partir de allí, analizaron sus inversiones.
«Estamos confiados en poder ser competitivos con el nivel de precios actuales. Creemos que en el futuro va a estar entre u$s 40 y 50 por barril, no vemos que vaya a ser mejor que eso y nos tenemos que preparar para ese desafío. Tenemos bloques dentro de nuestros desarrollos masivos que nos permiten contar con costos competitivos a estos niveles de precios. El desafío es llevar esto al resto de la cuenca de forma sistemática», remarcó el vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF.
Iuliano también subrayó: «Tenemos que apuntar a una ventana en la cual nuestros proyectos puedan funcionar con un break even (umbral de rentabilidad) inferior a u$s 30. Este es el objetivo que nos hemos planteado para Vaca Muerta, siempre con la visión y objetivo de largo plazo, y convertir a YPF en una plataforma que nos permita exportar petróleo de una manera sustentable. El reciente Plan Gas 2020-2024 nos pone nuevamente en carrera. En principio, vamos a desarrollar dos campos que tenemos testeados para abastecer el mercado argentino y seguir trabajando para que en un futuro podamos exportar GNL, pero para esto tenemos que ser competitivos con los costos y lograr el break even de gas por debajo de u$s 1,5 por millón de BTU».
Juan Garoby, COO de Vista Oil & Gas
De Nigris indicó que la estrategia del desarrollo no convencional en Vaca Muerta viene atada a que para ExxonMobil Argentina es el primer lugar fuera de Norteamérica con progresos de desarrollos de este tipo. «Estamos trayendo esa experiencia de más de 50.000 pozos operados en Norteamérica con una empresa que es líder en no convencionales en Estados Unidos y que opera en todas las cuencas», aseguró.
Con respecto a Argentina, sostuvo que «nuestra posición está balanceada en las ventanas de crudo, condensado y gas. Esta posición balanceada nos permite, de alguna manera, ir traccionando aquellos bloques que es más económico desarrollar. Dentro de los siete bloques, tenemos cinco que están bajo concesiones de 35 años. Nuevamente, también en la ventana de oil, tenemos el bloque Bajo del Choique-La Invernada, con una nueva inversión este año, Los Toldos II Oeste, un área en una zona en la que hay menor desarrollo de actividades de crudo pero con buen acceso a Oldelval, donde tenemos participación. Dentro de las ventanas de condensado, tenemos los bloques Los Toldos I Sur y Pampa de las Yeguas, donde somos socios con YPF, y no quería dejar de mencionar que en diciembre de 2018 hemos incorporado a nuestros bloques en la Cuenca Neuquina a un socio estratégico de ExxonMobil a nivel mundial, Qatar Petróleo. Tenemos una posición concreta de más de 300.000 acres».
«El próximo objetivo va a estar dado en tener condiciones estables de competitividad. Este negocio, con períodos de concesiones de largo plazo, tiene volatilidades de corto plazo como la que estamos pasando, que no es solo en la Argentina sino a nivel mundial», agregó.
Gustavo Hock, director de Operaciones de Pluspetrol
En el camino hacia la competitividad, Juan Garoby sostuvo que «con el escenario de precios actual estamos bien, pero desde el punto de vista de costo de desarrollo sería mejor un precio mayor. El break even de un single wells nos da por debajo de los u$s 40 por barril, pero hay que sumarle el resto de las facilidades. Entre u$s 40 y 50 nos da el break even«. Y agregó que «hace unos pocos años nos costaba justificar una acumulada de 1 millón de barriles y hoy estamos en una acumulada mayor a 1,5 millones de barriles. Los pozos hoy son más largos, con ramas laterales que superan tranquilamente los 2.500 y 3.000 metros. Obtuvimos avances en la geonavegación, el posicionamiento de los pozos es clave. Al mismo tiempo, se optimizaron los diseños de fracturas y fuimos hacia diseños bastante menos complejos de lo que eran antes». También subrayó que «en Bajada del Palo, luego del parate de la actividad de 2020 volvimos a niveles bastante altos. Estamos planificando mantener para 2021 un crecimiento sostenido. Estamos considerando mantener un equipo de perforación y un set de fractura de manera permanente durante todo el año».
«En cuanto a los pozos, tenemos equipos de última tecnología. Estamos haciendo telemetría, que nos permite tener ingeniería online y esto nos ha ayudado a optimizar mucho los tiempos de perforación. Estamos analizando el contexto, tanto macro como local. El Plan Gas es un factor importante. Tenemos actividad y tenemos los equipos para sostener el plató de producción», afirmó Hock, de Pluspetrol, quien comentó que el área La Calera tiene recursos por 370 millones de barriles y 8 TCF de gas.
Avances en la perforación
El ejecutivo de YPF describió que «cuando sellemos el acuerdo de sustentabilidad de Vaca Muerta con los sindicatos, vamos a tener alrededor de 10 u 11 equipos de perforación, tanto en gas como en petróleo. De la mano de la reducción de costos vamos a poder perforar más pozos, estamos pensando en perforar 15% ó 20% más de pozos de lo que fue 2019 con el mismo capex. Estamos pensando en crecer en producción en un 30% o 40% con respecto a lo que fue 2020«. «Revisamos casi el 65% de los contratos de YPF para ser más eficientes y realmente es un trabajo que nos permitió encontrar ineficiencias y nos abrió la puerta para proyectar costos por pozos de entre el 20% y 30%», concluyó Iuliano.
En cuanto al diseño de los pozos, De Nigris comentó que «en Bajo del Choique-La Invernada, donde tenemos puesto el foco, estamos en todos los pads con pozos de más de 3.000 metros de rama lateral con 50 etapas de fractura y con muy buenos resultados y productividad. Tuvimos producciones de 2.500 barriles por día; esto no solo muestra un deriskeo de la zona donde estamos trabajando, sino una primera pata para una competitividad de largo plazo, que es la producción». Y agregó que «en la cuenca, por los distintos bloques que tenemos, no hay un diseño del que puedas hacer una copia y repetirlo en todos los lugares en el mismo intervalo. Son muy buenas las distintas señales de productividad que tenemos en los diferentes lugares de la cuenca que ponen a Vaca Muerta como un recurso de calidad mundial. Pero en función del lugar donde uno tiene los bloques y la cantidad de pozos, vamos generando distintos niveles de desarrollo y diseño para los lugares que operamos. Por ejemplo, lo que es el diseño de cañerías de producción va a ser el mismo, pero a medida que vamos viendo los distintos lugares de la cuenca notamos que los intervalos son diferentes, las secciones laterales tienen distinta complejidad de perforación».
Por su parte, Juan Garoby, de Vista, enfatizó que «acabamos de terminar de perforar un pad y de completar otro. Son cuatro pozos por pad de 2.800 metros cada uno y perforamos cuatro pozos en menos de 85 días, lo que da un promedio de 21 días por pozo y hace muy poco tiempo estábamos viendo cómo bajar los 30 días. En terminación de pozos estamos entre ocho y nueve etapas por día por pozo. Acabamos de terminar un pad de 196 etapas en solo 23 días, lo que da ocho etapas y media por pozo, cuando en dos o tres años no se podía superar las tres o cuatro etapas por día. Los costos cayeron en el último tiempo, nosotros estamos entre los u$s 8 y 9 el barril también».
Desde Pluspetrol, Hock indicó que «todavía no tenemos un volumen importante de pozos, pero sí logramos transitar una buena parte de la curva de aprendizaje y estamos en indicadores similares a los de la cuenca, con pozos de 2.000 ó 2.500 metros con 40 etapas de fractura y con muy buena productividad. Hoy podemos llevar La Calera a un plató de 30 millones en cinco o diez años. Estamos estudiando el nuevo plan de producción para ver si podemos llevar a La Calera a un nivel que en la compañía creemos que tiene que estar».
Horizonte exportador
Pablo Iuliano, de YPF, resaltó que «estamos en condiciones de crecer y abastecer el mercado local, ese es nuestro desafío. Pero, además, armar una base sustentable de producción exportable. El crudo de Vaca Muerta no es conocido, hay que instalarlo y hacerlo conocer en todo el mundo».
Por último, De Nigris también se refirió a las posibilidades de incrementar exportaciones: «Tenemos que ser muy competitivos en ese marco exportador en lo que son los aranceles, pero también en todo el circuito logístico, es decir, poder llegar lo más eficientemente posible al punto de embarque y con la posibilidad de exportar».
La petrolera YPF comunicó este jueves que logró una adhesión del 60% en el canje del bono 2021. De este modo, cumplió con la exigencia del Banco Central para acceder a los dólares necesarios para afrontar el vencimiento de marzo. Sobre la totalidad de los bonos, la adhesión fue del 32%, lo que le permitió refinanciar 2100 millones de dólares. Ya cerrado el canje, la compañía evaluará el impacto en el mercado y si la recepción es positiva evalúa emitir un bono de 100 millones de dólares para robustecer su caja.
“La ventana de oportunidad va a estar hasta el miércoles. Por lo tanto, en YPF se van a tomar hasta el lunes para decidir si emiten el nuevo bono”, aseguró a EconoJournal una fuente del sector financiero. De este modo, la compañía podría fortalecer sus ingresos para apuntalar su plan de inversión.
La posibilidad de esta nueva emisión es consecuencia de haber podido sortear con éxito el vencimiento de 413 millones de dólares previsto para el mes próximo. El Banco Central dejó en claro que solo le iba a habilitar el acceso a los dólares oficiales para cubrir el 40% de esa deuda.
La compañía les empezó ofreciendo a los tenedores del bono 2021 pagar apenas un 12,5% del total y finalmente terminará desembolsando un 37,5%, unos 155 millones de dólares más el pago de los intereses.
La exigencia del BCRA
En julio de 2020, en anticipación a lo que era un importante vencimiento nanciero en marzo de 2021 por 1000 millones de dólares, la compañía ofreció a los tenedores de dicho instrumento un canje voluntario con condiciones razonables que resultó en la participación del 58,7% de los inversores.
A pesar de que ese porcentaje de participación es prácticamente el requerido por la normativa del BCRA para brindar acceso al mercado de cambios (60%), el BCRA confirmó que dicha refinanciación no iba a ser tenida en cuenta a los efectos del cumplimiento de los requisitos de la normativa, ya que el canje de YPF fue anterior a la publicación de la norma cambiaria. Debido a ello, YPF se vio forzada a proponer una nueva alternativa de refinanciación a sus acreedores para poder cumplir con los compromisos asumidos.
La compañía lanzó entonces un canje que excedió el vencimiento de 413 millones de marzo y se elevó a 6200 millones. Sobre este último total, la adhesión final fue solo del 32%, resultando en la emisión de nuevos títulos al 2026, 2029 y 2033 por aproximadamente 2.100 millones de dólares, pero el objetivo primordial era despejar el vencimiento de marzo y eso lo consiguió.
“Con este resultado la Compañía logra obtener la validación del Banco Central en relación con el requerimiento de refinanciación exigido por la normativa cambiaria toda vez que el ahorro de divisas conseguido para el año 2021, considerando la refinanciación de pagos de capital e interés de todos los bonos que ingresaron al canje, supera ampliamente el requerimiento de refinanciación del 60% de su bono con vencimiento en marzo 2021”, aseguró la firma a través de un comunicado.
“El logro alcanzado por YPF redunda en una refinanciación temprana de pagos de capital e interés acumulado hasta diciembre de 2022 por un total de 630 millones de dólares, liberando recursos que podrán ser destinados a inversiones productivas según el plan dado a conocer semanas atrás”, concluyó la firma.
El gobierno designó a Diego Roger al frente de la dirección de Biocombustibles, un área que en la Secretaría de Energía depende de la dirección de Refinación y Comercialización que está bajo la órbita de la Subsecretaría de Hidrocarburos a cargo de Maggie Videla Oporto.
Roger está en actividad en la dirección de Biocombustibles desde hace algunas semanas, pero hoy fue confirmado y designado formalmente en el Boletín Oficial con la decisión administrativa 71/21, firmada por el Jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, y el ministro de Economía, Martín Guzmán.
El nuevo director, que va a tener que llevar adelante las políticas sobre la industria del biodiésel y el bioetanol, es politólogo recibido en la UBA y tiene estudios económicos en el área de energías renovables. Además, es investigador y es especialista en energía en la Universidad Nacional de Quilmes.
El sector y la Ley
El presidente Alberto Fernández visitó ayer la provincia de Tucumán, la principal productora de bioetanol de caña, y se reunió con empresarios industriales. En una conferencia, señaló que “tenemos que revisar la Ley de Biocombustibles”.
La Ley 26.093 que regula al sector vence en mayo de este año. Los productores de biodiésel y bioetanol de las distintas provincias productoras reclaman la prórroga del régimen de fomento para esta industria, que en 2020 tuvo mayoritariamente los precios congelados y cerraron algunas plantas.
La Cámara de Senadores dio media sanción a la prórroga de la ley a fin de año. En Diputados se iba a discutir a fines de enero, pero el proyecto no entró en el temario de las sesiones extraordinarias. Esto generó malestar en los productores, que elevaron el reclamo incluso con presentaciones judiciales. Las palabras presidenciales de ayer en Tucumán trajeron cierta tranquilidad en la industria.
Protagonizó una de las escasas noticias positivas que la comunidad de negocios recibió en 2020. A mediados de octubre, Raízen, licenciataria de Shell en el país, anunció un programa de inversiones por u$s 715 millones. El desembolso, que se ejecutará hasta 2023, se destinará al desarrollo de una nueva línea de producción de combustibles, al aumento de la capacidad de procesamiento de su refinería de Dock Sud, a distintos proyectos vinculados con la modernización de unidades y procesos, y a la mejora de eficiencia energética e incorporación de nuevas prácticas ambientales.
Teófilo Lacroze, presidente de Raízen Argentina.
La empresa, sociedad 50-50 entre el grupo brasileño Cosan y la propia Shell, lo informó con un acto en su destilería, a donde se apersonaron Alberto Fernández, el gobernador bonaerense Axel Kicillof y el entonces intendente de Avellaneda, Jorge Ferraresi, actual ministro de Desarrollo Territorial y Hábitat de la Nación. Fue, también, la primera aparición pública de 2020 de Teófilo Lacroze. Ex CEO de Shell en el país, el ejecutivo continuó al frente de la operación de Downstream, luego de que, en abril de 2018, Raízen le comprara en u$s 925 millones los activos de refinación y comercialización en la Argentina a su socia angloholandesa.
Ejecutivo de trayectoria y conocimiento en el sector, Lacroze tuvo un 2020 movido, prácticamente como todos sus colegas. A la incertidumbre de arrastre por el marco político y económico del país, se potenció el desplome de precios internacionales con el que abrió el año pasado y los efectos posteriores de la pandemia, particularmente dañino para las empresas petroleras –sobre todo, de refinación–, punzadas por ese tridente letal conformado por el congelamiento de precios, el derrumbe de la demanda por la cuarentena –de hasta el 90%, al inicio del aislamiento– y la obligación de continuar funcionando, por tratarse de una actividad esencial. Incluso, cuando no había petróleo para procesar, por la parálisis que, desde el último trimestre de 2019, hubo en los campos.
«Fue un escenario inédito», describió Lacroze, con un tono que mezcló resignación y cierto alivio, durante su participación del Energy Day, que organizaron EconoJournal y TRAMA. «En los más de 100 años de Shell en la Argentina, fue la primera vez que tuvimos que cerrar la refinería durante 30 días de forma proactiva por la falta de combustible para procesar. Una refinería es fácil de cerrar y muy compleja de reabrir», graficó.
En abril de 2020, ni bien se decretó la cuarentena, la demanda de combustibles de Raízen cayó un 80%, precisó. Para fines de 2020, ya se había recuperado. Pero, todavía, estaba 25% abajo contra los volúmenes pre-pandemia, con más despachos de naftas que de gasoil.
Durante ese tiempo, señaló, Shell debió pagar el barril criollo a u$s 45 y, congelamiento de precios mediante, lo vendía a u$s 35 en surtidor. «Además, sufrimos el incremento de costos que significó continuar operando en contexto de COVID-19, dado que somos un servicio esencial», acotó.
Durante todo ese tiempo, trabajó con una meta: que la demanda se recuperara al 90% de pre-pandemia, algo que ya había ocurrido en otros países. «El desafío era llegar a ese nivel. A fin de año, ya hubo una reactivación que no se había dado en el trimestre previo. Hubo segmentos en los que ya estuvo al 95% (gasoil) y otros, como aviación, al 20%. Aviación, asfaltos y marine están muy golpeados por la pandemia», describió.
Después del cimbronazo inicial, las petroleras, a partir de mayo, empezaron a reanudar su producción. Pero lo hicieron estimuladas por el mercado externo, a medida que el precio internacional mostró síntomas de recuperación. Eso, que favoreció a las integradas, perjudicó a las que solo tienen operación de refinación.
«El abastecimiento de crudo para el mercado interno es un problema. Porque, a veces, nos proveen el excedente de lo destinado a exportaciones de crudo», observó Lacroze.
Para el ejecutivo, es clave que los precios domésticos estén relacionados con los costos. «No pretendo que el Estado me ayude a compensar los incrementos. Pero sí que haya un camino de libre mercado, con capacidad de trasladar todos los aumentos de costos a los precios», argumentó. «Eso es algo que, en las discusiones, muy poca gente entiende», aseguró.
El CEO de Raízen agregó que esa claridad es vital para la ejecución de su plan de u$s 715 millones en inversiones. «Necesitamos tener un negocio rentable. Para eso, es clave el sendero de traslado de aumentos de costos a precios. Es necesario», remarcó.
Según Lacroze, las únicas demandas que una empresa como la suya le hacen a la macro son tres: «Un marco regulatorio claro, el acceso a divisas (que es muy complejo) y una presión impositiva compatible con nuestro negocio».
En tal sentido, considera que el segmento de Downstream debería participar en las discusiones que hay en torno a una nueva ley de hidrocarburos. «Sería muy importante que el Downstream esté incluido en la norma», opinó Lacroze. «Hoy, nuestro gran desafío es el acceso a las divisas. Es muy difícil obtenerlas para pagarles a nuestros proveedores. Eso es muy complicado para poder cumplir con las etapas de nuestro plan de inversiones», advirtió.
El ejecutivo remarcó la necesidad de abordar la industria energética como un todo. «Varias de las inversiones que hacemos ahora son para poder procesar el crudo que se produce en Vaca Muerta. Para el desarrollo de la formación, también es importante poder exportar producto industrializado, no solo crudo. Hay que mirar la industria petrolera de forma integrada. Si se compartimenta, una medida que podría parecer beneficiosa para algún segmento en particular puede terminar perjudicando a la industria como un todo», apuntó, haciendo referencia a que, a la mesa de discusión con el Gobierno, se están sentando solo las productoras o, en todo caso, las petroleras integradas, cuyos intereses pueden darle cierto sesgo a la norma que resulte redactada.
La industria química y petroquímica registró en diciembre un alza del 6% con respecto al mes anterior, de acuerdo al informe mensual que elabora la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP). En el acumulado del año, el sector mostró un crecimiento del 4%.
Los subsectores que más favorecieron el incremento intermensual son los productos básicos orgánicos y los finales termoplásticos, mientras que la variación acumulada creció gracias a los productos finales termoplásticos y agroquímicos.
Con respecto a las ventas, tuvieron un crecimiento del 1% intermensualmente y un 12% respecto a noviembre de 2019 -debido a una fuerte recuperación en la demanda de productos finales termoplásticos-. El acumulado del año sigue la misma tendencia, observándose una mejora del 4% respecto del año anterior.
En lo que tiene que ver con las exportaciones, el informe indica que crecieron un 25%, motivadas por las ventas excepcionales de productos básicos orgánicos. De todos modos, los valores no alcanzan los registrados durante 2019, observándose caídas del 19% intermensualmente y del 20% al analizar el acumulado del año.
Por su parte, la capacidad instalada del sector muestra que durante diciembre pasado tuvo un uso promedio del 63% para los productos básicos e intermedios y del 91% para los productos petroquímicos.
En diciembre, la balanza comercial de los productos del sector alcanzó un déficit de 373 millones de dólares, un 51% menor al mismo mes de 2019, con variaciones del 22% en las importaciones y del -10% en las exportaciones.
Con respecto a las pymes del sector, el informe revela una recuperación del 10% en producción respecto a noviembre, aunque no logra alcanzar los valores producidos en diciembre de 2019; acumulando una caída del 8%. Las ventas locales cayeron un 3% respecto al mes anterior, aunque se recuperaron un 18% respecto al mismo mes del 2019. Las ventas externas registraron una caída del 1% intermensualmente y del 19% interanualmente.
A raíz de los resultados obtenidos en el informe mensual, Jorge de Zavaleta, Director Ejecutivo de la CIQyP destacó que “el último mes de un año tan particular cómo el 2020 y afectado particularmente por la situación de la pandemia COVID-19, el sector mostró una leve mejora debido a la dinámica de las cadenas de valor en los cuales los productos están insertos, sin embargo hay que seguir atentos a la evolución de toda la industria ya que muestra que aún sigue afectada por el contexto mundial económico”.
La transformación digital avanza a pasos agigantados y con la pandemia se pisó todavía más fuerte el acelerador. Hablar de automatización en un contexto de profunda inestabilidad económica y laboral suscita dudas y temores. Aun así, la tecnología se ha mostrado capaz de convertirse en un espacio sobre el que construir nuevos territorios sin perder de vista los derechos laborales. Nunca neutral, la digitalización y las posibilidades que alberga están en el centro de las miradas. En diálogo con TRAMA, Claudia Boeri, presidenta de la Región Sur de SAP, la compañía líder del mercado en software de aplicaciones empresariales, explicitó qué cambios en materia digital están implementando las empresas de la industria energética ante una fuerte necesidad de recuperación económica y reducción de costos. Ingeniera en Sistemas por la UTN, Boeri trabajó en Oracle Corporation, Sun MicroSystems e Informix Software. En 2012 ingresó a SAP y ocupó importantes cargos regionales hasta que se convirtió, en septiembre de 2018, en la Presidente Región Sur de Latinoamérica.
¿Cuáles son los pilares que definen a SAP?
En principio, desde SAP entendemos que las empresas inteligentes apalancadas por tecnología pueden mejorar procesos específicos de su industria. Un segundo pilar de la compañía tiene que ver con el ejercicio de una mirada particular: una economía en red integrada a los distintos actores que conforman la cadena de valor. El tercer pilar alude a la huella de carbono y la situación de nuestro planeta y el clima. El 77% de los ingresos por transacciones en el mundo se realizan a través de un sistema SAP. Lo mismo ocurre en el mundo del petróleo, donde el 87% de las empresas son clientes de SAP. En Argentina cubrimos el sector de distribución al 100% y trabajamos con YPF, Mega, PAE, Pluspetrol y Vista, entre otras firmas. Interactuamos con todos los actores de la industria y hay un aprendizaje constante.
¿En qué aspectos la tecnología puede aportar valor a la empresa?
La primera tendencia que adquiere una empresa inteligente es la nube. Es decir, la adopción de tecnologías que faciliten o bajen las barreras para que los proyectos sean más ágiles y para que podamos entregar valor más rápido. Esto se ve en los distintos proyectos y prioridades que tienen las empresas en el área de datos, de colaboración con proveedores, de entendimiento de la gestión y en la operación total con los clientes. Implica todo lo que hace a la logística y la cadena de suministro. En cuanto a la fuerza de trabajo que puede ser interna o externa, a través de contratistas, y en un contexto donde se requiere optimización, la tecnología se suma como aliado generando eficiencia y ayudando a forjar una buena interpretación para colocar al recurso humano donde tenga más sentido.
«La tecnología se suma como aliado generando eficiencia y ayudando a forjar una buena interpretación para colocar el recurso humano donde tenga más sentido».
El concepto de transformación digital está en boga y SAP trabaja hace mucho tiempo con plataformas digitales. ¿Cómo lidera la empresa abanderada en sistemas el actual momento de aceleración de procesos de cambio?
La pandemia aceleró aquello que se sabía que era inevitable. La tecnología hace tiempo que es un elemento que sirve para innovar y repensar los negocios. La mayoría de las empresas, las grandes sin lugar a dudas, tenían sus planes de transformación. También las pequeñas y medianas tenían intenciones y la mirada puesta en la incorporación de tecnología para democratizar. Este año vemos que la pandemia aceleró esa mirada y esto llevó a adelantar los planes pautados para dentro de unos años. Esa aceleración también hace repensar prioridades. Es decir, traer del futuro algún proyecto para hacerlo hoy. Es muy importante la gestión con el cliente y la cadena de suministro para que el producto y/o servicio llegue de manera adecuada. Así, se dejan para más adelante algunos proyectos a veces fundamentales, porque lo urgente le gana a lo importante.
Pasaron más de nueve meses desde que se decretó el ASPO. ¿Qué balance puede hacerse de este tiempo a nivel regional?
Es un tiempo en el que todas las empresas llegan a la conclusión de que es fundamental tener un core(núcleo) digital. Podés tener muchísimas aplicaciones, muchísimas tecnologías y hacer muchísimos desarrollos, pero si no los visualizás y no los integrás a partir de un coredigital, la plataforma no crece. Tenemos clientes de hace muchísimos años. Sin embargo, el punto es que las tecnologías de hace más de 20 años no son las que se necesitan hoy. Entonces estamos trabajando con todos nuestros clientes en el movimiento hacia una nueva plataforma de última generación para que logren digitalizar todos los procesos de negocio. SAP trabaja en una amplia variedad de industrias y el coreasume particularidades para cada una de ellas. Es algo que está en la mesa de todos nuestros clientes, pero, dependiendo de los tamaños, las complejidades y los sistemas legados, crear un digital coreimplica diferentes esfuerzos. Hay empresas que lo consiguen en pocos meses y en otros casos hay que pautar planes de implementación de dos o tres años. Porque tal vez colocar el coresignifica levantar un montón de otros desarrollos y modernizar tecnologías añejas, lo cual lógicamente lleva más tiempo.
Una de las propuestas de SAP consiste en la migración de la plataforma tradicional Central Component (ECC) hacia el sistema SAP S/4 HANA moderno, construido para la era digital. ¿En Argentina estamos preparados para dar ese salto?
Estamos preparados y tenemos muchos clientes que están haciendo el camino hacia la plataforma S/4. Un sistema de planificación de recursos empresariales (ERP) preparado para el futuro con tecnologías integradas que incluyen inteligencia artificial, aprendizaje automático y análisis avanzado que se ejecuta en una base de datos que ofrece velocidades de procesamiento en tiempo real.
Por ejemplo, Molinos, la compañía de productos alimenticios del Grupo Pérez Companc, ya está usando el nuevo sistema a partir de un proyecto que comenzó el año pasado. Es muy efectivo en cuanto a la gestión de recursos humanos y la automatización de la relación con empleados. Sobre todo, permite poner énfasis en el comercio para estar cerca de los clientes. En la industria energética YPF es cliente hace mucho tiempo. Este año, en su lista de prioridades la migración es una urgencia. Es un proceso que ya está en curso. Estamos listos para la transformación digital al nivel de los recursos, de los profesionales y de los clientes porque saben que es la única manera de proyectarse hacia adelante.
¿Cuánto hay por ganar en materia de eficiencia incorporando sistemas de cara a la optimización de costos que hoy es una necesidad para la industria?
Hay una oportunidad única, porque la tecnología existe. En el pasado las tecnologías no estaban y hoy están, con lo cual lo que tiene que haber es voluntad, recursos y sobre todo decisión para incorporar novedades. Yo veo oportunidades en distintas áreas. Lo que llamamos IoT (internet de las cosas) es muy aplicable a la industria energética en tanto sirve para digitalizar la cadena de valor. Además, las mediciones de evolución permiten saber dónde estás y qué tenés que optimizar. Hay muchas tecnologías para visualizar información y manejar esos datos ofrece la oportunidad de predecir. También veo espacio para trabajar en la automatización haciendo más eficiente el manejo de recursos en general, tanto en áreas operativas de gestión y manejo de equipamientos como en el área de recursos humanos.
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SAP ofrece productos y servicios para todos los actores de la empresa: proveedores, empleados y clientes. La suite inteligente brinda un conjunto integrado de aplicaciones que respaldan los procesos comerciales de punta a punta, mientras que la plataforma de tecnología empresarial permite realizar análisis de datos y utilizar inteligencia artificial, impulsando la innovación. En esta línea, la red de negocios de SAP digitaliza los procesos comerciales de contratación, viajes y fuerza laboral para ayudar a las empresas inteligentes a trabajar juntas. Asimismo, la problemática ambiental también se hace presente en las soluciones de sostenibilidad que incitan a los clientes a comprender y gestionar su impacto en las personas y el planeta.
¿Cuáles fueron las soluciones que pidieron los clientes del sector energético a lo largo de este complejo 2020?
Hoy las empresas visualizan la incorporación de tecnología a través del acceso a una plataforma gestionada para focalizarse en el negocio, en obtener resultados y no tanto en la administración técnica de los recursos. En pandemia, particularmente se requirieron soluciones para interactuar con el personal. Contamos con una suite de gestión de recursos humanos a través de la cual es posible distinguir grupos de riesgo, armar cuadrillas, células y establecer planes de reemplazo en caso de necesidad.
¿Hay mayor atención sobre la huella de carbono a nivel global?
Sí. Es un tema que había empezado a estar en agenda algunos años atrás. Empezamos a construir aplicaciones específicas y es un camino que se está acelerando. En este capítulo, como SAP tenemos un doble rol: de habilitador, nuestra responsabilidad es crear las aplicaciones y tecnologías para que otros lo puedan pedir y aplicar, y el rol de ejemplo. Se trata de una cuestión que años atrás no discutíamos y no teníamos soluciones específicas para este sector. Entonces, también nosotros venimos trabajando y formalizando objetivos de reducción de impacto ambiental desde 2019. Desarrollamos Climate 2021, una aplicación que parte de la medición de la huella de carbono y permite visualizar todo el ciclo de producción para ver si algo está fuera de norma. A partir de allí es posible tomar decisiones y mejorar procesos.
Las dinámicas laborales cambiaron, el trabajo es remoto y suben la demanda y la presión. ¿Cómo se ejerce el liderazgo en un momento como este?
Creo que se trata de buscar a través de los medios disponibles el modo de estar cerca. Un chat, un llamado, un video. Disparar la pregunta de qué estará haciendo alguien es fundamental para ver cómo me conecto y cómo estoy disponible. En nuestro caso, trabajamos mucho el eje comunicacional organizando reuniones trimestrales con todos los empleados, donde compartimos el resumen de las actividades y resultados. En uno de los informes de principios de 2019 venía una guía con la propuesta de tocar el capítulo de mental health. En ese momento dijimos: «¿por qué hablar de salud mental?» Y sin duda en 2020 ese capítulo significó mucho. El preguntar cómo estás y pensar cómo sostener al que está mal cobró otro sentido. En cuanto al liderazgo, como siempre digo: nunca es mucho.
La pandemia aceleró, en algún tipo de medida, la digitalización de los procesos de gestión de la enorme mayoría de las empresas del sector energético. Para las compañías que brindan servicios públicos, esa tendencia adquirió ribetes particulares. Por un lado, porque las exhortó a masivizar canales virtuales de atención a los usuarios de gas y electricidad. Pero también porque esa transformación, que en buena medida depende de la incorporación de tecnologías (software, sistemas y equipamiento), coincide con un escenario de congelamiento de tarifas que esquilma los ingresos de las empresas.
Laura Ferrari, directora de Auditoría, Planeamiento y Control de Desarrolladora Energética (DESA), estuvo en el centro de escena de ese proceso. Mano derecha de Rogelio Pagano, principal accionista del holding que controla cuatro distribuidoras eléctricas en la provincia de Buenos Aires, se formó con él en Edenor, a donde ingresó como joven profesional a mediados de los 90. Cuando el CFO de Edenor dejó Pampa Energía y adquirió Edesa, la distribuidora de Salta, Ferrari dio el salto con él. Hoy conforma junto con Ivana Del Rossi, directora de Administración y Finanzas, la primera línea de fuego de la organización DESA, un grupo que brinda suministro eléctrico a más de 1,8 millones de usuarios. Es propietaria de EDESA –que ofrece el servicio en toda la provincia de Salta–, EDELAP, EDEA, EDEN y EDES en la provincia de Buenos Aires. La directiva, de profesión contadora pública, conversó con TRAMA en las oficinas que la empresa tiene en Palermo, a pocas cuadras del Malba, que permanecen prácticamente deshabitadas desde el inicio de la pandemia. La entrevista, la primera que concede a un medio periodístico, se concretó vía Google Meet.
¿Qué medidas tomó DESA para adaptarse a los desafíos que estableció la pandemia?
Encaramos esta crisis con una visión estratégica. Nos propusimos trabajar en paralelo en tres planos. En el corto plazo, dando respuesta a las necesidades y cuidando nuestras capacidades operativas. En un segundo plano, mirando el mediano plazo y ya no solo el día a día sino también pensando formas de estabilización. Al inicio, no había un horizonte claro y resultaba muy difícil asignar probabilidad de ocurrencia a los escenarios. Así que reacomodamos acciones y planes que veníamos trabajando. Pospusimos algunos y nos enfocamos en otros. Por supuesto, no dejamos de mirar el largo plazo y de pensar en la recuperación, el aprendizaje y la capitalización de lo aprendido.
El servicio de los centros operativos de cada una de las compañías funcionó las 24 horas los siete días. También incorporamos y diseñamos protocolos de seguridad e higiene para cuidar la salud de los empleados, asegurar disponibilidad, reforzar equipos y generar centros operativos alternativos para contingencias. En el caso de las guardias y cuadrillas, reorganizamos los equipos de trabajo de campo para proteger a la población de riesgo.
¿Qué rol jugó la tecnología en todo ese proceso?
En el caso de las funciones centralizadas o de apoyo al negocio, DESA ya estaba enfocada en un plan de proceso de digitalización. Desde nuestra concepción como Grupo, entendemos que estamos hablando de empresas de control de costo y de tecnología. La tecnología nos permite ser cada día más eficientes, ser transparentes, trazar lo que hacemos y comunicarnos mejor con la comunidad y nuestros clientes. El teletrabajo se pudo realizar en un abrir y cerrar de ojos y lo mismo ocurrió con las funciones de call center. Lo logramos inmediatamente. Hubo una adaptación casi instantánea a la nueva modalidad de trabajo gracias al equipo gerencial y todo el personal de cada una de las compañías.
Antes quizá existía cierto rechazo ante el uso de aplicaciones digitales…
Sí, nosotros reforzamos la asignación presupuestaria en recursos que se necesitaban para cubrir la prestación de servicio y se ha logrado triplicar la atención de los usuarios a través de canales digitales. Se produjo un cambio de comportamiento por parte de la demanda.
Hubo un primer momento de crecimiento exponencial del requerimiento de plataformas digitales. Luego cayó un poco la curva y se normalizó. En comparación, tanto la factura como el canal de pago y reclamo y la consulta comercial bajo la forma digital crecieron significativamente en relación con el comportamiento previo a la pandemia. Como compañía estamos haciendo un esfuerzo para mantener la digitalización y para ayudar a la comunidad a reforzar el uso de la tecnología. Debemos tender a la modernidad en la forma en que prestamos este servicio público.
¿Se puede medir estadísticamente la migración hacia la conducta digital?
Sí, se puede medir. En nuestra compañía, por ejemplo, es prácticamente nula la cobranza en oficinas comerciales propias. Antes de la pandemia había un acostumbramiento de los clientes a acercarse a las oficinas a abonar. Ya queríamos disminuir eso porque conlleva riesgos asociados como la inseguridad. Pero a raíz de cierta resistencia de los usuarios, en un primer momento se generó un sistema intermedio.
Hoy la gente no necesita ir a la oficina y lo entiende perfectamente. En cuanto a los Rapipagos u otros afines, la actitud del gobierno nacional de ofrecer mecanismos más simples para bancarizar más personas, con el fin de acercarles la asignación que se generó en el contexto de pandemia, resultó de mucha ayuda. Observamos un comportamiento bastante importante que tiende a hacer uso de la digitalización. Nuestra intención es seguir promoviendo esta conducta y que perdure a largo plazo. Fortalecerla, enriquecerla y que sea más amplia, que no quede limitada a una sola transacción en particular.
En un contexto todavía signado por la pandemia, ¿dónde pondrá el foco DESA en 2021?
Vamos a avanzar en el esquema de incorporación de nuevas tecnologías. A pesar de la pandemia, siempre tenemos procesos rodando que tienden a eso. Desde el punto de vista de la automatización, estamos tratando de generar innovaciones. Algunas más caseras y otras más sofisticadas para obtener datos operativos en tiempo real. Esto permitirá tener eficiencia en nuestra gestión y transparencia en los procesos de soporte. En especial quisiéramos poder encarar esquemas de inversión en tecnología ligada a la medición o telelectura remota para obtener información de consumos y comportamientos.
Si adquirimos tecnología de medición de forma masiva, podremos encontrar mejores soluciones para los esquemas tarifarios en función de los consumos. Además, podríamos dar respuesta más rápido ante eventos como cortes. Pensando en el ideal, quizá podamos operar remotamente, aunque, en este momento, eso es bastante ambicioso porque requiere una mayor inversión.
En Europa y Estados Unidos es una tendencia importante…
Sí, está en boga todo lo que tiene que ver con hacer redes inteligentes de distribución. En DESA estamos siempre atentos a los desafíos que muestra el sector en general y particularmente la matriz energética en nuestro país. Por ejemplo, ahora se le otorga espacio a la generación de energía limpia y eso repercute en la distribución. En la medida en que encontremos los espacios en que podamos seguir estando cerca de nuestras comunidades, el negocio seguirá siendo sustentable.
¿Cuál es la mirada respecto de la iniciativa global por la cual el usuario puede generar energía?
Podría llegar a ser una solución para ciertos casos de necesidades de demanda. Pero va a ser un método complementario a los sistemas convencionales. No es algo excluyente. Lo importante es pensar cómo rentabilizar esos proyectos para que asuman un impulso concreto. En algunos lugares es esencial habilitar esa posibilidad, aunque sin descuidar las inversiones en redes de transporte y distribución.
LECCIONES APRENDIDAS Y CONGELAMIENTO
Las empresas concesionarias de servicios públicos atraviesan una coyuntura compleja porque las tarifas están congeladas desde febrero de 2019. Desde esa fecha, la inflación acumulada supera el 85% y la depreciación del tipo de cambio está por encima del 100%. La pandemia se montó sobre esa coyuntura que ya crujía por varios flancos.
¿Qué lecciones aprendidas surgen de gestionar una compañía de servicios públicos en un contexto sanitario excepcional, que además se da en una situación macroeconómica muy compleja?
Destaco la gran capacidad que tenemos los argentinos para adaptarnos, ser creativos y buscar soluciones con rapidez. En nuestro caso, el proceso de toma de decisiones es ágil y gracias a eso podemos implementar medidas concretas. Es una fortaleza que se apoya en nuestra trayectoria y experiencia de muchos años. No es pura teoría, la capacidad de aprender y desaprender se visualiza en las prácticas y los resultados son positivos.
Se llevó adelante una articulación de toda la estructura. A nivel gerencial trabajamos con todas las operativas generando sinergia y aprendizaje que sirve de referencia a otras distribuidoras. Ser creativos, arreglarnos con los recursos disponibles y pensar cómo seguir día a día fue un ejercicio muy dinámico que implicó reasignar recursos y proteger la liquidez. Sobre todo, porque no sabíamos cómo iba a resultar la cobranza ni cómo iba a reaccionar la demanda.
¿Hubo cambios en el comportamiento de la demanda?
Tuvimos un cambio de comportamiento importante en los primeros meses. La demanda industrial bajó a la mitad mientras que la residencial se comportó al alza, en algunas jurisdicciones más que en otras. Ese fue el comportamiento en general. No podíamos cortar servicio por falta de pago y en este sentido tuvimos una actitud colaborativa con todos los reguladores, las provincias y el gobierno nacional. Además, no nos quedamos solo con las medidas vinculadas al corte por falta de pago, sino que también intentamos acompañar las necesidades puntuales e individuales en cada caso.
Por otro lado, el compromiso de los empleados es una fortaleza y una ventaja competitiva que hay que destacar. Existió un alto nivel de disponibilidad y compromiso aun cuando se modificó la forma de trabajo y se repensaron procesos.
Lograron gestionar en pandemia, pero a la crisis sanitaria se suma la compleja situación económica…
Es complejo. Venimos teniendo un marco regulatorio inestable en los últimos años y eso nos ha ofrecido la experiencia de poder gerenciar estas compañías equilibrando los recursos con los requerimientos de la demanda. El desafío está ahí: en pensar cómo alineamos las necesidades de crecimiento, expansión y mantenimiento de las redes de distribución versus el equilibrio financiero y el cumplimiento de los compromisos. En DESA incorporamos mucho los ejercicios de planeamiento, donde analizamos permanentemente las prioridades y los equipos de ingenieros transmiten muy bien las necesidades de la red que tiene la operación. Es importante el trabajo en conjunto.
En los años en que los ingresos se mantienen congelados, sobre todo en lo que hace a nuestro Valor Agregado de Distribución (VAD), el ejercicio de administrar al máximo y potenciar el capital de trabajo de las compañías es algo que aprendimos a hacer a lo largo de los años. Si bien no podemos sostenerlo en el tiempo, porque no deja de ser un capital de trabajo y no es una fuente de largo plazo, trabajamos mucho en ese aspecto.
¿Cuáles son los principales problemas que trae aparejado operar en un contexto de ingresos congelados?
La dificultad aparece cuando no podemos planificar de una manera eficiente. La planificación eficiente requiere asegurar recursos que no están siempre tan seguros y más aún en un contexto económico de aumento de los precios internos. Dentro de nuestra estructura de costos tenemos un alto componente de salarios que se ajustaron en conjunto con el resto de los componentes de la macroeconomía. Dependiendo de los planes de inversión que se puedan ejecutar, también tenemos insumos dolarizados o que siguen a la inflación mayorista o minorista. Entonces los costos tienden a crecer, y si los ingresos quedan congelados, la remuneración de capital es nula y es muy difícil lograr financiamientos de mediano-largo plazo. Lo que nos queda es articular prioridades operativas y de expansión con recursos propios de la compañía maximizando el uso de capital de trabajo. Hay un estricto control de costos. La herramienta de presupuestación es una herramienta gerencial muy valiosa y colabora en alinear a toda la organización.
El gobierno está analizando la revisión tarifaria. Conceptualmente, ¿cómo debería llevarse adelante ese proceso?
Estamos ante modelos pensados para un contexto macroeconómico que asegure que las condiciones están dadas para desarrollar ese marco. Es muy difícil pensar en un marco para nuestro sector y toda la cadena de valor en un contexto macro tan cambiante. No imagino una definición de los parámetros del modelo de la etapa de generación cuando no está clara la base sobre la que se van a establecer las reglas de juego. Hay que implementar medidas macroeconómicas estables, de lo contrario los procesos de revisión tarifaria seguirán siendo parches y no podrán sostenerse en el tiempo. La idea es trabajar juntos y pensar un marco que resulte estable para que podamos hacer las inversiones de expansión y crecimiento que queremos.
Diversidad y captura de talento
Laura Ferrari integra la que todavía es una nómina selecta de mujeres que ocupan posiciones de top managementen compañías energéticas de primer nivel. «Hace un tiempo yo pensaba que insistir en la cuestión de género no era necesario y producía discriminación. Pero a lo largo de los años aprendí que debe existir esa discriminación positiva para generar espacios y alcanzar la paridad de género», reflexiona en diálogo con TRAMA. «Los equipos heterogéneos que tienen diversidad de género son siempre más exitosos que aquellos que son homogéneos. En nuestro sector el liderazgo es muy masculino. También en el área de finanzas. Cuesta mucho delimitar el espacio para el pensamiento femenino. Destaco que el líder de la compañía, Rogelio Pagano, busca la diversidad permanentemente y en ese sentido nos complementamos bien», agrega.
¿Se puede pensar en términos de qué aspectos positivos genera el liderazgo femenino en una crisis compleja como la actual?
Desde mi experiencia personal, entiendo que las mujeres podemos ser más creativas y prudentes a la hora de analizar y de pensar planes mitigantes para bajar la exposición de riesgos. Asumimos riesgos pero con un background más examinado, somos más cautas. La capacidad de sugerencias en ese aspecto es notoria. En cambio, el liderazgo masculino está atravesado por la intuición, lo cual también es positivo. Finalmente nace un interesante complemento entre la planificación de escenarios y la espontaneidad y la intuición en beneficio del conjunto.
En el presente parece más difícil que hace 20 ó 30 años convocar a jóvenes profesionales para que se desempeñen en el sector energético. ¿Existe una dificultad a la hora de capturar talentos?
Sí, hay una deficiencia en la formación y en la generación de espacios y talentos. Creo que los planes de educación en general no están bien pensados y en nuestro sector se hace difícil. Es una materia tradicional donde la mezcla de lo conceptual de unos años atrás con lo nuevo ligado a la tecnología debe complementarse. Hay un espacio no tan cubierto por los programas actuales y también es un sector inestable hace mucho tiempo, y por ende no resulta atractivo. Sin duda hay una carencia y deberíamos trabajar en eso. Porque es necesaria la renovación y la incorporación de pensamiento joven dentro del sector.
¿En tu caso la inserción en este mundo fue intencional o accidental?
Mi recorrido fue algo casual. Estudiaba Ciencias Económicas para ser contadora pública y trabajaba en estudios contables medianos. En un momento quise probar el mundo organizacional y existía un programa de pasantías que me llamó la atención. Busqué en el diario qué empresas ofrecían ese plan y me acerqué a un par, entre ellas Edenor. Así que allí comencé a trabajar como pasante y conocí el mundo de las organizaciones. En el 2000 tenía un rol de analista y me tocó trabajar activamente en el proceso de la primera revisión tarifaria integral de las distribuidoras nacionales. Formé parte de ese equipo y aprendí mucho. Capitalicé las experiencias y me focalicé en este sector.
Hace casi 30 años que José Luis Manzano se alejó de la política. Pero la sola mención de su apellido –o, para darle más pompa, su nombre completo– continúa remitiendo a su vida pública, como sinónimo de intrigas, grises y misterios.
Mendocino, de Tupungato. Médico de profesión (Universidad Nacional de Cuyo), especializado en Salud Ocupacional, no fue el Zonda de su provincia sino otro viento fuerte y cálido, el de la restauración democrática, lo que lo impulsó al Congreso. Nacido el 9 de marzo de 1956, asumió su banca de Diputado Nacional con solo 27 años. Le valió un apodo, “Chupete”, que lo identifica hasta el día de hoy.
Alto, rubio, de grandes ojos claros y fanático de Charly García, su aspecto juvenil, de pelo crecido alisado hacia atrás y barba tupida, no fue impedimento alguno para volar a la misma altura (o más) que aviadores con mucho más millaje acumulado.
Audaz, astuto, locuaz y ambicioso, Manzano fue vicepresidente, primero, y presidente, después, del Bloque de Diputados del Partido Justicialista (PJ). Cualquiera que quisiera sacarle algo –un proyecto, un voto, un cargo, un apoyo, un olvido o un cajoneo– estaba obligado a sentarse a negociar a su mesa, sea del partido propio o ajeno. Mientras en las unidades básicas fue una de las caras que alzó la bandera de la Renovación del peronismo, en los comités y despachos oficiales resultó el más eficiente interlocutor del Gobierno radical.
«Audaz, astuto, locuaz y ambicioso, Manzano fue vicepresidente, primero, y presidente, después, del Bloque de Diputados del Partido Justicialista (PJ)«
Diálogo va, favor viene, sembró su relación con Enrique “Coti” Nosiglia. Sobre todo, a partir de 1985, cuando su álter ego misionero –indiscutido jefe de la influyente Coordinadora Radical– asumió el Ministerio del Interior, la cartera política por excelencia de un gabinete nacional.
Si en los pasillos del Congreso Manzano perfeccionó su oficio, en sus intercambios con Nosiglia desarrolló su paladar por las delicias de la realpolitik.
“Ambos jóvenes –Glizino y Appleman– se entendían sin siquiera mirarse”, pinceló Jorge Asís en La línea Hamlet, novela en la que, entre muchos otros personajes de la política local de aquellos años, retrató a Henry Glizino y Joe Appleman, “operadores fríos e inescrupulosos”, inspirados en esas almas gemelas de los dos grandes partidos nacionales.
La rápida afinidad entre Nosiglia y Manzano llevó a que se los coronara como los gerentes –y garantes– de un sistema al que moldearon con impaciente afán. “Es un hombre de la Coordinadora metido de casualidad en el peronismo”, le dijo al radical la persona que los presentó. “Lo quiero mucho. Es mi amigo”, declaró el peronista, años después de ese encuentro, sobre ese compañero de sueños y glorias compartidas.
Curioso es que cualquier perfil que arroja una búsqueda en Google refiere a Manzano como el “menemista”. Pero, en rigor de verdad, no fue de los primeros entusiastas en creer en las posibilidades presidenciales del gobernador riojano. Aliado de Antonio Cafiero en la renovación peronista, no dudó en abandonar, rápido, al entonces mandatario bonaerense para rendir sus armas ente el triunfador de la primera –y, hasta ahora, única– interna de la historia del PJ. “Siempre que traicioné, fue en nombre de Francia”, se justificó alguna vez Charles Marie de Talleyrand, quien sirvió a la Iglesia, la Revolución Francesa, Napoleón y los Borbones con igual fe. “Manzano no es cafierista ni menemista: es manzanista”, lo describió alguien que lo conoció como pocos en los pasillos del poder.
“ Manzano no es Cafierista ni Menemista: es Manzanista“, lo escribió alguien que lo conoció como pocos en los pasillos del poder
Como jefe de la bancada –ahora– oficialista, el mendocino debía ser uno de los artífices del eventual éxito del Gobierno de Menem, tanto durante la caótica transición –precipitada por la híper– como con el ambicioso programa que el riojano impulsó una vez instalado en Olivos.
Los pilares del plan Menem fueron la apertura económica y la reforma del Estado, dos postulados antagónicos con las banderas históricas de su partido. La enorme innovación de un peronismo que ya no combatía al capital, sino que lo tentaba con desregulaciones y privatizaciones. Manzano fue un engranaje clave para que la maquinaria legislativa despachara, sin trabas, los paquetes normativos que necesitaba ese programa, ideológicamente tan resistido por el peronismo como por la amplia mayoría del arco político local.
Fue, precisamente, durante un intercambio interno con los legisladores de su bloque por la privatización del Polo Petroquímico de Bahía Blanca –cuestionada por sospechas de corrupción– que Manzano habría dicho una célebre frase. “Solo tengo una cosa que decir: yo robo para la Corona. ¿Les quedó claro? ¿O alguien necesita alguna explicación adicional?”, le atribuyó Horacio Verbitsky, entonces columnista de Página/12. Manzano siempre negó haberla pronunciado. Cierta o no, la definición lo estigmatizó en el imaginario popular.
Su estrella siguió en ascenso. El 12 de agosto de 1991, asumió el Ministerio del Interior. Reemplazó al salteño Julio Mera Figueroa, uno de los hacedores del “fenómeno Menem”. Su designación fue vista como un triunfo de los “celestes”, tribu de potencia creciente en la interna que anidaba en la corte de Anillaco. Menemistas moderados, el objetivo de los celestes era fumigar la Casa Rosada de muchos de los que habían contribuido a que el prócer de Anillaco llegara a ella, pero cuyos talentos eran virtudes en los lodazales por los que circuló el Menemóvil durante la campaña y vicios en la conformación de un equipo de gobierno.
Manzano congenió con dos coterráneos: Roberto Dromi, el ingeniero jurídico de las privatizaciones, y Eduardo Bauzá, sigiloso y eficiente poder detrás del trono. Esa feligresía se completaba con Eduardo Menem, leal espada de su hermano en la Cámara de Senadores.
El aterrizaje en el Ejecutivo le dio pequeñas revanchas personales a “Chupete”. “Señor Ministro”, tuvieron que empezar a llamarlo muchos que lo trabaron de “mocoso insolente” y, ahora, no les quedaba otra que peregrinar a su despacho y juntar orina en la antesala, antes de unos escasos minutos de su atención.
Manzano debutó en su nueva función con un asunto explosivo: el secuestro de Mauricio Macri, entonces delfín de Socma, el grupo empresario de su padre, Franco. Un caso de alta exposición y, también, sensibilidad: los culpables fueron, nada menos, que una banda integrada por comisarios de la Policía Federal, fuerza que dependía directamente de él. Secuestrado el 24 de agosto, Macri estuvo 12 días en cautiverio. Dos meses después, tras una investigación de la propia Federal, “la banda de los comisarios” –como se la conoció– fue desbaratada y se recuperaron u$s 2,4 millones de los u$s 6 millones que Franco Macri había pagado por el rescate de su heredero. Manzano capitalizó una foto –junto a los Macri, padre e hijo, sonrientes– que bien pudo haber sido muy distinta. Tuvo la ayuda de su incondicional amigo, el “Coti”, quien ya había caminado los rincones más oscuros de un ministerio que él empezaba a explorar.
Pero Interior, también, es la cartera a medida de todo iniciado en el arte de la operación política. Con la convertibilidad ya reinante, el Talleyrand de Tupungato debía desplegar todos sus saberes y oficios –los buenos y los malos– para disciplinar a los gobernadores, voluntades díscolas con, además, nulo apego a la pulcritud fiscal. Debía ponerlos en caja, a ellos y a sus cuentas. Los desmanejos fiscales, potenciados por sus excesos en el festival de deuda que la Argentina toda gozaba con la inédita apertura del mercado internacional, hacían que, ya entonces, Domingo Cavallo empezara a oír desde las provincias el amenazante tic-tac de la bomba que, una década después, explotó al uno a uno.
De buena, y necesaria, sintonía con Cavallo –desbocado como pocos para abrir frentes de pelea por todos lados–, Manzano recurrió a su repertorio completo para domesticar a los gobernadores, caudillos envalentonados por la unción popular. Acumuló antipatías por ese ejercicio dual de zanahorias y palos. Entre ellas, las de un joven mandatario patagónico: Néstor Kirchner, de Santa Cruz. Reacio, al límite de la avaricia, para compartir con pares irresponsables –o la Nación misma– sus preciadas regalías hidrocarburíferas.
Hizo, también, apuestas políticas. Puso fichas en algunas elecciones provinciales. Perdió, al costo de bancas para el oficialismo en el Congreso. Tampoco fue profeta en su tierra. Debió capitular, también, a una candidatura en su terruño, tras la férrea resistencia del ex gobernador mendocino, José Octavio Bordón, a compartir boleta con él. Su errático manejo del affaire Al Kassar –la develación de que el traficante de armas sirio tenía pasaporte argentino, confeccionado en la propia Casa Rosada– empeoró su imagen frente a una opinión pública conmocionada por la falta de avances en la investigación por el atentado a la Embajada de Israel, ejecutado el 17 de marzo de 1992. Su figura ya estaba contaminada por el recuerdo del Polo Petroquímico bahiense. El desgaste fue fuerte, obra y gracia, también, de gente con pericia en el uso del bisturí mediático, que no dudó en punzar sobre flojedades de su vida personal.
“Acéptase la renuncia presentada por el Dr. José L. Manzano al cargo de Ministro del Interior”, se lee en el decreto 2314, sancionado el 4 de diciembre de 1992. Lo reemplazó Gustavo Béliz. Abogado, periodista, escribía los discursos de Menem desde que el riojano soñaba a lo grande en un dos ambientes de la calle Cochabamba.
De 31 años, el Gobierno pasaba del monje negro al monaguillo blanco. En el círculo presidencial, de hecho, el nuevo ministro político, hombre de comunión en cuerpo y alma con la Iglesia, tenía un apodo: “zapatitos blancos”, por la pureza de sus intenciones. La contracara de su antecesor.
Luz, desde la sombra
“José Luis Manzano es un empresario argentino con un gran conocimiento acerca de la política pública en América latina y otros mercados emergentes globales. Posee una amplia experiencia en inversiones, medios, energía e industrias con emergencia financiera. Con frecuencia, participa en conferencias en todo el mundo sobre estos temas”.
La barba, entrecana, está recortada, casi al ras. El pelo, más escaso y ceniciento. Pero prolijamente peinado hacia atrás, como antaño. Está de frente, con la misma mirada de cristal, y la sonrisa, astuta, ligeramente ladeada, también de antaño. Traje azul, corbata al tono. Camisa blanca.
La foto acompaña la descripción que, reproducida algunas líneas más arriba, se lee en la página web de Integra Capital sobre el presidente de esta firma.
Integra es una firma de inversores que nació en 1995, pero como una consultora. Manzano la fundó durante su estadía en Washington. Ni bien dejó el Gobierno de Menem, el mendocino migró a los Estados Unidos. Becario de las universidades de California (en San Diego) y la de Georgetown, en esta última –regida por los jesuitas– obtuvo certificados en Finanzas y en Negocios Internacionales. Completó esa formación con estudios de liderazgo en la Universidad de Oxford y, según ilustra su perfil oficial, dio conferencias “en prestigiosas universidades de la Argentina, Japón, Europa y los Estados Unidos”.
Así como, en determinado momento, cambió el juramento hipocrático por El Príncipe de Maquiavelo, a esa altura de su vida Manzano prefirió ejercer su talento ya no en beneficio de la Corona sino del propio. Desde entonces, Manzano –desde el más extremo sigilo y bajo perfil– se esmeró en reinventarse. Empresario exitoso, inversor inteligente, filántropo, líder social, las facetas con las que gusta percibirse el renacido.
En el albor de su exilio estadounidense, trabajó –y aprendió– del cubano Jorge Mas Canosa, influyente amigo de inquilinos de la Casa Blanca –en especial, republicanos– y ferviente militante anticastrista. En su nombre, negoció la compra de la participación que Orlando “Orly” Terranova tenía en Supercanal, operadora de televisión paga que Alfredo Vila Santander y su hijo, Daniel, fundaron en 1994. La canalizó a través de Mas Tec, una filial del cubano. Corría 1995. Poco después, Manzano facilitaría los fondos para que los Vila expandieran su negocio, a través de compras –otras operadoras de cable, radios, canales de televisión, diarios–, tanto en la Argentina como, incluso, el exterior.
Mas Canosa falleció en noviembre de 1997. El nexo de Manzano con los Vila lo sobrevivió. El renacido consolidó con Daniel, el hijo, un vínculo sólido, inquebrantable. A punto tal que, en el Círculo Rojo, la mención de uno remite automáticamente al otro. “Vila-Manzano” o “Manzano-Vila”. El orden de los factores no altera al producto, para referirse a la dupla, hábil como pocas para avanzar a paso acelerado en esa tierra prolífica de oportunidades que, sembrada de empresas endeudadas y precios de remate, fue la Argentina poscrisis de 2002. Un ecosistema en el que los ágiles empresarios nacionales serían criaturas más aptas –muchísimo más– que los ejecutivos extranjeros, de movimientos limitados por decisiones y procedimientos de sus casas matrices.
Es difícil precisar cómo está compuesto el holding. En los papeles, los dueños pueden ser distintos, sin que alguno de los socios tenga interés en ese negocio. Pero, siempre, están hechas a partir de un entendimiento, una sintonía fina entre ellos, en la que Manzano aporta agenda y estructuras financieras y Vila, capacidad de gestión. Un círculo cerrado que, no obstante, siempre estuvo abierto a terceros. En su momento, lo fue otro ilustre mendocino, el banquero Raúl Moneta (fallecido en 2019). Otro histórico allegado fue (es) el supermercadista Francisco de Narváez, socio en el negocio de medios y de pública ambición política. El más reciente convidado a esas aventuras es Mauricio Filiberti. Dueño de Transclor, mayor fabricante de cloro del país, fue el tercer hombre en el abordaje de Edenor.
Según su perfil oficial, Manzano es “accionista importante” de Phoenix Global Resources, petrolera con actividad en la Argentina y que cotiza en las Bolsas de Londres y de Buenos Aires. También, se lo presenta como “inversor importante” de Interoil, exploradora y productora de petróleo listada en Oslo y que genera 1.600 barriles diarios en Colombia. Además, es el “accionista principal” de Integra Oil & Gas, “una compañía activa en la producción de petróleo que produce 4.000 barriles por día en Venezuela”, se agrega.
No son los únicos activos que se leen en su CV oficial. La web de Integra también informa su participación, como accionista mayoritario, de Integra Gas Distribution, una sociedad con la suiza Mercuria Energy Trading. “Integra Gas Distribution es accionista significativo de MetroGas”, se la define. Otra de sus posiciones es una bodega (Altus). Y, por supuesto, lo que usualmente se identifica como el “Grupo Vila-Manzano”: Edemsa (distribuidora eléctrica de Mendoza), la central hidroeléctrica Ameghino y el holding de medios América, que incluye un canal de televisión abierto, una señal de noticias y la radio La Red.
“A Vila lo conozco. Es un buen muchacho. En cambio, el otro…”, bromeó, en un discurso de 2006, Néstor Kirchner, cuyas ironías desde el atril solían funcionar como advertencias. Durante buena parte del kirchnerismo, si bien sus negocios avanzaron, Manzano prefirió mantenerse en las sombras. Solo se dejaba ver bajo un reflector en esporádicas apariciones: disertaciones en conferencias internacionales, algún eventual y discreto cocktail empresarial. Siempre activo, no obstante, para retomar viejos hábitos y ser una figura acechante, magnética como pocas para quienes sospecharon ver su alquimia en candidaturas emergentes de relativo éxito electoral.
La de Macri no fue, precisamente, una de ellas. No obstante, el estrago de su gobierno, que acentuó los problemas de una economía que se achica desde 2011, preparó el terreno para que Manzano, zorro como pocos para entrar cuando muchos desesperan por huir, salga de cacería. A mediados del año pasado, conformó un joint venture con la minera australiana Latin Resources Limited (LRS) para sumarse a un proyecto de litio que esta empresa tiene en Catamarca. Integra se comprometió a invertir hasta u$s 1 millón como socio operador del emprendimiento, con la opción de completar un duediligence para tomar una participación del 10% de LRS y convertirse, así, en su mayor accionista corporativo.
En la industria minera, la firma de Manzano ya había invertido en exploración de uranio, en Chubut, y en Litio, tanto en Jujuy como en la propia Catamarca.
Por esos mismos días, Manzano avanzó en otra negociación, que resultaría un antes y un después para la presidencia de Alberto Fernández. Los accionistas de la cerealera Vicentin, concursada por una deuda que roza los $ 20.000 millones, alcanzaron un acuerdo con un grupo inversor que inyectaría el capital necesario para levantar su default. La difusión de que Manzano participaba en ese consorcio de salvataje conmovió al tablero del poder e hizo saltar a la Reina. El temor a que fuera eventual accionista de uno de los principales liquidadores de divisas del país –y la consecuente influencia que eso podría tener en la cotización del dólar– habría sido la justificación para apurar el decreto de la frustrada estatización de la empresa santafesina.
Pero, lejos de amedrentarse, Manzano decidió avanzar con otras presas. Hombre de recursos para conseguir socios, está en comunión con Daniel “Dan” Lerner, argentino que dirige el área de Créditos Corporativos Globales de CarVal, fondo al que Cargill y otros 250 inversores institucionales confiaron la administración de activos por $ 10.000 millones. Car-Val financió, a mediados de 2018, la venta de Supercanal, por parte de Vila y Manzano, a dos fondos de inversión: White Bridge e ICondor, de Carlos Joost Newbery, uno de los fundadores de Movicom. Fue un ticket de u$s 400 millones.
CarVal, también, era un engranaje vital del acuerdo por Vicentin, en el que también participaría la agencia de Bolsa Allaria Ledesma. Lo es, de hecho, en la compra de Edenor.
La operación se anunció el 28 de diciembre, Día de los Santos Inocentes. A cambio de u$s 100 millones, el trío Vila-Manzano-Filiberti se quedará con el 52% de la distribuidora eléctrica; con 3 millones de clientes, equivalentes a 9 millones de usuarios, la más grande del país.
El comprador, en realidad, fue Empresa de Energía del Cono Sur (Edelcos). De esa sociedad, que convirtió a Edenor en su primera adquisición, participan indirectamente Vila, Manzano, Filiberti, la británica Andina y un fondo, el Global Income Fund Limited. Andina es la dueña de Edemsa e Hidroeléctrica Ameghino. Vila y Manzano también son accionistas en ellas. El Global Income Fund, en tanto, es uno de los vehículos de inversión de CarVal.
Manzano clavó el colmillo en Edenor después de que se le escapó Naturgy, que rechazó la propuesta de compra que hizo por sus activos. En tanto, por la concesionaria eléctrica, que pertenecía desde 2005 a Marcelo Mindlin, acordó un precio que valúa a la empresa en u$s 200 millones, cerca de un tercio por debajo de su cotización bursátil del día de anuncio de la transacción. Entre los compradores, aseguran que el precio es más que justo. La diferencia, alegan, es la deuda financiera de Edenor.
Oficialmente, Pampa Energía informó que se desprendió de la empresa para concentrarse en sus actividades centrales: generación de energía y la exploración de gas en Vaca Muerta, sobre todo, a partir de su participación en el Plan Gas. Por supuesto, tratándose de dos empresarios con estilos distintos pero similares olfatos de la coyuntura, no faltaron quienes interpretaron la venta en código político. El mercado bursátil, por ejemplo: ese día, la acción de Pampa cayó más de 7% en la Bolsa porteña; la de Edenor, alimentada por la expectativa de una oferta pública de adquisición (OPA), subió en igual proporción en Nueva York. Que Mindlin quedó identificado con el Gobierno de Macri y le sería más difícil –por no decir imposible– conseguir un aumento tarifario. Que, si compra, es porque Manzano sabe que va a conseguirlo. Las versiones circularon a la misma velocidad con la que circulaban transferencias electrónicas entre las mesas de inversión. Hasta se descubrieron, incluso, resoluciones favorables incluidas en el Presupuesto 2021 por el presidente de la Cámara de Diputados, Sergio Massa, eterno crédito del dúo mendocino. La presencia de Filiberti –el mayor cliente de Transclor es AySA, presidida por Malena Galmarini, la mujer de Massa– alimentó esa suposición.
Es que, tratándose de Manzano, no es que su pasado lo condene, como en la película. Pero sí lo precede. “Voy a seguir en política toda la vida”, le aseguró a Clarín. “¿Sabés cómo soy? Como los Titanes en el Ring. ¿Te acordás? Los tiraban abajo y ellos se subían de nuevo”, se definía a sí mismo en una entrevista publicada a fines de los 90, cuando retornó al país como hombre de negocios. “A mí, del ring, me van a sacar muerto”, sentenció.
La firma Capex, controlada por la compañía de capitales nacionales Capsa, adquirió laparticipación de la petrolera San Jorge Energy en el yacimiento petrolero La Yesera, ubicado en la provincia de Río Negro. La operación es por la compra del 18,75%, según informó la compañía en la Comisión Nacional de Valores.
Capsa ya tenía el 18,75% y desde 2017 es el operador en este yacimiento de petróleo y gas de 74 km2, que está en el norte de la provincia y pertenece a la cuenca Neuquina. Ese año, la petrolera argentina ingresó a La Yesera con la compra del 18,75% de la compañía Chevron (también le compró a la petrolera estadounidense el 37,5% de Loma Negra, otro yacimiento en Río Negro), que con esta operación terminó de desprenderse de sus activos en la provincia.
Características del campo
De esta manera, Capex alcanza el 37,5% de la concesión y mantiene la operación del yacimiento. Mientras que YPF continúa con el 35% y el resto está en manos de socios menores. La concesión del área es hasta el año 2027.
El yacimiento tiene perforados cuatro pozos, de los cuales actualmente uno se encuentra en producción de petróleo y gas asociado. La producción promedio en el mes de abril de 2020 fue de86 m3/día de petróleo y 72 Mm3/día de gas, según informó la compañía.
“La efectiva adquisición del porcentaje de participación en la concesión y de todos los derechos y obligaciones derivados de la misma, se encuentra sujeta al cumplimiento de determinadas condiciones, entre ellas, que, en el plazo de 90 días contados desde la firma del acuerdo de cesión, la provincia de Río Negro apruebe la cesión del porcentaje de participación indicado. El plazo para el cumplimiento de la condición suspensiva podrá ser extendido por las partes”, destaca la nota enviada ayer a la CNV.
Varios empresarios de la industria energética se ilusionaban a mediados del año pasado con construir una agenda que edificara en 2021 el desarrollo a mediano y largo plazo del sector. La post-pandemia emergería, desde esa creencia, en los primeros meses de este año cargada de frescura y aires de crecimiento. No es la fotografía que se observa en enero de 2021. La realidad, por el contrario, se presenta como una continuidad del año que se fue, con el COVID-19 aún en el centro de escena. Incierta, compleja, opaca y con escaso nivel de expectativas positivas. De un relevamiento entre líderes del mercado se desprende que lo que prima es, entre los moderados, el escepticismo. Y entre los sanguíneos, la crítica.
No va a ser, en definitiva, un año sencillo. Los pilares de la agenda actual consolidan una coyuntura gris en la que predomina la falta de certezas en los grandes temas. No está claro, por ejemplo, qué pasará con las tarifas residenciales de gas y electricidad, bastión clave para saber cómo responderán los precios relativos de la energía. Tampoco existe confirmación acerca de cómo evolucionarán los precios de los combustibles, fuente de financiamiento de YPF e, indirectamente, del resto de los productores de crudo.
“ El pasivo acumulado hasta diciembre, por TRANSACCIONES concretadas hasta octubre, trepó a $ 142.887 millones y la tasa de cobrabilidad se derrumbó en apenas un año del 84% al 55%“.
La política, a su vez, se debe una discusión interna en torno a cuál será la política energética del gobierno de Aberto Fernández. La prioridad, hasta ahora y como es entendible, estuvo en la pandemia. Pero en el debe todavía está la definición de qué hacer con una industria clave para la economía como es la energética. Lo que se vislumbra, entonces, según la mayoría de los pronósticos, es una agenda sucia, espasmódica, en la que los temas se irán ordenando inercialmente en la medida en que la urgencia los convierta en ineludibles.
FALTA DE LIDERAZGO CLARO
El déficit principal que arrastró la política energética durante el primer año de gobierno de Alberto Fernández fue la falta de una conducción política clara en el sector. Apenas asumió, el presidente designó como secretario de Energía a Sergio Lanziani, quien nunca terminó de ponerse al frente del área y fue desplazado en los hechos por el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, quien articuló la gestión del área con dos bastoneros: Juan José Carbajales en hidrocarburos y Esteban Kipper en electricidad. Pese a ello, Kulfas nunca terminó de tener el control del área porque, desde el inicio del gobierno, Cristina Fernández de Kirchner se aseguró el control de los entes reguladores, donde puso a Federico Bernal (Enargas) y Federico Basualdo (ENRE). Ninguno de esos funcionarios reportaba a Kulfas y Bernal directamente lo desafiaba públicamente sembrando dudas en los medios de comunicación sobre la conveniencia de avanzar con el Plan Gas que Kulfas estaba impulsando.
Finalmente, a fines de agosto el presidente le quitó a Kulfas el control del área energética, que pasó a la órbita del Ministerio de Economía, y aprovechó para poner como secretario de Energía a Darío Martínez, en reemplazo del fantasmal Lanziani. Martínez contó con el visto bueno de Cristina Fernández de Kirchner, pero no logró consolidarse como el hombre fuerte del área, en parte porque los funcionarios que responden directamente a la vicepresidenta no se subordinaron a su conducción sino que recortaron el poder de decisión del secretario. El mejor ejemplo de este avance lo constituyó el DNU que en diciembre le atribuyó a los entes reguladores la renegociación tarifaria, dejando en un segundo plano a la Secretaría de Energía. Desde entonces, Bernal y Soledad Manin, la mano derecha que Basualdo dejó en el ENRE cuando asumió como subsecretario de Energía Eléctrica, son los encargados de discutir con las empresas el sendero de transición tarifaria para los próximos meses.
TARIFAS
«No se puede producir en pesos y pagar tarifas dolarizadas, vamos a desdolarizar las tarifas y seguirán el ritmo del salario y el ingreso de los argentinos», aseguró Alberto Fernández en junio de 2019, durante la campaña electoral que lo llevaría a la presidencia. Con una inflación en torno al 40%, la promesa presidencial hacía prever un ajuste tarifario en línea con la evolución de los precios o incluso un poco por debajo, si es que los salarios perdían contra la inflación. Sin embargo, durante 2020 la inflación trepó 36% y hasta octubre de 2020 el índice de salarios que publica el Indec había registrado una variación interanual de 32,9%, y las tarifas permanecieron congeladas, lo que significó una fuerte reducción en términos reales. El primer congelamiento se estableció en diciembre de 2019 a través del artículo 5 de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva. Estaba previsto que rigiera hasta marzo, pero el gobierno justificó su prórroga a raíz del impacto provocado por la pandemia. Apenas asumió, Darío Martínez dejó en claro que la intención del presidente era avanzar con un descongelamiento a partir de enero de 2021, pero en diciembre se decidió una nueva prórroga del congelamiento por otros 90 días. Desde el gobierno afirman que se avanzará en un esquema de transición mientras se encara la renegociación de la revisión tarifaria integral, pero por ahora no hay ningún porcentaje de aumento confirmado y las primeras versiones indican que, si hay ajuste, se ubicaría muy por debajo de la inflación. Esa situación obligaría a incrementar todavía más las partidas destinadas a subsidios económicos en un contexto de crecientes restricciones fiscales. La contracara de esa política es el impacto en la calidad del servicio, pues las empresas dejaron en claro que con tarifas congeladas y costos que trepan al ritmo de la inflación es imposible invertir para garantizar el mantenimiento y la expansión del servicio.
CADENA DE PAGOS DEL SECTOR ELÉCTRICO
El congelamiento tarifario tuvo como consecuencia durante 2020 un fuerte incremento de la deuda que las distribuidoras mantienen con Cammesa. El pasivo acumulado hasta diciembre, por transacciones concretadas hasta octubre, trepó a $ 142.887 millones y la tasa de cobrabilidad se derrumbó en apenas un año del 84% al 55%. Lo que hacen las compañías es dejar de pagar la energía que reciben del sistema para tratar de preservar lo más posible la situación de su caja.
Una primera iniciativa para tratar de regularizar esto fueron los artículos 18 y 19 de la ley de ampliación del Presupuesto 2020, que contemplaban créditos para las distribuidoras eléctricas. El artículo 18 les reconocía a las distribuidoras créditos equivalentes a tres veces la factura media mensual del último año que debían pagar en el Mercado Eléctrico Mayorista. A su vez, en el artículo 19 se aclaraba que esos créditos serían aplicados solo a las distribuidoras que al 20 de octubre de este año no posean deuda en el MEM o hayan adherido a un plan de refinanciación con Cammesa. Ese plan de pagos no debía exceder las 60 cuotas mensuales. Además, las distribuidoras tendrían 12 meses de gracia y deberían tener que pagar una tasa de interés equivalente al 50% de la vigente en el MEM. El texto aclaraba, además, que la tasa de interés diferida se aplicaría a partir del 1 de enero de 2019 para la determinación de la deuda que cada distribuidora se comprometiera a cancelar. Sin embargo, cerca de la vicepresidenta consideraron que ambos artículos beneficiaban excesivamente a las compañías y el presidente los terminó vetando.
En su reemplazo se incluyó el artículo 87 de la ley de Presupuesto 2021, que creó un régimen crediticio especial para distribuidoras eléctricas con la intención de que sirva para financiar las deudas. «El régimen de regularización de obligaciones deberá establecer criterios diferenciados para lo cual deberá considerar (…) la situación social media de sus usuarias y usuarios y priorizar la obtención de un grado equivalente de desarrollo entre regiones», establece la norma, que fue pensada para reordenar la cadena de pagos del sector eléctrico y evitar que los subsidios energéticos se disparen aún más en 2021. Sin embargo, la redacción de la norma no es precisa y requerirá una reglamentación que especifique cuáles serán los criterios para asignar un crédito de mayor o menor envergadura a las distintas distribuidoras.
COMBUSTIBLES
Los precios de los combustibles estuvieron congelados de hecho desde el 1 de diciembre de 2019 hasta el 19 de agosto de 2020, pero en los últimos cinco meses el gobierno le dio luz verde a una serie de subas que ya acumulan 35%. El ajuste fue producto del aumento del precio de los biocombustibles, la suba de impuestos y recomposición parcial de la renta empresaria. El problema es que desde el 19 de agosto el precio del Brent trepó de u$s 45 a 55, según la cotización del pasado 18 de enero. A raíz de esa variación, pese a las reiteradas subas que se registraron en los surtidores en los últimos meses, los precios todavía permanecen entre 10% y 15% por debajo de la paridad de importación. Si se proyecta un crudo de u$s 55 promedio para este año, los combustibles deberían recomponer entre 10% y 15% para alcanzar la paridad de importación y luego acompañar una inflación que se proyecta en torno al 50%, ya que la recuperación de la economía le sumará presión a la inflación. La mayoría de los analistas coinciden en que será prácticamente imposible esperar a que el gobierno autorice un incremento en los precios de semejante naturaleza a pocos meses de las elecciones legislativas. Por lo tanto, si el precio internacional del crudo no baja, lo más probable es que el atraso en los precios se profundice.
“ Los precios de los combustibles estuvieron congelados de hecho desde el 1 de diciembre de 2019 hasta el 19 de agosto de 2020, pero en los últimos cinco meses el gobierno le dio luz verde a una serie de subas que ya acumulan 35%“.
INVERSIÓN EN GAS
El congelamiento tarifario y la demora para impulsar el Plan Gas profundizó durante 2020 el freno a la inversión, que ya había comenzado en 2019 cuando Mauricio Macri pesificó el precio del crudo. La expectativa del gobierno, según un documento oficial distribuido en diciembre, es que el Plan Gas impulse una inversión de u$s 6.500 millones hasta 2024. Además, que la recuperación proyectada de la producción derive en un ahorro de u$s 9.200 millones en divisas por las menores importaciones que se requerirán. En la industria coinciden en que el Plan Gas ayudará a frenar la declinación de la producción, pero afirman que el rebote será moderado con respecto a la actividad que llegó a tener Vaca Muerta en los últimos años. La consecuencia será una mayor tensión con los gremios. La prohibición de los despidos durante 2020 ayudó a contener la situación, pero en cuanto esa medida se levante muchas empresas tienen previsto reducir personal.
La minera canadiense Sable Resources comenzó la campaña de perforación en el proyecto de plata El Fierro, ubicado en el departamento de Iglesia en la provincia de San Juan. En esta fase, la compañía, que adquirió el proyecto en mayo del 2020 por US$ 2,1 millones, perforará alrededor de 22 pozos sumando un total de 5.000 metros.
El Fierro es una antigua área minera con explotación artesanal que hasta la década de 1960 se extrajo plata, zinc y plomo, pero nunca fue perforada. La minera Sable, con base en la ciudad de Vancouver, será la primera compañía en llevar adelante una campaña de perforación en este proyecto.
Se trata de una zona de más de 6.000 hectáreas con una decena de concesiones mineras que se encuentran a 250 km al noroeste de la ciudad de San Juan y a 120 km del proyecto Don Julio, también perteneciente a la compañía Sable Resources.
Rubén Padilla, presidente y director ejecutivo de la compañía, destacó: “estamos muy contentos de ser la primera empresa en perforar un activo de tan alta calidad como El Fierro y de comenzar nuestro programa a tiempo y dentro del presupuesto. Esperamos ver que el núcleo salga de la tierra y comenzar a confirmar la huella tridimensional de las zonas de alta ley». Y agregó que “el mapeo, la prospección y la geofísica continúan avanzando y brindaremos detalles sobre los resultados cuando estén disponibles durante las próximas semanas».
Además, de El Fierro y Don Julio, la minera canadiense está explorando el proyecto Los Pumas también ubicado en la provincia de San Juan, Argentina. Además, tiene concesiones en México en los proyectos Vinata y El Escarpe.
Campaña de perforación
El programa consistirá en una primera fase de perforación de 3.000 metros en 21 lugares planificados en tres áreas llamadas Fierro Bajo, donde perforará diez pozos sumando 1.400 metros. Mientras que en las zonas Fierro Alto y La Verde la compañía perforará seis pozos en cada una.
Sable planea expandir el programa otros 2.000 metros para completar un total de 5.000 metros según los resultados de la primera fase y luego de la incorporación de análisis geoquímicos de muestras superficiales de suelos, afloramientos y nuevas excavaciones.
“El programa de perforación probará la continuidad de la ley y el espesor de la veta en profundidad y a lo largo de las extensiones de los objetivos de la veta de alta ley en las tres zonas mineralizadas del proyecto que, combinadas, representan más de 5.5 km de vetas de afloramientos y sub-cultivos dentro de un área de 8 x 4 km”, destacó la compañía en un comunicado.
Como consecuencia de la pandemia y del Aislamiento Social Obligatorio dispuesto durante gran parte del año pasado, el consumo de gas natural entre enero y octubre de 2020 cayó un 5,68% en relación con el mismo período de 2019. Con respecto a la producción de gas, también durante esos meses se produjo una reducción interanual pero en este caso fue del 8,74%, según cifras del informe “Panorama Gasífero octubre 2020” elaborado por el Enargas.
El informe presenta datos acerca de la demanda y la oferta de gas natural en los primeros diez meses el año pasado. En lo que tiene que ver con la demanda, indica que el consumo para el período enero-octubre de 2020 fue de 114,24 millones de m3/ día, lo que significó una caída del 5,68% en relación al mismo período del año anterior. Solo en el mes de octubre la caída interanual fue del 7,30%.
En lo que tiene que ver con el consumo de acuerdo al tipo de cliente, el informe señala que en las centrales eléctricas la caída fue del 10,24% en el sector industrial del 5,93%, en el comercio el 20,02% y en el GNC del 27,23%. En cambio, en los residenciales hubo un aumento del 4,64%.
Con respecto a la oferta, el estudio del Enargas indica que la producción bruta de gas para el período señalado fue de 124, 91 millones de m3/día, lo que significó una caída del 8,74% en relación con el mismo período del año anterior. En comparación con octubre del año pasado, la baja fue del 11,07%.
Al analizar la evolución de los principales productores de gas, el informe señala que en las cuatro principales empresas, que representan el 75,63% de la producción total, se produjeron caídas con respecto a 2019. En el caso de YPF, la baja fue del 17,06%; en Total 3,78%, en Tecpetrol 18,75% y en Pan American Energy 9,57%. En cambio, dos empresas con menor participación en la producción total presentaron subas en comparación a 2019: Pampa Energía (+6,50%) y Pluspetrol (+42,71%).
Al analizar la producción por tipo de recurso, se observa que el gas convencional sigue siendo la principal fuente, ya que representó un 57,77% del total frente al 24,68% del shale gas y el 17,55% del tight gas. Sin embargo, los recursos no convencionales van ganando cada vez mayor participación en la producción total. En 2014 representaban el 9,3% y en 2020 treparon al 42,23%. Entre los operadores, Pluspetrol mostró un incremento de producción con respecto a 2019 en el tight gas y CGC en el shale gas.
Con respecto a la producción por cuenca, la Cuenca Neuquina sigue siendo por lejos la que aporta la mayor producción, al representar el 61,65% del total. Sin embargo, presentó un declino con respecto al 2019, cuando alcanzó el 62,38%. La del Golfo San Jorge también registró una caída interanual al pasar del 9,5% al 9,18%. En cambio, la Cuenca Austral aumentó su participación del 24,1% al 25,3%.
La información es crucial para las compañías que tienen como finalidad llegar a los usuarios de manera rápida y confiable. Por esta razón, desarrollan portales digitales y sitios web con el fin de comunicar todos los productos que ofrecen al mercado de forma organizada, creativa y entendible para los clientes.
Bertotto Boglione S.A., empresa oriunda de Marcos Juárez, Córdoba, relanzó su página oficial para brindar un mejor servicio y garantizar la calidad de todos sus productos. Así lo destacó Pablo Capuano, gerente Comercial de la compañía, quien hizo referencia a las modificaciones y las novedades en la nueva web que presentó la firma.
“Desde la empresa necesitábamos ordenar nuestros productos quizás de otra manera, ya que siempre estaban dentro de tres divisiones que son acero, accesorios y plástico, pero entendíamos que muchos clientes ya nos buscan según su aplicación y su mercado. Fue por eso que, ahora, también quisimos que se puedan buscar productos dentro de nuestra nueva web de acuerdo al mercado de aplicación en el cual conviven nuestras divisiones simultáneamente”, aseguró.
Y agregó: “nuestro objetivo es mostrar todo lo que normalmente ofrecíamos más todo lo nuevo que brindamos desde los últimos años, relacionado a O&G, Transporte, Minería, Agro, etc. También es importante que el cliente tenga fácil acceso a los productos que son de su interés, ya que cuando hacemos alguna campaña de marketing vía redes vamos a tener un aterrizaje en la web que debe ser amigable con el interesado”.
La nueva web, que es bertotto-boglione.com/la-empresa/, contiene una división en la que se encuentran los productos tales como acero, plástico y accesorios. Además, las industrias en las cuales se desempeña Bertotto Boglione, como Oil & Gas, Minería, Agroindustria, Transporte, las Estaciones de Servicio Emplazadas (EESS) y todo lo referido a Comercio Exterior. Además, el portal cuenta con las noticias más importantes de la empresa en materia productiva y comercial.
Detalles
“La nueva web tiene principalmente un formato muy visual, con una posibilidad de navegación fácil y dinámica, con acceso vía producto, material o mercado y con alternativa de solicitar información sobre nuestros principales productos de manera sencilla y efectiva”, explicó Capuano.
Por último, señaló cuáles son los desafíos de cara al futuro y los proyectos a implementar en los distintos mercados: “para este año tenemos como meta aumentar la oferta de productos de transporte y de esa manera afianzarnos como un player importante en ese mercado. Por otra parte, hay un grupo trabajando de manera dedicada en minería, desarrollando clientes y diseñando equipos para afrontar un mercado tan importante y esencial como es el mercado minero en la Argentina”.
“Para cerrar tenemos grandes proyectos vinculados con el Agro, acompañando de esa manera un mercado que tracciona de manera principal la economía de nuestro país, demandado productos de innovación permanente y es ahí que podemos aplicar nuestras ventajas competitivas”, concluyó.
Con el compromiso basado en el desarrollo productivo de nuestro país, Bertotto Boglione brinda soluciones creativas relativas al almacenamiento con calidad internacional desde 1948 y se enfoca en los mercados más competitivos del mundo para ampliar el horizonte hacia cualquier rincón del planeta.
Especializados en la producción de tanques de acero y plástico para depósito de combustibles de última generación, liderando la exportación, y avalando un compromiso ambiental que asume junto a sus clientes, Bertotto Boglione es pionero en la producción en América del Sur, sumando a sus productos la integra fabricación de Estaciones Portátiles de Combustible.
Además, provee soluciones creativas para el sector agro-industrial y lo acompaña garantizando las herramientas esenciales para el desarrollo de su trabajo. Contiene valor y trayectoria, demostrando responsabilidad de cara al futuro.
La empresa de servicio de energía modular y móvil Aggreko firmó un contrato con la minera Gold Fields para proporcionar una solución híbrida de 25 MW de energía solar y térmica en la mina Salares Norte, ubicada en el departamento de Atacama, en el norte de Chile. La solución fue diseñada para abastecer de energía a toda la mina, que se encuentra a 190 kilómetros de la ciudad más cerca y a 4.500 metros de altura. Se trata del proyecto híbrido más importante que emprende Aggreko en América Latina.
“La operación completa consume aproximadamente 15 MW, entonces lo que estamos instalando es una planta térmica de 16 MW, con generadores diésel, debido a que como está a 4500 metros de altura, hay menos oxígeno y las máquinas performan menos. Por lo tanto hay que instalar más capacidad para llegar a tener efectivo los 15 MW. Y además, vamos a instalar una planta solar de 10 MW. En realidad son tres plantas solares conectadas, debido a que hubo que adaptarse a la disponibilidad del terreno que ofrece la montaña”, señaló a EconoJournal Pablo Varela, Director Ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica y el Caribe.
De fabricante a integrador de energía
A partir de los desafíos que plantea la transición energética hacia fuentes más amigables con el medio ambiente, Aggreko viene llevando adelante a nivel global un proceso de reconversión de ser una empresa fabricante de tecnología para constituirse en integradora de energía.
El contrato firmado con Gold Fields en Chile es un ejemplo de esta reconversión, ya que permite ofrecer una solución híbrida lo suficientemente flexible de acuerdo a lo que resulte más conveniente, según las circunstancias.
“A lo largo del tiempo que dura el contrato podemos ir modificando la tecnología en función de la que sea más eficiente. Comenzamos con un híbrido de diésel y solar pero seguramente dentro de cinco años quizás sea más eficiente instalar una batería que reduzca la penetración solar y por lo tanto consuma menos combustible. A partir de la experiencia global con la que contamos, ese cambio lo podemos viabilizar fácilmente. A Gold Fields lo ayuda mucho nuestro modelo, porque en lugar de embarazarse comprando una máquina que le dura diez años, contratan a Aggreko, que le asegura que va a ir cambiando para adaptarse a lo que más convenga”, apunta Varela.
Para llevar adelante esta transición hacia un integrador de energía, fue trascendental la adquisición que hizo tres años atrás Aggreko de la empresa Younicos, especializada en software y en gestión de baterías. Desde entonces, la compañía cuenta con el know how adecuado para que en una misma planta híbrida puedan “conversar” las diferentes tecnologías.
En ese sentido Varela se muestra optimista acerca de los alcances que se pueden llegar a lograr en la operación de Salares Norte. “Una de las cosas más positivas que tiene este proyecto es que está en el desierto de Atacama, que es una región con una de las mejores irradiaciones solares del mundo. Estimamos que la penetración solar va a andar en alrededor del 20% del total de la generación de energía, lo cual es muy bueno en promedio. La planta solar está siempre conectada. Durante el día, el sol sale a las 8 de la mañana, hace una campana de subida y bajada y el diésel se adapta a eso. La prioridad de despacho la tiene el solar y entonces cualquier cosa que venga solar, la planta lo toma y el diésel hace el resto. De este modo, la planta va apagando máquinas diésel hasta que cuando está en el pico solar se intenta que genere sólo solar, manteniendo sólo algunas máquinas diésel rodando en vacío, por si aparece alguna nube. Esta última parte es la que en el llano la hacemos con baterías. Lo que hacemos en otras aplicaciones es apagar todo el térmico y trabajamos solar y batería durante el día”, explica.
Pablo Varela, Director Ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica y el Caribe.
El rol de las baterías
La utilización de baterías es uno de los elementos que caracteriza a las soluciones híbridas que ofrece Aggreko a sus clientes. Pero en el caso específico de la planta que está construyendo para Gold Fields por el momento no puede recurrir a ese tipo de tecnología por las particularidades geográficas y climáticas que presenta la zona donde está alojada la mina de Salares Norte.
Sucede que las baterías contienen unos inversores que son los que cambian la corriente de alterna a continua. Pero esos inversores no funcionan de manera eficiente cuando se encuentran a más de 3.000 metros de altura. Sin embargo, desde Aggreko aseguran que esa situación puede modificarse en un futuro cercano. “Parte del compromiso que asumimos con Gold Field es empezara desarrollar inversores para poder implementar baterías en la altura en la que se encuentra la mina de Salares Norte”, indica Varela.
“Otra opción sería hacer cuatros presurizados, ya que el problema principal es la presión atmosférica, y meter las baterías adentro. Pero ahí hay muchas variables que entran en juego. Y para nosotros es muy fácil agregar una batería. Entonces decidimos empezar así y quizás dentro de seis meses le metemos una batería. Esa es parte de la flexibilidad que nos otorga el contrato”, completa.
-En el caso de que surja una logística o una infraestructura que permita una transición del diésel hacia el gas natural, ¿la tecnología que ustedes están utilizando permite esa flexibilidad o tendrían que reemplazar esos equipos por unos nuevos?
-Las máquinas que tenemos permiten hacer un 50% gas y un 50% diésel. Es decir que con la misma instalación le podríamos subir gas y hacer un 50 y 50. Lo cual es bastante bueno porque si se quiere mantener la confiabilidad en el caso de que la cadena de gas se corte, permite que siga funcionando sólo con diésel. Pero para hacerlo cien por ciento gas deberíamos cambiar las máquinas, que es algo que nuestro modelo de negocio también lo permite. Porque si me devuelven las 20 máquinas diésel yo las reaplico en alguna otra parte del negocio. En esta estrategia de transición energética las máquinas diésel las vamos a seguir usando pero cada vez más en aplicaciones que duran pocas horas. En tanto que todas las operaciones que funcionen 24 horas van a ir tendiendo más al gas en forma híbrida con otras aplicaciones.
-En el global de los proyectos que ustedes comercializan, ¿qué participación tienen las soluciones híbridas? ¿Es importante o sigue constituyendo una parte marginal del negocio?
-Es importante y cada vez más. Nuestros principales mercados son petróleo, minerías y empresas eléctricas en general. En los dos primeros, la gran mayoría de nuestras aplicaciones son en islas. La inmensa mayoría de estas islas suelen ser híbridas, me animo a decir que vamos a alcanzar el 90% en muy poco tiempo. Muchos clientes que hoy están solo con diésel, ya le estamos empezando a agregar una batería. Algún tipo de hibridez ya es necesaria y la estamos justificando. Híbrido puede ser un térmico con una batería y de acuerdo a la duración del proyecto vamos viendo si conviene meterle renovable o no. Lo que pasa con las renovables es que para instalar solar o eólico se necesita un horizonte de tiempo de por lo menos diez años. Muchos proyectos no llegan a esa duración y por eso la parte renovable no entra. Pero la batería está entrando en proyectos de dos años.
-¿Cree que en los desarrollos hidrocarburíferos también puede darse que en un futuro mediato el mercado demande soluciones híbridas?
-La respuesta a eso es un sí rotundo. Las grandes petroleras tienen una presión del mercado muy fuerte en favor de la transición energética. Porque ven que van a conseguir plata más barata si apuntan a una estrategia de renovables. A nosotros nos encanta todo eso pero también tenemos que ir al ritmo de nuestros clientes. No podemos ofrecerle al cliente algo que no puede pagar hoy porque no está preparado. Entonces ahí se da lo interesante de este mix. Muchos de nuestros clientes globales petroleros están en la misma línea. En Argentina estamos trabajando con algunos de ellos. Tenemos una batería en Pampa Energía funcionando en el sur para reducir el consumo de gas. Están interesados y estamos conversando en cómo hacerlo. Obviamente todo esto se da dentro de un mercado competitivo. Por lo tanto, no se puede triplicar el costo para cumplir con esa transición. Es un mix entre ambas cosas pero es una realidad que está viniendo cada vez más fuerte.
La Central Hidroeléctrica Yacyretá, construida por la Argentina y Paraguay y que produce energía renovable a gran escala, registró en los últimos días nuevos récords en la generación eléctrica. Según informó la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), la central tuvo cifras históricas en la Potencia Máxima Instantánea, la Potencia Media Horaria y en el Suministro Diario de Energía al sistema interconectado argentino (SADI). Esto se debe a la puesta en servicio de las 20 unidades generadoras de la central y el aumento en el caudal del Río Paraná.
Yacyretá, que provee energía eléctrica a casi el 50% de los hogares de la Argentina, registró récords por encima de los 3.000 MW en Potencia Máxima Instantánea. Además, la central hidroeléctrica llegó al récord en el Suministro Diario de Energía hacia el sistema argentino (SADI), donde alcanzó los 68.966 MWh.
En cuanto al Suministro Diario de Energía de la central “hacia ambos sistemas eléctricos”, registró un récord de 71.570 MWh y una Potencia Media Horaria de 2.984 MW, señaló la entidad en un comunicado.
“Estos logros se alcanzaron por la capacidad y profesionalismo de los trabajadores de la EBY que, a pesar de todas las restricciones impuestas por la actual situación de pandemia, cumplieron con la puesta en marcha de todas las turbinas que componen el parque generador”, concluyó la EBY.
El viernes YPF contaba con un nivel de aceptación global cercana al 30% del total de los acreedores involucrados en el proceso de reestructuración de deuda. Pero ayer (sábado) recibió una propuesta de parte del grupo Ad-Hoc, que posee aproximadamente un 45% de tenencias del bono 2021, solicitando una última modificación a las condiciones de intercambio de ese título para comprometer su participación en la transacción.
La propuesta fue presentada al Directorio de la compañía (que se reunión el domingo a las 18), que resolvió aprobar el pedido solicitado por grandes fondos como Fidelity, Balck Rock, Ashmore y Wellington. «Se consideró que eran modificaciones razonables toda vez que se limitaron a conceptos que se adaptan a las necesidades de YPF para lograr el cumplimiento de sus objetivos y se enmarcan en la normativa del Banco Central», explicaron a EconoJournal allegados a la petrolera. En los hechos, la mejora de oferta consiste en un rebalanceo: los bonistas recibirán algo más de efectivo (cash) y menos en concepto de nuevos títulos de deuda, pero el monto total involucrado seguirá siendo el mismo.
En consecuencia, YPF anunció que extenderá el plazo de la oferta de canje para posibilitar que ingresen al mismo todos aquellos inversores que consideren que la nueva y última propuesta reúne las condiciones necesarias para su participación.
Bono 2021
Las fuentes consultadas informaron «las nuevas condiciones, que presentan un rebalanceo entre la cantidad de bonos garantizados al 2026 y dinero en efectivo ofrecido a los tenedores de los bonos 2021, redundarían en niveles de participación, incluyendo el compromiso del Grupo Ad-Hoc en relación con sus tenencias de bonos 2021». «Eso permite augurar el cumplimiento con las restricciones regulatorias en materia cambiaria (del BCRA) y, de esta forma, evitar las limitaciones al cumplimiento por parte de YPF de los pagos de capital que vencen en marzo próximo», destacaron.
Con esta última modificación —añadieron— se espera concluir de manera exitosa su proceso de refinanciación de deuda, sumando una participación mayor en la oferta de parte de todos los tenedores de bonos elegibles a participar del canje. «Eso redundará en una mayor liberación de fondos para ser destinados a las actividades de inversión que permitan retomar la senda de crecimiento en la producción de gas y petróleo», indicaron.
Con una inversión cercana a los 120 millones de dólares y una potencia instalada de 83 MW, el Parque Eólico Chubut Norte IV comenzó a generar energía limpia y sostenible hacia todo el país. Está ubicado cerca de la ciudad de Puerto Madryn y cuenta con una superficie de 2.696 hectáreas donde se instalaron 19 aerogeneradores de la firma Nordex, que con 4,4 MW cada uno se encuentran entre los de mayor potencia en el país.
La construcción del parque contó con la participación de pymes locales y trabajadores de la región. Asimismo, las torres de hormigón de 120 metros de altura fueron fabricadas íntegramente en la ciudad de Puerto Madryn.
Más potencia
“Estamos orgullosos de seguir aportando energía limpia y eficiente al Sistema Interconectado Nacional, apostando a la calidad privilegiada que presentan los vientos de nuestra Patagonia. El proyecto fue adjudicado en la Ronda 2 de RenovAr y, aún frente a los desafíos que surgieron para continuar con las obras, hoy celebramos junto a PAE la capacidad de producir anualmente 399.100 MWh de nueva energía renovable. Contando el Parque Eólico Chubut Norte IV, en los últimos 4 años Genneia puso en marcha 13 proyectos renovables, entre eólicos y solares, generando una potencia instalada de energía renovable de 648 MW”, dijo Jorge Brito, presidente de Genneia.
Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy, destacó “el compromiso y el esfuerzo de ambas compañías y los trabajadores, en particular durante el año 2020”. Afirmó que “con la puesta en marcha de este nuevo parque consolidamos nuestro crecimiento en el sector de las energías renovables y ratificamos el compromiso con la provincia de Chubut, donde ya contamos con el parque eólico Garayalde”.
Se estima que el proyecto Chubut Norte III, que también desarrollan ambas empresas en conjunto y se encuentra en su última instancia de construcción, tenga su puesta en marcha a fin del primer trimestre 2021. De esa manera, los Parques Eólicos Chubut Norte III y IV contarán en conjunto con una potencia instalada total de 140 MW.
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