El interventor del Enargas, Federico Bernal, quiere firmar con las distribuidoras de gas —Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas, entre las principales— y las transportistas un pre-acuerdo que le dé luz verde para modificar los contratos firmados tras la revisión tarifaria integral (RTI) que se firmó en 2017 y finaliza en a fines de este año.
Bernal pretende que los privados convaliden, con su firma en un documento, un ajuste de las tarifas que difiere de las pautas de actualización incluidas en los contratos vigentes.
En los hechos, lo que busca el interventor es que las empresas no cuestionen en la Justicia los cuadros tarifarios de transición que, como temprano, por una cuestión de plazos procedimentales podrían aplicarse recién a partir de abril.
Primera propuesta
El titular del Enargas inició una ronda de negociaciones con las empresas a mediados de enero. Su propuesta inicial consistió en otorgar un 9% de aumento en la factura final de gas que pagan los usuarios residenciales, tal como publicó este medio el 7 de enero.
Su intención, aguas abajo, es que esa recomposición se destine íntegramente a recomponer el Valor Agregado de Distribución (VAD) que perciben las distribuidoras. Es decir, el precio del gas en boca de pozo homologado en las facturas quedaría congelado al igual que el costo del transporte de gas.
Un 9% de incremento real en la factura permite subir alrededor de un 25% el ingreso ese segmento.
Sin embargo, la propuesta se trabó por diferentes motivos. Entre ellos porque las transportistas —TGN y TGS— se negaron a avalar ese esquema, que dejaba congelados sus ingresos.
“Bernal quería que todas las concesionarias suscriban el pre-acuerdo para evitar reclamos administrativos y eventualmente en la Justicia”, explicó a EconoJournal una fuente oficial.
Contraoferta
Esa negativa, sumada a la falta de definiciones en las máximas esferas del gobierno con relación a qué hacer con las tarifas de los servicios regulados, dilató las negociaciones.
Si bien el diálogo del Enargas con los privados corre por canales fluidos, el diálogo se empantanó la semana pasada cuando Bernal puso sobre la mesa una contrapropuesta que a los privados les cuesta considerar. En lugar del 9%, el interventor ofrece ahora elevar un 7% las facturas a los usuarios. Eso implicaría una recomposición real del VAD de las distribuidoras del 20% para todo 2021.
Empresas productoras de gas consultadas por este medio sostienen que, con esa suba, es difícil que las distribuidoras puedan cumplir con los pagos del gas que consumen los hogares. Lo más probable, advierten, es que la cadena de pagos del sector de gas se resquebraje aún más.
Espalda legal
El interventor precisa que las empresas avalen por escrito los cuadros tarifarios de transición para evitar reclamos legales no sólo por el congelamiento a partir de abril de 2019, sino también por la falta de actualización tarifaria durante los gobiernos kirchneristas.
Los privados desestimaron la posibilidad de reclamar por el congelamiento del período 2001-2015, pero sólo si el Estado cumplía con los términos y condiciones establecidos en la RTI 2017-2021. En caso de no cumplir con las fórmulas de ajuste tarifario incluidas en esos contratos, como efectivamente sucederá, el Enargas precisa de una validación formal de las empresas para evitar reclamos millonarios en la Justicia a futuro.
El ministro de Economía, Martín Guzmán, aseguró anoche que las tarifas se van a enmarcar en lo que establece la ley de Presupuesto 2021, donde se prevé que el ratio de subsidios sobre el producto permanecerá constante respecto de 2020. La intención de Guzmán es ajustar las tarifas al menos un 30% para lograr ese objetivo, pero el kirchnerismo presiona para que el aumento sea significativamente menor. De hecho, los entes reguladores, controlados por interventores que responden a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, vienen negociando con las empresas una suba que estaría en torno al 9% en todo el año. Según confirmaron fuentes oficiales a EconoJournal, la pelea por cuál será el porcentaje del aumento continúa.
En ese contexto, no pareciera casual que Guzmán haya elegido Minuto Uno de C5N, el principal programa político que siguen diariamente amplios sectores del oficialismo, para defender su postura a favor del aumento tarifario. “Que el Estado nos subsidie a nosotros buena parte de la tarifa significa que se paga de alguna forma, o en la forma de impuestos, o se toma deuda y eso termina siempre con algún problema, o hay que emitir y esa emisión en la economía argentina termina presionando sobre el tipo de cambio”, aseguró el ministro ante una audiencia que suele reivindicar los subsidios, pero muchas veces no tiene del todo claro los costos de ese tipo de medidas.
Guzmán sabe que es difícil que el FMI avale otro año más de tarifas congeladas.
Qué dice el presupuesto 2021
El gasto proyectado para este año en materia de subsidios a la energía y al transporte es de $805.855 millones, que equivale a 2,2% del PIB y representa el mismo nivel que para 2020.El 77,4% de esos fondos es destinado a subvencionar al sector de gas y electricidad (1,7% del PIB), mientras que el 22,6% se asigna al transporte (0,5% del PIB).
En el caso de los subsidios energéticos, luego de haber alcanzado un 2,8% del PIB en 2014, las fuertes subas de tarifas permitieron reducir esa cifra al 1,1% en 2019. El año pasado, en cambio, volvieron a trepar hasta 1,7% debido al congelamiento y el compromiso que el gobierno asumió con el Fondo Monetario Internacional es que en 2021 es que ese porcentaje dejará de crecer.
Guzmán ratificó ayer que el cuadro tarifario dispuesto por el gobierno de Mauricio Macri va a ser reemplazado porque no se lo considera razonable. “Hubo aumentos que fueron imposibles de alinear con una economía que funcione bien, que dañaron a los hogares, que dañaron a las empresas, que no generaron un equilibrio en cuanto a lo que se necesita para que haya incentivos a la inversión y al mismo tiempo que haya competitividad y que los hogares puedan hacer frente a eso”, aseguró. “Lo que vamos a hacer es un cuadro tarifario de transición que se va a enmarcar en lo que establece la ley de presupuesto”, agregó.
El interventor de Enargas, Federico Bernal, y su par del ENRE, Soledad Manin, estuvieron conversando en enero con las empresas y la propuesta inicial fue que las tarifas aumenten solo un 9% a lo largo de todo el año. Si eso ocurre, los subsidios a las tarifas podrían trepar igual cerca de un 25%.
Las tarifas y el producto
El PIB de Argentina se ubica en torno a los 400.000 millones de dólares. Si los subsidios a la energía representan el 1,7%, son unos 6700 millones de dólares. En caso de que las tarifas aumenten solo un 9%, algunas consultoras estiman que los subsidios deberían crecer un 25% llegando a los 8300 millones de dólares. Sobre un PIB de 400.000 millones implicaría un aumento de los subsidios hasta llegar a cerca de 2,1%. Ahora bien, si el dólar permanece atrasado y la economía trepa 10%, el producto podría crecer, por ejemplo, a 440.000 millones de dólares. En ese caso, los 8300 millones de subsidios quedarían por debajo del 1,9% del PBI.
El plan del gobierno no es mantener el dólar planchado, pero el cálculo sirve para ver que si el tipo de cambio se mueve por debajo de la inflación y la economía rebota fuerte, la suba de los subsidios como porcentaje del PBI podría verse limitada, aún en un escenario de ajuste tarifario por debajo de la inflación.
El secretario de Minería, Alberto Hensel, está trabajando en una resolución para establecer un procedimiento de control y compensaciones sobre las posibles vulneraciones a la estabilidad fiscal en las inversiones mineras. Es un punto clave dado que el gobierno pretende elevar las inversiones en minería para apuntalar el ingreso de dólares, pero para eso necesita garantizar cierta estabilidad fiscal en un marco donde la economía cruje con la endeblez cambiaria.
Según fuentes oficiales consultadas porEconojournal, la resolución saldría en marzo y es fundamental para el Plan Estratégico para el Desarrollo Minero Argentino, una iniciativa que presentará Hensel en abril y en la cual viene trabajando desde que asumió en el cargo. Está avalado por el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas. Se trata de una medida que apunta a fijar por primera vez un procedimiento a los planteos de vulneración fiscal que realizan las compañías y que contempla la Ley de Inversiones Mineras 24.196 (de 1993) pero que nunca se instrumentó.
Este también es un pedido de las mineras que reclaman seguridad jurídica ante los cambios no previstos en los estudios de factibilidad en las retenciones a las exportaciones, a los Ingresos Brutos, Ganancias o cualquier otro impuesto nacional o provincial.
Procedimiento
En 2019 el gobierno de Macri reglamentó el artículo relacionado con la estabilidad fiscal, que no estaba reglamentado todavía. Pero esa resolución no especificó un procedimiento interno y nunca se pudo llevar adelante el mecanismo de compensación. Sobre este tema en concreto está trabajando Hensel, que se reunió la semana pasada también con la directora de la AFIP, Mercedes Marcó del Pont.
“Es una resolución estructural para el sector. Es establecer seguridad jurídica para las inversiones mineras”, explicó a este medio una fuente del gobierno al tanto de los avances de la medida.
El texto
La Ley 24.196 establece en el artículo 8 que los proyectos mineros gozan de estabilidad fiscal por 30 años a partir de la fecha de presentación del estudio de factibilidad. En el artículo 11 prevé los reclamos y compensaciones por parte del Estado a las compañías ante cualquier vulneración fiscal. Ahora, la resolución que publicará la Secretaría de Minería en el Boletín Oficial sería para realizar el procedimiento concreto de la reglamentación.
Una fuente del sector privado afirmó a Econojournal que, si avanza esta resolución, “va a ayudar a concretar inversiones mineras porque es una garantía jurídica de que los proyectos tienen estabilidad fiscal y que, si se altera, el Estado va a compensarlos”.
“Vaca Muerta ya compite en productividad con las mejores cuencas petroleras estadounidenses de Texas y Nuevo México”, asegura un informe de consultora energética noruega Rystad Energydistribuido este miércoles. El trabajo remarca que la producción de crudo en la formación alcanzó en diciembre un nuevo record de 124.000 barriles diarios y pronostica que podría llegar a 150.000 barriles si se mantiene la actividad actual.
Rystad Energy subraya que la producción de YPF llegó a representar cerca del 95% del petróleo no convencional extraído de Vaca Muerta hace apenas cuatro años, gracias al desempeño del yacimiento Loma Campana que explota de manera conjunta con la estadounidense Chevron. Sin embargo, en los últimos tiempos otros productores como Shell, Pan American Energy, Vista, ExxonMobil y Pluspetrol dieron un paso adelante e intensificaron su actividad en la formación y han pasado a concentrar un mayor volumen de la producción.
Vista produjo en diciembre 15.000 barriles de petróleo diarios.
El informe aclara incluso que YPF todavía no retornó a los niveles de producción de petróleo en Vaca Muerta que tenía antes de la pandemia y remarca que la recuperación de la producción en la formación fue impulsada principalmente por productores que llevaron adelante agresivos programas de inversión. “Vista produjo en diciembre 15.000 barriles de petróleo diarios y Shell lo siguió con 13.000, marcas que deben ser consideradas como nuevos máximos históricos en la cuenca para ambos operadores”, afirma Rystad.
La consultora noruega remarca en su informe de prensa que los operadores de Vaca Muerta están haciendo un gran esfuerzo para incorporar las mejores prácticas de explotación no convencional que se llevan adelante en Estados Unidos. “La velocidad promedio de terminación, medida en metraje lateral por día o en arena fraccionada bombeada por día, se ha más que duplicado desde 2016”, dice el informe.
Incluso señala que, a diferencia de lo que ocurre en las principales cuencas no convencionales de Estados Unidos, donde los operadores han alcanzado un punto de inflexión, el desarrollo petrolero de Vaca Muerta recién ahora está entrando en modo factoría. “Hemos visto una mejora del 6 al 7 por ciento en la mayoría de las métricas de productividad de pozos de petróleo de Vaca Muerta entre 2019 y 2020”, destacan.
El informe sostiene también que “la producción bruta de gas cayó por debajo de los 900 millones de pies cúbicos por día (MMscfd) en diciembre por primera vez desde octubre de 2018”. Rystad remarca que tanto Tecpetrol como YPF, los dos mayores productores de gas en Vaca Muerta, tuvieron que implementar reducciones considerables de producción en el cuarto trimestre, una práctica habitual frente a los bajos niveles de consumo estacional.
Además, la consultora sostiene que la incertidumbre en torno al futuro de los subsidios para la producción de gas no convencional también afectó las operaciones. “Si bien la ventana de gas de Vaca Muerta ofrece un amplio potencial para un desarrollo probado de bajo costo, seguimos siendo conservadores sobre las posibilidades de que la porción de gas crezca sustancialmente en el mediano plazo”, aclara.
Por último, el informe remarca que el rango de recuperación final estimada (EUR) para las últimas terminaciones de Vaca Muerta es comparable a lo que estamos viendo en los plays de Midland y Eagle Ford de Estados Unidos, mientras la proporción de gas sobre petróleo es extremadamente baja, aún más baja que en Bakken, lo que ayuda a Vaca Muerta a lograr un flujo de petróleo superior en EUR por pie lateral.
”Esto enfatiza el hecho de que los productores de ventanas de petróleo de Vaca Muerta casi no tienen exposición a la economía del gas y los líquidos de gas natural (LGN), mientras que los productores en Estados Unidos enfrentan un impacto particularmente alto en su economía general durante las recesiones en los mercados de gas y LGN”, sostiene el documento.
Por tercer año consecutivo, Pampa lideró la generación de energía eléctrica en la Argentina, con 16.469.654 MWh entregados al sistema, que equivalen al 12,3% del total producido a nivel nacional.
Esta cifra fue alcanzada a través de las 9 centrales termoeléctricas, 3 centrales hidroeléctricas y 3 parques eólicos que Pampa opera en distintos puntos del país.
Pampa inauguró el año pasado el segundo Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Genelba
En comparación con el año anterior, la generación de Pampa aumentó un 6%. Mucho tuvo que ver con este hito, la inauguración en junio de 2020 del segundo Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Genelba, ubicada en Marcos Paz, Buenos Aires, que se transformó en una de las más grandes y eficientes del país, con una potencia instalada de 1.243 MW. Para ese proyecto, Pampa Energía invirtió 320 millones de dólares.
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, expresó: “Es un orgullo ser, por tercer año consecutivo, la empresa independiente que más energía eléctrica generó en la Argentina. Desde hace 15 años Pampa trabaja e invierte para producir más energía y seguir sumando capacidad instalada al parque nacional. Por ello, gracias al esfuerzo de todos nuestros colaboradores, alcanzamos un nuevo hito que contribuye a brindar la energía que el país necesita”.
Actualmente, entre los planes de expansión en cartera, la compañía trabaja junto a YPF en el cierre a Ciclo Combinado en la Central Térmica Ensenada Barragán, que constituye uno de los proyectos de infraestructura más importantes del país. Se prevé su habilitación en 2022 y una inversión total de 200 millones de dólares.
A través de todos sus activos de generación eléctrica, actualmente Pampa opera una potencia instalada de 4.944 MW, sumado a otros 295 MW en expansión, por lo que la capacidad instalada total ascendería a 5.239 MW.
En años anteriores, Pampa también fue la mayor generadora privada del país, con el 11,9% y 10,8% de la energía eléctrica producida en 2019 y 2018, respectivamente.
La provincia de Buenos Aires firmó un acuerdo para la utilización de YPF Ruta para el abastecimiento de combustibles, lubricantes y BOXES. Además, podrá mejorar el control y la administración de los consumos de su flota vehículos.
Loa funcionarios bonaerenses Santiago Carreras, Carlos Bianco y Federico Thea y el CEO de YPF, Sergio Affronti en la firma del acuerdo.
En una primera etapa, este acuerdo alcanza a la flota de la Secretaría General de Gobierno y la Jefatura de Gabinete. El mismo acuerdo podrá extenderse al resto de los Ministerios, otros poderes del Estado y Municipios de la provincia de Buenos Aires.
De esta manera, el gobierno provincial podrá generar importantes ahorros en el gasto en combustible, al tener un seguimiento del consumo de cada auto de su flota y acceder a precios diferenciales en los combustibles. También permite simplificar administrativamente los procedimientos al consolidar las cargas de combustibles, lubricantes y cambios en Boxes en un solo dispositivo.
YPF Ruta es la evolución tecnológica del programa de servicios para la logística que la compañía operaba con más de 10.000 clientes y 300.000 vehículos adheridos. Durante la firma estuvieron presentes el Jefe de Gabinete de Ministros de la provincia, Carlos Bianco, el Secretario General de Gobierno de la Provincia de Buenos Aires, Federico Thea, el CEO de YPF, Sergio Affronti, el vicepresidente de Downstream, Mauricio Martin, y el gerente de Departamento de Asuntos Institucionales, Santiago Carreras.
Las estaciones se encuentran situadas en Mercedes, Tres de Febrero, La Matanza y Merlo que se suman a las estaciones de GNC de bandera Naturgy ya existentes, emplazadas en Los Cardales, Gral. Rodríguez, José Ingenieros, Morón, Villa Lynch y Jauregui. En total, la red de estaciones de carga GNC de Naturgy totaliza un volumen de venta mensual de 1.300.000 m3.
”La ampliación de nuestra red de estaciones de carga de GNC refuerza nuestro compromiso de brindar soluciones energéticas a través de un combustible económico y ambientalmente limpio, siendo la alternativa sustentable para los combustibles líquidos”, afirmó Alberto González Santos, Gerente General de Naturgy en Argentina.
Es importante destacar que el GNC genera un menor impacto en el medio ambiente, reduciendo las emisiones de monóxido de carbono en un 95%, las de dióxido de carbono en un 25%, y las de óxidos de nitrógeno en un 30%. A su vez, el menor precio del valor del GNC con relación a los demás combustibles permite un ahorro del orden del 50%.
Desde el año 1992 el grupo Naturgy a través de su Distribuidora, Naturgy Ban, y su Comercializadora, Natural Energy, asumen el compromiso y responsabilidad de abastecer en su área de concesión a todos los segmentos consumidores de gas natural, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales, 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras.
Pese a que un sector de la población se manifestó en contra, el gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, convocó formalmente ayer por la tarde a una sesión extraordinaria para el próximo viernes a partir de las 8 de la mañana para intentar aprobar el proyecto de Ley Número 128 de Desarrollo Productivo Sustentable de la Meseta. Según fuentes consultadas por Econojournal al tanto de la votación, el oficialismo tendría los votos necesarios para aprobar la iniciativa.
Se trata de la zonificación que habilita la actividad minera en la provincia, que fue prohibida con una ley luego del plebiscito de la ciudad de Esquel en 2003. En los hechos, la ley elimina la restricción para realizar minería en los departamentos de Gastre y Telsen, una extensa área poco habitada en el centro-norte de la provincia. A la espera de la votación está la compañía Pan American Silver, que depende de su aprobación para que comience a desarrollar Navidad, un proyecto millonario donde se encuentra una de las reservas de plata más grandes del mundo.
Arcioni, que a nivel nacional se referencia con Sergio Massa (que hace pocos días le dio su apoyo sobre el proyecto minero), intentó en diciembre aprobar la misma norma, pero no pudo lograrlo. Ahora vuelve a probar su suerte en la Legislatura. Para eso necesita llegar al menos con el apoyo de 14 de los 27 legisladores. El resultado está abierto por el debate social que genera este tema en la provincia y el impacto político que tiene en los distintos bloques, aunque Arcioni contaría con los votos.
Los votos
Arcioni cuenta con seis votos de legisladores propios y sumaría a los legisladores que abandonaron el oficialismo y crearon un interbloque de Chubut al Frente a mediados del año pasado. Estos legisladores están referenciados con el vicegobernador Ricardo Sastre. También aporta un voto el PRO y algunos legisladores del Frente de Todos.
Mientras que los que se oponen al proyecto son otros legisladores del Frente de Todos y la UCR, que rompió con el PRO por el escándalo que estalló el año pasado sobre el presunto pedido de coimas a empresas mineras del legislador provincial Sebastián López (PRO).
El peronismo
En este escenario, una de las figuras claves para destrabar la votación es Alejandro Linares, ex intendente de Comodoro Rivadavia y actual presidente del PJ provincial. Desde la oposición a Arcioni, el también excandidato a gobernador en 2019 podría aportar los votos necesarios, pero critica las formas en que el gobernador impulsó el debate sobre el proyecto de ley y hace foco en los déficits de los controles estatales sobre la minería. Podría ser determinante la reunión que tuvo hace diez días Linares con el presidente Alberto Fernández en la Casa Rosada. En la reunión conversaron sobre la crítica situación económica y social que atraviesa Chubut y también sobre el proyecto de zonificación minera.
Sin bombos y platillos por la sensibilidad social que genera en la provincia, el gobierno nacional apoya el proyecto para habilitar la minería en Chubut. El secretario de Minería de la Nación, Alberto Hensel, ya lo manifestó públicamente en varias oportunidades.
Segundo intento
Para intentar alcanzar la mayoría, la semana pasada el gobernador Arcioni presentó también algunas modificaciones al proyecto de ley original como llegar al 80% de trabajo local, que el 2% de las regalías vayan a los sindicatos de la actividad y sumar controles a la regulación en materia hídrica, entre otras.
También volvió abrir instancias de debate y mesas de trabajo virtuales. Allí participaron empresas locales, cámaras empresarias y distintos funcionarios provinciales. En paralelo, también se reiniciaron las movilizaciones en rechazo a la megaminería en la provincia, sobre todo en ciudades como Esquel y Puerto Madryn.
Proyecto Navidad
La empresa Pan American Silver aguarda el resultado de la votación que podría habilitar que comience en la Meseta el proyecto Navidad. Se trata de un gigantesco desarrollo que prevé invertir alrededor de 1.300 millones de dólares con una vida útil de 18 años, pero con posibilidades de extenderse por más tiempo a otras zonas.
Al mismo tiempo, el proyecto genera rechazo en parte de la población de la provincia. La oposición de los grupos antimineros pone el foco en el impacto ambiental que tendría el proyecto Navidad en particular, aunque rechazan la megaminería en general. Por otra parte, también ha habido manifestaciones de vecinos de Gastre y Telsen respaldando el proyecto por el impacto que podría tener en la zona a nivel de empleo.
Una de las manifestaciones a favor de la minería en septiembre de 2020.
El Comité Ad Hoc de Tenedores de Bonos de YPF representado por el estudio Dechert respaldó la oferta de reestructuración de YPF. A través de un comunicado, este grupo que concentra el 25% de los títulos en cada una de las siete series aseguró que la mejora de la oferta que realizó la petrolera “merece una seria consideración por parte de los tenedores de las Obligaciones Negociables 2021”.
EconoJournal había anticipado que este grupo, donde sobresale la compañía estadounidense de capital de riesgo Oaktree Capital Management, aceptaría la propuesta de YPF. Sin embargo, el grupo de los acreedores más grandes, patrocinado por Clifford Chance, en reemplazo de White & Case, todavía resiste. En este último grupo sobresalen Fidelity, Ashmore y BlackRock, quienes parecieran estar dispuestos a resistir hasta último momento para forzar al Banco Central Argentino a habilitarle los dólares a la petrolera para que cancele su vencimiento de 413 millones de dólares del próximo 23 de marzo. La aceptación final de la oferta se conocerá el próximo viernes.
En el comunicado distribuido hoy, el grupo de los bonistas más chicos destacó las sucesivas mejoras que YPF introdujo a su propuesta. Consideró que la oferta inicial lanzada el 7 de enero constituyó “un esfuerzo muy ambicioso de la compañía”, pero recordó que el 10 de enero enviaron una carta en respuesta donde citaron “algunas preocupaciones graves con respecto a la oferta original”.
Desde entonces, la oferta fue modificada en tres ocasiones, el 14 de enero, el 25 de enero y este 1 de febrero, para incorporar comentarios del Grupo Dechert y de otros tenedores. “A través de estas enmiendas, la oferta de intercambio y los términos comerciales subyacentes se han mejorado significativamente, alineando la oferta de intercambio con los estándares del mercado”, aseguró el grupo.
“El Comité Directivo del Grupo Dechert se siente alentado por los esfuerzos de buena fe de la Compañía para adaptarse a las demandas de su base de inversores, y espera que tales mejoras contribuyan en gran medida a convencer a los acreedores internacionales de que sigan invirtiendo en YPF”, agregan los acreedores en su comunicado.
Luego agrega que entiendo que la fecha de vencimiento del 5 de febrero no se puede prorrogar y remarca que “cualquier mejora adicional parece difícil de lograr debido a la combinación de las limitaciones de tiempo y los controles de capital existentes en Argentina”. Es por ello que recomendó aceptar.
La compañía Genneia, la principal generadora de energías renovables del país, obtuvo la certificación de Great Place To Work, una firma global líder en clima y cultura organizacional que ayuda a empresas a obtener mejores resultados de negocios focalizándose en la experiencia laboral de los empleados.
Para recibir este reconocimiento a la calidad de la cultura dentro de la organización, las empresas deben responder, a través de sus colaboradores, una encuesta que mide las experiencias de cada uno de ellos en el lugar de trabajo, así como brindar información acerca de la cultura de la compañía.
“En estos tiempos tan singulares en los que se vio interpelada nuestra normalidad, obtener la Certificación de Great Place To Work cobra una dimensión especial. Este es el reconocimiento al trabajo y a la calidad de nuestras relaciones interpersonales. Pone en valor la contribución de todos los colaboradores que conforman el equipo Genneia”, señaló Mariano Muñoz, director de Capital Humano en Genneia.
Algunas de las variables analizadas en los equipos de trabajo para efectuar la medición de clima laboral son la percepción del respeto, la confianza, la diversidad, el orgullo y la imparcialidad, entre otras.
«Felicitamos a Genneia por su certificación. Las organizaciones que generan vínculos de confianza con sus colaboradores crean culturas que impactan positivamente en los resultados de sus negocios», destacó Eduardo Aceiro, gerente General de Great Place To Work en Argentina.
Great Place to Work es una firma global de People Analytics y consultoría que ayuda a las organizaciones a obtener mejores resultados de negocio, focalizándose en la experiencia laboral de todos los empleados. La organización es referente global en clima y cultura organizacional y trabajan con la misión de construir un mundo mejor, ayudando a las organizaciones a convertirse en excelentes lugares de trabajo para todos: para los negocios, las personas y el mundo.
YPF presentó ayer la tercera mejora de su oferta para intentar llegar a un acuerdo de reestructuración con sus acreedores. Por razones procedimentales, será la última. La regulación establece que cada mejora debe estar vigente al menos por 10 días. Y los auditores internacionales pusieron el 12 de febrero como fecha tope para emitir la carta de conformidad (comfort letter) necesaria para cerrar el canje. Eso quiere decir que el resultado del proceso se conocerá, en la práctica, este viernes. Si la petrolera bajo control estatal no consigue los avales necesarios, no tendrá tiempos legales de presentar una nueva propuesta.
Distintas fuentes del mercado financiero sin contacto entre sí coincidieron en valorar positivamente la gestión de Alejandro Lew, CFO de YPF, quien lleva los intercambios diarios con los bonistas. “Su manejo hasta ahora fue súper profesional. Es una negociación muy compleja y él intenta siempre mantener los canales de comunicación abiertos, escuchar a la contraparte y encauzar la conversación con alternativas”, explicó a EconoJournal una fuente con acceso al proceso de reestructuración.
¿Qué propuso YPF con esta tercera oferta?
En los hechos, realizó un rebalanceo de su propuesta económica. El monto ofrecido ese el mismo (1150 dólares por cada lámina de US$ 1000 que ingrese al canje). Pero la petrolera que conduce el CEO Sergio Affronti propuso ahora cancelar esa cifra con más efectivo y menos títulos de deuda que en la oferta anterior.
“En virtud del rebalanceo, los tenedores del bono 2021 recibirán una mayor cantidad de efectivo, reduciendo en igual medida los nuevos bonos garantizados con vencimiento en 2026 entregados en contraprestación por sus títulos ingresados en el canje”, señalaron allegados a YPF.
¿En qué estado está la negociación?
Tras la presentación de la oferta de ayer, las acciones de YPF treparon un 5,1% en la bolsa porteña y un 10,68% en Wall Street. El papel de la petrolera se colocó de nuevo por encima de los 4 dólares en el NYSE. Pero aún así el bloque que nuclea a los principales acreedores —Fidelity, Ashmore y BlackRock, entre otros— sigue manteniendo una posición intransigente. “Por momento su postura parece irracional”, indicó un analista bursátil que sigue de cerca las negociaciones.
Distinta es la postura de otros fondos de menor tamaño. Oaktree Capital Management, que lidera el segundo grupo de acreedores y es representado por Dechert, estaría dispuesto a aceptar las condiciones que propuso YPF.
A esta altura, la estrategia del grupo Ad Hoc —que integran los grandes fondos de inversión y es patrocinado por Clifford Chance (White & Case dejó el patrocinio)— parece ir en una dirección similar a la que tomaron los mismos fondos en febrero de 2020 cuando lograron torcerle la mano a la gobernación de la provincia de Buenos Aires. El equipo de Axel Kicillof quería, en ese momento, postergar hasta mayo de 2020 el pago de unos US$ 200 millones. Pero los grandes fondos se opusieron y para evitar el default, la provincia canceló ese pago con fondos propios.
Los bonistas —que son los que más participación tienen en el bono 2021 por el que YPF debe cancelar un saldo de US$ 413 millones el 23 de marzo— apuntan a replicar esa misma presión. Su objetivo es forzar a que el BCRA autorice el pago en dólares de esa cifra para que la empresa insignia del sector energético argentino evite el default.
¿Cómo terminará la reestructuración?
En YPF mantienen la cautela. La expectativa sigue siendo cerrar una reestructuración exitosa que tiene máxima relevancia no sólo para la petrolera —que apunta a liberar compromisos de deuda para elevar su capacidad de inversión—, sino también para toda la industria en su conjunto, como advirtieron ayer los consultores Nicolás Arceo y Patricia Charvay. El resultado final se conocerá en sólo tres días.
El gobierno decidió desplazar al presidente de Integración Energética Argentina (IEASA), Andrés Cirnigliaro, y en su reemplazo asumirá Agustín Gerez, quien se venía desempeñando como subgerente general de la compañía estatal, según confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales. Gerez tuvo un primer paso por IEASA durante la gestión del ex ministro de Planificación Julio De Vido, cuando la empresa se llamaba Enarsa, y volvió a ser incorporado en marzo del año pasado como subgerente.
Abogado de la Universidad Católica Argentina con un posgrado en Derecho de hidrocarburos, Gerez fue asesor legal del Ministerio de Planificación entre marzo de 2008 y marzo de 2013. En abril de ese mismo año ingresó a Enarsa de la mano del ex presidente Walter Fagyas. Allí trabajó hasta febrero de 2016 cuando, ya en la gestión Cambiemos, fue desvinculado del cargo.
El año pasado volvió a la compañía con el visto bueno de la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner y a partir de ahora asumirá su conducción. Sobre la salida de Cirnigliaro, hombre de Alicia Kirchner, no trascendieron detalles, aunque en los últimos meses habían circulado rumores sobre algunos cortocircuitos con los Instituto Patria.
El cambio se produce en un momento clave de IEASA porque la ley 27.605 de “Aporte solidario y extraordinario para morigerar los efectos de la pandemia”, conocida como impuesto a las grandes fortunas, la cual fue reglamentada el viernes pasado, establece en su artículo 7 que el 25% de lo recaudado será destinado a programas y proyectos que apruebe la Secretaría de Energía, de exploración, desarrollo y producción de gas natural a través de IEASA, la cual viabilizará dichos proyectos proponiendo y acordando con YPF S.A., en forma exclusiva, las distintas modalidades de ejecución de los proyectos.
Junto con la designación de Agustín Gerez como presidente, se aprobará la designación como directores titulares de la compañía de Victor Bronstein, Mariano Barrera, María Belén de los Santos y Diego Rozengardt.
La petrolera YPF incrementó este lunes 1% el precio de las naftas y 1,9% el del gasoil, debido al ajuste de los biocombustibles que estaba previsto para febrero en la resolución 1/2021. En las próximas horas hará lo propio el resto de las compañías. La suba de la nafta es consecuencia de la actualización de 9,6% en el bioetanol, mientras que el gasoil aumentó por la variación de 12,4% en el valor del biodiesel, que a su vez incrementó su proporción en el total del gasoil de 5% a 6,7%. El cronograma oficial contempla también ajustes para marzo, abril y mayo.
Bioetanol
El precio regulado del litro de bioetanol subirá en marzo otro 1,9%. Si se parte del supuesto de que el ajuste de 1% en el precio de las naftas anunciado este lunes obedece exclusivamente a la actualización de 9,6%, entonces en marzo la nafta debería subir otro 0,2 por ciento.
En abril está previsto otro ajuste en el bioetanol de 1,8% que repercutiría en otro 0,2 por ciento en el surtidor y en mayo el valor se ajustará otro 3,1% que impactaría en un 0,32 por ciento adicional en las naftas.
Biodiesel
El precio del biodiesel, por su parte, subirá en marzo otro 3,6%, en abril un 0,4% y en mayo un 2,5%. Ahora subió 12,4%, con un incremento en la tasa de corte que pasó de 5% a 6,7%, y el ajuste en el surtidor fue de 1,9%. Por lo tanto, el incremento del precios de 3,6% previsto para marzo, con un ajuste de la tasa de corte de 6,7% a 8,4%, debería impactar en el surtidor con un ajuste en torno al 0,6%. En abril y mayo ese incremento sería aún menor.
Otros costos
Los valores son relativamente bajos, pero hay que tomar en cuenta que esas variaciones responden exclusivamente a la recomposición de precios del bioetanol y el biodiesel. A eso hay que sumarle el impacto provocado por la variación que registre el precio del crudo, por la suba del dólar y por el incremento de los costos en pesos, en un contexto donde la inflación mensual se ubica en torno al 4%.
El dólar mayorista oficial, por ejemplo, en enero trepó de 84,15 a 87,33 pesos (3,7%). El crudo cotiza en dólares y representa aproximadamente el 65% del costo que tiene una refinería. Por lo tanto, si en febrero el dólar vuelve a subir 3,7%, el impacto en el surtidor debería ser de al menos un 2,4% solo por la variación del tipo de cambio.
Además, hay que contemplar la variación que pueda registrar la cotización del crudo a nivel internacional (hoy en Argentina el precio del crudo cotiza un 15% por debajo de la paridad de importación) y la evolución del resto de los costos en pesos.
Solo si el peso mantiene su ritmo de depreciación, las naftas deberían subir a comienzos de marzo un 2,6% (2,4% por la variación del dólar y 0,2% por el incremento del bioetanol). Luego quedaría por ver la evolución de la cotización del crudo y del resto de los costos. Sin embargo, por ahora el único ajuste que está asegurado es el que responde a la variación de los biocombustibles. El resto dependerá de lo que decida la política, en un año en el que hay elecciones legislativas.
La estatización del 51% del paquete accionario de YPF en 2012 condujo a una progresiva recomposición en los niveles de producción de la compañía. Sin embargo, la pérdida de centralidad de la misma en el diseño de la política hidrocarburífera a partir de 2016 determinó una contracción en sus ingresos, en su inversión y, por ende, en su oferta de petróleo y gas.
El proceso de “achicamiento” que enfrentó la empresa se exacerbó en 2020 producto del impacto de la pandemia sobre los volúmenes y precios de los hidrocarburos. En este contexto, YPF inició la renegociación de prácticamente toda su deuda. Su resultado será determinante en la evolución del sector hidrocarburífero en los próximos años.
La estatización del 51% del paquete accionario
A comienzos de la década pasada la necesidad de revertir el declino de la producción hidrocarburífera y su consiguiente impacto en el sector externo condujo a una modificación progresiva de las políticas energéticas vigentes desde el colapso del régimen de convertibilidad. La estatización de la mayoría del paquete accionario de YPF fue la más significativa, marcando un punto de inflexión respecto a las reformas estructurales llevadas a cabo en el sector en la década de 1990, pero no la única.
El control estatal de la principal empresa hidrocarburífera de la Argentina fue acompañado por una modificación en la política de precios dirigida al sector.
La instrumentación de los planes de estímulo a la producción de gas natural, el incremento del importe de los combustibles en surtidor y la progresiva recomposición del valor del crudo en el mercado local condujeron a una mejora en los precios percibidos por los productores y, con ello, de los niveles de inversión.
A partir del cambio en el control de YPF, las inversiones de la compañía se incrementaron de manera significativa, alcanzando un promedio anual de 5.700 millones de dólares entre 2012 y 2015, en tanto que entre 2008 y 2011 habían representado sólo un promedio anual de 2.300 millones. El financiamiento de una mayor inversión se basó en tres pilares: la mejora de los precios, el endeudamiento en los mercados internacionales y la reinversión de utilidades. Esto último había supuesto una salida significativa de recursos a lo largo de la última década.
El aumento de los desembolsos posibilitó un incremento en los niveles de producción. Tras años de caída sistemática de su oferta de hidrocarburos, YPF pasó de obtener 485 MBOE/d en 2012 a 577 MBOE/D en 2015, lo que equivale a un crecimiento de casi el 19% en solo tres años. La relevancia del aumento de la inversión, no obstante, no se agota únicamente en la reversión de la dinámica contractiva de la producción, sino que también permitió que YPF llevara adelante la puesta en valor de los yacimientos no convencionales, convirtiendo a Vaca Muerta en una realidad.
Fuente: Economía & Energía
A comienzos de la década pasada, cuando la revolución del shale en los Estados Unidos comenzaba a tomar fuerza, no estaba clara aún la viabilidad económica de la producción no convencional en la Argentina. Ello, además, en un contexto en donde el sensible declino que exhibían los yacimientos convencionales auguraba una potencial restricción energética en las siguientes décadas.
Sin embargo, la asociación llevada adelante por YPF con Chevron, y posteriormente replicada con otras compañías, fue central para incrementar los volúmenes de inversión y compartir los costos iniciales de desarrollo de la producción no convencional. A su vez, estas alianzas permitieron acelerar la curva de aprendizaje, precisar la estrategia de desarrollo en la producción no convencional y compartir sus costos de desriskeo, posibilitando de esta forma que pocos años después nos encontremos ante la potencialidad de alcanzar el desarrollo masivo de la formaciones no convencionales en la Argentina.
¿Qué implica, entonces, Vaca Muerta?
Recursos que, de explotarse en su máximo potencial, permitirían abastecer el mercado doméstico argentino por casi un siglo en el caso del petróleo y de prácticamente el doble de tiempo en el caso del gas natural. Este volumen de recursos quiebra la tradicional dicotomía entre abastecimiento del mercado local y externo, que caracterizó al sector hidrocarburífero argentino desde su constitución en las primeras décadas del siglo XX.
Por primera vez en su historia, nuestro país está en condiciones de establecer una plataforma de exportación de hidrocarburos que permita, al menos, morigerar la restricción externa que caracterizó a nuestra economía a lo largo de las últimas décadas. A diferencia de lo ocurrido durante la década del noventa y los primeros años del nuevo siglo, la exportación masiva de esos recursos pondría en riesgo el abastecimiento del mercado local en las siguientes décadas.
De todas formas, a pesar de su abundancia, la dotación de recursos no convencionales no implica que Argentina tenga la posibilidad de acceder a recursos hidrocarburíferos “baratos” como los desarrollados en las principales cuencas hidrocarburíferas a nivel internacional.
A diferencia del sector agropecuario pampeano, la industria hidrocarburífera argentina no apropia rentas significativas en el comercio internacional. Por el contrario, los elevados costos de desarrollo determinan, al menos por el momento, que la producción hidrocarburífera requiera precios relativamente elevados para su explotación.
Eso se potencia cuando nuestro país compite con otras cuencas productoras a fin de acceder a flujos de inversión extranjera. Las compañías multinacionales maximizan el nivel de rentabilidad de sus inversiones en un portafolio a escala global.
En otras palabras, el flujo de inversión de las empresas privadas internacionales no está determinado únicamente por la rentabilidad absoluta de un determinado proyecto, sino fundamentalmente por su rentabilidad relativa a escala global.
La relevancia del control estatal de la principal compañía hidrocarburífera de la Argentina, al igual que en los principales países de la región, deriva justamente de la necesidad de independizar los niveles de inversión de la rentabilidad relativa a escala internacional. YPF desde 2012 es una empresa argentina, con un portafolio de negocios centrado en nuestro país y cuyo desarrollo genera externalidades positivas al conjunto del sector.
Una nueva etapa de retracción
El aumento de la inversión por parte de YPF registrado desde 2012 comenzó a ralentizarse a partir de 2016 producto centralmente de una política energética no consustanciada con las necesidades de la principal empresa hidrocarburífera de nuestro país.
En este sentido, el abandono del precio sostén -barril criollo-, la convergencia a un precio internacional deprimido en una primera instancia y, posteriormente en un contexto de alza de los precios, la instrumentación de distintos mecanismos para desfasar los precios locales de los vigentes en el mercado internacional en el marco de la crisis económica desatada a comienzos de 2018, condujeron a una sensible disminución en los ingresos de la principal compañía hidrocarburífera de la Argentina.
Nota: se consideró el tipo de cambio promedio de cada año. Fuente: Elaboración propia en base a información de balances de YPF y BCRA.
En simultáneo con este proceso, las políticas de estímulo a la producción de gas natural prácticamente excluyeron a YPF, perdiendo la compañía su liderazgo en la producción de gas natural en la Argentina y, con eso, de un nivel sustantivo de ingresos.
En este sentido, el sensible impulso que recibió la producción de gas natural a través de la Resolución N° 46 —que más allá de sus efectos distorsivos sobre el mercado de gas natural permitió continuar el sendero ascendente que exhibió la producción desde 2013— no pudo ser aprovechada por YPF. Por otro lado, la priorización por parte de la compañía de inversiones por fuera del sector hidrocarburífero agudizó aún más este proceso.
En definitiva, la reducción del precio de los combustibles líquidos en el mercado local, conjuntamente con el desplazamiento de YPF en los programas de estímulo a la producción de gas natural, determinaron que los ingresos de la compañía se redujeran en 6.500 MUSD comparando los períodos 2012-2015 y 2016-2019.
Esto se tradujo en una reducción significativa de las inversiones, las cuales disminuyeron en 8.200 MMUS$ —de los cuales 6.800 millones correspondieron al upstream— entre los períodos mencionados.
La retracción de los desembolsos determinó un cambio en la tendencia hacia la recomposición de los niveles de oferta que se había verificado en el período previo. Entre 2016 y 2019, la producción de hidrocarburos de YPF se redujo en un 10,9%, con una contracción similar en líquidos y gas natural.
El resto de la industria, en tanto, incrementó su producción tanto de gas natural como de petróleo. De esta forma, mientras que en 2015 YPF representaba el 38% de la producción de gas natural Argentina, en 2019 esa incidencia se había reducido al 29%. En el caso de la producción de petróleo la tendencia es similar, pero con una contracción menos significativa: mientras que en 2015 YPF explicaba el 47% de la producción de petróleo cuatro años después había disminuido hasta el 44%.
El “achicamiento” progresivo condujo a un peso creciente del nivel de endeudamiento respecto al flujo de generación de ingresos por parte de la compañía, proceso que exacerbó aún más la contracción en los niveles de inversión.
De todas formas, según la información consignada en las notas de resultado publicadas por YPF, el endeudamiento neto de la compañía se elevó desde 6.959 millones de dólares al cierre de 2015 a 7.565 MUSD en idéntico período de 2019. A su vez, dada la contracción experimentada por los ingresos de la compañía, la relación Deuda Neta / EBITDA ascendió sensiblemente desde 1,35 a 2,10 en ese período.
El impacto de la pandemia en 2020, con su consiguiente efecto sobre los niveles de ventas y precios de los combustibles, agudizó aún más los problemas de caja de la compañía, obligando a una reducción aún mayor de la inversión. A su vez, este complejo contexto financiero se profundizó a partir de las restricciones que impuso el BCRA para el pago de deuda privada en el exterior. La dificultad para hacer frente a los pagos de intereses y capital condujo a la necesidad de renegociar prácticamente toda la deuda de la compañía a fin de poder sostener niveles de inversión que permitan revertir el proceso de achicamiento de los últimos años.
En una visión de mediano plazo, la disminución del peso de la deuda financiera en YPF sólo se logrará a través de un crecimiento sustantivo de su producción de hidrocarburos.
Para ello, no sólo se requiere un proceso de renegociación exitosa de la deuda, que alivie la carga financiera sobre el flujo de caja de los próximos años, sino también de una política de precios de los hidrocarburos en la economía local que permita potenciar los niveles de inversión.
Potenciar la producción local
La historia reciente muestra que Argentina requiere de una YPF potente para liderar el desarrollo de la producción de petróleo y gas natural. No obstante, el desarrollo de Vaca Muerta y otros recursos hidrocarburíferos demandará inversiones por decenas de millones de dólares, por lo que resulta necesario complementar el impulso a la inversión de YPF con la dinamización de la inversión privada.
En este sentido, la conformación de un nuevo marco regulatorio que establezca mecanismos taxativos en la determinación de los precios de los combustibles en el mercado local, así como las condiciones que regularán la exportación de los excedentes, resultarán determinantes para la dinamización de los desembolsos en el upstream.
Nota: La información refiere al cierre de cada período. Fuente: elaboración propia en base a información de las notas de Balance de YPF SA.
Un abaratamiento sostenible de los hidrocarburos en el mercado local sólo podrá alcanzarse una vez que se logre un salto real en el nivel de producción. Sólo eso posibilitará una baja de los costos de desarrollo.
Las estrategias de corto plazo orientadas a abaratar el valor de los hidrocarburos en el mercado local se traducen, más tarde o más temprano, en una caída de la inversión, una retracción de la producción y, con eso, un aumento de las importaciones de energía que agudiza aún más la restricción externa que afecta a la Argentina. A la vez, que obliga al Estado Nacional a hacer frente con recursos fiscales a los mayores costos de los productos importados.
El mes de febrero seguramente resultará determinante en el proceso de renegociación de la deuda de YPF. Sin dudas, su resolución afectará al conjunto del sector hidrocarburífero y, en particular, a su capacidad de acceder a financiamiento externo a fin de potenciar las inversiones en el sector. Es decir que, en este proceso no sólo está en juego la renegociación de la deuda de la petrolera bajo control estatal, sino más en general la capacidad del conjunto del resto de las empresas de acceder a los mercados internacionales de capital.
Este factor resulta clave para la Argentina, que requiere del acceso a financiamiento internacional para desarrollar su industria hidrocarburífera. Es esencial para mejorar el saldo de la balanza comercial. En este sentido, aun cuando el proceso de renegociación no alcance un resultado favorable, eso no debería derivar en un default de la deuda de la compañía.Causaría efectos sustantivos en términos de YPF pero también sobre la industria en su conjunto.
Respecto a YPF, es cierto que el valor bursátil actual de la compañía es inferior a la deuda financiera, pero también es cierto que el valor de sus activos individuales se encuentra varias veces por encima de la cotización bursátil.
Un default de la deuda emitida bajo legislación extranjera seguramente implicará juicios millonarios que, tarde o temprano, YPF deberá afrontar.
La renegociación exitosa de la deuda de YPF, conjuntamente con una política energética alineada con los intereses de la principal empresa hidrocarburífera del país, seguramente permitirán quebrar la trayectoria contractiva que exhibió la compañía a lo largo de los últimos años.
De todas formas, para alcanzar un salto sustantivo en los niveles de producción que permita, al menos, morigerar la restricción externa que enfrenta la economía argentina, se requerirá también de un considerable aumento de la inversión privada.
La minera canadiense Patagonia Gold comenzará a realizar trabajaos de perforación en las áreas Tornado y Huracán, que están ubicadas en la provincia de Santa Cruz y tienen potencial de oro y plata. Se trata del inicio de una campaña de exploración sobre una superficie de 7.900 hectáreas en el Macizo del Deseado, un área con gran potencial minero que solamente el 20% está explotado.
La compañía informó que en el primer trimestre planea realizar un total de 3.500 metros de perforación de circulación inversa (método que se utiliza en la minería para la exploración inicial), junto con el mapeo geológico. Para esta etapa destinará una inversión de US$ 1,5 millones.
Áreas de exploración
Tornado y Huracán son dos áreas que están a 60 kilómetros de la localidad de Perito Moreno y a 250 km de Pico Truncado. Están adyacentes a otros proyectos de oro, plata y cobre del Macizo del Deseado como Cerro Negro y San José.
Christopher van Tienhoven, director ejecutivo de Patagonia Gold, señaló en un comunicado: “estamos contentos de comenzar la exploración en Tornado y Huracán. Las dos concesiones de la compañía se encuentran en el Macizo del Deseado, que alberga numerosos depósitos de metales preciosos”.
La canadiense Patagonia Gold adquirió el 100% de las áreas en 2019. Ambas áreas tienen muy pocos trabajos de exploración.
La Subsecretaría de Energía Eléctrica, que dirige Federico Basualdo, se reunió la semana pasada con representantes de Ageera, la asociación que concentra a las principales empresas eléctricas (Pampa Energía, Central Puerto, Enel y AES, entre otras), para avanzar en el principal reclamo de los privados: la actualización de la resolución 31/2020, que define cuánto cobran los generadores por producir energía en las centrales térmicas e hidroeléctricas que no cuentan con un contrato en dólares con Cammesa.
Esas plantas, que en su gran mayoría ya están amortizadas y se conocen en el mercado como ‘potencia o generación vieja’, son remuneradas sobre la base de precios y valores definidos por la Secretaría de Energía. Son cifras que están expresadas en pesos en la resolución 31/2020, que contempla también una fórmula de ajuste automático por inflación e IPIM.
Sin embargo, en marzo del año pasado, cuando se declaró la primera cuarentena por la expansión del Covid-19, el ex secretario de Energía Sergio Lanziani firmó una medida que suspende la actualización automática de las remuneraciones. En la práctica, los ingresos que perciben las generadoras por la operación de las ‘centrales viejas’ están congelados desde hace 11 meses.
¿Qué plantean las empresas?
Argumentan que por la inflación —cerró en un 36,1% en 2020— y la depreciación del tipo de cambio, se les complica costear las tareas de mantenimiento de las centrales y la reposición del stock de repuestos. Una parte de esos insumos (fundamentalmente los ligados al acero o al hierro) cotizan a valor del dólar paralelo, que el año pasado prácticamente duplicó su valor.
Por el deterioro de su caja, las empresas discontinuaron inversiones. ¿Qué significa eso en los hechos? Que el parque de generación termoeléctrica es hoy más frágil que un año atrás. La capacidad de respuesta ante cualquier imprevisto es más endeble.
Como las compañías dejaron de reponer los repuestos que se usan, las chances de solucionar nuevos desperfectos se irán reduciendo. Muchas de las históricas centrales del AMBA —que son importantes para garantizar los picos de consumo en el área metropolitana— atraviesan ese dilema.
“La realidad es que los ingresos no alcanzan para pagar los costos de mantenimiento en varias máquinas que siguen siendo necesarias para el sistema”, explicó el directivo de una generadora.
El resultado acumulado de los últimos 10 balances de la empresa, a los que accedió este medio, fue una pérdida de 37,5 millones de pesos. Por eso, Energía del Sur —que es controlada por accionistas locales y británicos— nunca liquidó dividendos entre sus propietarios.
¿Qué evalúa el Estado?
Basualdo está revisando los números antes de tomar una decisión. Si repusiera la fórmula de ajuste de la resolución 31/2020, los ingresos de las generadoras deberían aumentar un 31% (hasta diciembre de 2020) o un 35% (hasta enero de 2021). Desde la Secretaría de Energía evitaron realizar comentarios ante la consulta de este medio
La resolución 31/2020 remuneró un 57,4% de la energía que se generó en 2020. El 42,3% restante se pagó por medio de contratos PPA firmados con Cammesa.
Según un informe de Adeera, la asociación de distribuidoras eléctricas, el costo de la energía representa un 41% de la factura final que pagan los usuarios. La mayor parte de ese número (casi un 50%) se destina a la compra de combustible, que está casi monopolizada por el Estado.
El presupuesto que implica el costo de la resolución 31/2020 (que remunera la generación vieja) representa un 11% de la factura final que pagan los usuarios de la electricidad.
“Es sólo una cuarta parte de ese 41% al que hace referencia Adeera. Es decir que la resolución 31 permite generar casi un 60% de la energía que consume el país, pero sólo se lleva un 25% del costo total de generación del país”, explicaron desde una empresa.
De esos números se desprende que un aumento cercano al 30% de los valores que figuran en la resolución 31/2020 tendría un impacto de entre un 1% y un 2% para los usuarios finales o un proporcional en subsidios del Estado si esa suba no se traslada a las tarifas.
Con todo, la Subsecretaría de Energía Eléctrica no tiene definido qué hacer. Es probable que se aplique un ajuste de los precios a partir de febrero, pero ese cambio podría anunciarse el mes que viene de manera retroactiva.
El Juez Federal de Campana, Adrián González Charvay, ordenó el levantamiento de la clausura de la estación regasificadora de Escobar, así como toda restricción de operación de dicha planta.
De esta manera, el estratégico complejo quedó operativo y a disposición para el abastecimiento de la demanda de gas natural del país, principalmente en la temporada invernal. La terminal portuaria había sido clausurada en octubre.
El secretario de Energía, Darío Martínez, que había pedido por el levantamiento de la clausura, señaló que “esta es una muy buena noticia. Más allá de las meras cuestiones de formalidad procesal, para tener la convicción de habilitar nuevamente la terminal regasificadora, el juez ha debido merituar seguramente los concluyentes trabajos que presentamos en materia de evaluación de la seguridad de la planta, y los informes científicos de la UTN de Rosario y la Consultora Lloyd´s, que refutaron contundentemente al peritaje de la Universidad Nacional de Lomas de Zamora que dio sustento inicial a la Clausura”.
En la resolución, el juez González Charvay resolvió “suspender la clausura de la terminal portuaria para la regasificación de gas licuado de petróleo GNL – Escobar que fuera ordenada por el suscrito el pasado 16 de octubre de 2020 y en todos los mismos términos que se hiciera”. El Magistrado Federal ordenó también la intervención obligatoria de la Secretaría de Energía en la pericia a realizar.
Darío Martínez expresó también que “trabajamos con intensidad para lograr el levantamiento de la clausura junto a YPF, IEASA, Enargas y Cammesa”.
Simultáneamente, la medida judicial determina en su punto III “suspender la prohibición de los movimientos de arribo y salidas de buques metaneros para operar en la zona del entuerto.”
Martinez señalo que “ahora tenemos la tranquilidad de poder contar con la planta de Escobar para planificar con certidumbre el programa de abastecimiento integral de la demanda de gas en los próximos meses de Invierno”.
El funcionario explicó que “la planta de Escobar cumple con parámetros de seguridad y preservación del ambiente de máximo rigor técnico, y jamás tuvo episodios ni eventos que lo hicieran poner en duda”.
Entre otros fundamentos, la resolución del juez de Campana menciona: “se impone suspender la clausura oportunamente dispuesta en fecha 16 de octubre de 2020, toda vez que se ha demostrado que el estudio pericial presentado por el Perito Ingeniero Massaro de la Universidad Nacional de Lomas de Zamora no se adecúa a lo que fuera ordenado por el Superior a fs. 1968/1970 y el suscrito a fs. 1978.”
La empresa minera canadiense Sable Resources y su par australiana South32 firmaron un acuerdo para explorar de manera conjunta el proyecto de oro y cobre Don Julio, ubicado en la provincia de San Juan. Se trata de un joint venture de empresas junior para explorar 58.000 hectáreas en el departamento de Iglesia. El territorio está a 130 kilómetros de la mina Veladero. La inversión mínima es de 4 millones de dólares. Los primeros trabajos exploratorios comenzaron en enero.
Se trata de un yacimiento descubierto hace 30 años. Anteriormente el desarrollo se llamó Poposa y luego se lo denominó Amarillos, pero con la llegada de la compañía canadiense hace tres años pasó a llamarse Don Julio. En las distintas etapas ya se desarrollaron campañas de exploración con perforaciones de 3.000 metros, pero que en 2019 llegaron a los 5.000 metros de estudios sobre la superficie del yacimiento.
Rubén Padilla, presidente y director ejecutivo de Sable, indicó: «estamos muy contentos de haber firmado este acuerdo con South32. El plan de trabajo para el 2021 incluye un análisis de 675 kilómetros que comenzó en enero. Los datos geofísicos se integrarán con la información geológica y geoquímica disponible para definir y clasificar los objetivos de perforación y planificar el inicio de la primera ronda de perforación«.
El acuerdo
La australiana South32 tiene la opción de adquirir una participación del 65% de Olivares (una subsidiaria de la canadiense Sable Resources) por US$ 8,5 millones durante cinco años como parte de esta transacción. Por su parte, Sable operará todos los programas de exploración de Don Julio durante el período del acuerdo y recibirá una tarifa como operador del 7,5% sobre todos los gastos.
Para mantener la opción de adquirir una participación del 100% del proyecto Don Julio, la canadiense Sable retiene la obligación de emitir acciones a la australiana South32. Todas las decisiones del comité técnico conjunto se tomarán por mayoría de votos, pero South32 posee “el voto de calidad”, señala el comunicado emitido por ambas compañías.
Si South32 opta por no contribuir al primer programa de exploración aprobado en el joint venture, su interés en la subsidiaria Olivares se reducirá inmediatamente del 65% al 49% y el interés de Sable Resources aumentará a 51 %.
El gobierno estableció un procedimiento para controlar el cumplimiento de la Ley de Inversiones Mineras (24.196) por parte de las compañías. Se trata del primer mecanismo que impulsa la Secretaría de Minería, a cargo de Alberto Hensel, para realizar este control sobre las obligaciones de las empresas mineras. Si los incumplimientos son reiterados, la nueva medida contempla la posibilidad de la suspensión de los beneficios del régimen.
En concreto, la resolución apunta al control de la información presentada por las compañías en las declaraciones juradas y los comprobantes requeridos (artículo 28 de la norma). Por otro lado, las sanciones que prevé (artículo 29) tienen que ver con la “caducidad total o parcial del tratamiento otorgado, por falsedad de la información presentada bajo declaración jurada” y multas, que varían según la gravedad y reiteración de las irregularidades.
En los considerandos, la resolución señala que por los cambios tecnológicos “acaecidos desde el dictado de dicha norma, resulta necesario actualizar y reformular la tramitación del procedimiento sancionatorio a efectos de dotarlo de la celeridad y eficacia necesaria para una correcta aplicación del régimen”.
El mecanismo
La resolución remarca que “el procedimiento sumarial será iniciado cuando existan hechos o circunstancias que indiquen -en primera instancia- incumplimientos de las obligaciones establecidas por la Ley Nº 24.196 de Inversiones Mineras”. Además, destaca que “el dictado el acto de instrucción sumarial se notificará a la imputada dándosele traslado por un plazo de diez días para formular su descargo, acompañar documentación y ofrecer la prueba que considere necesario producir”. Y agrega que “contestado el traslado o vencido el plazo para hacerlo, si hubiera prueba ofrecida, la instrucción se expedirá sobre su procedencia y, en su caso, habilitará un término para producirla que no será mayor a 20 días hábiles administrativos”.
El imputado podrá renunciar a producir prueba que hubiera ofrecido en su defensa, excepto que la instrucción considerara que resulta conducente para arribar a la verdad material del caso.
Si el imputado reconociera la falta, la instrucción elaborará el informe final y sin más trámite, previa intervención del servicio jurídico, se dictará el acto administrativo que corresponda.
Cuando el sumario hubiera sido iniciado por incumplimiento de obligaciones formales, “no se admitirá más prueba que las constancias de presentación ante la autoridad de aplicación (la Secretaría de Minería), con anterioridad al vencimiento del plazo establecido o, en caso de corresponder, del que hubiera sido otorgado en la intimación que se le hubiera cursado”.
Concluido el período de prueba, la instrucción elaborará un informe final que “deberá indicar -a su criterio-, si la inscripta ha incurrido en falta reprochable encuadrada en alguno de los supuestos previstos por el Artículo 28 de la Ley Nº 24.196” o, si por el contrario, “corresponde declarar la inexistencia de la falta liberando de responsabilidad al administrado”. “En el caso de que el instructor considerare configurada la infracción, indicará en su informe la sanción que a su criterio resulta aplicable, tomando en consideración las circunstancias que pudieran resultar atenuantes o agravantes de la conducta y antecedentes de sanciones previas”, añade.
Además, el mecanismo establece que “en los casos que corresponda, el acto administrativo será notificado a la AFIP y/o a las autoridades provinciales o nacionales con competencia en la materia”. “Durante el transcurso del procedimiento sumarial la autoridad competente podrá disponer las medidas precautorias que considere pertinentes en resguardo del interés fiscal de las que -en caso de corresponder- se dará conocimiento a la AFIP”, agrega.
Suspensión de los beneficios
El nuevo procedimiento de la Secretaría de Minería aclara que “al vencimiento del plazo dispuesto para el cumplimiento de las obligaciones inherentes a la condición de inscripto allí descriptas, se suspenderá automáticamente el uso de los beneficios derivados del régimen promocional y se correrá traslado a la inscripta por el plazo de diez días”, y “la reiteración del incumplimiento de las obligaciones formales en ejercicios aislados se considerará como agravante para la determinación de una nueva sanción.
Por último, la medida habilita a “actuaciones reservadas”: “De manera excepcional y fundada podrá solicitarse que el expediente o documentos contenidos en él sean declarados actuaciones reservadas cuando, a criterio de la autoridad, la confidencialidad del trámite resulte indispensable a los efectos del desarrollo de la instrucción sumarial”.
La generadora Energía del Sur opera la Central Térmica Patagonia, la principal fuente de abastecimiento de energía para Comodoro Rivadavia. El 17 de agosto de 2010 firmó un contrato de abastecimiento con CAMMESA bajo la resolución 2020/07 por el plazo de 10 años al incorporar una turbina de vapor de 67 MW. Una vez vencido el contrato, los ingresos bajan porque la generadora pasa al ámbito de la resolución 31/2020 que remunera a las centrales ya amortizadas.
Sin embargo, la filial de la británica Rurelec afirma que sus ingresos se reducen se verá forzada a sacar de servicio la planta porque los costos que enfrenta en Comodoro Rivadavia no alcanzan a ser solventados con el desembolso previsto para la operación de centrales viejas.
A fines de diciembre le plantearon el problema al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, y desde la empresa aseguraron a EconoJournal que “el tema está siendo estudiado muy a fondo por la Secretaría de Energía y confiamos que va a haber una solución». Pero fuentes de la subsecretaría de Energía Eléctrica respondieron a este medio que “una vez vencido el Contrato de Abastecimiento, todos los generadores pasan a la Resolución Nº31/2020, que remunera a las centrales ya amortizadas como es el caso de Energía del Sur”.
La resolución 220
En un contexto de tarifas congeladas tras la salida de la Convertibilidad de 2001, que provocó un atraso de los precios en el segmento de generación, el gobierno de Néstor Kirchner avanzó en 2007 con una nueva reglamentación que sirviera de incentivo para aquellos inversores dispuestos a instalar nuevos equipos. A través de la resolución 220/07, la secretaría de Energía habilitó entonces la celebración de contratos de abastecimiento entre el Mercado Eléctrico Mayorista, representado por CAMMESA, y los generadores con precios en dólares superiores a la media que percibían los generadores.
La resolución estableció que los contratos tendrían una vigencia de 10 años, o un plazo menor que estableciera Energía, y se aclaró que los costos asociados a estos contratos tendrían prioridad de pago frente a las acreencias de otros agentes del mercado.
Energía del Sur avanzó entonces con la ampliación proyectada de su planta, consistente en agregar una nueva unidad generadora turbovapor de 67 MW, a las dos unidades turbogas existentes por entonces en la Central Térmica Patagonia.
A partir de la nueva incorporación, las tres unidades pasaron a operar conformando un ciclo combinado. De esta forma la central pasó a aportar al Sistema Argentino de Interconexión una potencia del orden de 130 MW.
El pedido empresario
Por esa ampliación recibe una remuneración en dólares, pero con el contrato de la resolución 220/07 ya caído, el pago pasó a estar encuadrado en la resolución 31/20 que define la remuneración que reciben las empresas que operan ‘maquinas viejas’. En ese caso el Estado fija un pago menor, que además está desactualizado desde febrero del año pasado.
Fuentes cercanas a la compañía aseguraron que el problema surge porque en Comodoro Rivadavia los costos son más altos que en el resto del país. Ponen como ejemplo que deben pagar salarios petroleros que están entre 40% y 50% por encima de lo que se abona en Buenos Aires.
Además, sostienen que en Chubut pagan un 5% de Ingresos Brutos, más que en la mayoría de las provincias. A raíz de ello, piden que se contemplen las particularidades que implica operar en una zona petrolera a la hora de actualizar las remuneraciones establecidas en la resolución 31 de la Secretaría, una de las cuentas pendientes que tiene por delante la cartera que dirige Darío Martínez. «Está claro que los ingresos actuales no alcanzan para garantizar la operación de la central térmica», expresaron allegados a la empresa.
La respuesta oficial
Desde la subsecretaría de Energía Eléctrica argumentan que la inversión del Cierre de Ciclo que realizó Energía del Sur demandó US$ 55 millones, pero bajo los 10 años que estuvo vigente el Contrato de Abastecimiento la empresa recibió una remuneración que en promedio fue superior a 60 US$/MWh, llegando a recibir más de US$ 161 millones a lo largo de los 10 años. “De esta manera, la empresa obtuvo por este Contrato una tasa de rentabilidad del 20,3% en dólares”, remarcan.
Por último, desde la subsecretaría aseguraron que “si bien es cierto que la generación de las Centrales del Sur resulta muy importante para garantizar el abastecimiento de la ciudad de Comodoro Rivadavia, y por haberse visto impedidas de despachar al 100% por la energía renovable que se ha instalado en la zona, también es cierto que durante 10 años han tenido una rentabilidad extraordinaria”.
La atención de YPF está hoy concentrada en cerrar la compleja reestructuración de toda su deuda por unos U$S 6600 millones. El CEO Sergio Affronti sabe que sólo podrá conseguir fondos frescos para invertir en los yacimientos de la empresa si libera la agenda de vencimientos de deuda en los próximos dos años. Sin embargo, la conducción de la petrolera bajo control estatal no puede estar 100% abocada a esa cuestión. Tiene que atajar también un delicado frente que cruza a empresarios locales de servicios con referentes sindicales.
El conflicto terminó de visibilizarse la semana pasada con reclamos contra el rol que YPF le otorga a AESA, una de sus empresas controladas. Claudio Vidal, líder del sindicato petrolero de Santa Cruz, llamó esta semana a un paro contra YPF en la provincia patagónica tras denunciar a AESA por competencia desleal. La medida de fuerza está en suspenso por la intervención del Ministerio de Trabajo que dictó la conciliación obligatoria. Pero las declaraciones de Vidal a la prensa contribuyeron a generar un caso público contra la petrolera que conduce Affronti. Vidal retomó la narrativa que instaló la semana pasada la federación de empresas de servicios de Neuquén (Fecene), que también había cuestionado a AESA por su presencia en el negocio de servicios petroleros.
Fuentes cercanas a YPF aclaran el dato no menor de que AESA sólo representa un 5% del presupuesto que destina la petrolera al segmento de servicios y obras.
“Y esa participación relativa se mantuvo constante tanto en 2019 (cuando la empresa invirtió más de US$ 2600 millones en el upstream) como durante al año pasado, cuando el capex cayó fuerte por la pandemia”, detallaron. «AESA no tiene preferencias, a veces incluso termina cobrando en peores condiciones que el resto de los contratistas», afirmaron.
Armado
En Neuquén, el mayor referente del segmento de servicios es Claudio Urcera, dueño de TSB y otras seis empresas del rubro, que defiende con recelo un bajísimo perfil público, pero que posee indiscutida capacidad de influencia en sindicatos y en la política provincial. Es uno de los pocos empresarios neuquinos ligados al sector petrolero con acceso cotidiano a dependencias del gobierno nacional en Buenos Aires, en especial a las vinculadas a Sergio Massa, titular de la Cámara de Diputados. Y edificó una sólida relación de confianza con Guillermo Pereyra, secretario de petroleros privados de la cuenca Neuquina.
Claudio Urcera, dueño de TSB, una de las mayor empresas de transporte de Neuquén.
Urcera es, en los hechos, uno de los que impulsó el armado de las cámaras de servicios de Neuquén, que entre otras propuestas aspiran a que YPF contribuya al financiamiento de sus proveedores mediante la provisión de combustibles (que en algunos servicios representan hasta un 25% del costo). EconoJournal intentó comunicarse con el empresario, que por mensaje de WhatsApp explicó que “las personas que llevan adelante la comunicación de las Cámaras y de la Federación (Fecene) son Mauricio Uribe y Edgardo Phielipp”.
En el Golfo San Jorge, uno de los emergentes empresariales es Juan Ignacio González Pedroso, propietario de Clear, una compañía que brinda distintos servicios petroleros en Santa Cruz y también en Neuquén. La empresa amplió su cartera de servicios durante la gestión anterior de YPF. Se hizo cargo de operaciones que dejaron multinacionales como Nabors, que desafectó equipos torre en Mendoza y Neuquén. Clear tomó esos contratos con buenos resultados y manejo de costos para YPF.
¿Cuál es planteo de los empresarios locales?
Creen que YPF debería poner más empeño en el desarrollo de proveedores locales de cada cuenca hidrocarburífera. “Es un planteo atendible”, se apuró a justificar un alto directivo de YPF. De hecho, la petrolera creó en enero una gerencia especialmente dedicada a esa función que está a cargo de Darío Garribia, un ex funcionario de la Municipalidad de Ushuaia en Tierra del Fuego que, a priori, no tiene un paso previo por la industria petrolera. Garribia le reportará a Walter Actis, nuevo director de Supply Chain de YPF, que asumió en enero la posición en reemplazo de Fernando Giliberti.
Hasta diciembre Actis se desempeñaba como gerente general de AESA, precisamente la empresa subsidiaria de YPF contra la que dirigen sus críticas los empresarios de servicios de Neuquén y también del Golfo del San Jorge. Su nombramiento, como era previsible, no generó el mejor semblante en las cámaras provinciales.
Pero allegados a YPF lo explicaron de la siguiente manera: “El 70% del capex de YPF en upstream se lo lleva la contratación de servicios. Necesitábamos colocar en Supply Chain a una persona que conozca en profundidad cómo se estructura ese negocio. Podríamos haber buscado otro perfil, quizás más comercial, pero hoy lo que precisamos es a alguien especializado en servicios. Actis, que pasó por varias compañías de servicios (desarrolló un carrera durante años en Schlumberger), es el mejor en ese sentido”.
“Aún así —añadieron— entendemos que desde el mercado de proveedores su designación pueda ser vista como una provocación, pero no es el caso”. “Además, Actis tendrá un período deblack out con AESA por lo que no podrá participar de las discusiones que se den con la empresa”, aclararon.
Walter Actis, nuevo director de Supply Chain de YPF.
Servicios especiales
De un relevamiento entre referentes del segmento de servicios petroleros surge como denominador común que “AESA debería enfocarse en agregar valor agregado en el área de servicios especiales (fracturas, cementación, coiled tubing, wireline)”. “AESA no agrega valor en contratos de operación y mantenimiento, como el de Los Perales en Santa Cruz. Son servicios que tranquilamente podrían ser ofrecidos por PyMEs o proveedores locales que reinviertan en las economías regionales”, explicó un empresario del Golfo San Jorge.
Desde YPF recogieron el guante. “Es cierto que el sector de servicios está en medio de una transformación. Vamos a tener que reevaluar en qué servicios tendremos que participar en los próximos años. Es una tarea que tenemos por delante. Probablemente AESA tenga que enfocarse más en algunos servicios especiales si la oferta está comprometida”, aseguraron fuentes cercanas a la empresa.
Números en pugna
Desde una de las cámaras provinciales de Neuquén indicaron que AESA le adeuda a YPF más de $ 8700 millones, unos 100 millones de dólares al tipo de cambio oficial, y que la contratista emplea a unos 6700 millones. Esos números no son del todo correctos.
El personal de AESA ronda hoy los 4900 trabajadores directos. La subsidiaria recibió una capitalización en tres partes de YPF por US$ 150 millones que aún no terminó de ejecutarse. “Buena parte de ese dinero se utilizará para cubrir el pasivo que le generó a AESA el traspaso de los equipos de la empresa SP (una firma de equipos de torre que fue la quiebra). Le transferimos los activos pero no la plata para cubrir el pasivo. Era una cuenta pendiente. La capitalización también busca saldar una pérdida originada por un contrato de construcción de una central térmica (con MSU), que salió mal”, explicaron desde YPF.
El dinero también se utilizará para cubrir los costos que generó la adquisición de un equipo de snubbing dedicado justamente a la prestación de servicios especiales para completación de pozos, que iba a repagarse con desarrollos masivos de Vaca Muerta que se postergaron sin fecha cierta por la pandemia y por la situación económica del país y de YPF. “Estamos buscando la forma de repagar esa inversión”, explicaron las fuentes consultadas.
Las empresas de servicios reclaman, en definitiva, que la petrolera que dirige Affronti discrimine cuáles son los servicios estratégicos en los que AESA puede sumar valor y cuáles los que podrían ser brindados por proveedores locales. “Es entendible su postura, más cuando hay hambre por el bajo nivel de actividad”, se sinceró, de forma brutal, un directivo de YPF. “Creemos, no obstante, que vamos a ir encontrando acuerdos si hay voluntad de las partes”, aseguró.
Sinergia natural
También recalcó que AESA ejerce un rol sinérgico con YPF. La compañía —cuya fisionomía actual se forjó sobre la base de activos de la histórica Astra Evangelista, adquirida por Repsol en los ’90— es una contratista estratégica de proyectos de refinación que YPF postergó por la pandemia. Cuenta con capacidades técnicas para encarar la construcción de obras de alta complejidad en el downstream que, en caso contrario, YPF debería delegar en otras constructoras como Techint y Sacde. “En una época de crisis como esta tenemos que asegurarle los flujos a AESA para que ese equipo técnico no se desarme. Si la Argentina se recupera hay varias obras de infraestructura de las que AESA puede participar. No podemos dejar que la empresa pierda esa habilidad técnica”, indicaron allegados a YPF.
La subsidiaria también está al frente de algunos contratos en el upstream como la operación y mantenimiento de campos no convencionales, una actividad neurálgica para YPF a fin de reducir costos de Opex en Vaca Muerta, y se lanzó a construir una planta de tratamiento de residuos peligrosos en Neuquén tras el colapso de empresas como Treater y Comarsa, que fueron denunciadas en la Justicia por irregularidades medioambientales.
El secretario de Energía, Darío Martínez, remitió hoy un escrito reclamando el inmediato levantamiento de la clausura judicial de la terminal regasificadora de Escobar, acompañando un informe sobre el “Impacto de la no operatividad por clausura de la terminal en la provisión de gas natural en el país”.
En la presentación ante el Juzgado Federal de Campana a cargo del Juez Federal Adrián González Charvay, el titular de la cartera energética resaltó que “a través del análisis de los volúmenes de producción e importación de gas natural, conjuntamente con las previsiones de consumo para el corriente año que surgen de los datos recabados por la Secretaría a mi cargo, resulta evidente laimperiosa necesidad de que se produzca el levantamiento de la clausura de la Terminal Escobarpara Regasificación de GNL en forma inmediata, para asegurar el abastecimiento de las necesidades energéticas nacionales durante la época invernal, teniendo en cuenta que su fluido se inyecta directamente en los centros de consumo del país”.
A lo largo de la presentación, el Secretario de Energía realizó un puntilloso análisis técnico de los graves efectos que tendría sobre el abastecimiento en invierno a la demanda de gas natural del país el mantenimiento de la clausura judicial que determina la indisponibilidad operativa de la terminal de Escobar.
“La estrategia del Estado Nacional desde la Secretaría de Energía es apuntalar con esta presentación las acciones judiciales que viene realizando YPF, propietaria de la terminal, que opera en sociedad con IEASA, a la que se sumarán otras presentaciones, informes y peritajes, que producirán y presentarán otros organismos como Enargas, IEASA y la propia YPF”, resaltó la Secretaría en un comunicado.
Además de un análisis de la estimación de la demanda, el informe explica el efecto que esta situación generaría en materia de costos inalcanzables en materia de necesidad de divisas, costo fiscal, precio inaccesible de la generación eléctrica, sobre costo general para la economía nacional y los usuarios, y daño ambiental que generaría la utilización desmesurada de combustibles líquidos en reemplazo del gas faltante.
Finalmente, Martínez reclamó al juez que “es imprescindible el levantamiento de la clausura y plena actividad de la terminal regasificadora, ya que de lo contrario se produciría ineludiblemente la utilización extrema de combustibles líquidos altamente contaminantes, con correlativo y desmesurado costo adicional de divisas y pasivos ambientales y, simultáneamente, se pondría en riesgo el sistema de abastecimiento nacional y el servicio público de gas por redes, generándose un costo fiscal no previsto en el presupuesto e imposible de afrontar por el Tesoro Nacional, como asimismo un costo de la energía inalcanzable para los usuarios y la actividad económica nacional”.
Argumentos de la presentación
El documento presentado por Darío Martínez indica que la falta de operatividad de la terminal de Escobar generaría las siguientes consecuencias negativas durante el invierno de 2021:
• En junio y en julio, los consumos adicionales de combustibles alternativos superarían la máxima cantidad de líquidos consumidos en centrales en la última década y no se cuenta en el sistema eléctrico con la capacidad para sustituir toda esa cantidad de combustible durante tanto tiempo sostenido (más de 60 días).
• El desbalance de oferta y demanda conduciría a una situación de emergencia en el mercado de gas, generando no solo un riesgo considerable de cortes en el servicio de gas natural, sino que, además, se producirían interrupciones del servicio eléctrico por falta de generación durante extensos horarios en varios días de los meses invernales.
• Hay riesgo para el abastecimiento de gas natural, inclusive de la demanda prioritaria (Residenciales, Servicio General P1, P2 y P3 Grupo III), el cual la regulación vigente obliga a proteger y cuyo servicio no debería ser interrumpido por los problemas de seguridad del abastecimiento y de salud pública que ello conllevaría, máxime de continuar las actuales circunstancias dentro del contexto pandémico.
• Existirá un considerable sobrecosto para el sistema energético. El costo monómico de la electricidad aumentaría en 4,6 USD/MWh e implicaría, como mínimo, una erogación adicional de 600 millones de dólares anuales de divisas por la importación de combustibles más caros y contaminantes con una proporción equivalente incremental para el fisco en términos de subsidios a la electricidad.
• Además, la interrupción del funcionamiento de la planta de regasificación podría afectar el pago de los costos fijos que se derivan de la contratación de la terminal de Escobar (alrededor de US$ 100 millones al año) y los costos de personal provenientes de la operación propia de la terminal.
• Los datos del presente han sido producidos por la Subsecretaría de Planeamiento Energético dependiente de esta Secretaría en función de la información aportada por todos los sectores del país vinculados con el tema.
La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia de Neuquén (Facene) cuestionó recientemente a la firma AESA, controlada por YPF, porque “afecta negativamente el entramado de empresas regionales”. Sin embargo, la participación de las compañías locales en la cadena de valor petrolera es un problema que excede a AESA y atraviesa todas las cuencas, evidenciándose fundamentalmente en las actividades de perforación, pulling, workover y completación de pozos.
Las empresas locales tienen una participación significativa en todo lo que se conoce como “operación y mantenimiento”, ya que muchas pymes proveen servicios de asistencia en los yacimientos aportando recorredores, medidores y mecánicos, entre otros oficios.
En las actividades que involucran equipos torre, como perforación, pulling y workover, la incidencia de las compañías de la región es menor, ya que se requiere mucho capital para adquirir esos equipos y espaldas financieras anchas cuando hay que reparar una de esas máquinas.
Donde las firmas de la región podrían tener mayor incidencia es en las actividades de completación de pozos, como fractura, wireline y coiled tubing, pero su participación es bajísima.
El Golfo de San Jorge
En la cuenca del Golfo de San Jorge, por ejemplo, cerca del 60% de las empresas que operan en estos tres grandes rubros son regionales, pero la inmensa mayoría se concentran en operación y mantenimiento. En este último rubro operan 240 firmas y el 70% son firmas de la región, mientras que en las actividades de perforación la participación de las compañías locales cae en torno al 40%. Por último, en operaciones especiales como fractura, wireline y colled tubing las empresas locales no llegan al 20% del total.
En lo que respecta al empleo, las firmas locales de servicios concentran el 40% del total de los trabajadores empleados, mientras que el 50% son empleados por compañías de Buenos Aires.
Las empresas de servicios petroleros se estima además que le facturan a las operadoras de la cuenca de San Jorge unos 220 millones de dólares y de esa torta las firmas radicadas en la zona embolsan solo el 30%, las compañías radicadas en Buenos Aires se quedan con el 65% y el 5% restante se distribuye entre compañías de otros lugares.
En síntesis, la participación de las empresas regionales baja del 60% en cantidad de empresas, al 40% en cantidad de empleados y al 30% en ingresos.
En en los últimos días, los funcionarios del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (Permer) renunciaron a sus cargos. El programa está bajo la órbita de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, a cargo de Federico Basualdo, ex interventor del ENRE. En concreto, renunció el coordinador General del Permer, Pablo Bertinat, y todo su equipo. La cartera energética que dirige Darío Martínez todavía no definió quiénes los reemplazarán.
Según fuentes consultadas por Econojournal, las renuncias se deben a diferencias en las formas de llevar adelante el programa. El equipo de Bertinat planteaba un “estilo de gestión participativo” que no habría podido llevar a cabo durante el 2020.
El proyecto
El Permer es un programa que lleva varios años de ejecución en la Argentina. Está financiado por el Banco Mundial. 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.
La minera canadiense Alpha Lithium comenzó un plan de aceleración de la perforación en el proyecto de litio Salar Tolillar, ubicado en la provincia de Salta. La compañía incorporó una segunda plataforma para la fase dos de perforación. Alpha Lithium es el único propietario de este proyecto, que es uno de los más grandes sin desarrollar del Triángulo del Litio, la zona que abarca la Argentina, Chile y Bolivia y donde está la reserva más grande del mundo de este mineral.
La minera canadiense informó en un comunicado que incorporó “una segunda plataforma de perforación que se moverá de inmediato para comenzar la fase dos de su programa de perforación (de tres fases) en la propiedad de 27.500 hectáreas en el Salar Tolillar, uno de los más grandes de Argentina”.
Campaña
Está previsto que la segunda plataforma llegue directamente de una reciente campaña de perforación que realizó en el Salar de Hombre Muerto de Catamarca (está a sólo 10 kilómetros del Salar Tolillar), donde perforó con éxito numerosos pozos a profundidades y condiciones similares. El nuevo equipo de Alpha Lithium realizará una perforación de 450 metros de profundidad.
Brad Nichol, director ejecutivo de la minera canadiense, comentó: “estamos encantados de agregar una segunda plataforma y acelerar nuestro desarrollo del activo. Las pruebas anteriores nos brindaron presencia de litio y la confianza para perforar pozos listos para la producción, de modo que nuestros expertos internos en química de litio puedan comenzar el muestreo y las pruebas de diferentes tecnologías de extracción directa en nuestra salmuera. Esto debería permitirnos pasar muy rápido a la fase de producción en Tolillar Salar. Con ese fin, hemos avanzado con varias empresas de tecnología y esperamos tener noticias en el futuro”.
Hace una semana Alpha Lithium recibió la aprobación de las licencias por parte de la provincia de Salta para la segunda fase de perforación en este salar. El proyecto Tolillar fue adquirido por la minera canadiense a principios de 2020.
A partir de las sugerencias presentadas por los inversores sobre la oferta de canje que la compañía efectuó hace dos semanas, el directorio de YPF, la compañía controlada por el Estado, aprobó algunas modificaciones para hacer más atractiva la propuesta.
Según indicó YPF, se extiende el vencimiento final de la oferta al 5 de febrero, siendo válidas estas nuevas condiciones para aquellos inversores que ya han ingresado sus bonos al canje como para todos aquellos que deseen hacerlo hasta la fecha de vencimiento final.
Nueva propuesta
Las modificaciones principalmente buscan fortalecer la estructura de garantías del bono respaldado con flujo de exportaciones con vencimiento en 2026 y atender la preocupación de los inversores sobre la inexistencia de flujos durante los próximos dos años.
Al respecto, la compañía decidió reforzar la estructura de garantías del bono 2026 por medio del ofrecimiento de una prenda en primer grado sobre acciones de su subsidiaria YPF Luz, una de las mayores desarrolladoras y operadoras de plantas de generación de energía eléctrica renovable y térmica del país.
Respecto al flujo de intereses durante los próximos años, la compañía incorporó el pago de cupones en los tres nuevos bonos a tasas del 4% para el 2026, de un 2,5% para el 2029 y de un 1,5% para el año 2033.
Adicionalmente, para incrementar el valor económico de la propuesta de canje, la compañía elevó la tasa de interés de los nuevos bonos 2026 y 2029 del 8,5% al 9%, aplicables desde enero del año 2023. Por otro lado, YPF también modificó las estructuras de amortización de los nuevos bonos 2026 y 2029 para acortar la vida promedio, entre otros puntos.
Estos cambios se suman al ya introducido el 14 de enero por el cual la compañía modificó las características de las mayorías necesarias para proceder con el cambio de los términos y condiciones no económicos de los bonos viejos, pasando a requerir mayoría absoluta de tenedores de cada serie.
“Las modificaciones reflejan, una vez más, la visión de YPF en cuanto a su diálogo con el mercado habiendo respondido a la mayoría de las inquietudes planteadaspor los inversores, dentro de las posibilidades que tiene la empresa por la difícil situación financiera que le toca atravesar como resultado de los impactos que generó la pandemia que agravaron una situación de declino de la producción de gas y petróleo que la compañía arrastraba de años anteriores”, informó la compañía.
YPF se juega en las próximas dos semanas la partida que marcará las condiciones de borde del año que tiene por delante. Si la reestructuración de la deuda por US$ 6600 —que deberá cerrarse a más tardar la semana del 14 de febrero— arroja resultados favorables, la petrolera bajo control estatal habrá despejado el cronograma de vencimientos de intereses y capital y podrá reforzar, al menos un poco, la inversión prevista para 2021. Si el canje fracasa y la petrolera cae en default con sus bonistas internacionales, el escenario será tóxico. Es, sin duda, un punto de quiebre. Probablemente la parada más brava que se juega la mayor petrolera del país en los últimos cinco años.
El capex de este año para los reservorios de Vaca Muerta ronda los US$ 1200 millones. Con una reestructuración positiva, esa cuenta podría incrementarse en el segundo semestre del año y sobre todo a partir de 2022.
Por eso sorprende la catarata de críticas que recibió YPF desde que se conoció la salida del presidente Guillermo Nielsen, incluso cuando la enorme mayoría de los que siguen con mediana atención la agenda energética saben que su rol estaba completamente desdibujado desde hace meses. No tenía injerencia alguna en la gestión diaria de la compañía.
Los cuestionamientos a la reestructuración de la deuda —que afectan las chances de ese proceso— parecen perder de vista que la petrolera es el mayor productor de crudo y gas de la Argentina. Es un instrumento clave para ejercer política energética de este y de los próximos gobiernos que vengan.
Convertir a YPF en la cancha donde la política define intereses supra-energéticos, justo cuando la empresa encara la recta final de una reestructuración hostil (porque no puede ser de otra manera) con los acreedores, no parece la opción más racional.
El por qué de la reestructuración
La petrolera tomó la decisión de reestructurar toda su deuda porque su flujo de fondos se estrángulo en medio de la pandemia. Esa estrategia que se explica, entre otros motivos, porque
a) YPF vendió el año pasado un 30% menos de combustibles que en 2019.
b) No tiene crédito internacional porque el país empezó a incumplir sus compromisos con acreedores internacional a fines de ese año, en la apoteosis del gobierno de Mauricio Macri.
Y c) su EBITDA —su nivel de ingresos antes de impuestos— se viene desinflando de manera constante desde 2016.
A propuesta de Alejandro Lew, un especialista en reestructuraciones de deuda que se formó en el JP Morgan y en junio pasado asumió como CFO de YPF precisamente con ese objetivo, se optó por renegociar todos los títulos de deuda para mejorar, modestamente, la capacidad inversora de la operadora en los próximos tres años.
Alejandro Lew, CFO de YPF, es quien diseñó la estrategia de reestructuración de deuda.
Podría, tal vez, haber tensado hasta último momento las cuerdas con el Banco Central (BCRA) para que la entidad le libere los US$ 400 millones necesarios para pagar un vencimiento en marzo. Se hubiese ganado sólo un poco de tiempo pero a fin de año YPF se habría topado con la misma situación financiera que ahora la obliga a renegociar.
Realidad crítica
Está claro: la compañía no viene bien. Y eso no es de ahora. Tampoco en los cuatro año del gobierno anterior encontró un norte ni edificó un proyecto de crecimiento. Más bien todo lo contrario. Destruyó valor ininterrumpidamente por decisiones propias y ajenassin que eso mereciera del sistema la dureza que recibe hoy.
Lo que más llamó la atención de las críticas recibidas en estos días es que fueron formuladas por ex funcionarios de la administración de Cambiemos que, como mínimo, cuando tuvieron una cuota de poder no la utilizaron en beneficio de la petrolera creada por el ingeniero Mosconi. En algunos casos, por acción u omisión tuvieron una responsabilidad directa en haber llevado a YPF a la situación crítica en la que se encuentra.
Aranguren, quien fue ministro de Energía de Macri desde el 10 de diciembre de 2015 hasta el 16 de junio de 2018, y en la nota se presenta solo como ex presidente de Shell en Argentina y especialista del sector, advierte que “la compañía necesita generar caja para invertir, en producción de gas y petróleo”.
Testimonios y responsabilidades
Durante su gestión en Energía, Aranguren instaló que YPF era una “empresa más del mercado petrolero” y prácticamente no se involucró en la gestión de la compañía. Estaba en su derecho de hacerlo. Pero como ministro de Energía era el representante del Estado en el Directorio de la petrolera. El ex ministro tuvo una pésima relación con el ex presidente de YPF Miguel Ángel Gutiérrez y el resultado de esa relación conflictiva fue la destrucción de valor en YPF.
Aranguren validó la contratación de Ricardo Darré como CEO de YPF en junio de 2016. El ex ministro quería a un líder ‘técnico’ al frente de la petrolera. Pero, más allá de sus buenas intenciones, Darré no demostró capacidad para liderar a una organización de más de 20.000 personas. Fue despedido en agosto de 2017, con la consecuente desmoralización interna que generó ese traspié.
Los primeros dos años de Cambiemos se fueron en medio de esa anomia, mientras los ingresos en dólares caían sin freno.
Apud tuvo u paso intrascendente por YPF durante los cuatro años en que fue director titular.
Emilio Apud, que fue director titular de YPF en representación del Estado entre el 22 de diciembre de 2015 y el 4 de diciembre de 2019, aunque en la nota de Clarín solo se presenta como ex secretario de Energía por su paso como funcionario de la Alianza durante 10 días en 2001, afirma ahora que ahora “decidieron utilizar a YPF para la campaña electoral. Que sea un ente regulador más”. La crítica sorprende porque mientras Apud fue director de YPF la inversión y la producción se derrumbaron. La inversión, por ejemplo, había llegado a los 6600 millones de dólares en 2015 y en 2018, tres años más tarde, llegó a tocar un piso de 3400 millones, un 48,5% menos.
Instrumento antiinflacionario
Otro de los que ahora salió a opinar sobre la gestión de la petrolera controlada por el Estado es Nicolás Gadano. “El Estado usa YPF como herramienta de política económica o antiinflacionaria, así como la dictadura la usó como herramienta para sostener la política cambiaria y endeudarse para que entren en dólares. Así podría traer otros ejemplos”, sostuvo el domingo en Clarín, donde se presentó economista, historiador del petróleo, que pasó dos veces por la compañía y también por el Banco Central, aunque no se hizo mención a que su paso por el Banco Central fue en el gobierno de Macri, primero como subgerente General de Administración y Servicios durante la gestión de Federico Sturzenegger y luego como gerente general, cuando Guido Sandleris quedó al frente de la entidad monetaria. Además, fue jefe de Gabinete del ministro de Economía, Nicolás Dujovne.
Lamentablemente, utilizar a YPF como instrumento antiinflacionario no es una potestad exclusiva de este gobierno. La administración de Cambiemos hizo lo propio cuando el tipo de cambio empezó a depreciarse con fuerza a partir de 2018. Por decisión del Ejecutivo, en ese momento se impidió que YPF —y el resto de las petroleras— actualice el precio de los combustibles en línea con la devaluación. Esa modalidad llegó al extremo en agosto de 2019 cuando por decisión de la mesa chica de Cambiemos se congeló por 90 días el precio interno del petróleo y de las naftas y gasoil tras la derrota del oficialismo en las PASO.
Por último, quien aparece opinando sobre la crisis de YPF es Jorge Lapeña, quien se presenta como ex secretario de Energía, cargo que ocupó con Raúl Alfonsín, aunque durante el gobierno anterior fue asesor de Juan José Aranguren como parte del grupo de ex secretarios de Energía que acompañaron al ministro, y director de Transener. “Para resolver el problema de YPF, el gobierno tiene que citar a la oposición y explicar cuál es su real situación y su plan”, aseguró.
Las empresas Geopatagonia, que es propiedad por los hermanos Sergio y Miguel Schiavone, y Latitud 45 participan del proceso que puso en marcha Baker Hughes para desprenderse de su línea de servicios de completación en el Golfo San Jorge.
Las compañías presentaron la semana pasada las ofertas para adquirir un conjunto de fracturadores, coiled tubing y demás equipamiento del que Baker pretende desprenderse por la caída de la actividad y de los márgenes en dólares del negocio. Fuentes del mercado aseguraron también que otras empresas participan de la negociación, pero EconoJournal no pudo confirmar esos datos.
Geopatagonia, una compañía de servicios nacida en la patagonia que hoy es uno los principales contratistas de Pan American Energy (PAE) en Cerro Dragón, realizó una oferta por toda la línea de servicios de fractura y cementación.
En cambio, Latitud 45, controlada por Gaspar Melia y Claudia Hortt, dos ex directivos de San Antonio, busca adquirir sólo dos fracturadores y un coiled tubing. Las empresas evitaron realizar comentarios ante la consulta de este medio.
Oportunidades
Se estima que la transacción podría definirse en las próximas semanas. En cualquier caso, la prestación de los servicios de Baker en el Golfo —que fue iniciada hace décadas por BJ Services— quedará en manos de un proveedor local. Es una buena noticia para la región: el legado de Baker continuará ligado a un proveedor con base en el territorio.
En el segmento de completación de pozos son varias las empresas multinacionales que iniciaron un proceso de reducción de su exposición en el país. Schlumberger, la mayor empresa de servicios del planeta, retiró del país el año pasado un bundle de fractura y también está desprendiéndose de servicios que no forman parte de su core business. Weatherford achicó su nómina local y también estudia alternativas para replantear su negocio en el país. Y Calfrac atraviesa por una situación similar.
Frente a ese contexto, existe preocupación entre las operadoras por la oferta decreciente de servicio de fractura y estimulación, sobre todo si la actividad recupera su nivel.
“No va a ser un problema para este año porque la actividad seguirá en niveles modestos, para en 2022 si las condiciones de inversión mejoran, van a faltar sets de fractura”, explicó el director de Upstream de una petrolera.
La restructuración de deuda que propuso la petrolera YPF puso en guardia a los acreedores de la compañía, quienes se organizaron en dos grandes grupos para negociar desde una posición de mayor fortaleza. Los grandes fondos están representados legalmente por el estudio newyorkino White & Case y los más chicos por el estudio Dechert, que trabaja junto al especialista en restructuración de deuda Marcelo Etchevarne. Los inversores por ahora resisten la propuesta, pero fuentes cercanas a YPF aseguraron a EconoJournal que el lunes se mejorará la oferta para tratar de alcanzar un acuerdo lo antes posible.
Los grupos
El grupo de los grandes está integrado por unos 15 fondos entre los que sobresalen Blackrock, Fidelity, Ashmore Group y Wellington Management. Fuentes conocedoras de la negociación detallaron a EconoJournal que estos fondos concentran la parte corta de la curva de vencimientos (2021, 2024 y 2025). Tienen cerca del 40% del total de esos bonos.
Larry Fink, presidente de BlackRock.
Los fondos más chicos tienen mayor presencia en la curva de vencimientos larga y están liderados por la compañía estadounidense de capital de riesgo Oaktree Capital Management. Ellos delegaron la negociación en Dechert y Marcelo Etchevarne.
Howard Marks, cofundador de Oaktree Capital
La oferta
Lo que buscó YPF con su oferta inicial es un plazo de gracia de dos años (hasta fines de 2022) en los que no pagaría capital e intereses por la deuda de más de 6000 millones de dólares que tiene con los fondos. La propuesta contempla la emisión de tres nuevos títulos: un bono con vencimiento en 2026 respaldado por el flujo de cobranza de exportaciones y otros dos títulos, con vencimiento en 2029 y 2033, sin garantía de exportaciones. En todos los casos se trata de títulos amortizables, que empiezan a pagar interés a partir de 2023. No obstante, en el mercado esperan una segunda propuesta que se conocerá el lunes. La compañía busca cerrar la negociación durante febrero, antes del vencimiento de 413 millones de dólares que tiene que afrontar el 23 de marzo.
La petrolera sostiene que las restricciones cambiarias que estableció el Banco Central le impiden acceder a los dólares necesarios para honrar sus compromisos, pero el plan de restructuración también busca despejar el horizonte de desembolsos para poder recomponer los alicaídos niveles de inversión.
Reacción y rumores
Los fondos resisten la oferta de la compañía y buscan que haya una mejora de las condiciones en las próximas semanas. Mientras tanto, el precio de la acción en Wall Street comenzó a caer con fuerza. El miércoles retrocedió 6% y el jueves otro 9,9%. A su vez, en lo que va de enero la caída acumulada llega al 30%
Algunos analistas atribuyen el derrumbe a ventas que estaría realizando Blackrock, un viejo conocido de Argentina que pulseó fuerte con Martín Guzmán durante la reestructuración de la deuda soberana que se llevó adelante el año pasado.
Otras fuentes afirman que la salida de Guillermo Nielsen y la próxima designación como presidente de YPF de Pablo González, un abogado kirchnerista con escasos conocimientos del sector energético incrementó la incertidumbre y también ayuda a entender la baja en el precio de los papeles.
Por último, en medio del clima enrarecido que genera en este tipo de negociaciones circularon rumores sobre un supuesto plan oficial destinado a estatizar el 49% de las acciones de la compañía que están en poder de inversiones privados. La versión sorprende porque el Estado Nacional ya controla la empresa y no se termina de visualizar cuál sería la ventaja de destinar dinero a esa movida cuando los dólares son escasos, el déficit fiscal es altísimo y se tiene que negociar con el FMI una extensión de los plazos de pago, justamente porque no se puede pagar. Sin embargo, el propio ministro Guzmán tuvo que salir hoy a desmentir la versión. “El rumor es falso. YPF es una empresa privada con 51% de participación estatal que tiene un rol estratégico en el desarrollo energético de Argentina, y así seguirá siendo», respondió el ministro a la agencia estatal Telam.
A dos meses de la firma del convenio de cooperación con la Municipalidad de Rincón de los Sauces y la entrega del plan de Desarrollo Sostenible, la directora de la Fundación YPF, Ofelia Cédola, y la intendenta de la localidad, Norma Sepúlveda, mantuvieron un nuevo encuentro para analizar los avances en la agenda conjunta.
“Nuestra idea es contribuir a fortalecer capacidades instaladas en Rincón de los Sauces para que las chicas y chicos tengan acceso donde viven a educación, formación profesional y trabajo de calidad ante las oportunidades que se abren en Vaca Muerta”, comentó Ofelia Cédola, directora de la Fundación YPF.
Reunión de la directora de la Fundación YPF, Ofelia Cédola (centro) y la intendenta y la presidenta del Concejo Deliberante del municipio de Rincon de los Sauces, Norma Sepulveda y Daniela Rucci, respectivamente. Foto: Hernán Zenteno
Por su parte, la intendenta destacó el trabajo que se viene articulando con la Fundación “para mejorar la calidad educativa de los vecinos de Rincón”. A su vez, comentó sobre los “proyectos enfocados en género y primeras infancias con el objetivo de acompañar a las mujeres en el cuidado de niñas y niños para que puedan capacitarse”.
Durante la reunión, se analizaron, entre otros temas, la necesidad de la puesta en valor del Nucleamiento N°5, el futuro centro de formación y otros lineamientos para mejorar la calidad educativa y de formación profesional en Rincón de los Sauces.
La Secretaría de Energía publicó hoy la resolución 40/2021 que reglamenta la instrumentación de un plan de pagos para que las distribuidoras eléctricas que durante 2020 acumularon una deuda millonaria con Cammesa —superior a los 140.000 millones— puedan regularizar su situación. La medida autoriza la cancelación en 60 cuotas de parte de ese pasivo. El mercado eléctrico estaba esperando desde hace semanas la publicación la normativa, que fue redactada por el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.
En términos simplificados, en el seno del área energética se discutían dos alternativas: a) que el régimen especial de cuotas —creado por el artículo 87 de la Ley 27.591 (de Presupuesto)— se utilice para cancelar las deudas acumuladas hasta el 30 de septiembre de 2020. O b) que el esquema de créditos se pueda usar también para pagar facturas con Cammesa durante 2021. La Secretaría de Energía finalmente se inclinó por la primera opción.
¿Qué significa eso en la práctica?
Que el régimen especial de cuotas sólo podrá utilizarse para cancelar parte de la deuda millonaria acumulada con Cammesa. El resto del pasivo (el que se generó entre el 1º de octubre y la fecha actual y el que seguramente se acumulará en los próximos meses porque las distribuidoras no están pagando toda la factura de Cammesa) no podrá abonarse bajo el paraguas de este esquema.
El artículo 8 del anexo 1 de la resolución, firmado por Santiago Yanotti, subsecretario de Coordinación Institucional, complica un poco más el escenario. Establece que las distribuidoras interesadas en suscribir un acuerdo de pago con la Secretaría de Energía deberán comprometerse, a partir de ahora, a abonar en tiempo y forma la transacción económica con Cammesa. En caso de no pagar esos vencimientos perderán los beneficios —o parte de ellos— que establece el régimen especial de cuotas.
¿Diseño inconsistente?
La pregunté es: ¿Por qué si, a raíz del congelamiento de tarifas y el impacto de la pandemia, las empresas eléctricas dejaron de abonar —total o parcialmente— la factura con Cammesa, retomarían ahora el pago de las facturas si las tarifas siguen sin actualizarse y la inflación acentuó en estos meses la pérdida real de ingresos?
El espíritu de la regulación que publicó la Secretaría de Energía es claro. Pretende con este esquema presionar a que las distribuidoras eléctricas empiecen a pagar nuevamente toda la factura de Cammesa. El interrogante es si ese voluntarismo será suficiente para alinear a los privados. A priori, parece muy poco probable que eso suceda porque los ingresos de las distribuidoras siguen congelados. “Lo más factible es que las empresas protejan su caja hasta que esté claro qué pasará con las tarifas”, admitió a EconoJournal el presidente de una distribuidora.
Los privados tendrán ahora 15 días para alcanzar un acuerdo con el gobierno y las administraciones provinciales. La idea es que, como condición para acceder al esquema crediticio, las eléctricas presenten un plan de obras para mejorar las redes de distribución que, indirectamente, se financiará con las 60 cuotas que estableció el gobierno.
La discusión por tarifas es el principal en la agenda de Darío Martínez.
Habrá que ver cómo avanza la gestión del programa, aunque el talón de Aquiles sigue siendo la falta de certezas con relación a lo que sucederá con las tarifas. “Si tuviésemos claro cuánto van a aumentar nuestros ingresos, podrían proyectar un flujo de fondos y determinar cuánto podemos pagarle a Cammesa y cuánto invertir en las redes. Pero si esa variable sigue sin precisarse, es imposible proyectar cómo funcionará el negocio en 2021”, precisaron desde otra distribuidora.
Evitar un antecedente incómodo
¿Por qué la Secretaría de Energía no permitió que el esquema de 60 cuotas se utilicen también para cancelar las deudas posteriores al 30 de septiembre o las que se generen en 2021?
Esa era la idea original, pero un sector del gobierno analizó que, en caso de avanzar en esa dirección, se estaría “otorgando un derecho sin contraprestación a los privados”. Aún así, la norma prevé que las distribuidoras que no tengan deuda (una minoría) podrán utilizar los créditos para cancelar transacciones con Cammesa o financiar obras. Pero la mayoría de las empresas no podrá acceder a ese beneficio. Es un premio para las empresas que tuvieron mejor performance, pero no para la mayoría. En una macroeconomía más ordenada y con actualización tarifaria, sería lógico.
La Secretaría de Energía buscó evitar un antecedente incómoda. Permitir que las distribuidoras cancelen en cuotas las facturas con Cammesa durante 2021 hubiese implicado asumir, indirectamente, que lo que recaudan por tarifas es insuficiente para cubrir sus costos. Es decir, que las tarifas están atrasadas. Legal y políticamente, era un lugar en el que un sector de la coalición de gobierno no quería estar. “El esquema fue pensado para cubrir los efectos que la pandemia tuvo sobre el sector eléctrico”, explicó una fuente de la Secretaría de Energía.
La decisión de desplazar a Guillermo Nielsen, como anticipó ayer EconoJournal, y poner como presidente de YPF al diputado por Santa Cruz Pablo González es una muestra más del control que ejerce el cristinismo sobre la política energética, pero no altera la correlación de fuerzas al interior de la petrolera. Nielsen estaba corrido hace tiempo de la toma de decisiones, casi desde que asumió. El desembarco de un pingüino probablemente fuerce alguna redistribución de los escasos recursos que YPF tiene para invertir en las distintas cuencas, pero la conducción política se seguirá ejerciendo en las oficinas donde trabajan los delegados puestos por la vicepresidenta.
La salida de Nielsen
Nielsen encontró rápidamente sus límites dentro de la compañía cuando en diciembre de 2019 intentó aumentar el precio de los combustibles. El cristinismo le bajó el pulgar a esa decisión y Santiago “Patucho” Álvarez, vicepresidente de Asuntos Corporativos, Comunicaciones y Marqueting y miembro de La Cámpora, lo mandó a desdecirse frente a los periodistas a los que el ex secretario de Finanzas les había adelantado el aumento. Fue un gesto de disciplinamiento destinado a dejar en claro quién iba a mandaba adentro de la empresa. La designación de Sergio Affronti como CEO ratificó luego esa situación y la extendió ya no solo a las definiciones políticas sino a la gestión técnica de la empresa, con el armado de una línea gerencial donde Nielsen no tuvo prácticamente influencia. Por todo esto será difícil asignarle ahora responsabilidades en los problemas que viene enfrentando la compañía, aunque seguramente haya voces en el gobierno que exploren ese camino una vez que se concrete el cambio, ya que suele ser un clásico de la política atribuirle todos los males a quien acaba de ser eyectado por la ventana.
No llegó a ser un fantasma como Lanziani, el primer secretario de Energía que designó Alberto Fernández, porque por su propia personalidad Nielsen dejaba trascender informalmente sus diferencias con lo que venía haciendo YPF. Aunque a veces parecía opinar más como un analista de la realidad que como el presidente de la principal petrolera del país, sus palabras generaban cierto malestar dentro de un cristinismo acostumbrado al hermetismo y la verticalidad. Esas diferencias se evidenciaron por última vez en el diseño de la estrategia de reestructuración de la deuda de la empresa y entonces aprovecharon para darle el tiro de gracia y quedarse con la amplia oficina que Nielsen ocupa en el piso 32 de la Torre de Puerto Madero porque lo simbólico a veces también importa.
Con la salida de Nielsen se va uno de los hombres que había sido elegido directamente por el presidente Alberto Fernández. Desde el albertismo se han esforzado en los últimos meses por mostrar los cambios en el sector energético como parte de una estrategia consensuada con Cristina Kirchner y no una mera delegación de ese espacio. Así fue cuando asumió Darío Martínez como secretario de Energía, a quien presentaron como uno de los hombres del presidente en Neuquén. En este caso será difícil adecuar la llegada de Pablo González a ese relato, pues está claro que no es ni por asumo una persona cercana al presidente.
La llegada de Pablo González
Los antecedentes de Pablo González dejan en claro por si solos que no llega a la presidencia de YPF por su conocimiento del sector energético. Quienes armaron el curriculum que filtraron a la prensa tuvieron que esforzarse para encontrar un antecedente vinculado a la energía. Su paso como director de Distrigas Sociedad Anónima en 1994 fue lo mejor que pudieron conseguir.
Su perfil es netamente político. Fue Subsecretario de Recursos Tributarios de la Provincia de Santa Cruz entre 1999 y 2003; fiscal de Estado desde 2003 hasta 2007, cuando asumió como ministro de Gobierno de Daniel Peralta. Ese mismo año fue elegido diputado provincial asumiendo además como vicepresidente 1° de la Cámara de Diputados, pero en julio de 2008 fue designado por Peralta como jefe de Gabinete de la Provincia hasta diciembre de 2011, cuando dejó el cargo para asumir como senador nacional. Además, ingresó como representante de la mayoría del parlamento al Consejo de la Magistratura de la Nación donde fue designado Presidente de la Comisión de Administración. En 2015 asumió como vicegobernador de la Provincia de Santa Cruz en la fórmula que integró con Alicia Kirchner. En esos años, muchas veces tuvo la difícil tarea de negociar con el macrismo en nombre de la gobernadora.
En ese camino se encuentra la explicación que lo llevará a la presidencia de YPF y no en su conocimiento del sector energético. Igual en Santa Cruz esperan que la llegada de uno de los suyos tenga como consecuencia una mayor actividad de la petrolera en la provincia, donde el año pasado se ha hecho poco y nada.
Guillermo Nielsen dejaría en los próximos días la presidencia de YPF, cargo al llegó durante los primeros días del gobierno de Alberto Fernández, en diciembre de 2019. Así lo aseguraron a EconoJournal tres fuentes privadas y gubernamentales sin contacto entre sí. Contactado por este medio, Nielsen declinó de realizar comentarios, pero no negó la información.
La gestión de Nielsen en YPF estuvo jaqueada por la pandemia, que complicó la inserción dentro del mundo ypfiano.
“Aún restan definir los plazos y los procesos de salida, pero es una decisión que ya está lanzado”, explicó un empresario petrolero que conoce los entretelones de la decisión.
“Nielsen, por su parte, podría seguir su carrera política en el área diplomática del gobierno, más precisamente en alguna embajada, aunque su destino no está definido.
YPF presentó la semana pasada ante la Subsecretaría de Puertos y Vías Navegables un pedido de prórroga de la habilitación especial que obtuvo hace algunos años para operar el puerto regasificador de Escobar. Es un requerimiento estándar que se presenta cada cuatro meses, cuando expira el waiver original expedido en 2014. Sin embargo, en este caso, la presentación se da en un contexto diferente.
La terminal de Escobar está clausurada desde el 17 de octubre de 2020 por decisión del Juzgado Federal de Campana, que hizo lugar a una demanda firmada por una vecina que afirmó que existe una “situación de peligro de muerte urbana masiva por estrago de incendio o explosión del Gas Natural Licuado (LNG)”.
“Es una denuncia bizarra que carece de fundamento alguno. Entre los antecedentes incluso cita un informe realizado en China en 2002 sobre el procesamiento de Gas Licuando de Petróleo (GLP). Está todo mezclado. La demanda confunde GLP con GNL, es todo muy extraño”, explicó una fuente privada que tuvo acceso al expediente.
La demora en resolver el litigio judicial empezó a generar preocupación en despachos oficiales. La terminal regasificadora es una nodo estratégico para garantizar el abastecimiento de gas durante el invierno.
La situación es concreta: si el gobierno no logra destrabar el conflicto para los meses de frío, deberá cortar el servicio a industrias, comercial y GNC para asegurar el suministro de gas a los hogares.
¿Quién está a cargo del proceso?
Las empresas productoras, transportistas y distribuidoras descontaban que, a esta altura, el tema estaría resuelto. Es que ayer se cumplieron tres meses desde la clausura preventiva ordenada por los jueces Raúl Alejandro Roust y Adrián González Charvay, sin perspectivas de que la medida se vaya a levantar en los próximos días.
Hasta ahora la estrategia judicial corrió por cuenta del área de Legales de YPF, que encabeza Germán Fernández Lahore. La petrolera bajo control estatal es la operadora de la terminal de regasificación de LNG. En términos accionarios, está asociada en partes iguales con IEASA (ex Enarsa), pero la línea judicial corre por cuenta de los abogados de YPF.
“Seguimos de cerca el desarrollo del tema, pero confiamos plenamente en los equipos técnicos de YPF. Además, desde lo técnico, estamos convencidos de la solidez del contenido de los informes presentados”, indicaron a EconoJournal allegados a IEASA.
La petrolera que lidera el CEO Sergio Affronti presentó a la Justicia al menos dos informes técnicos que respaldan la correcta operación de la terminal y dan cuenta de la importancia de la planta para asegurar el abastecimiento de energía de país. Uno lo elaboró la Universidad de Rosario. El otro, una consultora internacional. Desde YPF evitaron realizar comentarios sobre el tema.
Refuerzo político
Pero ante la negativa de los jueces a levantar la clausura, desde el gobierno reforzarán la posición de YPF con informes de distintas dependencias del Estado. La Secretaría de Energía, que dirige Darío Martínez, consolidará reportes técnicos elaborados por IEASA, el Enargas (con datos oportados por las dos transportistas de gas, TGN y TGS) y Cammesa para que el juzgado de Campana revea su fallo.
“Le vamos a presentar un informe a la Secretaría de Energía, quién entiendo compilará todos los informes para remitirlos a la Justicia”, indicaron fuentes cercanas a IEASA. En la misma línea se pronunciaron fuentes de otras dependencias estatales. Se trata, en definitiva, de empezar a ejercer algún tipo de presión política para resolver el problema.
«Si la política se ocupa del tema, debería resolverlo rápidamente. Por la importancia que tiene esa terminal, es inentendible que la terminal siga clausurada«, analizó un empresario del sector.
Licitación pendiente
IEASA tiene que licitar en febrero la primera tanda de cargamentos de LNG para reforzar la oferta de gas para el invierno. Es complejo, incluso legalmente, realizar ese concurso internacional sin visibilidad acerca de lo que sucederá con la terminal de Escobar. Más cuando aún no está definido si se recontratará el barco regasificador de Bahía Blanca. Desde lo técnico existe en el gobierno un consenso generalizado sobre la necesidad de re-instalar ese barco.
Es una decisión técnica que ni siquiera debería politizarse, pero el macrismo construyó esa narrativa cuando el ex presidente Mauricio Macri realizó un acto oficial para despedir el barco de Excelerate y la semana pasada el ex secretario de Energía Javier Iguacel volvió a insistir sobre ese relato al criticar el eventual regreso del buque.
Es un golpe innecesario porque tanto Iguacel, que cuenta con más de 20 años de experiencia en la industria, como la mayoría de los técnicos que trabajan en el sector saben que:
a) las inversiones en gas empezaron a paralizarse a fines de 2018 tras las violentas devaluaciones que se registraron en los últimos dos años de la gestión de Cambiemos;
b) se frenaron completamente en 2019 por el congelamiento de tarifas (de principios de ese año),
c) en el ánimo inversor incidió el default con los acreedores privados y el FMI y el cambio de gobierno,
d) el advenimiento de la pandemia complicó más el panorama, porque sumió al país en crisis economómica gigante (con una caída del PBI de más de 12 puntos en 2020);
e) la falta de claridad de las políticas sectoriales de la administración de Alberto Fernández, que extendió el congelamiento y aún no logró generar con la industria una mesa de trabajo productiva, acentúa el problema a futuro.
Frente a ese mar de fondo, de complejísima resolución, poner el foco en el regreso o no de un barco regasificador es subestimar completamente el cuadro de situación.
La Argentina se distingue de sus países vecinos en cuanto a que el porcentaje de penetración del gas natural en su matriz energética es de aproximadamente un 25%, comparado, por ejemplo, con un 2% de Brasil. Esta alta penetración se debe principalmente a su extensa red de distribución residencial, comparable con los países más desarrollados en gas natural, como por ejemplo los Países Bajos.
Este consumo residencial de gas natural tiene una alta estacionalidad en el invierno, característica que influye significativamente en todo el mercado mayorista de gas natural, y particularmente en la disponibilidad invernal de gas natural para las industrias, y el potencial de desarrollo de proyectos de exportación. Por ejemplo, la demanda promedio de julio 2019 fue de 150 millones de metros cúbicos por día, mientras que en marzo de 2019 fue de 102. Esto crea el dilema que, aun en escenarios en donde nos sobra gas natural, hay períodos en que es necesario importar para cubrir los picos de invierno. Es por ello que el reciente Plan Gas 2024 implementado por el Gobierno (PG4) adjudica distintos precios para el período estival (siete meses con un factor de descuento de 0.82) que para el período invernal (cinco meses con un factor incremental de 1.25). Esto no solo reconoce la mayor demanda durante el invierno, sino que abre la puerta para futuros desarrollos de almacenaje de gas natural.
Otra característica que nos distingue de nuestros vecinos, es el gap entre lo que paga el consumidor residencial de gas natural y lo que cuesta el gas natural en el mercado interno (producción doméstica) o externo (importación). En 2015 el usuario residencial argentino pagaba un diez por ciento del costo del gas consumido. El saldo es subsidio, ya sea del Estado o del productor doméstico, al cual muchas veces se lo obliga a vender por debajo del mercado, congelando tarifas, impidiéndole exportar o creando derechos de exportación. Este gap se redujo significativamente hasta el 2019 en que empezó nuevamente a aumentar.
En este escenario nace el PG4 a las apuradas a través del Decreto de Necesidad y Urgencia N° 892/2020 del 16 de noviembre de 2020, intentando frenar la caída de la producción local del gas natural, producto de la coyuntura macro, el congelamiento tarifario de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el marco de la emergencia pública N° 27.541 y la pandemia. Es que la consecuencia de no ocuparse de la caída de producción doméstica, es necesariamente el incremento de la importación de energía, sea gas natural, GNL o sus sustitutos más caros, gas oil y fuel oil.
Más allá del relato, para todo el espectro político, desde el Frente de Todos hasta Cambiemos, las principales necesidades públicas en materia de abastecimiento de la demanda residencial y de generación (el objeto del PG4), son las mismas:
La seguridad del abastecimiento, sustentado principalmente en una producción doméstica que desarrolle nuestros propios recursos y genere empleo; y
(ii) Precios domésticos residenciales en tarifas de gas y electricidad pagaderos en pesos, y cuyos ajustes traten de no superar la inflación. Por otro lado, la principal necesidad de las empresas privadas (incluyendo YPF) para invertir a riesgo propio (en contraposición a invertir a riesgo del Estado) es contar con precios desregulados en dólares que les permitan viabilizar y recuperar sus inversiones.
Es por ello que el desarrollo de nuestros recursos gasíferos en el largo plazo depende de la conciliación eficaz de las referidas necesidades públicas y privadas. Es por ello también que nuestro histórico y recurrente fracaso en el desarrollo de nuestros recursos gasíferos, se debe justamente a la mala conciliación entre tales necesidades públicas y privadas. En 1992 decidimos que los usuarios residenciales paguen tarifas dolarizadas asumiendo que la Argentina nunca más iba a devaluar. En 2002 decidimos romper todos los contratos del sector energético y que los productores reciban por años un precio que no les permitía invertir en nuevos desarrollos. Desde ese momento nacieron un montón de parches, ninguno de los cuales logró crear un marco sostenible de largo plazo que concilie los intereses públicos y privados en materia de gas natural.
Existen tres bolsillos de donde sacar la plata para solventar el costo del componente gas natural (el commodity) que consumen los usuarios residenciales de gas natural (ya sea como gas o como electricidad).
El primer bolsillo es el de los consumidores residenciales a través de las tarifas que pagan a las distribuidoras. Si no existen otros bolsillos, serán éstos quienes asuman el riesgo de una devaluación de la moneda argentina frente al dólar.
El segundo bolsillo es el bolsillo de cada uno de los argentinos, es decir el del Estado Nacional. Este bolsillo se usa por ejemplo cuando el Gobierno importa gas a precios superiores a los que pagan los usuarios en sus tarifas, o cuando a través del Plan Gas 1, 3 o 4, el Estado Nacional paga a los productores domésticos un precio superior al que pagan los usuarios en sus tarifas.
El tercer bolsillo es el bolsillo de los productores domésticos. Este bolsillo recién se usó desde el año 2002 con la Ley de Emergencia Económica N° 25.561 que congeló las tarifas de los servicios públicos, incluyendo las de gas natural y de electricidad. Cuando el Gobiernos interviene los precios y los fija o congela en pesos, los productores domésticos asumen un subsidio cruzado y además el riesgo de la devaluación de la moneda argentina, como ocurre actualmente desde la vigencia de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el marco de la emergencia pública N° 27.541.
Así, si bien es de interés público que los precios del gas natural pagados por la demanda residencial (primer bolsillo) sean lo más bajos posible, es igualmente cierto que existe un interés público en que los precios que reciben los productores domésticos de gas natural (tercer bolsillo), sean suficientes para viabilizar inversiones en el desarrollo de los recursos hidrocarburíferos, para el abastecimiento de esa demanda residencial y de la demanda interna en su conjunto, evitando tener que depender de la importación. Por ello, desde el escenario de escasez de la producción doméstica de gas natural que comenzó en el año 2004, los gobiernos han intentado generar programas de incentivos de inversiones para la producción doméstica (por ejemplo: el Plan Gas 1 del período 2013/2017) transfiriendo riqueza del Estado Nacional (segundo bolsillo) hacia los productores domésticos (tercer bolsillo), para compensar subsidios a consumidores principalmente residenciales (primer bolsillo).
El PG4 concilia eficientemente los intereses públicos y privados en juego, garantizando a los productores domésticos un precio de compra de gas natural en dólares por cuatro años (ocho años para el off shore), precio que resulta de una licitación competitiva para abastecimiento de la demanda residencial y la demanda de generación, por hasta un volumen máximo de setenta millones de metros cúbicos día. Teniendo un horizonte de mediano plazo de demanda y precio, los productores están en condiciones de comprometer las inversiones necesarias para el sostenimiento de la producción.
La característica fundamental del Plan Gas 2024 para conciliar las necesidades públicas y privadas que permitan un sostenido abastecimiento en el largo plazo, es que en el caso de la demanda residencial, los compradores (las distribuidoras de gas como Metrogas, Centro o Naturgy), pagarán a los productores el precio que se establezca para cada período en sus respectivos cuadros tarifarios, y el Gobierno pagará cualquier diferencia, si alguna, entre el pecio en pesos de los cuadros tarifarios y el precio en dólares adjudicado a los productores, creando un mecanismo que permite amortiguar el impacto de eventuales devaluaciones del peso a los consumidores residenciales durante los cuatro años de vigencia del Plan Gas 2024.
Del lado de los productores, esa garantía del Gobierno tiene como contrapartida el compromiso de los productores de sostener las curvas de producción comprometidas en el PG4, dando así garantías al Gobierno en cuanto a la realización de inversiones, sostenimiento del empleo y desarrollo local del recurso.
Finalmente, como incentivo a lograr la mayor participación posible de los productores, el PG4 logra una efectiva compatibilización del mismo con sus planes antecesores, en particular el Plan Gas de la Resolución S.E. N° 46/2017, y establece una prioridad de otorgamiento de autorizaciones de exportación estivales, para aquellos oferentes que resulten adjudicados.
Obviamente existen otras miradas posibles, como por ejemplo la relación del PG4 con el DNU N° 1053/18 del Gobierno de Macri por el que el Gobierno asumió las diferencias de cambio producidas por la devaluación de principios de ese año, entre los cuadros tarifarios en pesos y los importes en dólares debidos por las distribuidoras a los productores. Si bien el DNU N° 1053/18 fue derogado por este Gobierno, e incluso objeto de una causa penal, en definitiva tanto el PG4 como el DNU 1053, hacen lo mismo, es decir, establecer un mecanismo en donde, frente a una devaluación, el Gobierno asume diferencias de tipo de cambio entre el precio del gas que pagan los usuarios residenciales a través de sus tarifas en pesos, y lo que las distribuidoras de gas deben pagar a los productores en el marco de contratos de venta denominados en dólares.
También con el sombrero negativo, las garantías de cobro de los productores de los precios adjudicados en virtud del PG4, tienen procedimientos y riesgos asimilables a los pasados Plan Gas 1 y 3, todos los cuales de algún modo u otro fueron parcialmente incumplidos por todos los Gobiernos de turno.
Volviendo a una visión optimista y corriéndonos del corto plazo, es ahí donde se advierte el mayor potencial del PG4. Como vimos, hasta la fecha no se ha podido conciliar los intereses públicos y privados involucrados en el abastecimiento de la demanda residencial de gas natural. Eso no solo afecta a los consumidores residenciales, sino que impacta letalmente en la contractualización en el largo plazo del sector industrial y de la exportación.
La principal consecuencia del PG4 es que, a diferencia del Plan Gas 1 o la Resolución 46, este contiene elementos que estimulan la contractualización a mediano plazo entre la demanda residencial y los productores domésticos, y más importante aún, la contractualización de la producción doméstica con la demanda interna industrial y la exportación.
Si las partes involucradas en el PG4 cumplen con sus compromisos, constituye una buena herramienta para generar señales adecuadas para que los productores retornen a la libre contractualización en el largo plazo de la demanda industrial doméstica, desaparecida desde la creación de las prioridades de despacho en favor de la demanda residencial en el año 2004. Esta falta de contractualización, que pasa muchas veces desapercibida en el debate público, es realmente una condición fundamental para el desarrollo futuro de nuestro país con inversión privada a riesgo (en contraposición a invertir a riesgo del Estado). Hoy la mayor parte de los proyectos de inversión en el mundo son financiados por bancos que, cuando no existen garantías de pago del gobierno, exigen al desarrollador fuertes contratos de largo plazo con sus proveedores y clientes que aseguren la viabilidad del proyecto y el repago del préstamo. Contar con un suministro confiable de energía instrumentado en un contrato que asegure cantidad y precio, es uno de los condicionamientos más relevantes de cualquier proyecto de inversión sea de minería, petroquímica, automóviles, etc.
Por otro lado, a partir del descubrimiento del yacimiento no convencional Vaca Muerta y la factibilidad técnico-comercial de su explotación mediante técnicas de estimulación no convencionales, la disponibilidad de la oferta doméstica de los hidrocarburos ya no depende de la existencia de reservas probadas. Hoy, a diferencia de los noventa, sabemos que la Argentina cuenta con recursos suficientes para abastecer sus necesidades de gas natural por varias generaciones. Por eso la disponibilidad de ese recurso depende esencialmente de crear las condiciones para la inversión en su desarrollo. Sin esa inversión, sabemos que el recurso existe, pero no podemos aprovecharlo.
Al contractulizar la demanda residencial en el mediano plazo, a través de un mecanismo que, de respetarse, concilia eficientemente el interés público y privado involucrado en el abastecimiento de la demanda prioritaria residencial, el PG4 viabiliza el retorno de los contratos de largo plazo en el mercado mayorista de gas natural, abriendo oportunidades para el desarrollo de otros importantes proyectos de inversión, tanto a nivel de la industria local, como en el desarrollo de Vaca Muerta a escala global. Amén.
Establece que para conseguir el quórum en una asamblea extraordinaria convocada para reestructurar la deuda de la compañía se precisa de un 60% de participación de los tenedores. En tanto que para aprobar enmiendas en los títulos emitidos (bonos) se requiere del aval de la mitad de los participantes; es decir, del 31 por ciento. Esos números rigen para la primera convocatoria de canje. Si hay una segunda propuesta, como seguramente sucederá en este caso, la Ley de Sociedades instituye que para tratarla se necesita del 30% de participación para conseguir el quórum y de la mitad más uno (16%) para aprobarla.
Eso es lo que está escrito en los contratos de emisión de bonos que ahora quiere reestructurar la petrolera que preside Guillermo Nielsen. Sin embargo, a nivel global, el estándar es diferente: está instalado consuetudinariamente que para canjear una deuda se requiere del 50% de aprobación de los tenedores de bonos.
Planteo de inversores
“Fue el pedido de varios fondos. Su temor es que si aplica la Ley de Sociedades, YPF pueda cerrar la reestructuración sólo con un 15% de aprobación de los bonistas. Por eso, esos inversores hablaban de una actitud avasallante y malintencionada de la compañía”, explicó a EconoJournal un financiero que sigue de cerca la reestructuración.
Para descomprimir ese ruido, el CFO de la empresa, Alejandro Lew, que lidera el proceso de canje, accedió a dejar de lado la regulación local y a basarse en la normativa internacional. “YPF reafirmó su compromiso con sus inversores indicando que las modificaciones a los términos y condiciones de sus ONs únicamente serán efectivas respecto de cada serie si son aprobadas por tenedores representativos de más del 50% del capital de dicha serie”, explicaron a este medio allegados a la petrolera.
En los hechos, la petrolera cedió un derecho porque la letra chica de los contratos de emisión de ONs le daba la razón. Pero en pos de encaminar un canje complejo, optó por establecer las condiciones de borde que pedían los bonistas.
Pandemia
La situación se complicó un poco más porque, según explicaron varias fuentes del sector financiero, la pandemia afectó el funcionamiento de los sistemas de emisión de voto en asambleas virtuales como la de YPF. “El procedimiento para votar en contra de una reestructuración es más complejo que para votar a favor. Quienes se oponen tienen que mandar, por medio de brokers, una carta con una serie de certificaciones internacionales, que no es sencillo de conseguir en los plazos que prevé la reestructuración porque por la pandemia todo es más lento”, detalló una de las fuentes consultadas.
No es un tema que corresponda a YPF, pero aún así la empresa buscó la manera de ofrecer un procedimiento automático para aquellos que quieran votar en contra. Por lo general, cuando se lanzan reestructuraciones de este tipo, quienes manifiestan su voto lo hacen a favor. Los tenedores que se oponen directamente no participan del proceso y se entiende, de esa manera, que su voto es negativo. Por eso, fuentes de YPF aclararon que “todo tenedor que no presente sus ONs al canje será considerado como voto negativo para la solicitud de consentimiento”.
Fechas y plazo
YPF apunta a cerrar la negociación con los bonistas el 4 de febrero. Es probable que deba extender ese plazo. Sin embargo, no por mucho tiempo más. El 14 de febrero es la fecha tope para reestructurar el bono que vence el 23 de marzo por US$ 413 millones. El mercado descuenta que la petrolera mejorará las condiciones de la oferta de reestructuración. “Es lo que siempre pasa en este tipo de propuestas unilaterales. Siempre hay una espacio para mejorar la oferta”, concluyeron desde una consultora de Research.
Siemens Gamesa y Siemens Energy prevén una inversión total cercana a 120 millones de euros durante los próximos cinco años para el desarrollo de una solución integrada offshore capaz de producir directamente hidrógeno verde
Este acuerdo es un primer paso hacia un sistema capaz de producir hidrógeno verde offshore a escala industrial
Esta solución permitirá descarbonizar sectores muy contaminantes, como el transporte o la industria pesada
Para alcanzar los objetivos del Acuerdo de París, el mundo necesita grandes cantidades de hidrógeno verde que permitan descarbonizar la economía. Siemens Gamesa y Siemens Energy han anunciado hoy un acuerdo que hará realidad una nueva era en la producción de hidrógeno verde, y dará respuesta a uno de los principales retos de nuestra década, la lucha contra el cambio climático.
A través de esta colaboración, se desarrollará 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. Ambas empresas esperan tener en marcha un prototipo entre 2025 y 2026.
“Nuestra experiencia y liderazgo en la industria eólica offshore de más de 30 años, junto con el conocimiento de Siemens Energy en el campo de los electrolizadores, nos permiten aunar los mejores expertos del sector y tecnología de punta para abordar la crisis climática. Nuestros aerogeneradores ya contribuyen de manera fundamental a este reto, pero con el potencial del hidrógeno verde podemos descarbonizar otras industrias contaminantes. Estoy muy orgulloso de que nuestros empleados contribuyan a generar un futuro más verde», ha subrayado Andreas Nauen, CEO de Siemens Gamesa.
Christian Bruch, CEO de Siemens Energy, explica: «Junto a Siemens Gamesa, estamos en una posición única para desarrollar esta solución revolucionaria. Somos la empresa que puede aprovechar su tecnología para crear y redefinir el futuro de la producción offshore. Con este desarrollo, la economía del hidrógeno podrá beneficiarse del potencial de las zonas con mucho viento offshore. Es un ejemplo excelente de cómo almacenar y transportar la energía eólica, reduciendo así la huella de carbono «.
Los planes para el desarrollo de esta solución integrada requerirán de una inversión de 80 millones de euros por parte de Siemens Gamesa y de 40 millones de euros, por Siemens Energy, durante un periodo de cinco años. Siemens Gamesa adaptará el aerogenerador más potente del mundo, la turbina offshore SG 14-222 DD, con una potencia nominal de 14 MW, para integrar el electrolizador. La experiencia de Siemens Gamesa en el segmento offshore permitirá minimizar las pérdidas eléctricas. Al mismo tiempo, el enfoque modular de esta solución asegura su escalabilidad fiable y eficiente. Por su parte, Siemens Energy desarrollará un electrolizador capaz de resistir el entorno marino y de sincronizarse con el aerogenerador. Estos desarrollos se convertirán en un referente tecnológico para la producción de hidrógeno.
Esta solución integrada producirá hidrógeno verde directamente del viento mediante un conjunto de electrolizadores situados en la base de la torre del aerogenerador. Se trata de un proyecto pionero que abre el camino a la producción de hidrógeno verde offshore a escala industrial y de manera competitiva. Reducirá el costo del hidrógeno verde al funcionar sin conexión a la red, permitiendo acceder a más y mejores emplazamientos eólicos, y demostrará la viabilidad de la integración de aerogeneradores de manera eficaz y fiable en sistemas de producción de hidrógeno a partir de energía renovable.
Estos desarrollos son parte de la iniciativa H2Mare, un proyecto pionero que, según ha anunciado hoy el ministerio alemán de Educación e Innovación, podría formar parte de su programa de apoyo al hidrógeno. H2Mare es un proyecto modular que incluye múltiples apartados en los que colaboran más de 30 socios de la industria y del mundo académico; Siemens Gamesa y Siemens Energy contribuirán al proyecto H2Mare con sus propios desarrollos en bloques modulares independientes.
El hidrógeno y su papel en la transición energética
Cada año se producen 80 millones de toneladas de hidrógeno y se espera que esta producción aumente en 20 millones de toneladas para 2030. Sólo un 1% de ese hidrógeno se genera a partir de fuentes de energía verdes. La mayor parte se obtiene a partir de gas natural y carbón, emitiendo 830 millones de toneladas anuales de CO2, una cantidad similar a las emisiones de Alemania o de la industria marítima mundial. Para convertir ese hidrógeno gris en verde se requerirían 820 GW de energía eólica, un 26% más de toda la capacidad eólica instalada actualmente en el mundo. Las previsiones a largo plazo según distintas fuentes de la industria coinciden en que para 2050 se producirán unos 500 millones de toneladas de hidrógeno, una gran parte del cual será verde. Según estos cálculos, este crecimiento requerirá entre 1.000 y 4.000 GW de energía renovable para cubrir la demanda de hidrógeno verde hasta 2050.
Siemens Gamesa Renewable Energy
Siemens Gamesa es líder mundial en la industria eólica, con una fuerte presencia en todas las partes del negocio: offshore, onshore y servicios. Las capacidades digitales avanzadas de la compañía le permiten ofrecer una de las carteras de productos más amplias del sector, así como soluciones de servicio líderes en la industria, lo que ayuda a que la energía limpia sea más asequible y confiable. Con más de 107 GW instalados en todo el mundo, Siemens Gamesa fabrica, instala y mantiene aerogeneradores, tanto onshore como offshore. La cartera de pedidos de la empresa asciende a 30.200 millones de euros. La compañía tiene su sede en España y cotiza en la Bolsa de Valores española (cotiza en el índice Ibex-35).
Siemens Energy
Siemens Energy es una empresa de tecnología energética líder en el mundo, que trabaja con sus clientes y socios en los sistemas de energía del futuro, apoyando la transición hacia un mundo más sostenible. Con su portfolio de productos, soluciones y servicios, Siemens Energy cubre casi toda la cadena de valor de la energía, desde la generación y transmisión de energía hasta el almacenamiento. El portfolio incluye tecnología de energía convencional y renovable, como turbinas de gas y vapor, plantas de energía híbrida operadas con hidrógeno y generadores y transformadores de energía. Más del 50 por ciento del portfolio ya se descarbonizó. Su participación mayoritaria en la sociedad Siemens Gamesa Renewable Energy convierte a Siemens Energy en líder del mercado mundial de energías renovables. Siemens Energy emplea a 91.000 personas en todo el mundo en más de 90 países y generó ingresos de alrededor de €27.5 mil millones en 2020.
Grúas San Blas (GSB) resultó ganadora de la licitación internacional que realizó el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación. Con financiación del Banco Interamericano de Desarrollo – BID, este llamado tiene como objetivo optimizar la Gestión Integral de Residuos Sólidos Urbanos (GIRSU). De esta manera, se avanza en el compromiso asumido por la Argentina mediante la firma del Acuerdo de París sobre Cambio Climático.
Héctor Maldonado, del departamento de Licitaciones de Grúas San Blas, señaló al respecto “en este concurso internacional participaron 24 empresas para la provisión de 93 equipos y tuvo como objetivo la entrega de equipamiento a los diferentes municipios que tienen la problemática de los basurales a cielo abierto en donde se busca poder remediar los rellenos sanitarios, muchas veces sin un tratamiento eficiente de la basura”. Y agregó: “Grúas San Blas participó con su oferta en tres renglones: la provisión de excavadoras hidráulicas de 150 HP, las palas cargadoras de 130 HP y autoelevadores eléctricos de 1500 Kg, y sumó el valor agregado de la cobertura nacional y la capacitación específica para su utilización en cada municipio”.
El comprador es el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, con financiamiento y control del BID, y entrega “llave en mano” del equipamiento a los Municipios; e implicó una inversión del orden de los 6 millones de dólares.
En la licitación se produjo un valor agregado que es adjudicar a un proveedor que pueda tener desarrollo de asistencia técnica con cobertura en todo el país, lo cual es brindado por Grúas San Blas a través de sus sucursales, representantes y talleres autorizados, esto permite que los municipios cuenten con asistencia técnica en cualquier punto de la Argentina.
También se desarrollaron capacitaciones, en las oficinas centrales que posee Grúas San Blas en Don Torcuato, para el personal municipal, tanto en el manejo de los equipos como en la seguridad personal del operador. En el caso de los municipios que se encuentran distantes de Buenos Aires, se coordinan talleres virtuales para cumplimentar con los requisitos de formación de los operarios y las normas sanitarias vigentes en cada zona del país. Cabe destacar que en ambas modalidades también se brinda asesoramiento sobre mantenimiento y solución de problemas técnicos para que los operadores de la maquinaria puedan seguir trabajando, hasta tanto se realice el mantenimiento integral del equipo.
Grúas San Blas participó con 93 equipos, entre ellos palas cargadoras de 2M3, autoelevadores eléctricos de 1,5 TN y excavadoras de 21 TN marca Sany, que brindan alta calidad de equipamiento y capacidad técnica, económica y legal, estricto cumplimiento de normas ambientales, provisión de kit de filtros y sistema de rastreador satelital para cada equipo, servicios post venta y de mantenimiento asegurado. Estos equipos fueron patentados a nombre de los organismos públicos correspondientes.
La entrega comenzó el 26 de noviembre y se mantiene durante el verano, para concluir a fines de marzo. En la primera etapa GSB efectuó la entrega en los Municipios de Florencio Varela y de Luján (Bs.As.), Pico Truncado y Caleta Olivia (Santa Cruz).
En la actualidad, Grúas San Blas se encuentra cumpliendo con el cronograma de entregas en los municipios de Almirante Brown, Chascomús, Escobar, nuevamente Florencio Varela, General San Martín, La Matanza, Lanús, Lomas de Zamora, Malvinas Argentinas, Mercedes, Pilar, San Fernando. Luego se distribuirán en distintas provincias como Chubut (Comodoro Rivadavia), Córdoba (Villa María), Corrientes (Santo Tomé); Entre Ríos (Paraná); La Pampa (General Pico); La Rioja (Rosario Vera Peñaloza y Chilecito); Misiones (San Pedro); Río Negro (Villa Regina); Salta (Tartagal); en San Juan se entregará en el consorcio Número 1, integrado por la ciudad de San Juan y varios municipios aledaños, Santa Fe (San Jorge); Santiago del Estero (Termas de Río Hondo) y Tucumán (San Miguel de Tucumán).
El CEO de YPF, Sergio Affronti, la presidenta de Equinor Argentina, Nidia Álvarez y el presidente de Shell Argentina, Sean Rooney, firmaron un acuerdo preliminar para el ingreso de Shell como socio en el bloque CAN 100 ,ubicado en la Cuenca Norte del Mar Argentino.
Tras esta operación, que se encuentra sujeta a la aprobación de la autoridad regulatoria, Equinor –que es el operador del área- e YPF se dividirán en partes iguales el 70% del bloque y Shell ingresará con el 30% restante.
“Para YPF la firma de este acuerdo es un nuevo paso en el fortalecimiento y expansión de la relación con estas dos grandes compañías energéticas. Estamos muy entusiasmados de poder aportarle al país el conocimiento y la experiencia que Equinor y Shell tienen en el desarrollo de proyectos offshore en el mundo”, afirmó Sergio Affronti, CEO de YPF.
El bloque CAN 100 comprende un área de 15.000 km cuadrados y es el bloque más grande de la Cuenca Norte del Mar Argentino. YPF y Equinor también son socios en el bloque CAN 114, de la misma cuenca.
Fuera del offshore, YPF y Equinor son socias en el Bloque Bajo del Toro, una formación de hidrocarburos no convencionales ubicada en Vaca Muerta, que tiene una superficie de 157 kilómetros cuadrados. Con YPF Luz, la firma noruega selló una alianza en 2019 para el desarrollo del parque eólico Cañadón León en la provincia de Santa Cruz.
A su vez, YPF, Shell y Equinor ya se encuentran asociadas en el bloque no convencional de Bandurria Sur en Vaca Muerta.
Enel X Argentina instaló dos equipos para cargar seis vehículos eléctricos en las dos estaciones de servicio que la empresa Axion inauguró en la Autopista Buenos Aires-La Plata. De esta manera, la empresa pionera en movilidad eléctrica sigue construyendo la red de recarga en toda la Argentina.
Los dos nuevos cargadores instalados se llaman JuicePump y tienen una potencia de 50 Kw que permite cargar un auto eléctrico de última generación en tan sólo 40 minutos. Cada uno tiene tres tomas y son los equipos de última generación que también se están instalando en Europa, donde la movilidad eléctrica crece día a día.
Con la inauguración de estos dos nuevos puntos de carga, Enel X Argentina suma 5 cargadores en estaciones Axion. Además, Enel X Argentina tiene un punto en el edificio central de Edesur y otro en la planta Enel Generación Costanera, para la recarga de los autos eléctricos de Enel.
Recientemente, Enel X Argentina inauguró un corredor de recarga para vehículos eléctricos que va desde Ushuaia hasta México, con un total de 220 puntos de carga a lo largo de 11 países, de los cuales Argentina tiene 62, el mayor número de estaciones.
Enel X es la línea de negocios global de Enel dedicada al desarrollo de productos innovadores y soluciones digitales en sectores donde la energía está mostrando el mayor potencial de transformación: ciudades, hogares, industrias y movilidad eléctrica, con alrededor de 130.000 puntos de carga de vehículos eléctricos públicos y privados disponibles en todo el mundo.
La Secretaría de Energía ya decidió que el 16 de enero actualizará los impuestos que se cobran sobre la venta de combustibles. Se trata del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono. La cartera que dirige Darío Martínez tiene pendiente ajustar la carga impositiva en función de la evolución de inflación del tercer y cuarto trimestre de 2020.
Desagregará la actualización en dos fases: la primera, que computará la variación del IPC entre julio y septiembre del año pasado, se concretará el sábado. El ajuste por la evolución de precios durante el último trimestre del año se postergará a través de un DNU que se publicará en las próximas horas, según confirmaron a EconoJournal fuentes de la Secretaría de Energía.
La inflación registrada en julio, agosto y septiembre fue de un 7,4%, según datos del Indec. La actualización del ICL tendrá, por ese motivo, un impacto de alrededor de un 2% en el precio final de las naftas y un 1,5% en el importe del gasoil. Casi con seguridad YPF y el resto de las refinadoras —Axion, Raízen y Puma— trasladarán el recargo impositivo automáticamente a las pizarras de sus estaciones.
Sin embargo, allegados a la petrolera controlada por el Estado advierten que la decisión no está tomada y que, como viene sucediendo en los últimos meses, se definirá políticamente pocas horas antes de la suba.
“El último aumento (el 4 de enero, para cubrir el incremento de los biocombustibles) generó reacciones políticas adversas, incluso dentro del oficialismo. No está claro que el gobierno vaya a autorizar una nueva suba”, indicaron.
Presión internacional
En cualquier caso, lo lógico sería que las petroleras actualicen el valor de las naftas y el gasoil.
¿Por qué? Fundamentalmente porque el Brent, la cotización internacional que se toma en cuenta para calcular el precio de paridad de exportación del crudo local, ascendió esta semana hasta los 56 dólares por primera vez en 11 meses (antes de la pandemia). «A principios de diciembre apenas pasaba los 45 dólares», afirmaron desde una petrolera.
Si YPF —y el resto de las refinadoras— quisiera alinear el precio de los combustibles en base a esa referencia internacional tendría que aumentar los precios en las estaciones de servicio en casi un 15 por ciento. No es viable políticamente. Habrá que ver si, frente a eso, se empieza a complicar durante las próximas semanas el abastecimiento de combustibles en algunos puntos del país.
Para la petrolera que conduce Sergio Affronti, la suba del Brent puede representar, además, un problema adicional porque para marzo tiene previsto una parada de planta en su refinería de Ensenada. Eso la obligará a importar naftas para abastecer el mercado interno. “Importar gasolina a pérdida no parece la mejor opción y más cuando están reestructurando toda tu deuda”, interpretó un analista financiero.
Solución de fondo
La Secretaría de Energía está al tanto de esa situación. Por eso, funcionarios del área empezaron a analizar alternativas para acomodar el mercado interno de petróleo y derivados a lo que está pasando con el precio del barril a nivel global.
“La mayoría de los analistas coincide en que el Brent seguirá subiendo y al menos por unos meses, se ubicará por encima de los 60 dólares. Si eso sucede y los precios domésticos de los combustibles no suben, las refinadoras no integradas (como Raízen y Puma) y en menor medida YPF, que compra una pequeña porción de crudo a terceros, se verán perjudicadas porque no tendrán margen para reconocer un mejor precio del crudo a los productores locales ni tampoco para importar productos terminados”, advirtieron desde una trader de derivados del petróleo.
Lo que está pendiente es algún tipo de acuerdo entre YPF y el resto de la industria con el gobierno que permita ir llevando los precios de los combustibles en 2021 en un escenario en el que se descuenta que el tipo de cambio se seguirá depreciando y que muy probablemente registre precios del petróleo en la banda que tienen hoy.
A través de licitaciones y convenios, distintas empresas inician proyectos conjuntos en pos de generar beneficios mutuos. Esta modalidad es el punto de partida de nuevas estrategias comerciales que se desarrollan y crecen de cara a las necesidades de cada una de las industrias.
El modelo contractual entre empresas fue cambiando a lo largo del tiempo. Una de las formas de generar acuerdos y avanzar en proyectos es a través de licitaciones, sistema mediante el cual se adjudica la realización de una obra a la empresa que ofrece las mejores condiciones.
Estas operaciones son claves para todas aquellas industrias que quieran generar nuevas estrategias comerciales de cara al futuro y desean expandir su mercado en diferentes regiones del mundo.
Ejemplo de ello es Bertotto Boglione S.A., empresa líder en brindar soluciones de almacenamiento, oriunda de la localidad de Marcos Juárez, Córdoba.
La compañía, que nació en 1948, acaba de ganar una licitación en Perú que consiste en proveer tanques y accesorios a la empresa Repsol por una duración de tres años. El Gerente Comercial de Bertotto Boglione, Pablo Capuano, señaló, al respecto, la importancia del acuerdo:
“Estamos felices por haber ganado esta licitación con una de las empresas más importantes que es REPSOL Perú. Además, por primera vez desembarcamos en el país con la idea de luego replicar lo que hicimos en Chile en los inicios”, aseguró y agregó:
“Bertotto Boglione, en esta licitación en particular, debe proveer Tanques Doble Pared Acero Prfv (DPFV) para estaciones de servicio. Si bien este contrato es por 3 años entendemos que podemos replicarlo en el resto de las petroleras que operan en el país”.
Los equipos exportados por Bertotto Boglione, que se llevarán desde la planta de Argentina hasta Perú por vía marítima, son parte del nuevo sistema de modernización e innovación que está adoptando el país vecino en sus estaciones de servicio. Así lo explica Carlos Rubbi, Responsable del área de Comercio Exterior de Bertotto Boglione:
“Haber ganado esta licitación genera muchos beneficios para la compañía. Por un lado, el logro de un nuevo cliente de la calidad y la importancia de Repsol, y sus planes de inversión y modernización de sus estaciones en Perú; por otro lado, estamos hablando de un mercado muy competitivo y participar directamente como proveedores en este proceso es un gran desafío para nosotros”.
Rubbi también expresó que, si bien no es la primera vez que la empresa exporta equipos a este país de la región, el proceso para ganar la licitación con Repsol llevo un año de arduo trabajo en equipo debido a que el mercado tuvo varias dificultades para que su ingreso sea posible.
Con tecnología de última generación en los procesos productivos, el cumplimiento de las normas ISO 9001, certificación de productos UL e INMETRO y la fabricación bajo licencias mundialmente reconocidas, la empresa mantiene su compromiso y vocación con el trabajo desde sus inicios.
Bertotto Boglione tiene soluciones creativas para el sector industrial y lo acompaña garantizando las herramientas esenciales para el desarrollo de su trabajo. Contiene valor y trayectoria, demostrando responsabilidad y pensando siempre en el futuro.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (ADEERA) elaboró un informe en el que advierte las consecuencias que está generando en el sector el congelamiento de tarifas y describe las condiciones en la que se desempeñaron las empresas durante la pandemia, a lo largo de todo el año pasado. También evalúa la caída de ingresos vía tarifas por combinación de congelamiento y morosidad, propone un nuevo esquema de aplicación de la tarifa social y fija posición frente a declaraciones de funcionarios públicos sobre posibles cortes de luz en verano.
El documento afirma que las 47 distribuidoras que nuclea la cámara “se encuentran en estado de preocupación frente a la extensión del congelamiento tarifario dispuesto recientemente en algunas zonas muy importantes del país” y advierta que esta medida “produce una afectación directa al servicio eléctrico”. Destaca que el congelamiento “se produce en un contexto con una inflación acumulada del 80 %, de la cual el servicio eléctrico no es responsable pero que sí impacta directamente en los aumentos de los costos de la prestación”.
ADEERA afirma que la producción y distribución de energía tiene un costo y que se requiere de inversiones constantes para “garantizar las condiciones de calidad requerida por los usuarios”. Indica que entre los costos del servicio de distribución se encuentran los salarios -que involucra a más de 80.000 personas que trabajan directa e indirectamente-, los materiales, repuestos, flotas de vehículos y demás insumos.
Escenario de pandemia
El informe resalta que durante la pandemia “las distribuidoras de electricidad realizaron una gran cantidad de obras para mantener la calidad del servicio, acompañar la demanda y fortalecer el abastecimiento a hospitales y centros de salud”. Destaca que “entre todas las empresas invirtieron más de 50.000 millones de pesos en 2020, privilegiando las redes y su operación por sobre otras obligaciones” y que los trabajadores del sector eléctrico “estuvieron presentes en todo el territorio nacional para resolver, en el menor tiempo posible, todas las interrupciones de servicio que en la mayoría de los casos tuvieron lugar por condiciones meteorológicas adversas”. Sin embargo, lamenta que pese a que la distribución eléctrica es un sector esencial “no fue asistido hasta el momento con ningún programa de compensación o ayuda económica”.
ADEERA manifiesta que al congelamiento tarifario se le agregó la pandemia para comprometer aún más la situación financiera de las distribuidoras. Esto se debió “a la morosidad en el pago de las facturas, a las deudas que se vieron obligadas a contraer con Cammesa, a la falta de actualización del Valor Agregado de Distribución (VAD), a los altos componentes impositivos y a la reducción de la demanda industrial que no logró compensarse con el aumento del consumo hogareño”.
Ingresos por tarifas
El informe señala las tarifas de los servicios públicos que rigen actualmente en el país son las más económicas de la región, comparadas con Uruguay, Brasil o Chile. “Esto implica un fuerte atraso monetario en las distribuidoras que trae como consecuencia falta de fondos para continuar con el necesario nivel de inversiones para mantener la calidad del servicio”, afirma.
La ADEERA indica que “solamente el 29% de lo recaudado por las facturas corresponde al distribuidor (VAD) que se destina al pago de salarios, mantenimiento, compra de materiales e insumos y planes de inversión, entre otros”. A su vez, la carga impositiva total del servicio es del 46%, considerando todos los impuestos de la cadena.
La aplicación de la tarifa social
El documento pondera “la importancia de acompañar las necesidades de los sectores más vulnerables y de exigir el cumplimiento de las obligaciones a los usuarios con capacidad de pago”.
En ese sentido, recuerda que ADEERA “presentó una propuesta integral de mejora de aplicación de la Tarifa Social que está disponible en el sitio web de la Asociación y que promueve dos valores promedios fijos a subsidiar mensualmente por hogar, diferenciados por regiones”. Señala que la propuesta “pretende hacer más equitativa la distribución de los subsidios, ya que actualmente todos los usuarios están subsidiados, independientemente de su capacidad económica”.
Cortes de luz en verano
El documento de ADEERA también fija posición “frente a los dichos de referentes de la cartera de Energía sobre posibles cortes de luz en verano”. Afirma que “las distribuidoras han tomado deuda y postergado otras obligaciones para realizar obras de mantenimiento y mejora de las redes, esto implica que no deben esperarse mayores cortes que los que resultan habituales en los días de altas temperaturas”. Destaca que las distribuidoras tienen actualmente los procesos y los recursos necesarios para dar rápida respuesta ante eventuales interrupciones en el suministro.
Estabilidad y certidumbre
Sobre el final, el documento señala las condiciones necesarias para superar el actual escenario. “Las distribuidoras necesitan pautas más precisas para trabajar en un marco estable y así impulsar el desarrollo del país y continuar con la generación de empleo genuino tanto directo como indirecto. La situación macroeconómica define el futuro del sector, que no espera solamente una recomposición tarifaria sino un escenario de certidumbre para planificar el futuro del servicio eléctrico”, concluye.
Los funcionarios de la Secretaría de Energía que están prestando soporte a los entes trabajan sobre una hipótesis cada vez más extendida. Es la siguiente: el precio de la energía en el mercado mayorista (MEM) permanecerá congelado hasta fines de 2021. Es la opción más probable, según indicaron a EconoJournal distintas fuentes del sector eléctrico sin contacto entre sí. Al menos, esa es la hoja de ruta con la que trabajan los colaboradores del secretario Darío Martínez.
El precio estacional de la energía en el MEM es uno de los tres componentes que conforman la factura de electricidad. Los otros dos son a) el costo de la distribución y transporte y b) los impuestos que se cargan sobre el servicio.
¿Cuál es el objetivo de dejar congelado el precio mayorista?
En primer lugar, atemperar la presión sobre el incremento de las tarifas. Si el precio estacional —el elemento que más pesa en las facturas domiciliarias— continúa congelado durante el año, la necesidad de elevar la factura final será menor. “Lo más factible es que el precio estacional no varíe al menos hasta noviembre, después de las elecciones”, explicó un funcionario provincial de trato frecuente con la Secretaría de Energía.
¿Cuál es la consecuencia inmediata?
El incremento de los subsidios de manera proporcional. El Presupuesto 2021 fue confeccionado sobre la base de que las tarifas iban a aumentar un 30% durante el año, en la línea de la inflación proyectada. Si la suba es inferior a esa cifra, el gobierno deberá cubrir la brecha con subsidios adicionales. Si la inflación se dispara o el tipo de cambio se deprecia más rápido que lo previsto, ese gap será mayor.
Por eso no está claro si el Ministerio de Economía avalará el congelamiento del precio mayorista de la electricidad durante 2021. El Presupuesto prevé un déficit de 4,5 por ciento. Si las facturas de gas y electricidad siguen invariantes por un año más, habrá que agregar un punto porcentual más al rojo fiscal que contempla el equipo de Martín Guzmán.
Mal timing
La mayoría de los gobernadores pretendía aumentar las tarifas residenciales durante el primer bimestre del año para recomponer el Valor Agregado de Distribución (VAD) que perciben las distribuidoras. Frente a ese contexto, el congelamiento del precio estacional les permitiría a los administradores provinciales destinar la suba de las tarifas a recomponer sólo el VAD de las distribuidoras.
“Así, por ejemplo, si el gobierno autoriza una suba en las tarifas del 9% (como sostienen algunos funcionarios y directivos de empresas), ese aumento permitiría recomponer, en rigor, un 20% el ingreso de las distribuidoras vía VAD”, explicó un alto directivo de una distribuidora eléctrica.
¿Quiénes se verían perjudicados?
Si el gobierno finalmente opta por dejar congelado el precio estacional que se carga en las tarifas residenciales, los generadores son los que se verían indirectamente perjudicados.
¿Por qué? Porque al haber menos fondos disponibles en el sistema (dado que la mayor parte de los subsidios crecientes se destinará a cubrir los costos del combustible que utilizan las centrales térmicas), se reducirán las chances de que el Ejecutivo actualice la remuneración que perciben las generadoras que despachan máquinas ‘viejas’, que perciben un precio de la energía que está regulado por la Secretaría de Energía.
Ese importe está congelado desde febrero de 2020. Las generadoras —Central Puerto, AES, Enel y Pampa Energía, entre otras— vienen pidiendo desde hace meses que la Secretaría actualice la remuneración en línea con la inflación (que en rigor es lo que establece el marco normativo), pero el gobierno hace caso omiso. El congelamiento del precio mayorista en el MEM no contribuirá a solucionar ese problema.
La utilización de técnicas de recuperación secundaria y terciaria para la producción de pozos maduros sigue demostrando que brinda excelentes resultados. YPF informó que el yacimiento Manantiales Behr, ubicado en la Cuenca del Golfo San Jorge, registró un nuevo récord, al alcanzar los 3747 metros cúbicos diarios en diciembre de 2020.
La compañía bajo control estatal destacó que “este hito se logró a través de un trabajo multidisciplinario y la implementación de técnicas de recuperación secundaria y terciaria que están revitalizando yacimientos convencionales en la Cuenca del Golfo San Jorge, especialmente”.
El uso de polímeros (terciaria) comenzó a desarrollarse en Manantiales Behr con la implementación de cinco plantas modulares de inyección que permitieron mejorar la recuperación de hidrocarburos en el área.
Plan piloto
El primer plan piloto se inició en 2019, en la zona de Grimbeek. Dado los buenos resultados obtenidos con esa primera prueba se instalaron las otras cuatro plantas.
A pesar de las restricciones que impuso la pandemia, a lo largo de todo el 2020 Manantiales Behr fue superando sus propios records. En mayo pasado había alcanzado su máxima producción, al llegar a los 3.420 metros cúbicos diarios. Pero en septiembre superó esa marca, ya que produjo 3.499 metros cúbicos diarios. Y ahora en diciembre logró registró un nuevo récord.
Manantiales Behr s un área de 900 kilómetros cuadrados, con más de 1200 pozos perforados que producen crudo Escalante. Y donde trabaja un equipo de más de 200 personas directas. Pero además en ese yacimiento YPF desarrolló la diversificación energética, ya que además de la producción de hidrocarburos cuenta con un parque eólico de 30 aerogeneradores y con una central térmica que utiliza el mismo gas que generan los pozos.
El Ministerio de Energía de Chile ha anunciado la creación de una Plataforma de Información Pública para Generación Distribuida que permitirá a todos los usuarios, desarrolladores y clientes de las distribuidoras o cooperativas, obtener información técnica y comercial sobre las redes de distribución existentes en Chile, pudiendo con ello determinar fácilmente la posibilidad de instalar un sistema de generación distribuida para autoconsumos y PMGD.
Además, los desarrolladores de proyectos podrán utilizar esta información para determinar de mejor forma el mercado potencial de generación distribuida y poner esfuerzos donde este se pueda desarrollar de manera óptima. De esta manera, la Plataforma permitirá disminuir las barreras de entrada a los proyectos y estimular la penetración de estos.
Esta Plataforma fue desarrollada en conjunto entre las empresas de distribución eléctrica, el Ministerio de Energía, la CNE y la SEC, con el propósito de impulsar el desarrollo de las energías renovables no convencionales y la generación distribuida. El diseño e implementación de la plataforma fue elaborado por un equipo conjunto de profesionales de todas las instituciones involucradas.
La plataforma se encuentra alojada en los sitios web de cada una de las empresas distribuidoras, pues permite acceder a los datos de la red específica a la cual cada cliente se encuentra conectado.
En su presentación, el superintendente de Electricidad y Combustibles, Luis Ávila señaló que “hemos trabajado activamente en esta herramienta, la que junto con facilitar el desarrollo de nuevas inversiones, nos permitirá efectuar un mejor monitoreo y fiscalización del funcionamiento del mercado”.
El 2020 fue un año de nuevos récords para el sector solar fotovoltaico en Brasil, según un estudio sin precedentes de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (Absolar). El sector atrajo una inversión de más de 13.000 millones de reales (unos 2.430 millones de dólares) en 2020, incluidas grandes plantas y sistemas de generación en tejados, fachadas y pequeñas parcelas. El resultado representa un crecimiento del 52% en relación con las inversiones acumuladas en el país desde 2012. Según Absolar, las inversiones en 2020 crearon más de 86 mil nuevos puestos de trabajo en Brasil.
Desde 2012, la fotovoltaica ha supuesto inversiones por valor de 38 mil millones de reales (7.103 millones de dólares) y ha generado más de 224 mil empleos. En 2020, las contrataciones crecieron un 62% en relación con los empleos acumulados en el país desde 2012.
Otros 500 MW añadidos en menos de un mes
En cuanto a la capacidad de generación de electricidad limpia y renovable, el Brasil dispone actualmente de 7,5 GW de potencia operativa a partir de la fuente solar fotovoltaica (a mediados de diciembre eran poco más de 7 GW), formada por grandes plantas y por sistemas pequeños y medianos instalados en tejados, fachadas y terrenos (generación distribuida), lo que representa más de la mitad de la potencia instalada en la central hidroeléctrica de Itaipú, la mayor del Brasil y la segunda del planeta.
Según Absolar, el país pasó de 4,6 GW a finales de 2019 a 7,5 GW a finales de 2020, un crecimiento del 64%, incluso en medio de un año difícil de pandemia mundial. En 2020, el mercado de la energía solar fotovoltaica proporcionó más de 3.900 millones de reales de ingresos a las arcas públicas, lo que supone un aumento del 52% con respecto al total recaudado en el período comprendido entre 2012 y 2019.
En el segmento de la generación centralizada, el Brasil tiene 3,1 GW de potencia instalada en plantas solares fotovoltaicas, lo que equivale al 1,6% de la matriz eléctrica del país. En 2019, la energía solar fue la más competitiva entre las fuentes renovables en las dos subastas de nuevas energías, A-4 y A-6, con precios medios inferiores a 21,00 dólares/MWh. En 2020, el Gobierno Federal no realizó nuevas subastas de energía renovable debido a la pandemia.
Actualmente, las grandes centrales solares son la séptima fuente de generación más importante de Brasil, con proyectos en funcionamiento en nueve estados brasileños, en el Nordeste (Bahía, Ceará, Paraíba, Pernambuco, Piauí y Rio Grande do Norte), Sudeste (Minas Gerais y São Paulo) y Centro-Oeste (Tocantins). Las inversiones acumuladas en este segmento superan los 15.000 millones de reales. Sumando las capacidades instaladas en los segmentos de generación distribuida y generación centralizada, la fuente solar fotovoltaica ocupa el sexto lugar en la matriz eléctrica brasileña, y representa una potencia instalada un 32% superior a la suma de todas las centrales térmicas y nucleares, que asciende a 5,6 GW.
Carlos Slim y su familia han acumulado participaciones por 230 millones de dólares en la refinería de petróleo PBF Energy y el operador de oleoductos PBF Logistics LP, incluso cuando han caído a su nivel más bajo.
El vehículo de inversión familiar, Control Empresarial de Capitales, es ahora el mayor accionista de PBF Energy y el segundo más grande en PBF Logistics, ambas empresas con sede en Nueva Jersey, Estados Unidos.
En 2017, la familia Slim comenzó a invertir en las empresas y en 2020 agregó alrededor de 70 millones de dólares, con la mayor parte de las compras luego del brote de la pandemia del Covid-19, según muestran los datos compilados por Bloomberg.
Slim es la persona 21 más rica del mundo con una fortuna de 57,600 millones de dólares, según el Índice de multimillonarios de Bloomberg. La mayor parte de su riqueza proviene del gigante de las telecomunicaciones América Móvil.
“Vemos esto puramente como una inversión, que es muy diferente de nuestras operaciones”, dijo Arturo Elías, vocero y yerno de Slim. “La refinación es algo que necesita el mundo —aviones, barcos, coches— y, pues, estas empresas están muy castigadas porque con la pandemia bajó el consumo”.
La demanda de combustibles colapsó en medio de la pandemia del coronavirus, lo que llevó a PBF Energy, que en 2014 se separó de PBF Logistics, a cerrar algunas de sus instalaciones de refinación. Las acciones de ambas empresas han caído por lo menos 45% desde principios de 2020, mientras que algunos de los bonos de PBF Energy se cotizan en territorio de estrés financiero.
“La refinación en Estados Unidos está todavía en una situación desesperada”, dijo el analista de Bloomberg Intelligence, Fernando Valle. “2021 no será mucho mejor a menos que la vacuna sea más rápida y exitosa de lo esperado”.
Un representante de PBF Energy dijo que la inversión de la familia Slim en la empresa no es un proyecto reciente. Un representante de PBF Logistics no respondió a las solicitudes de comentarios.
América Móvil forma parte de la iniciativa global de las Naciones Unidas para la sustentabilidad corporativa.
“Nuestras operaciones cada vez son más verdes en todo sentido”, señaló Elías. “Estamos seguros que las compañías en las que invertimos cumplen con todos los lineamientos ambientalistas”.
Bajo la consigna “Cuando viajás al sur, te encontrás con los precios más bajos en naftas”, Puma Energy brinda a través de Zona Puma el precio más bajo en relación a otras marcas, en más de 100 de las 350 estaciones de servicio con las que cuenta la red. Esta cobertura es válida en las provincias de Buenos Aires, Río Negro, La Pampa, Neuquén y Chubut, tanto en los puntos turísticos como en las rutas que los unen a los principales centros urbanos.
Por eso, si viajás desde Buenos Aires, Rosario o Córdoba hacia Pinamar, Mar del Plata, Villa Gesell, Puerto Madryn y Bariloche -cinco de los hotspots turísticos del verano 2021- podés planificar tu recorrido comprobando la ubicación de las estaciones a través del sitio web www.pumaenergyarg.com.ar
La clave para poder ofrecer esta ventaja se encuentra en su Refinería ubicada en Bahía Blanca. Después de una fuerte inversión para optimizar la producción de la planta, a mediados de 2019 Puma Energy decidió que la eficiencia lograda se trasladara a la baja de los precios en surtidor, convirtiéndose en la compañía con naftas de más alta calidad al mejor precio en toda el área.
Este beneficio se suma a diferentes promociones en alianza con Tarjeta Naranja, Mercado Pago, Banco de Santa Fe, Banco de Entre Ríos, Banco Municipal de Rosario y La Anónima, entre otras.
Así, Puma Energy y su Zona Puma se han convertido en el tip de la temporada para quienes buscan ahorrar sin perder calidad, posicionándola como la más elegida por los turistas.
YPF puso en marcha el viernes una apuesta de riesgo, de esas que marcarán a fuego el futuro de la gestión que lidera el CEO Sergio Affronti. De forma sorpresiva, la compañía controlada por el Estado se lanzó a reestructurar toda su deuda.Unos US$ 6600 millones. El disparador de ese proceso, según la narrativa que difundió YPF, fue la restricción del BCRA, que en septiembre anunció que sólo habilitará el uso de dólares para pagar un 60% de los compromisos de deuda de los privados que venzan antes del 31 de marzo.
Sin embargo, detrás de esa normativa emerge la delicada realidad económico-financiera de la petrolera, que a raíz de la pandemia y de la situación macro del país no cuenta con caja ni con financiamiento para solventar inversiones que le permita frenar la declinación de su producción de petróleo y gas.
La propuesta de reestructuración de deuda que preparó YPF contempla, como punto de partida, un plazo de gracia de dos años (hasta fines de 2022) en los que la empresa no pagará intereses ni vencimientos de capital. La operadora quiere redireccionar ese dinero —se estima que entre 1000 y 1500 millones— a la perforación de pozos a fin de crecer y tener una mejor base de sustentación para retomar el pago de su deuda.
¿Es una apuesta de riesgo?
Sí, definitivamente, aunque allegados a la empresa dejan entrever que si la compañía tomó la decisión de avanzar con una reestructuración tan ambiciosa es porque sondeó previamente la posición de los acreedores. «Nadie se tira a la pileta con una estructuración tan grande como esta sin antes chequear que exista algo de agua. El riesgo existe y es grande, pero YPF tiene que haber pre-chequeado la receptividad del mercado«, agregaron.
El CFO de YPF, Alejandro Lew, que ingresó a YPF a mediados de 2020 proveniente de 360 Energy (una firma de energías renovables), se juega una parada durísima. Si en los próximos 30 días logra reestructurar con éxito toda la deuda de la empresa, escribirá un capítulo trascendental para darle aire y empezar a cimentar el futuro de la organización. Si, en cambio, el mercado le da la espalda y no alcanza el respaldo necesario de los acreedores, su figura quedará debilitada.Está, sin lugar a dudas, frente al desafío más importante de su carrera. O se convierte en el líder financiero que cierra la mayor reestructuración privada de la historia en el país o termina siendo el fusible que asuma el costo del fracaso. No parece haber espacio para puntos intermedios.
La operación podría funcionar también como un caso testigo que marque tendencia en otras emisoras de deuda. «Son varias las empresas que van a seguir de cerca lo que pase con YPF. Si la petrolera alcanza un canje favorable, hay otras grandes compañías que están en una situación similar y podrían seguir la misma línea«, analizaron en el mercado financiero.
¿Cuáles son los pilares de la oferta que presentó YPF?
La compañía ofreció una estructura fortalecida por medio de la cesión de flujos de cobranza de una porción de sus exportaciones para el cumplimiento de las cuotas de capital e interés.
La reestructuración de YPF tiene tres grandes ejes:
Emisión de tres nuevos títulos de deuda: un bono con vencimiento en 2026 respaldado por el flujo de cobranza de exportaciones y otros dos títulos, con vencimiento en 2029 y 2033, sin garantía de exportaciones. En todos los casos se trata de títulos amortizables, que empiezan a pagar interés a partir de 2023. Es decir, este año y el próximo la empresa no deberá hacer frente a vencimientos de deuda.
La oferta no contempla ningún tipo de quita de capital ni de intereses. “La opción, frente a la reestricción que fijó el BCRA, fue renegociar toda la curva de deuda para liberar espacio (a la inversión) en los próximos dos años. Ese es, al mismo tiempo, el punto débil de la oferta. Hasta 2023 los tenedores no recibirán ninguna remuneración. Por esos intereses que no les pagarán, la propuesta prevé un aumento del capital reconocido”, explicó a EconoJournal un financiero que sigue de cerca la operación.
La oferta de canje voluntario estará disponible durante 20 días hábiles según las exigencias regulatorias del mercado norteamericano bajo las cuales están emitidos los títulos, pero presentan condiciones más favorables de participación durante un período inicial de 10 días hábiles que vencen el 21 de enero.
En cualquier caso, el mercado descuenta que YPF deberá mejorar su oferta inicial. Es lo más frecuente en estos casos. Es muy poco común que una reestructuración se cierre sobre la base de la propuesta de salida. La negociación entre las partes casi siempre motiva algún tipo de corrección. Más cuando el monto involucrado —casi US$ 7000 millones— tiene la envergadura del que está en juego.
Escasa visibilidad
La incertidumbre que domina la agenda energética es una debilidad a la hora de encarar una reestructuración como esta. No existe, en lo contextual, casi ningún elemento positivo que traccione favorablemente en la negociación.
En lo macroeconómico, persisten grandes dudas sobre el rumbo que tomará el gobierno. Aún no hay certezas sobre cómo se reencauzará la relación con el FMI. El Ministerio de Economía, Martín Guzmán, quiere alcanzar un acuerdo de renegociación de deuda a fines del primer cuatrimestre del año. Pero las ese proceso recién está en etapa germinal.
Tarifas: El Presupuesto 2021 está calculado sobre el supuesto de que las facturas de gas y electricidad iban a aumentar este año alrededor de un 30%, en la misma línea que la inflación proyectada por Economía. Sin embargo, en las últimas semanas el sector del gobierno que responde a la vicepresidenta Cristina Kirchner impugnó esa visión. La suba, aún no definida, sería menor al 10%, siempre y cuando la política la apruebe. Si las tarifas no se actualizan por la inflación y la depreciación cambiaria, la mayor parte de los ingresos por venta de gas que recibirá YPF dependerá de los subsidios del Plan Gas 4, cuyo pago suele dilatarse en el tiempo.
Precio de los combustibles: No existe, al menos hasta ahora, un acuerdo anual que garantice que YPF podrá trasladar al surtidor el nivel de inflación, la devaluación y la variación del precio internacional del petróleo. Sin ir más lejos, en la actualidad existe un atraso cercano al 10% con relación al precio de paridad de exportación.
Ruido
La decisión de YPF fue sorpresiva. Empresas productoras de hidrocarburos y compañías de energía coinciden en que la reestructuración “mete ruido” en el mercado y obtura aún más la posibilidad de conseguir dinero en el exterior. “Detrás de YPF está el Estado argentino, que es dueño del 51% de las acciones. La posibilidad de encontrar financiamiento internacional ya era muy compleja. Ahora directamente será imposible, al menos durante los próximas semanas, hasta que se conozca el resultado del canje”, analizaron desde una petrolera.
YPF aspira a tener encaminado el proceso antes del 31 de enero. La fecha clave es el 23 de marzo: ahí la petrolera debe pagar un vencimiento de US$ 413 millones de un bono que reestructuró en julio de este año, antes de que el BCRA cambién la regulación para cancelar pagos de deuda. Ese es otro elemento que seguramente incidirá en la reestructuración actual. Habrá que ver cómo reacciona el mercado ante la segunda renegociación que encara YPF en menos de seis meses. Es probable que exista cierto desgaste, al menos como inercia de arranque.
Por lo pronto, la consultora internacional Fitch rebajó la calificación de deuda de YPF a C desde CCC, tras considerar que “su oferta de canje de deuda por US$ 6200 millones (no contempla el vencimiento de US$ 413 millones de marzo de este año) está en dificultades”.
Luego de la interrupción del Plan Alconafta, hecho que impidió a nuestro país desarrollar de manera temprana como lo hizo su vecino Brasil, una oferta interna sustentable de combustibles de base biológica, la Ley 26.093 –sancionada en 2006- permitió el despegue de la producción en el país de los mismos, a partir del establecimiento de un mandato de uso en mezclas con combustibles minerales, que se ejecutó efectivamente desde 2010. Los objetivos principales de esta norma, lejos estuvieron de abaratar el precio de los combustibles en surtidor, por el contrario, pasaron por la promoción de una oferta de combustibles biológicos que reduzca la huella de carbono y los efectos dañinos que sobre la salud genera la quema de combustibles minerales; la industrialización de la ruralidad, especialmente en zonas de economías regionales, con el consiguiente impacto positivo en las inversiones y en el empleo; la sustitución de importaciones de combustibles minerales, en atención a las restricciones en la disponibilidad de divisas, típicas de nuestro sector externo, como así también, a las limitaciones que presenta el parque local refinador de petróleo; coadyuvar a la desconcentración del mercado de combustibles líquidos en Argentina.
El proceso vinculado a la siembra, cuidado del cultivo, cosecha, almacenamiento y transporte de las materias primas agrícolas obtenidas susceptibles de ser industrializadas y más tarde destinadas a la producción de biocombustibles, resulta más costoso que las actividades vinculadas al upstream y midstream de petróleo. Recordemos que el petróleo ya fue producido por la naturaleza hace millones de años, mientras que las materias primas agrícolas utilizadas en la producción de biocombustibles, deben ser producidas por el hombre, empezando desde cero. Además –y esto no es menor-, el desarrollo del clúster petrolero lleva más de cien años en el país, mientras que el de los biocombustibles, se potenció en los últimos catorce años, por lo que no podríamos pretender su madurez ahora.
En atención a que los biocombustibles son limpios, en nuestro país –como ocurre mayoritariamente en otros países- están fuera del alcance de los Impuestos a los Combustibles Líquidos y el CO2.Similar tratamiento presenta ante estos impuestos el gas vehicular, a pesar de ser de origen mineral –medida acertada por cierto, porque además de ser menos contaminantes que los combustibles líquidos, ayudan a desconcentrar la oferta de éstos, en un mercado de tipo oligopólico, cuasi monopólico, donde la participación del Estado en el negocio, medida ésta en forma global, es significativamente minoritaria-. Mirado desde otro punto de vista, esas decisiones están en línea con los preceptos establecidos por los artículos 41 y 42 de la Constitución Nacional –en este último caso, con relación a la defensa de la competencia-.
Por el contrario, los combustibles minerales están gravados por aquellos impuestos específicos, salvo el fuel oil con relación al Impuesto a los Combustibles Líquidos y una cuota anual de gasoil importado para generación eléctrica en ambos tributos, por los daños al ambiente y a la salud pública que generan los mismos. Esa diferencia de encuadre tributario impacta positivamente en el consumidor, para restituir la competitividad relativa de los biocombustibles frente a los combustibles minerales que complementan o sustituyen. Los precios de estos últimos no incluyen todos los costos sociales asociados a su uso y por lo tanto, son artificialmente bajos.
Los importantes profesionales que defienden el paradigma de los combustibles minerales, al tiempo que atacan a los biocombustibles, se olvidan de mencionar las desgravaciones que gozan el gas vehicular, la del gasoil importado para generación eléctrica y la del fuel oil –en este caso parcial-, más allá de si son necesarias o no. Además, eluden referirse a los subsidios y su respectivo costo fiscal que habitualmente se otorgan a los hidrocarburos, como el relacionado al vigente Plan Gas. Este es un fuerte indicio de la parcialidad con que envían sus mensajes a la opinión pública.
Desde enero de 2010 hasta fin del año pasado –antes que se celebraran los acuerdos entre la Secretaría de Energía y los productores de biocombustibles, que generaron la emisión de tres resoluciones específicas a principio del presente año por parte de ese organismo-, el precio de la nafta había subido cerca de 70 % y el del gasoil había subido cerca de un 60 % más con relación a la suba de precios del bioetanol y biodiesel respectivamente. Este retraso de precios, ponía al segmento de la industria de biocombustibles que abastece al mercado interno, al borde de su extinción.
En promedio, a lo largo de ese período y gracias al efecto de las desgravaciones impositivas antes comentadas, los biocombustibles no resultaron más caros que los combustibles minerales que complementaron –aun tomando los precios de éstos sin agregar su costo social-. Y los precios se hacen más favorables a los biocombustibles, si computamos el muy excesivo plazo de pago que habitualmente toman los refinadores de petróleo para pagar aquéllos, en un contexto de alta inflación e inestabilidad cambiaria.
Lamentablemente, los que opinan en contrario, hacen cuentas parciales, en muchos casos tomando como base de comparación, los precios de los combustibles más baratos del país, que se registran en CABA y por ende, no computan los precios promedios ponderados en todo el país, con excepción de la Patagonia. Incluso, hasta en algunos casos no ponderan el efecto que generan los precios de los combustibles premium, como si los ingresos de los refinadores de petróleo en la materia, no incluyeran a estos últimos combustibles.
Buena parte de los refinadores de petróleo y de sus asesores, soslayan los problemas que generan los productos que aquéllos ofertan y buscan que el Estado grave a los biocombustibles, como si correspondiera a éstos soportar esa tributación.
Por otra parte, ellos apuntan al costo de oportunidad que pierde el Fisco Nacional por no recaudar derechos de exportación, dado que se destinan commodities agrícolas exportables, a su industrialización como biocombustibles. Esta pretensión es equivalente a exigir que todos los combustibles que consumimos los argentinos se importen y al mismo tiempo, se exporte el petróleo crudo que se procesa para su obtención, con el fin que el Estado Nacional recaude derechos de exportación. O que toda la carne que consumimos en el país se importe, para que el maíz y sorgo utilizado en su producción se exporte y permita al Estado Nacional obtener recursos por dichos tributos. Sin dudas, se trata de un planteo que atenta contra la industrialización del país y que injustamente pone a los biocombustibles en desigualdad de condiciones frente a los combustibles minerales.
Incluso, no se puede soslayar que en los recurrentes presupuestos de la Nación, solo se incluyen como gastos tributarios, las desgravaciones ante los impuestos específicos que gravan a los combustibles minerales, y no al referido costo de oportunidad.
Determinar un costo fiscal del Programa Nacional de Biocombustibles computando una pérdida por la no recaudación por Impuestos a los Combustibles Líquidos y CO2 asociada al uso local de biocombustibles, cuando dichos tributos fueron creados para castigar la contaminación ambiental y los efectos que sobre la salud genera la utilización de combustibles minerales, como así también el costo de oportunidad de los derechos de exportación de las commodities agrícolas no exportadas y transformadas internamente en biocombustibles, sin tomar en cuenta al mismo tiempo, los costos sociales que generan los referidos combustibles minerales, resulta muy parcial y definitivamente sesgado a favor del mantenimiento del viejo paradigma energético.
Esto es más delicado aún, toda vez que a través de cuatro leyes nacionales, nuestro
país asumió fuertes compromisos vinculados a la mitigación de los efectos del cambio climático, obligaciones irreversibles, a saber:
a. Ley Nº 24.295 de 1993, por la que se aprobó la Convención Marco de las Naciones
Unidas sobre el Cambio Climático.
b. Ley N° 25.438 de 2001 por la que se aprobó el Protocolo de Kyoto de la Convención
Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, celebrado en 1997 y
convertido en Tratado Internacional el 16 de febrero de 2005.
c. Ley N° 27.270 de 2016, por la que se aprobó el Acuerdo de París celebrado en el Marco
de la XXI Cumbre de Cambio Climático en diciembre de 2015 y ratificado en la sede de la
ONU en abril de 2016.
d. Ley N° 27.520 de 2019 por la que se establecieron los Presupuestos Mínimos de
Adaptación y Mitigación al Cambio Climático
Sostener que debido a que la evolución de la economía de la cadena de valor de los hidrocarburos
en el país ha cambiado significativamente desde la sanción de la Ley 26.093 y ahora la oferta potencial que puede venir de él, es más que suficiente para atender la demanda de combustibles en el mercado interno a precios competitivos –sentencia que es como mínimo discutible por la incertidumbre vinculada a la real competitividad de los yacimientos no convencionales incorporados a la producción-, no siendo necesario su complementación con biocombustibles, representa instalar una visión economicista, que soslaya el costo social asociado al uso de combustibles de origen mineral, como lo hemos expresado antes. Además, no toma en cuenta que el país sigue siendo estructuralmente importador de combustibles líquidos, hecho que se potenciaría significativamente si eliminamos el aporte que realizan los biocombustibles para la complementación del abastecimiento en el citado mercado, que sin dudas, implica una fuerte sustitución de importaciones de aquéllos.
Por otra parte, los refinadores de petróleo y sus representantes más importantes, critican la falta de eficiencia en la producción local de biocombustibles –además de confundir a la opinión pública instalando muchas falsedades o verdades a medias, sobre problemas de calidad generalizados y otros vinculados a los mismos-, entre otras cuestiones, por una supuesta falta de competencia entre los agentes económicos productores de los referidos combustibles biológicos.
Ello es contradictorio, porque quienes hacen esa crítica, operan en un mercado altamente concentrado, que del lado de la demanda local de biocombustibles, constituye un oligopsonio, casi monopsonio. Por otra parte, en cumplimiento del mandato de corte establecido por la Ley 26.093, cerca de cincuenta empresas le venden a seis o siete refinadoras de petróleo y/o mezcladoras, de las cuales tres de ellas, representan el noventa por ciento de la demanda. Instalar un régimen de competencia ingenua entre los productores de biocombustibles, llevará a una importante reestructuración y a la concentración de sus productores.
La participación del maíz y del aceite de soja en la estructura de precios del bioetanol de maíz y del biodiesel, es del orden de entre 65 y del 85 %, al tiempo que los productores de biocombustibles acceden en condiciones de libre mercado, al igual que lo hacen con otros insumos importantes, como el metanol, enzimas y productos químicos varios. Por lo que son muy pocos los grados de libertad que realmente existen para bajar los precios en relación a los derivados de la aplicación de las fórmulas polinómicas de costos vinculantes, que dispuso la Secretaría de Energía, sin incurrir en dúmping.
Objetar los porcentajes obligatorios en Argentina -12 % para bioetanol en las naftas y 10 % para biodiesel en el gasoil- no es recomendable, toda vez que los combustibles a sustituir han sido declarados cancerígenos, en especial, el gasoil de origen mineral, como comentamos antes.
Además, se debe tomar debida nota respecto que se establecerán paulatinas limitaciones para el uso de combustibles minerales, como ya ocurre en los casos de Reino Unido y de California –EEUU-, estados que prohibirán el uso de gasoil y nafta a partir de 2030 y de 2035 respectivamente.
En los principales países del mundo, los umbrales de corte son dinámicos y los registros actuales, muy rápido darán lugar a otros más altos, como en el caso de China e India, por ejemplo.
Por otra parte, en aquellos países que tienen abundante suministro de materias primas agrícolas de producción nacional –como el caso de Brasil-, los porcentajes de mezclas son en general más altos que en el resto de países.
Es así que el caso argentino en la materia, lejos está de ser considerado como un exceso en materia de fijación de mandatos de uso de biocombustibles.
Desde el punto de vista ambiental, comparar las contribuciones totales que generan los biocombustibles –de acuerdo los porcentajes obligatorios de mezcla vigentes en el país- con el total de emisiones registradas en nuestro territorio, es engañoso, ya que no se puede cargar a dichos combustibles biológicos, la responsabilidad de actuar más allá del transporte. De acuerdo a información derivada de rigurosos estudios realizados por reconocido experto Ing. Jorge Hilbert –funcionario del INTA-, los biocombustibles dentro del país reducen más de un 70 % en promedio, la huella de carbono cuando la misma se compara con los combustibles minerales que sustituyen; y además, si bien es cierto que aquella relación entre contribuciones de emisiones de los biocombustibles y contribuciones totales, es del 1,2 %, la misma alcanza al 9,71 % cuando la medición se realiza con relación al total de emisiones del transporte por carretera.
El proceso de inversiones en biocombustibles y subproductos –con los que comienzan nuevas cadenas de valor, caso de la alco y oleoquímica, o de la burlanda-, es muy sostenido en el mundo e insoslayable –más allá de la interrupción que generó la pandemia, en este y otros rubros-. El mismo incluye hasta la reconversión de viejas destilerías de petróleo para la producción de combustibles renovables, como el green diésel, HVO, etc.
Respecto del falso dilema “alimentos vs. energía”, hay que tomar en cuenta que la alta incidencia del precio de los derivados hidrocarburíferos en el costo de los cultivos y su gran volatilidad, al igual que las variaciones climáticas y la operación de los fondos especulativos, representan causas de enorme peso en la evolución del precio de las materias primas agrícolas. Al mismo tiempo, la participación del precio de éstas, en el precio final de los alimentos es muy baja, como ocurre en nuestro país con la participación del costo del trigo en el precio promedio de los productos panificados. La competencia por el uso del suelo que generó el advenimiento de los biocombustibles es muy baja. Por todo lo expuesto, no es correcto asociar la denominada “agflación”, a la irrupción de los biocombustibles, como sostener que el problema de acceso de millones de consumidores a los alimentos, se genera por culpa de los biocombustibles.
Hay que destacar al mismo tiempo que Argentina cuenta con grandes praderas de clima templado, aptas para el desarrollo de cultivos extensivos con uso de siembra directa y de paquetes tecnológicos que facilitan las prácticas agrícolas sostenibles, las que a la postre aseguran reducciones en la huella de carbono del bioetanol y del biodiesel, superiores al 70 %. Esta realidad, por ejemplo, es muy diferente a la problemática vinculada al crecimiento de la producción de aceite de palma en Indonesia y Malasia.
La adopción masiva de la movilidad eléctrica requiere el cambio de todo lo que hoy tenemos, tanto en materia de infraestructura logística y de transporte, como en cuanto a los vehículos. Ello demandará enormes inversiones de difícil concreción, mientras los gases efecto invernadero necesarios para llevar adelante el referido proceso, son de gran magnitud también.
No es cierto que en el mundo se hayan redireccionado las políticas públicas en contra del uso de los biocombustibles.
En la transición energética, no caben dudas que los biocombustibles representan la mejor solución y por ello el mundo los sigue respaldando con inusual fuerza.
Tanto la discusión acerca de la prórroga o no del régimen de biocombustibles en Argentina, como la eventual sanción de una nueva ley posterior, debe considerar por todo lo expuesto aquí, entre otros aspectos, una dimensión ambiental y otra en materia de salud. Sería éticamente objetable, en estas condiciones privilegiar el uso de productos cancerígenos como lo son la nafta y el gasoil –este último, más significativamente-.
(*) Director Ejecutivo de la Asociación Argentina de Biocombustibles e Hidrógeno
Edenor informó que la empresa realzó 16 denuncias penales por robo de energía en un barrio privado de Ituzaingó, en el kilómetro 30 del Acceso Oeste, provincia de Buenos Aires. La presentación judicial es por la detección de 16 viviendas con diferentes fraudes eléctricos. Las denuncias penales recayeron en la Unidad Fiscal de Investigación (UFI) N° 1 de dicha localidad.
Según comunicó la distribuidora eléctrica, el recupero por el robo de energía más las penalidades asciende a 314.000 kWh o $2.700.000. La compañía indicó que a partir de los múltiples fraudes detectados se adecuaron las conexiones clandestinas que registraban menor consumo que el real.
Estas acciones se enmarcan dentro del Programa Energía Transparente que puso en marcha Edenor para combatir el robo de energía. El plan se basa en cinco ejes: control de facturación, concientización de la comunidad, control de conexiones irregulares, rastreo de cables subterráneos, La empresa recuerda que el robo de energía es un delito que está penado por la ley con prisión de hasta seis años y multas del 40% de la deuda más gastos de recupero de energía, verificación, impuestos y contribuciones.
El directorio de YPF aprobó ayer la refinanciación de parte de su deuda con el objetivo de generar las condiciones para promover un plan de inversiones que permita revertir la tendencia negativa en la producción de petróleo y gas.
En esa clave, YPF buscará refinanciar US$ 413 millones por el capital residual del bono internacional con vencimiento el 23 de marzo próximo, a fin de cumplir con la normativa vigente del BCRA para endeudamientos cuyo capital tiene vencimiento antes del 31 de marzo de 2021.
Exigencia del BCRA
En julio de 2020, en anticipación a lo que era un importante vencimiento financiero 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 es tenida en cuenta a los efectos del cumplimiento de los requisitos de la normativa que fue publicada con posterioridad a la operación ejecutada por YPF.
En consecuencia, YPF propuso ahora una nueva alternativa de refinanciación a sus acreedores para poder cumplir con los compromisos asumidos. Es así que la compañía ofrece una estructura fortalecida por medio de la cesión de flujos de cobranza de una porción de sus exportaciones para el cumplimiento de las cuotas de capital e interés.
En segundo lugar, se decidió ofrecer, simultáneamente, una propuesta de refinanciación de las cuotas de interés y capital a vencer durante 2021 y 2022 a los tenedores de prácticamente todos los bonos internacionales emitidos por la compañía, cuyo capital pendiente de pago suma un saldo total en circulación de aproximadamente 6.200 millones de dólares.
Con esta transacción YPF aspira a solucionar una situación financiera sumamente compleja que atraviesa la empresa producto de los efectos causados por la pandemia y generar los fondos necesarios para retomar una senda de crecimiento que le permita a la compañía continuar liderando el desarrollo de la industria energética argentina.
Los detalles de la propuesta
Emisión de 3 nuevos títulos de deuda: un bono con vencimiento en 2026 respaldado por el flujo de cobranza de exportaciones y otros dos títulos, con vencimiento en 2029 y 2033, sin respaldo de exportaciones. En todos los casos se trata de títulos amortizables, que empiezan a pagar interés a partir de 2023.
La oferta no contempla ningún tipo de quita de capital ni de intereses y resulta, según las estimaciones de la compañía, en una alternativa mutuamente conveniente para YPF y sus inversores.
La oferta de canje voluntario estará disponible durante 20 días hábiles según las exigencias regulatorias del mercado norteamericano bajo las cuales están emitidos los títulos, pero presentan condiciones más favorables de participación durante un período inicial de 10 días hábiles que vencen el 21 de enero.
Pan American Energy (PAE) lanzó una nueva edición de su Programa de Pasantías Nacionales que ofrece a jóvenes pasantes la posibilidad de asumir sus primeras responsabilidades en el mundo laboral. Bajo el lema “De estudiante a profesional en un solo paso”, el programa abrió la inscripción hasta el próximo 28 de enero y tiene una duración inicial de 6 meses, prorrogables hasta un máximo de 18.
La convocatoria está dirigida a estudiantes a partir de 4° año de las carreras de Ingeniería, Geociencias, Ciencias Económicas, Comercialización, Comercio Exterior, Comunicación, Marketing, Recursos Humanos, Sistemas de la Información y carreras afines. Las pasantías se desarrollarán en las ciudades de Buenos Aires, Comodoro Rivadavia, Neuquén y Campana.
Victoria Traverso, Gerente de Desarrollo de Talento de Pan American Energy, destacó que: “el diferencial de nuestro programa radica en que todos los referentes y líderes de PAE participan activamente de la experiencia de acompañar a los nuevos talentos. De esta forma, los jóvenes son guiados en su transición de estudiantes a profesionales y tienen la posibilidad de tener desafíos concretos en sus primeros pasos en una compañía líder.”
A través del programa de pasantías, PAE busca fomentar el trabajo en equipo, el liderazgo y el desarrollo de colaboradores con oportunidades de crecimiento profesional.
La petrolera Crown Point, controlada por el grupo local ST, que lideran los empresarios Roberto Domínguez y Pablo Peralta, firmó un acuerdo de entendimiento con su par canadiense Centaurus Energy para avanzar con la fusión entre las dos compañías. El esquema sobre el que se trabaja apunta, en los hechos, a que Crown Point absorba los activos de Centaurus en el upstream de hidrocarburos.
Centaurus Energy es una firma creada por accionistas que integraban el directorio de Madalena Energy. La compañía cuenta con una serie de bloques en Vaca Muerta con un potencial importante. Se trata de Coirón Amargo Sureste y Coirón Amargo Norte.
Peralta y Domínguez junto con Isela Costantini, que conduce el área financieros del grupo.
También integran su porfolio áreas convencionales en Río Negro como Rinconada y Puesto Morales, que si bien son campos bastante acuatizados (producen mucha agua) ofrecen oportunidades de crecimiento.
Negociación
Las empresas informaron de la firma del acuerdo a la Bolsa de Toronto. Tendrán 60 días para perfeccionar la operación. En caso de llegar a un acuerdo, Crown Point reformulará su capital accionario: el grupo ST se quedará con un 60% de participación y los accionistas de Centaurus —liderados por el fondo Maglan Energy, del empresario David Tawil— adquirirá el 40% restante.
Ddesde hace varios meses que Centaurus Energy estaba en la búsqueda de un socio, especialmente para Coirón Amargo Sureste, donde es socia en un 35% con Pan American Energy (PAE). En ese campo, la ex Madalena Energy deberá desembolsar cerca de US$ 350 millones en el plazo de ocho años si PAE, que opera el campo, avanza con un desarrollo masivo, según publicó el portal Desarrollo Energético.
Ante el difícil panorama, Centaurus comenzó a manejar dos alternativas con respecto a Coirón Amargo Sureste: venderle a Pan American parte de su participación o buscar un socio local o internacional con presencia en el país. Finalmente, terminó inclinándose por la segunda opción.
Otros bloques
En el área de Coirón Amargo Norte, Crown Point también absorberá el 35% de participación que posee Centaurus Energy. Allí la sociedad es con Vista Oil & Gas y la petrolera provincial neuquina GyP.
En Neuquén, la fusión incluirá también el bloque Curamhuele, donde la petrolera canadiense poseía el 90% de la participación y el restante 10% corresponde a GyP. Y en Río Negro, pasarán a controlar la totalidad de las áreas Puesto Morales y Rinconada Sur.
La administración de Chubut confirmó esta semana la designación de Héctor ‘Pato’ Millar como presidente de Petrominera, la petrolera estatal de la provincia patagónica. Millar es una de las personas de mayor confianza de Jorge ‘Loma’ Ávila, secretario del sindicato de petroleros privados del distrito.
Ávila estuvo al frente de Petrominera entre 2015 y 2019. Su gestión, que promovió el nombramientode José Luis Esperóncomo gerente general, apuntó a ordenar los números de la compañía, que tiene participación en algunas áreas hidrocarburíferas y desarrolló proyectos interesantes como una red de estaciones de servicios y una asociación estratégica con YPF para proveer gas de garrafas en decenas de localidades de la provincia. Millar buscará potenciar esas iniciativas.
La construcción de Petrominera tiene algunos rasgos que la distinguen en el universo de empresas provinciales de energía. Es la que primero ingresó en el negocio de comercialización de combustibles por medio de la marcha PetroChubut (PCH). Hoy cuenta con una red propia de 14 estaciones de servicios.
Crecimiento
Está inaugurando una estación más en los próximos meses y apunta acerrar con 16 puntos de venta activos en 2021. Salvo algunas excepciones como la de Pampetrol, en La Pampa, que opera una estación de servicio, no es usual que las petroleras provinciales se introduzcan en el cadena de retail de naftas y gasoil. Petrominera lo hace más con una finalidad social que económica, dado que Chubut cuenta con un amplias extensiones de territorio despoblado en la que los estacioneros privados no tienen presencia.
Millar junto con Alberto Fernández y Jorge Ávila, líder del sindicato de petroleros privados.
Como dato curioso, Petrominera puso en marcha en 2016 un proyecto experimental de biomasa para calefaccionar a varias de esas estaciones. En esa dirección, construyó una planta piloto en la localidad de El Triana, cerca de la Cordillera. Y tiene en carpeta instalar una planta de mayor escala en la localidad de Trevelín.
Cadena de GLP
Petrominera cuenta con una participación accionaria minoritaria en varios bloques hidrocarburíferos de la provincia. En El Tordillo, por ejemplo, posee un 5% del área; en Pampa del Castillo, un 10%; y en Anticlinal Funes, un pequeño campo que opera PAE, un 20 por ciento. En conjunto, comercializa una pequeña producción de petróleo de alrededor de 100 metros cúbicos diarios de petróleo.
En forma complementaria, la empresa provincial elevó su participación en el negocio de GLP (Gas Licuado de GLP). A partir de una asociación estratégica con YPF, gerencia 400 puntos de venta de garrafas de gas en toda la provincia.
En 2020 comercializó unos 780.000 Kg de gas envasado, el doble que hace tres años. La meta es posicionarse entre las principales siete mayores compañías de sector en los próximos años.
El Gobierno peruano da por sentado que Naturgy va a presentar un arbitraje contra el país, que abandonó en diciembre tras resolver una concesión de distribución de gas natural en tres regiones sureñas en las que ha invertido unos 100 millones de euros sin obtener ningún beneficio. Ambas partes pactaron el traspaso de dicha concesión, pero se reservaron el derecho a solventar sus diferencias -la española considera que ha habido incumplimiento por parte del Estado sudamericano- acudiendo a una corte de arbitraje.
«El arbitraje continuará, tal como lo ha solicitado Naturgy; ellos tienen sus puntos de vista, pero nosotros, como Estado, creemos firmemente que las condiciones en las que participó son las que ellos conocían», dijo a finales de año el viceministro de Hidrocarburos de Perú, Víctor Murillo, en un acto telemático organizado por la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía.
Murillo añadió que el país ha sido muy respetuoso con Naturgy y que lo seguirá siendo en las conversaciones que deben mantener ambas partes con relación a la resolución del contrato de la concesión de distribución de gas natural en las regiones de Arequipa, Tacna y Moquegua, que Naturgy obtuvo en 2013 y se truncó con la paralización del Gasoducto Sur Peruano en 2017.
Tras el freno a esta gigantesca infraestructura -su presupuesto era de 6.500 millones de euros- por el escándalo de corrupción de Odebrecht, la empresa presidida por Francisco Reynés tuvo que alimentar sus redes de gas con camiones cisterna, sufriendo una inesperada competencia y cosechando pérdidas: cuatro millones en 2018 y otros dos en 2019.
La filial de Naturgy en Perú declaró la quiebra en mayo y en septiembre inició los trámites para presentar un arbitraje internacional por «el incumplimiento del Estado peruano» de las condiciones de la concesión, en cuyas infraestructuras ha invertido 107 millones de dólares, unos 87 millones de euros al tipo de cambio actual.
Traspaso pacífico de la concesión
En diciembre Naturgy anunció un acuerdo con el Gobierno para traspasar la concesión y sus 12.000 clientes a la pública Petro-Perú a partir de mediados de mes, y abandonar el territorio; sus cuentas hasta septiembre ya recogen pérdidas de 12 millones por la interrupción de las operaciones.
Sin embargo, tanto la empresa -que no hace declaraciones a elEconomista sobre el asunto- como el Estado peruano se reservaron el derecho a dirimir sus diferencias ante la Justicia internacional, algo que el Gobierno de transición de Francisco Sagasti da por hecho.
Naturgy tiene previsto abandonar los países en los que tiene una presencia marginal y centrarse en aquellos con monedas y economías fuertes, dentro de la OCDE, tal y como manifestó tras desprenderse de su negocio de distribución en Chile.
En noviembre del 2020, la producción de petróleo disminuyó 4.1 por ciento respecto al mismo mes del 2019, según las estadísticas actualizadas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). En el penúltimo mes del 2020, la producción de crudo fue de 1 millón 632 mil 728 barriles diarios en promedio, mientras que en el mismo mes del 2019 fue de 1 millón 704 mil 29 barriles diarios.
Respecto a octubre del 2020, la producción de petróleo subió 0.3 por ciento, al pasar de 1 millón 627 mil 87 barriles diarios en el décimo mes del año a 1 millón 632 mil 728 barriles diarios en noviembre.
De esta forma, la producción de petróleo volvió a reducir cuando parecía mostrar una tendencia de recuperación, ya que en septiembre del 2020 se elevó 0.6 por ciento, respecto a agosto previo.
En agosto del 2020, fue de 1 millón 633 mil 743 barriles diarios, mientras que en septiembre de ese año subió a 1 millón 644 mil 136 barriles diarios.
En una comparecencia ante legisladores a mediados de octubre del año pasado, Octavio Romero, director general de Pemex, aseguró que para el 31 de diciembre del 2020, la producción de la petrolera cerraría su producción en poco más de 1 millón 9 mil barriles diarios, lo que implicaría un aumento de 300 mil barriles en promedio respecto a su producción de agosto de 1 millón 600 mil barriles diarios.
«La producción nueva de los campos de Pemex nos va a llevar al 31 de diciembre, si no ocurre nada contrario, a un millón 908 mil barriles diarios, es lo que está proyectado», aseguró en esa ocasión el director.
Consultado, Arturo Carranza, analista del sector energético, comentó que con los datos a noviembre de la CNH, queda prácticamente descartada esa meta.
“Es imposible o poco probable o viable levantar la producción, si la producción está poco arriba de 1.5 millones de barriles diarios, hay que descartar que incremente la producción en 300 mil barriles diarios”, mencionó.
“No se están cumpliendo las expectativas y es un ejemplo de la forma en que se maneja la parte operativa e Pemex, pues se establecen metas que parecen inviables”, agregó.
Carranza explicó que si se plantean metas ambiciosas que resultan técnicamente poco justificables, poco contribuye al buen funcionamiento operativo de la empresa.
Desde su perspectiva, la causa de la caída anual a noviembre es que en los primeros meses del 2020, Pemex se planteó un escenario de estabilización del petróleo crudo.
Sin embargo, surgió el acuerdo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) para reducir la producción de crudo, y por otra parte, Pemex se enfrentó a dificultades en sus actividades por cambios en el clima.
“Las condiciones climáticas adversas en el Sureste, en la Península de Yucatán tienen impacto en la operación de Pemex, pero más allá de esa causa, las metas ambiciosas complican la operación porque se generan presiones”, reiteró.
Señaló que en años anteriores, Pemex había hablado de una meta en la producción de Chicontepec, y en esa ocasión, la CNH presto un documento de sugerencia para explotar ese lugar, pero ahí decía que Pemex tienen que abandonar metas tan ambiciosas para evitar presión operativa.
El interventor del Enargas, Federico Bernal, recibió el lunes 4 de enero a directivos de Adigas, la entidad que nuclea a las empresas distribuidoras del fluido. Fue un encuentro presencial que funcionó como punto de partida del proceso formal que deberá llevar adelante el ente regulador para definir los cuadros tarifarios de transición que se aplicarían a partir de abril.
Ese es el cronograma que maneja el interventor que, sin embargo, evitó brindar precisiones en la reunión acerca de cuánto podrían aumentar las tarifas residenciales e incluso supeditó la aplicación de las subas a un aval final que está por encima de su nivel de decisión.
Desde una óptica estríctamente política, es poco probable que el gobierno autorice una recomposición de las tarifas de gas a los hogares en abril, justo en la antesala del invierno, de un año electoral.
Aún así, si bien en la reunión del lunes no se habló sobre porcentajes y cifras concretas, en el Instituto Patria, el espacio en el que se referencian los técnicos que responden al cristinismo, entienden que la suba real de los cuadros tarifarios no debe superar el 9 por ciento. Es decir que, en el escenario más favorable para las empresas, si la política termina avalando las subas de abril, el incremento de las tarifas estará por debajo de los dos dígitos. Ese es la hoja de ruta con la que trabajan en el ente regulador.
Panorama incierto
Sin embargo, la discusión puertas adentro del gobierno no está saldada. El ministro de Economía, Martín Guzmán, mantiene la lectura que instaló hace dos meses, cuando en declaraciones a la prensa afirmó que la idea es avanzar con esquemas de segmentación que permita que los sectores con mayor poder adquisitivo paguen tarifas más caras que aquellos que están más golpeados por la crisis.
Guzmán sabe que es difícil que el FMI avale otro año más de tarifas congeladas.
En la misma línea se pronunció el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas. Y la vicejefa de Gabinete, Cecilia Todesca. Incluso funcionarios que responden a Darío Martínez, secretario de Energía, siguen trabajando técnicamente en algún sistema de estratificación tarifaria, más no sea por georreferenciación (por zona geográfica)
Bernal comentó el lunes que su intención es realizar las audiencias públicas necesarias para modificar los cuadros tarifarios durante lasegunda quincena de febrero, para lo cual en los próximos 10 días debería cursar la convocatoria oficial. En los hechos, la organización formal de la audiencia demanda entre 30 y 40 días. De ahí la premura.
¿Quién capturará la suba de tarifas?
En caso de que reciba la instrucción política de actualizar los cuadros tarifarios, con subas inferiores al 10%, la intención del Enargas es que esa recomposición la capturen las empresas gasíferas vía Valor Agregado de Distribución (VAD). Una suba del 9% en la factura final que pagan los usuarios alcanzaría para incrementar el VAD que cobran las distribuidoras en alrededor de un 25 por ciento.
Eso implicaría que no haya cambios en el precio del gas en boca de pozo que está incluido en las tarifas. Si prima la mirada del ente regulador, el precio del gas que reciben las petroleras vía tarifas seguiría congelado. El gobierno debería, en ese caso, cubrir con más subsidios la brecha que se genere entre el precio en pesos cargado en las tarifas y el costo en dólares originado por la importación de gas desde Bolivia y LNG y por la puesta en marcha del Plan Gas 4, que también contempla un seguro de precios que está expresado en moneda dura.
La consistencia económica del esquema es precaria. Guzmán quiere evitar que los subsidios a la energía sigan creciendo en 2021. Es uno de los pilares para vascular un eventual acuerdo de renegociación de la deuda vigente con el Fondo Monetario Internacional (FMI).
Números que no cierran
De cara a ese plan, los indicadores internacionales están jugando una mala pasada. El Presupuesto 2021 está configurado, en materia energética, sobre un precio del LNG importado —ya regasificado— de entre 4,50 y 6 dólares por millón de BTU (0,90-1,30 dólares de costo de regasificación). Pero la cotización del LNG se disparó por encima de los 12 dólares en este verano (invierno en Asia) por la mayor demanda de China y Japón y por problemas logísticos en el canal de Panamá, que dificultan el paso hacia el Pacífico.
Está previsto que el precio disminuya para mediados de año, que es cuando más LNG compra la Argentina, pero es improbable que baje por debajo de los US$ 4,50 como proyectaba el gobierno.
Algo similar sucede con el petróleo y sus derivados. El Brent orilló ayer los 55 dólares. Si ese precio se mantiene durante los próximos meses, el costo de la importación de gasoil y fuel para el parque de generación térmica se incrementará, presionando al alza sobre los subsidios que recibe el sector eléctrico (vía Cammesa) y sobre la emisión monetaria necesaria para cubrir esos gastos adicionales.
Para la Casa Rosada, es un típico caso de manta corta. Restan por escribir algunos capítulos en la zaga para conocer qué alternativa termina eligiendo el gobierno.
Los sindicatos petroleros de todo el país y la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH), que agrupa que agrupa a grandes petroleras como YPF, PAE, Total, Tecpetrol y Pluspetrol, alcanzaron hoy por la tarde un acuerdo para que los trabajadores perciban “con carácter excepcional y por única vez” , con los haberes de enero, una compensación equivalente a la segunda cuota del sueldo anua complementario (medio aguinaldo), que tendrá un carácter no remunerativo.
A su vez, se acordó el adelantamiento del pago de la segunda cuota de 30.000 pesos que estaba prevista para febrero y que también se cobrará con el sueldo de enero.
Ávila, Pereyra, Lludgar, Arévalo y otros representantes gremiales, hoy por la tarde en Trabajo.
El acuerdo fue homologado en el Ministerio de Trabajo de la Nacion y lo suscribieron todos los sindicados de base y jerárquicos de las provincias petroleras y la cámara empresarial que agrupa a las grandes operadoras. En cambio, la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE), que agrupa a las empresas de servicios, estuvo presente en la sede de la cartera laboral, pero desistió de firmar el acta de acuerdo, luego de que su propuesta fuera rechazada por las entidades sindicales y se comprometió “a fijar posición dentro de las próximas 48 horas”.
Facsímil del acuerdo firmado hoy en el Ministerio de Trabajo.
Contexto
Los gremios habían llegado a la reunión con el reclamo de un bono de emergencia de $ 50.000 para cada trabajador. El acuerdo alcanzado surge como una solución intermedia.
El medio aguinaldo será percibido tanto por los trabajadores que están en actividad, como por aquellos que cobran una remuneración bajo el paraguas del artículo 223 bis. Por lo tanto, en Neuquén cerca de 5.000 trabajadores —que permanecen en su casa sin asignación de tareas— percibirán el beneficio.
Con este acuerdo se sella la paz social en la industria energética, luego de que a mediados de diciembre Guillermo Pereyra pateara el tablero y reclamara un bono de $ 50.000, apenas dos meses después de que empresarios y sindicatos cerraran un acuerdo salarial hasta mayo de este año. En ese momento el sindicato de petroleros neuquino estableció un estado de asamblea permanente en los yacimientos, lo que complicó y hasta interrumpió la operación en varios campos. Con este acuerdo la situación volverá a la normalidad.
Tras dos días de arduas negociaciones, la OPEP sorprendió a los mercados con un insólito compromiso que permite únicamente a Rusia y Kazajistán subir moderadamente su bombeo, mientras que Arabia Saudí recorta el suyo en un millón de barriles diarios (mbd). Tras conocerse la decisión, los precios del petróleo se apuntaban subidas cercanas al 5 %.
«Arabia Saudita hará un corte (de producción) voluntario en febrero y marzo, de un millón de barriles diarios», dijo el ministro saudí de Energía, Abdulaziz bin Salmán, en rueda de prensa tras concluir la primera conferencia de la OPEP celebra este año. Precisó que su país bombeará en torno a los 8,25 mbd en los próximos dos meses.
Poco antes, el Ministerio kazajo de Energía informó de que «se tomó la decisión de mantener el nivel actual de reducción de la extracción para febrero y marzo de 2021», salvo para el caso de Rusia y Kazajistán, que tendrán «condiciones especiales».
Esos países «prevén el incremento paulatino de la extracción en 10.000 y 65.000 barriles diarios, correspondientemente», precisó la entidad, que al hablar de «reducción» se refería al hecho de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados mantienen fuertemente limitados sus suministros desde mayo de 2020.
El recorte de las extracciones de 9,7 mbd -cerca del 10 % de la oferta mundial de crudo- que entró en vigor entonces se alivió hasta 7,7 mbd en agosto y a 7,2 mbd desde el pasado viernes, 1 de enero, cuando el tope máximo de producción del grupo quedó en 36,653 mbd.
Tres socios de la OPEP, a saber, Venezuela, Irán y Libia, están exentos de este compromiso de rebajar su bombeo debido a las diversas situaciones adversas que afrontan (crisis económica, sanciones y conflicto armado).
Con el acuerdo de hoy, el recorte pasa a ser, sobre el papel, de 7,125 mbd y el nivel de producción sube hasta los 36,728 en febrero, y a 36,803 mbd en marzo, según informó la OPEP en un comunicado.
Pero estas cifras no incluyen la reducción «voluntaria» de Riad, que convierte el incremento de 75.000 bd en un recorte de 925.000 barriles al día.
RIAD, PRECAVIDOS GUARDIANES DEL «ORO NEGRO»
«Somos los guardianes de esta industria», declaró Bin Salmán al intentar explicar el inesperado paso dado por su país, que contribuyó hoy al encarecimiento del llamado «oro negro».
Arabia Saudí, el mayor exportador mundial de crudo, y por ello también el líder indiscutible de la OPEP, venía pidiendo desde diciembre que no se abrieran los grifos en estos momentos.
En esa línea, el delegado del reino wahabí había urgió el lunes, en su discurso de apertura de la reunión, a la máxima «precaución», advirtiendo de que la aparición de nuevas mutaciones del virus que provoca la covid, el SARS-CoV-2, más contagiosas que las anteriores, suponen un «desarrollo impredecible».
En la declaración final de la conferencia, los ministros se hacen eco de esas preocupaciones al resaltar que «el aumento de las infecciones, el regreso de medidas de cierre más estrictas y la creciente incertidumbre han dado lugar a una recuperación económica más frágil».
Frente a la reacción optimista de los «petroprecios» y las bolsas a la incipiente vacunación contra la covid , subrayaron «la necesidad de actuar con cautela debido a la débil demanda imperante y a los escasos márgenes de refinado, el elevado exceso de los inventarios y otras incertidumbres subyacentes».
RUSIA, OPTIMISTA, BUSCA MÁS MERCADO
Si los saudíes parecen decididos a defender en primer término el precio del barril, todo apunta a que Rusia busca recuperar la producción y más participación de mercado, ante la competencia que supone el petróleo de esquisto de Estados Unidos.
El viceprimer ministro ruso Alexandr Novak se mostró optimista al expresar la confianza de su país en que el mercado petrolero «se recuperará plenamente» de la crisis del coronavirus en 2021.
Indicó que la cuota de producción de Rusia ascenderá a 9,184 mbd en febrero y 9,249 mbd en marzo, gracias a que Arabia Saudí reducirá voluntariamente la suya en 1 mbd durante esos dos meses, algo que calificó como «regalo para el mercado petrolero».
No obstante, diversas fuentes señalaron que el compromiso alcanzado por Rusia y Kazajistán fue difícil -la videoconferencia abierta el lunes fue suspendida por falta de consenso y reanudada el martes- y se logró únicamente con el argumento de que los volúmenes que aumentarán solo se destinarán a los mercados internos de esos países, pues su demanda aumenta en los meses de invierno.
La Comisión Federal de Electricidad (CFE), empresa del Estado mexicano, anunció que pedirá «sacar de operación» a generadoras de energías renovables al responsabilizarlas del apagón nacional que afectó a 10,3 millones de personas la semana pasada.
Los directivos de la CFE afirmaron que la falla en el sistema eléctrico del 28 de diciembre ocurrió cuando «había muy baja demanda», y una generación de energía eólica y fotovoltaica que representaba 28 % del total, «el mayor valor en la historia».
«Como medida preventiva en demandas bajas, el Cenace (Centro Nacional de Control de Energía) se verá obligado a sacar de operación parte de la generación renovable intermitente para asegurar la confiabilidad del sistema nacional», informó Luis Bravo, director de Comunicación Corporativa de CFE.
Esta es la tercera rueda de prensa que la CFE ofrece para explicar el apagón que la semana pasada afectó a 30 % de la demanda total y a la cuarta parte del territorio nacional, como reconoce la compañía eléctrica del Estado.
La empresa ha insistido en que un incendio en una línea de transmisión de Tamaulipas, en el noreste del país, fue la principal causa del incidente aunque las autoridades de ese estado han cuestionado esa versión.
Este martes, los funcionarios de la CFE también acusaron a las plantas privadas de energías renovables que generan electricidad para la compañía del Estado.
«Este tipo de centrales eléctricas, además de requerir respaldo de generación convencional, carece de la inercia mecánica y no tiene capacidad para apoyar en el restablecimiento del sistema a una condición estable», indicó Bravo al leer el informe oficial de la CFE.
Esta no es la primera vez que el Gobierno de México busca limitar a las energías renovables para fortalecer la electricidad generada en plantas propias de la CFE.
Con el argumento de preservar la estabilidad del sistema eléctrico de la pandemia, el Cenace publicó un acuerdo en abril pasado que limitaba la entrada de plantas privadas de renovables.
Después, en mayo, la Secretaría de Energía (Sener) publicó una política para desincentivar el despacho de energía renovable porque son «intermitentes».
El presidente mexicano, Andrés Manuel López Obrador, ha sostenido que debe rescatar a la CFE del «saqueo de los privados» que comenzó en el «periodo neoliberal».
«La CFE sostiene al Sistema Eléctrico Nacional. Es una garantía para la nación y la vamos a defender. El presidente ha tomado una postura que nos enorgullece: hay que rescatar a la CFE precisamente del diseño para su desaparición», dijo este martes Manuel Bartlett, director de la compañía.
La Suprema Corte de la Justicia de la Nación (SCJN) informó esta semana que este año revisará la constitucionalidad del acuerdo de Cenace y de la política de Sener, que están impugnadas por la Comisión Federal de Competencia Económica (Cofece).
Una empresa de Corea del Sur y tres estadounidenses, reunidas en un consorcio, han mostrado su interés en la Refinería Estatal de Esmeraldas, la más grande de Ecuador, como parte del proceso de selección pública para la delegación conjunta del complejo refinador.
Se trata de las empresas Hyundai Company (Corea del Sur) y las estadounidenses Kellog Brown & Root-KBR Inc, RGFX y Energlobal Group, informó el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables.
El titular de esa cartera de Estado, René Ortiz, hizo el anuncio en una rueda de prensa virtual, en la que también participaron los delegados de las empresas que conforman el consorcio y representantes de la banca de inversión Morgan Stanley, a través de la cual se canalizaría la financiación de este proyecto.
Estas acciones se enmarcan en el cumplimiento de un decreto suscrito en julio pasado por el jefe de Estado, Lenín Moreno, que autoriza de manera excepcional la gestión conjunta de la Refinería Esmeraldas, entre una firma privada y la Empresa Pública Petroecuador.
Ortiz enfatizó que «este proceso significa un ordenamiento jurídico, el cual es fundamental para los procedimientos que el país implementa en orden hidrocarburífero».
«La Refinería de Esmeraldas no produce lo que el mercado demanda, por tal razón buscamos el mejoramiento administrativo del complejo. Contamos con el interés de un consorcio que posee experiencia en el ámbito petrolero. Tenemos la convicción de brindar seguridad jurídica», comentó.
Con la administración conjunta de la Refinería Estatal Esmeraldas se busca el mejoramiento de sus diversas unidades y el aumento de la capacidad de procesamiento de barriles crudo.
Además, la construcción de un sistema de alta conversión que permita la producción de combustibles con Norma de Calidad Internacional Euro 5, la cual es amigable con el ambiente.
«La empresa privada asumirá los gastos en su totalidad y bajo su propio riesgo, el Estado ecuatoriano no invertirá recursos económicos en este proceso», subrayó el Ministerio.
El proceso de delegación conjunta atraerá inversiones por aproximadamente 3.000 millones de dólares. Actualmente la Refinería de Esmeraldas tiene una capacidad de procesamiento de 110.000 barriles diarios de petróleo.
EMPRESAS DEL CONSORCIO
Sobre las empresas que conforman el consorcio, el Ministerio de Energía apuntó que Hyundai tiene más de 50 años de experiencia en el ámbito automotriz y otras actividades industriales.
De Kellog Brown and Root-KBR Inc., con sede en Houston (Texas, EEUU), el ministerio destacó su amplia experiencia en el área de la ingeniería y construcción de refinerías y plantas industriales. Cuenta con alrededor de 28.000 colaboradores a nivel mundial.
RGFX también tiene sede en Texas y está especializada en la consultoría y asesoramiento para proyectos industriales y de refinado de gran magnitud. Además, es asesora de Hyundai para proyectos de refinerías en el mundo.
Fundada en Texas en 2014, Energlobal se encarga de implementar sistemas de optimización de residuos resultantes de los procesos de refinado o plantas de tratamiento.
La entidad financiera estadounidense Morgan Stanley, con sede central en Nueva York, desarrolla su actividad principalmente como banca de inversiones, añadió el ministerio.
Las diferencias en la negociación tienen que ver con que el gobierno pide que las empresas den de baja las medidas cautelares que presentaron las productoras en 2020 para que el Estado abone por el producto según la legislación vigente. Según las firmas, esto pone en riesgo al sectoruna vez finalizado el acuerdo el 31 de mayo.
Fuentes del sector privado vinculadas a la negociación confirmaron a Econojournal que, aunque todavía no se rubricó formalmente, las diez empresas que producen bioetanol de maíz llegaron a un acuerdo sobre el sendero de precios con la cartera energética. Desde la Secretaría de Energía señalaron que el acuerdo “estaban prácticamente definido”.
En concreto, el bioetanol de maíz, que se produce en provincias como Córdoba, Santa Fe, San Luis y Santiago del Estero, entre otras, aumentará 33% en enero, pero tendrán -al igual que el biodiesel y el bioetanol de caña- un sendero ascendente de precios hasta mayo. A diferencia con el biodiesel, no habrá reducción en el porcentaje de mezclaobligatoria con las naftas y quedará fijo en 12%.
Sendero de precios del bioetanol de maíz
–Enero, el litro de bioetanol producido a base de maíz se incrementa de $ 32,7 a $ 43,6 (+33%).
–Febrero, salta de $ 43,6 a $ 47,8 (+9,6%).
–Marzo, el aumento es de $ 47,8 cada litro a $ 48,7 (+1,9%).
–Abril, el precio del bioetanol de maíz se incrementa de $ 48,7 a $ 49,6 (+1,8%).
–Mayo, el precio llega a $ 51,13 (+3,1%).
Los productores de bioetanol de maíz
Algunas de las firmas que producen bioetanol de maíz en la Argentina (que involucra al 55% del total del bioetanol) para su mezcla con las naftas son cooperativas y pymes, como la firma ACA Bio Cooperativa Ltda., ubicada en Villa María (Córdoba), que está conformada a su vez por pequeñas cooperativas asociadas.
Pero -sobre todo- se trata de un sector que pertenece a grandes agroexportadoras como la productora ProMaíz, un desarrollo entre Aceitera General Deheza y la compañía Bunge ubicado en la localidad de Alejandro Roca (Córdoba). Incluso figura la compañía Vicentin en Santa Fe, aunque hoy está en una seria crisis financiera.
Contrapunto
El gobierno les pide a las productoras que den de baja las medidas cautelares para destrabar la negociación. Patrick Adam, director Ejecutivo de la Cámara de Bioetanol de Maíz, señaló a Econojournal que “tenemos ganadas cautelares por el tema precio (casi sin actualización durante el 2020) y el gobierno pide que las demos de baja. Nosotros proponemos suspenderlas por el tiempo que dure el acuerdo, ya que no tenemos, contrariamente al sector azucarero del bioetanol, ninguna fórmula de precio que nos ampare a partir de junio, que es cuando terminaría el eventual acuerdo”. Además, indicó que “nos queremos proteger contra cualquier incumplimiento por parte de la autoridad de aplicación”.
“Nuestro precio tiene un atraso de más del 50%, es de quebranto cotidiano provocado por el gobierno al congelarlo arbitraria e ilegalmente. Estamos dispuestos a hacer un esfuerzo enorme, aceptando un sendero progresivo de recuperación del precio, pero no estamos dispuestos a aceptar condiciones que puedan hipotecar nuestro futuro como industria”, concluyó.
El actual CEO de YPF, Sergio Affronti, asumió la presidencia de la Red Argentina del Pacto Global para el periodo 2021, desde donde conducirá los destinos de la iniciativa de sostenibilidad en Argentina.
A través de un proceso de diálogo los participantes llegaron a un consenso para la elección de las nuevas autoridades con el objetivo de establecer un plan de trabajo bien concreto con los objetivos que se esperan alcanzar durante estos próximos dos años.
El Pacto Global de Naciones Unidas constituye un llamado a las empresas para alinear estrategias y operaciones con principios universales sobre derechos humanos, trabajo, medio ambiente y anticorrupción y para tomar acciones que promuevan objetivos sociales comunes.
A raíz de los cambios en las dinámicas organizaciones que generó la pandemia y en un contexto de evidentes restricciones para acceder a financiamiento a tasas competitivas, YPF tomó la decisión de poner en venta su emblemática Torre que posee en Puerto Madero y que desde el año 2008 constituye la principal sede de la compañía bajo control estatal.
La venta del edificio diseñado por César Pelli se concretará sólo si la compañía obtiene oferta que se aproxima al valor que pretende la empresa, que ronda los U$S 400 millones.
La decisión se explica en función de distintas aristas:
En primer lugar, obedece a los cambios en las modalidades de trabajo que impuso la pandemia, que obligó a YPF a operar durante meses de manera remota una organización de más de 18.000 empleados. Incluso en un escenario de post-pandemia, que aún parece lejano, es improbable se retorne la misma dinámica presencial anterior a la crisis. La nueva normalidad hace que resulte superfluo conservar un inmuble de la magnitud del de YPF en Puerto Madero.
“Actualmente la torre está vacía; son 30 pisos con capacidad para 3000 personas, que no los ocupa nadie y con enormes gastos fijos. La pandemia nos demostró que gran parte de los 18.000 empleados que tiene YPF pueden hacer su trabajo de manera remota. Por lo tanto, cuando arranque la nueva normalidad gran parte de los 3000 empleados que estaban en la torre van a seguir seguir desempeñando sus tareas desde su casa”, señalaron allegados a la compañía a EconoJournal.
Austeridad e ingreso adicional
La medida busca profundizar, a su vez, la política de austeridad que Sergio Affronti, el CEO de la compañía, le impuso desde el inicio a su gestión.
La venta del icónico edificio de 8.500 metros cuadrados, diseñado por el arquitecto César Pelli, podría generarle a la compañía una fuente de ingresos adicionales, en tiempos en los que atraviesa una delicada situación financiera.
Incluso, desde la conducción de la petrolera no descartan desprenderse del histórico edificio ubicado en Diagonal Norte y Esmeralda, aunque esa operación resulta más compleja ya que se encuentra subalquilado a distintas empresas.
Lo cierto es que la política de austeridad que viene llevando adelante la empresa alcanza a todas las regionales que tiene YPF en el país: en Neuquén dejará de alquilar cinco pisos que no corresponden al centro principal que tiene la compañía en la calle Talero, la histórica base de operaciones de YPF en esa provincia.
El Grupo Enel, a través de su filial Enel Generación Chile, ha desconectado y cesado las operaciones de la Unidad I de la planta de generación eléctrica a carbón Bocamina, localizada en la localidad chilena de Coronel.
En concreto, la unidad I de la planta, de 128 megavatios (MW), fue desconectada tres años antes de la fecha establecida en el Plan Nacional de Descarbonización de Chile.
Con este hito, sumado al cierre de la central de carbón de Tarapacá el 31 de diciembre de 2019 y el cierre previsto de la última planta a carbón de Enel en Chile, la Unidad II de Bocamina, para mayo de 2022, la empresa avanza hacia la descarbonización de su ‘mix’ de generación en Chile.
El director general de Global Power Generation del Grupo Enel, Salvatore Bernabei, destacó que el grupo está avanzando «a toda velocidad hacia un mix de generación cada vez más sostenible» y que para 2023, además de cerrar toda su operación a carbón en Chile, que aún sumaba 636 MW hasta 2019, se habrán completado alrededor de 2,4 gigavatios (GW) de energías renovables adicionales en el país.
El Grupo Enel, matriz de la española Endesa, ha situado la aceleración de la transición energética al centro de su Plan Estratégico para 2021-2023.
Durante la presentación del Plan, que también incluye una Visión para 2030, la energética italiana anunció que las inversiones en energías renovables, en línea con los modelos de negocios de ‘Ownership’ y ‘Stewardship’ del grupo, se espera que conduzcan a una capacidad instalada de energías renovables por un total de más de 67 GW para 2023, con miras a alcanzar alrededor de 145 GW de capacidad instalada de renovables para 2030.
Enel también anunció que adelantaría la fase de cierre del carbón para 2027 desde el 2030 anunciado previamente.
Las exportaciones de petróleo de Venezuela se desplomaron en 376.500 barriles por día (bpd) en 2020, según datos de Refinitiv Eikon y documentos internos de la estatal PDVSA, bajo las sanciones de Estados Unidos que han presionado financieramente al presidente Nicolás Maduro.
Las exportaciones venezolanas de crudo y productos refinados cayeron un 37,5% en 2020 a 626.534 bpd, el nivel más bajo en 77 años. La disminución fue aún mayor para las importaciones de combustibles, que retrocedieron un 51% en comparación con 2019, a 83,780 bpd, según los datos.
El gobierno del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, aumentó el pasado año su presión sobre Maduro al sancionar a los principales socios comerciales de PDVSA. También limitó el suministro de combustible a la nación sedienta de gasolina.
Las sanciones, destinadas a forzar la salida del poder de Maduro han llevado a PDVSA a buscar nuevos clientes, depender de intermediarios en su mayoría desconocidos para revender su petróleo y profundizar los lazos con Irán, otro país sometido a sanciones estadounidenses.
La caída en la oferta de crudo de Venezuela fue varias veces mayor que la del mercado global, que disminuyó alrededor de un 9% el año pasado debido a las limitaciones de COVID-19.
Las exportaciones de petróleo de Venezuela variaron significativamente durante el año, cayendo en picada después que Washington impusiera sanciones a dos unidades del principal socio comercial de PDVSA, la rusa Rosneft, que luego se recuperaron cuando la estatal petrolera venezolana encontró nuevos clientes y buques para enviar su petróleo.
En diciembre, las exportaciones de crudo y refinados de PDVSA y sus empresas mixtas cayeron a casi 487.000 bpd, mientras que las importaciones de combustible, cruciales para surtir las estaciones de sevircio porque las refinerías nacionales apenas funcionan, se desplomaron a 7.500 bpd, según los datos. INDUSTRIA A NIVELES DE LOS AÑOS 40
La incapacidad de la estatal petrolera para reactivar las exportaciones y su nueva dependencia del combustible importado hundieron a la industria del país miembro de la OPEP a niveles no vistos desde la década de 1940, cuando Venezuela estaba impulsando la producción de crudo y planeaba sus refinerías.
La energía eólica, la solar fotovoltaica y otras fuentes renovables superaron a los combustibles fósiles en la producción de energía alemana el año pasado, según datos preliminares de la Agencia Federal de Redes (BNetzA) y el grupo de expertos Agora Energiewende. Por primera vez el conjunto de las renovables supera el 50% del mix eléctrico alemán, y solo con eólica y solar se ha generado más que con los combustibles fósiles.
Junto con un consumo de energía récord debido a la pandemia de coronavirus, un mayor CO₂ y precios más bajos de la gasolina, además de un invierno suave, esto llevó a una disminución significativa de las emisiones de gases de efecto invernadero en 2020. Alemania ha reducido las emisiones totales en aproximadamente un 42 % con respecto a los niveles de 1990 , superando su objetivo original para 2020. Sin embargo, el grupo de expertos Agora Energiewende dice que esto no habría sucedido sin la pandemia y que espera que las emisiones aumenten en 2021.
La producción de energía renovable en Alemania aumentó en 2020 y superó por primera vez a la generación a partir de carbón, gas natural y petróleo, según muestran los datos del grupo de expertos Agora Energiewende. La recesión económica provocada por la pandemia de coronavirus redujo el consumo general de carbón, petróleo y gas, y fue el principal impulsor de una caída del 10% en las emisiones de gases de efecto invernadero el año pasado.
Según los datos, la energía eólica por sí sola produce más electricidad que las plantas de lignito y hulla del país. En general, las energías renovables produjeron el 45 por ciento de la electricidad de Alemania, ya que la disminución del consumo impulsada por la pandemia y la energía de gas más barata «anunciaron el fin del carbón», afirmó el grupo de expertos.
La caída de la producción de energía convencional se produce en gran medida a expensas de la generación de energía a base de carbón. Según Agora, no fue competitivo en muchos puntos durante el año debido a una combinación de precios más bajos de asignación de CO2, menor demanda de electricidad, menores exportaciones de electricidad y las ventajas de costos de las centrales eléctricas de gas. La presión sobre la hulla y el lignito parece que se mantendrá. El grupo de expertos espera que los precios de las emisiones sigan aumentando en 2021 después de que los líderes de la UE decidieran elevar el objetivo climático del bloque para 2030 al menos al 55 por ciento.
La compañía YPF, controlada por el Estado, aumentó hoy los combustibles un 2,9% en todo el país. Según informó la empresa, la suba de las naftas y el gasoil se da por el traslado a precios del incremento de los biocombustibles que autorizó ayer el gobierno nacional. El biodiesel aumentó 60% y el bioetanol 33%.
Ambos tienen precios regulados por la Ley 26.093 y se mezclan obligatoriamente en las refinerías previo a su expendio al público. El ajuste en los surtidores de YPF tiene que ver sólo con el primero de cinco ajustes mensuales de los biocombustibles autorizados por el gobierno en las últimas horas.
Nuevos valores
Con este aumento, en la Ciudad de Buenos Aires la nafta Súper de YPF pasó a valer 69,4 pesos por litro y la premium Infinia trepó a 80,2 pesos. En gasoil, la D500 alcanzó los 64,6 y la Infinia Diesel llegó a 76,1 pesos.
Como ocurre habitualmente, por tener casi el 55% del market share, luego del incremento en los surtidores de YPF también ajustan sus pizarras el resto de las compañías como Raízen (de la marca Shell), Axion y Trafigura (Puma), entre otras. La presión sobre los combustibles también se dará a partir del 15 de enero, cuando termine el plazo que otorgó el gobierno nacional para actualizar el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC).
El biodiesel se mezcla en un 10% con el gasoil, pero el gobierno redujo transitoriamente al 5% para quitarle presión a la inflación. Por su parte, el bioetanol de caña y de maíz se mezcla con las naftas en un 12%.
Vista Oil informó que cerró el año 2020 con una producción récord de 35.000 barriles equivalentes de petróleo diarios, debido fundamentalmente a la mayor productividad que alcanzaron los dos pozos perforados a un tercer nivel de Vaca Muerta. Además, informó que recuperó un 20% de su producción interanual en el cuarto trimestre del año pasado. “Este es un dato clave que refleja el regreso a la actividad de la compañía, tras las dificultades que trajo aparejada la pandemia con una brusca caída de la demanda y del precio del crudo”, informó la empresa que preside Miguel Galuccio.
Vista señaló que dos de sus pozos perforados en Vaca Muerta registraron índices de productividad por encima de sus proyecciones. Dichos pozos se encuentran ubicados en el bloque Bajada Del Palo Oeste. Allí la compañía exploró un tercer nivel, el del Carbonato inferior.
“Los resultados obtenidos confirman el potencial de la sección Carbonato inferior de Vaca Muerta como un shale oil play económico en Bajada del Palo Oeste. Y, de acuerdo con el modelo geológico de Vista, podría agregar hasta 150 pozos nuevos al inventario actual de 400 pozos del bloque y alcanzar un total de hasta 550 pozos”, afirmó la empresa.
A los setenta días de su puesta en marcha, los dos pozos perforados, denominados MDM-2025h y MDM-2027h, presentaron respectivamente, una producción acumulada y normalizada ubicada un 27% y un 32% por encima de la curva tipo de Vista, que consiste en 2.800 metros de rama lateral y 47 etapas de estimulación hidráulica.
Estos dos pozos se perforaron en el pad número 4. Anteriormente, había perforado 12 pozos en las zonas de La Cocina y El Orgánico en los pads 1, 2 y 3. La compañía también informó que puso en producción su pad número 5 antes de lo previsto. Allí, Vista perforó dos pozos en La Cocina y dos en el nivel Orgánico, conun promedio de rama horizontal de 2.444 metros y un total de 196 etapas de estimulación hidráulica para los 4 pozos. Además, mantuvo el promedio de 8,5 etapas de estimulación por día.
El último día de 2020 el gobierno firmó con su par de Bolivia una quinta adenda al contrato de compra-venta de gas existente entre ambos países. Era un paso que se descontaba, pero que aún así incluyó una serie de novedades que responden a problemas estructurales y coyunturales de cada una de las partes.
-10 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas entre enero y abril de 2021;
-13 MMm3/día en los meses de mayo y septiembre;
-14 millones en el trimestre que va desde junio hasta agosto;
-Y 8 MMm3/día de gas en el último trimestre del año (entre octubre y diciembre).
En algunos meses del año, el recorte supera un 20% con relación a lo que se importó el año pasado. Por ejemplo, en julio de 2020 se trajeron de Bolivia 18 MMm3/día de gas, un 22% más que durante el mismo mes de este año, cuando se comprarán 14 millones.
El cambio de los volúmenes obedece, estructuralmente, a la declinación imparable de los principales yacimientos de Bolivia. La caída de la producción de gas forzó al gobierno de ese país a reestructurar los contratos de venta de gas con Brasil y la Argentina, sus dos principales mercados de exportación. Redujo, por un lado, los envíos hacia el sur brasileño de 30 a unos 15 MMm3/día. Lo propio hizo con nuestro país.
2. Cambio en la fórmula de determinación de precios
El contrato original, firmado en 2006 por los entonces presidentes Néstor Kirchner y Evo Morales, estableció una fórmula polinómica que cruzaba distintas variables (dos tipos de gasoil y otros tantos de fuel oil) para fijar el precio del gas que se importa desde el país del Altiplano. A principios de 2019, cuando el ex secretario de Energía Gustavo Lopetegui firmó la cuarta adenda al contrato, se incluyó, a pedido de Bolivia, el precio del LNG a esa fórmula.
La inclusión de ese indicador —que se aplicó para calcular principalmente el precio del gas adicional importado por nuestro país por encima de la curva base— terminó siendo favorable a la Argentina porque el precio del LNG se derrumbó en 2019 y 2020.
Ahora se volvió a modificar ese esquema. El valor del gas adicional de invierno se fijará, a partir de esta adenda, sobre la base del Henry Hub —el precio del gas en EE.UU.— y se agregará una prima de 2,25 dólares.
No está claro en base a qué análisis se estableció ese premio. Y tampoco es seguro anticipar cuál será el impacto real para el Tesoro nacional.
Si el precio del LNG se sigue recuperando, es muy probable que el cambio de esquema termine siendo positivo para la Argentina porque se pagará un precio menor por el gas boliviano. Hoy parece lo más probable porque el precio del LNG se está recuperando (habrá que esperar el impacto de la segunda ola del Covid-19 en el hemisferio norte). Lo concreto es que los precios se recuperaron: por caso, Chile dejó desierta la semana pasada una licitación para importar LNG porque recibió ofertas con precios altísimos, cercanos a los 12 dólares por millón de BTU.
La adenda al contrato con Bolivia prevé cambios en la fórmula de precios de gas.
Si, en cambio, la cotización del LNG vuelve a caer en los próximos meses, hubiese sido conveniente mantener la fórmula anterior que calculaba el precio del gas de Bolivia en base al valor del LNG más una prima de US$ 0,80 por MMBTU (que era equivalente al costo del transporte entre Yacuiba, en la frontera de Bolivia, y la terminal regasificador de Escobar).
A valores de hoy, el precio del gas boliviano rondará en enero los 4,70 dólares por millón de BTU. “Es un cambio importante porque, extrañamente, se eligió un indicador que no es internacional (como el fuel oil, gasoil o incluso el LNG), sino que depende de la dinámica interna de un país como EE.UU. que además funciona de manera contra-estacional a la argentina. El precio del gas en Norteamérica sube en el invierno, justo cuando acá es verano. Pero como se toma el precio del Henry Hub de un semestre anterior, el precio del gas en el invierno estadounidense —a priori más alto— se terminará utilizando para calcular el precio del gas importado desde Bolivia en los meses de frío”, explicaron desde una petrolera.
3. Patear la pelota hasta la post-pandemia
En un principio, la intención en algunos despachos del gobierno argentino era buscar una reestructuración del contrato que se extienda por tres o cuatro años. Era un plazo suficiente, entendían, para pensar y ejecutar proyectos que permitan ampliar el sistema de transporte de gas. En concreto, tanto los productores como los técnicos del Estado, saben que en los próximos 5 o 10 años habrá que incrementar la capacidad de transporte desde la cuenca Neuquina porque, a raíz de su menor costo de reposición, el gas proveniente de campos no convencionales de Vaca Muerta progresivamente irá reemplazando al de otras cuencas, incluso al que se importa desde Bolivia.
Sin embargo, finalmente se optó por firmar una adenda por un año de duración (expira el 31 de diciembre de 2021). Para ambos países es una opción razonable. El que recién termina fue un año excepcional. Encarar una renegociación de fondo del contrato en este contexto de incertidumbre —con un gobierno en Bolivia que, además, acaba de asumir hace dos meses— no parecía lo más indicado.
La adenda suscripta la semana pasada prevé que los gobiernos de ambos países negociarán, durante el primer semestre de 2021, como funcionará el contrato de importación de gas durante los próximos años (el contrato expira en 2026).
Rusia disminuyó en un 8,6 % la extracción de petróleo y condensado de gas en 2020 en comparación con el año anterior, informó CDU TEK, la empresa estatal rusa de estadísticas del sector de la energía y combustibles. Durante el año pasado Rusia extrajo un total de 512,68 millones de toneladas de crudo y condensado de gas.
El recorte de la producción petrolera obedece a los compromisos de Rusia en el marco del acuerdo OPEP+ para reducir la oferta de crudo a fin de defender su precio en el mercado mundial.
El pasado diciembre las extracciones de petróleo en el país fueron un 11 % menos que en el mismo mes de 2019, alcanzando un total de 42,46 millones de toneladas.
El grueso de las extracciones en 2020 correspondió a la petrolera pública Rosneft (179,96 millones de tonelada) y la privada Lukoil (73,43 millones de toneladas).
Las exportaciones de petróleo, sin considerar las ventas a países del espacio postsoviético, cayeron en 2020 en un 11,8 % respecto del años anterior y totalizaron 219,16 millones de toneladas.
La petrolera gala Total dominó en términos de volúmenes de contratos de importación de gas natural licuado (GNL) a largo plazo firmados por empresas compradoras clave para el año 2020, con casi el 38% de la capacidad global contratada, según un informe de la firma de análisis y datos GlobalData.
El informe de la compañía, ‘ Revisión global de contratos de GNL a largo plazo, 2020 – Kosmos Energy firma el contrato de suministro de GNL más grande con BP Plc ‘, revela que Total firmó una capacidad contratada de GNL a largo plazo de 3,2 millones de toneladas por año (mtpa) en 2020. BP siguió con una participación del 22% o 2,5 mtpa. Eni Spa también tenía el 18% o 1,5 mtpa de la capacidad total contratada de GNL en el año.
Amareswari Kanaparthi, analista de petróleo y gas de GlobalData, explica: “El surgimiento de la pandemia COVID-19 ha impactado la firma de contratos de GNL a largo plazo a nivel mundial, ya que casi todos los contratos a largo plazo reportados para 2020 se firmaron en el primer trimestre de 2020. En medio de la pandemia en curso, los compradores están más interesados en firmar contratos a corto plazo, ya que los contratos a largo plazo se vuelven poco atractivos debido a los precios al contado más bajos».
Entre las empresas vendedoras, Kosmos Energy firmó el mayor contrato de GNL a largo plazo para 2020 con BP para suministrar 2,5 mtpa de GNL por un período de siete años, de 2023 a 2030. El GNL se suministrará desde la terminal de licuefacción Tortue Floating I en Mauritania.
Nigeria LNG Limited firmó los mayores volúmenes de contratos de GNL a largo plazo entre las empresas vendedoras con 4 mtpa o 47% del volumen total en 2020. Energia Costa Azul y Kosmos Energy le siguieron con 2,5 mtpa o 29% del volumen total cada una, seguidas de Qatargas Compañía Operadora y Venture Global LNG con 1 mtpa cada una.
Con el objetivo de dar respuesta al reclamo de empresas productoras que habían frenado más de 20 plantas por el congelamiento de 2020 -sólo se incrementó 10% en octubre-, el gobierno nacional comenzó el 2021 autorizando un fuerte aumento del biodiésel. Por medio de una resolución, la Secretaría de Energía a cargo de Darío Martínez incrementó un 59,3% la tonelada de biodiésel para su mezcla con el gasoil para su posterior venta en las estaciones de servicio.
Se trata del precio de adquisición regulado por la Ley 26.093 que las petroleras deben pagar a las productoras para realizar la mezcla con el gasoil para el despacho en los surtidores. Este incremento motivaría la suba del precio del gasoil de alrededor de un 3% para cubrir los costos de las petroleras.
Menos cupo
El Ejecutivo también determinó un sendero ascendente del precio del biodiésel hasta mayo. Al mismo tiempo, y para reducir la presión sobre los surtidores y sus efectos en la inflación, redujo el porcentaje del corte de mezcla obligatoria con el gasoil de un 10% a un 5% en enero, que pasará a un 6,7 en febrero, a un 8,4% marzo y volverá a un 10% en abril.
Lo hizo a través de la resolución 1/2021 de la cartera energética que conduce Darío Martínez, que se publicará en las próximas horas. En el artículo 1 también suspendió hasta el 31 de mayo el procedimiento para la determinación de precios de adquisición del biodiésel que realiza regularmente la Secretaría de Energía; y estableció cambios transitorios en el criterio para distribuir la cuota entre los productores. Hasta el momento no actualizó el precio del bioetanol regulado por la misma norma.
En los hechos, el fuerte aumento del precio de la tonelada de biodiésel, que es elaborado en base a aceite de soja, es la respuesta a un reclamo de alrededor de 30 pymes en todo el país y grandes aceiteras integradas que venían demandando una actualización del precio regulado. En diciembre, las cámaras que agrupan a las empresas productoras incluso presentaron una carta documento para intimar al secretario de Energía para que actualice los precios. A este reclamo se sumaron los gobernadores de las provincias productoras, sobre todo Juan Schiaretti de Córdoba y Omar Perotti de Santa Fe, que vieron cómo iban dejando de producir las plantas durante el año pasado.
Sendero de precios
En el artículo 2 de la resolución se fija un sendero de precios para los primeros cinco meses del año:
– En enero, la tonelada de biodiésel pasa de $ 48,533 a $ 77.300 (59,3%).
– En febrero, el aumento es de 12,4% y la tonelada salta a $ 86.875.
– En marzo, el precio regulado se incrementa 3,6% y pasa a valer $ 89.975.
– En abril aumenta sólo 0,4% y la tonelada queda en $ 90.300.
– En mayo, el aumento es de 2,5% y la tonelada de biodiésel llega a $ 92.558.
Distribución de la cuota
El artículo 5 indica que se suspende “transitoriamente la aplicación de las disposiciones del segundo párrafo del artículo 5° de la disposición N° 333 de 2019“, e instruye a la Subsecretaría de Hidrocarburos “por sí o a través de las dependencias que corresponda, a que lleve a cabo la asignación mensual de biodiesel en el período comprendido entre enero y mayo de 2021, reduciendo a prorrata las cantidades que correspondan a las empresas del sector”.
Así, queda suspendida la disposición que establece que “las empresas que cuenten con una capacidad de elaboración de biodiesel de hasta 50.000 toneladas anuales inclusive, recibirán una asignación de biodiesel mensual equivalente a la disponibilidad informada por cada Elaboradora en base a lo establecido por el artículo 3° de esta medida, mientras que las cantidades de biodiesel restantes hasta cubrir la demanda requerida por las Mezcladoras serán repartidas en partes iguales entre el resto de las Elaboradoras que no lleven a cabo operaciones de exportación de biodiesel, ya sea en forma directa como también a través de sus empresas controlantes y/o controladas”.
Tras un año «traumático» para la industria del petróleo, la OPEP y Rusia deciden hoy si siguen adelante con su plan de abrir moderadamente los grifos en febrero, con la esperanza de que en 2021 se recupere la demanda energética del planeta gracias a una masiva vacunación contra la covid.
Los ministros del sector de la alianza OPEP+ celebran su primera conferencia de 2021 a través de internet, apenas tres días después de entrar en vigor, el viernes, un modesto aumento del bombeo del grupo, de 500.000 barriles diarios (bd).
Los mercados esperan que vuelvan a dar luz verde a otro incremento similar a partir del 1 de febrero, después de que el viceprimer ministro ruso, Alexander Novak, se manifestara recientemente a favor de esta medida.
UN PLAN DE MÁXIMA CAUTELA
Esta alianza de 23 países, que, forjada en 2016, es responsable de cerca del 60 % de la producción mundial de crudo, decidió el 3 de diciembre reunirse en 2021 de forma más frecuente, a principios de cada mes, para «vigilar atentamente» el mercado.
El mecanismo sustituyó la idea prevista inicialmente en un histórico recorte de las extracciones sellado en abril de 2020 ante la hecatombe del mercado causada por la primera ola de la pandemia.
La mayor reducción de suministros que se recuerda en la industria petrolífera, de 9,7 millones de barriles diarios (mbd) -cerca del 10 % de la producción mundial, rigió entre mayo y julio de 2019, antes de moderarse hasta 7,7 mbd entre agosto y diciembre.
La tercera y última fase del pacto preveía un nuevo alivio, un incremento de 2 mbd a partir del 1 de enero de 2021, que dejaría limitado hasta abril de 2022 el bombeo total del grupo en 5,7 mbd respecto a los niveles anteriores a la crisis del coronavirus.
Pero entonces los productores no previeron la virulencia de la segunda oleada de la pandemia, que golpea sobre todo a Estados Unidos y Europa, y ralentizando la recuperación del consumo.
Ante la duda de que el mercado no pueda absorber 2 mbd de golpe, optaron por introducir de a poco ese volumen.
DEMANDA DEPRIMIDA
«El aumento de las infecciones (de coronavirus) y la creciente incertidumbre han hecho más frágil la recuperación económica mundial», resaltó la OPEP en su último informe, el 14 de diciembre.
La AIE cifra en 8,8 mbd la caída del consumo de petróleo en todo 2020, un retroceso que solo se recuperará parcialmente en 2021.
PRECIOS A MEDIO CAMINO
Los precios del petróleo han recuperado solo parte del terreno perdido. El barril del crudo Brent, la referencia para Europa, terminó 2019 a 51,80 dólares , mientras que el petróleo intermedio de Texas (WTI), referente en EEUU, cerró el año a 48,52 dólares.
Se sitúan así en el nivel que tenían a comienzos de marzo, cuando ya habían iniciado una tendencia a la baja debido al brote de covid-19 en China, pero antes del hundimiento que sufrieron en abril por los confinamientos en el resto del planeta.
Ese mes, el barril del WTI entró por primera vez en terreno negativo, es decir, se pagó (hasta 37 dólares/barril) para que alguien se lo llevara, en medio de la saturación de los inventarios de crudo causada por un exceso de oferta.
Según la AIE, la demanda de crudo cayó en 16,3 mbd en el segundo trimestre. La situación estuvo además exacerbada por una guerra de precios entre Arabia Saudí y Rusia desatada a principios de marzo.
El recorte de suministros de la OPEP+, junto a reducciones y cortes involuntarios de la industria de otros países contribuyó luego de forma decisiva a la recuperación de las cotizaciones, a lo que últimamente se añadió el optimismo despertado por las vacunas contra la covid, que despiertan esperanzas de una de la crisis.
Aun así, los precios siguen un 20 % por debajo del nivel que tenían antes de la pandemia y distan aún más de los cerca de 80 dólares/barril que necesitan los exportadores de crudo para saldar sus presupuestos.
INCERTIDUMBRES
Tanto la OPEP como la AIE coinciden en que la covid mantiene una persistente incertidumbre en el sector.
Mientras que las economías de China y otras partes de Asia muestran una sólida recuperación, el panorama en Europa y EEUU está poco claro ante la incógnita sobre la velocidad en la que se logrará la vacunación de la población y cuánto durarán los severos confinamientos que ahora lastran la demanda.
Por otra parte, del lado de la oferta, el mercado está viendo llegar más barriles de Libia, país socio de la OPEP que junto a Venezuela e Irán está exento del compromiso de limitar su bombeo debido a una guerra civil cuya pacificación supondría mayores suministros aún.
Otra incógnita es si el futuro Gobierno de Estados Unidos, liderado por el demócrata Joe Biden, levantará las sanciones contra Teherán. En ese caso, también Irán aumentaría su oferta.
La petrolera YPF realizó cambios en su equipo gerencial. Walter Actis, quien se venía desempeñando como gerente general de la subsidiaria AESA, asumirá como gerente de Supply Chain, quedando a cargo de la negociación con todos los proveedores de la firma. A su vez, Fernando Giliberti, hasta ahora vicepresidente de Supply Chain, tomará a su cargo la vicepresidencia de Proyectos Especiales.
Walter Actis, asumirá como gerente de Supply Chain.
Giliberti forzó durante este año una reducción significativa en el monto de los contratos que YPF tenía firmados con sus proveedores, para ajustarlos al contexto de crisis que atravesó la compañía. Actis deberá ahora avanzar en la sintonía fina de esa tarea con el objetivo de mantener y profundizar lo que se logró este año, afianzando el modelo operativo de Supply Chain y focalizándose en el desarrollo sustentable de proveedores. Como parte de esa tarea se creará la gerencia de Desarrollo Sustentable de Proveedores.
“Es muy importante destacar que YPF toma la definición política de crear la gerencia de desarrollo sustentable para promover las economías regionales a través de los proveedores locales donde la compañía opera”, destacaron a EconoJournal fuentes de la compañía.
A su vez, Diego Pandoasumirá la Gerencia General de AESA en reemplazo de Actis, con el objetivo de alinear a la compañía a los objetivos estratégicos de YPF.
Giliberti, por su parte, desde la vicepresidencia de Proyectos tendrá a su cargo la puesta en valor y optimización de activos y operaciones de la compañía.
Una de las propuestas que el secretario de Energía, Darío Martínez, sumó al esquema del Plan Gas 2020-2024, que ya venía discutiendo el Ministerio de Desarrollo Productivo, fue la creación del Valor Agregado Nacional (VAN). Es un capítulo específico del programa de estímulo a la producción de gas que busca defender la participación de las pymes locales en la actividad. La resolución 447/2020, que en las próximas horas el gobierno publicará en el Boletín Oficial, contempla que las empresas subsidiarias de las petroleras no podrán ser consideradas bajo el esquema del VAN.
La decisión constituye un guiño de Martínez a las pymes neuquinas y se inscribe también en la apuesta del secretario de Energía para consolidar su armado político en la provincia. Uno de los principales afectados por esta medida es YPF que no podrá contabilizar la participación de su subsidiaria AESA como parte del VAN.
Desde YPF venían reclamando que no se deje a AESA fuera del VAN porque si bien la compañía es una subsidiaria emplea a miles de trabajadores neuquinos. Además, la petrolera la toma como una empresa testigo en el área de servicios. Sin embargo, Martínez se terminó inclinando por satisfacer los reclamos de las pymes neuquinas, las cuales de este modo deberían ganar participación en los distintos proyectos.
La implementación del VAN fue un pedido de las cámaras de las empresas de servicios de la provincia de Neuquén y también de otras cuencas hidrocarburíferas del país. Está indicado en el decreto 892 de noviembre pasado. Allí se destaca como uno de los criterios fundamentales del Plan Gas 2020-2024: “Valor agregado nacional y planes de inversión: el diseño, instrumentación y ejecución de estos programas por parte de las empresas productoras cumplirá con el principio de utilización plena y sucesiva, local, regional y nacional de las facilidades en materia de empleo, provisión directa de bienes y servicios por parte de Pymes y empresas regionales, así como de bienes, procesos y servicios de industria, tecnología y trabajo nacional”.
En concreto, la resolución 447 implementa la “Mesa de Trabajo del Valor Agregado Nacional”. En esta instancia participarán -además de la cartera energética- los ministerios de Desarrollo Productivo, de Ciencia y Tecnología, las provincias, los sindicatos y las cámaras empresarias del sector, que conformarán un “ámbito de colaboración para el seguimiento, control y sanción de lo establecido” en el Plan Gas 2020-2024.
La mesa de trabajo del VAN, que se reunirá mensualmente, realizará un informe trimestral en el que se incluirán propuestas relativas a las sanciones a aplicar y a las medidas correctivas a exigir tendientes a revertir los eventuales incumplimientos por parte de las empresas beneficiarias” del Plan Gas.
El gobierno publicará en las próximas horas la resolución 447/2020, que lleva la firma del secretario de Energía, Darío Martínez. La norma, a la que accedió EconoJournal, especifica las asignaciones de los volúmenes de gas que deberá inyectar cada productor y recibir cada distribuidora. Es un paso técnico ineludible para que las petroleras y empresas gasíferas puedan firmar los contratos de compra-venta de gas que estarán vigentes a partir del 1° de enero de 2021 bajo el encuadre del Plan Gas 2020-2024.
Con la resolución, que cuenta con dos anexos, la Secretaría de Energía también aclara algunos puntos e implementa algunos cambios menores en el decreto 892/2020, que creó el programa de estímulo.
En esa lista figuran:
Se reemplazará el anexo de la Resolución 391 del 15 de diciembre pasado para que sean ostensibles todos los decimales de las ofertas realizadas en la subasta. Fue un pedido de algunas empresas, entre ellas la francesa Total, que pidieron que se tengan en cuenta los tres decimales presentados en la oferta porque si sólo se contemplaban dos (como había decidido originalmente Energía) perdían posiciones en el orden de mérito que determinará el despacho.
Se definirá la situación del segmento GNC, que preocupaba especialmente a los estacioneros. Se estableció que, en lugar de tener que comprarle el gas a cada productor, como estaba establecido en la regulación original, el suministro de GNC estará a cargo, de manera transitaria por tres meses, de la estatal IEASA (ex Enarsa), al menos en el norte del país. Se descuenta que será a precio subsidiador. “Es una decisión positiva. No nos ahogamos y nos da tiempo para negociar con los comercializadores y productores de gas. Había preocupación por cómo iba a ser la transición”, indicó una fuente de Fecra. Concretamente, la resolución afirma: “Instrúyese a la empresa IEASA para que, en forma transitoria y durante el período comprendido entre el 1º de enero de 2021 y el 31 de marzo de 2021, contrate en forma directa” para abastecer de Gas Natural Comprimido (GNC).
Se incluirán cambios menores en el borrador del contrato con distribuidoras y se ratifica que se pagarán en pesos. “El precio del gas objeto de la oferta será en pesos por metro cúbico (m3) y será, en cada momento, el precio en cuadros tarifarios vigente conforme a la definición”, indica el texto. Y agrega: “la obligación de pago del precio del comprador será igual al monto de aquella porción del precio ofertado que el Estado Nacional decida incluir en los cuadros tarifarios”.
“La falta de pago en término hará incurrir al comprador en mora automática, sin necesidad de intimación judicial o extrajudicial previa”, indica la resolución. A partir de la mora se devengará un interés del 150% de la tasa de pizarra promedio del Banco Nación para plazos fijos en pesos a 30 días.
Se regula un mecanismo de pago para las distribuidoras: “las distribuidoras y las subdistribuidoras de gas natural por redes deberán depositar en una cuenta bancaria las sumas que perciban mensualmente correspondientes al concepto de gas del Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST)”.
El consorcio liderado por José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti deberá desembolsar apenas US$ 55 millones para tomar el control de Edenor y otros 40 millones en 2021, cuando se cumpla un año de la fecha de cierre de la operación. El monto sorprendió al mercado porque Edenor es la distribuidora eléctrica más grande del país con cerca de 3 millones de clientes. Además, el acuerdo incluyó una llamativa cláusula donde se aclara que el comprador deberá desembolsar “un pago contingente en caso de cambio de control de la compradora o de Edenor durante el primer año luego del cierre de la transacción o mientras se mantenga adeudado el saldo de precio por el 50% de la ganancia generada”.
Marcelo Mindlin.
EconoJournal consultó sobre este punto a dos experimentados abogados pertenecientes a grandes estudios, habituados a participar en este tipo de operaciones, y ambos coincidieron en que nunca vieron algo así en una operación de semejante escala. “Son cláusulas que se suelen ver en los contratos de los futbolistas, pero no en este tipo de ventas”, remarcó una de las fuentes. En Pampa Energía, en cambio, prefirieron no realizar comentarios sobre el tema.
Desde hace meses Edenor venía pidiéndole al gobierno alguna señal de que estaba dispuesto a encarar una recomposición tarifaria que permitiera encauzar el negocio. También le expresaron a fuentes oficiales que si la idea era nacionalizar o someter a la compañía a un estricto control de dirección por parte del ente regulador que también les avisaran porque en ese caso estaban dispuestos a ponerle un moño a la compañía y refugiarse en el segmento de generación. La falta de un guiño oficial es lo que explica la salida de Pampa Energía, quien ya no quería lidiar con años de congelamiento tarifario como los surfeó en la posconvertibilidad.
Lo que no termina de estar claro es cuáles son las motivaciones de Manzano, Vila y Filiberti. “Es un acto de confianza en el país, creemos que habrá un acuerdo con el FMI y que la macroeconomía se va a estabilizar», explicó a EconoJournal uno de los tres compradores. Sin embargo, la cláusula incluida por Pampa Energía deja entrever la sospecha de que Manzano y sus socios estén solo de paso por la empresa, en una operación de tipo financiero, como las que suelen hacer los fondos de inversión que adquieren compañías en problemas para luego venderlas a un precio mayor obteniendo una jugosa diferencia en poco tiempo. Pampa habría incluido esa cláusula para no quedar marginado de esa operación.
Además, el precio de venta incluye un pago en especie consistente en 21.876.856 acciones Clase B de Edenor, representativas del 2,41% del capital social y los votos de Edenor. De este modo, Pampa conservará una participación en la distribuidora.
Pampa Energía le vendió la distribuidora electrica Edenor a los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti, según adelantó elDiarioAr y confirmaron fuentes de la propia compañía. El holding que lidera Marcelo Mindlin se desprendió de su buque insignia a cambio de US$ 100 millones, que se pagarán en dos cuotas: una de alrededor de US$ 60 millones ahora, al momento de la oficialización de la venta, y los restantes US$ 40 millones dentro de un año.
«La operación se estructuró por un valor total de compañía de unos US$ 200 millones, si se contempla también la deuda de Edenor, que asciende a US$ 98 millones. El grupo inversor desembolsará US$ 100 millones en dos cuotas«, explicó a EconoJournal una fuente directamente involucrada en la operación.
El grupo Manzano-Vila-Filiberti se quedará así con el 51,8% de la mayor distribuidora eléctrica del país. Fuentes del sector eléctrico coinciden en que el valor de la transacción que se ubica muy por debajo de la cotización de mercado que tiene una compañía con casi tres millones de usuarios como Edenor.
Distress
En un mercado que funcione con una macroeconomía estabilizada, la distribuidora fácilmente podría quintuplicar su precio de venta. Está claro que en el contexto que atraviesa Argentina nadie estaría dispuesto a pagar ese valor.
«Es un precio de distress, sólo entendible y aceptable en un contexto tan delicado como el que hoy atraviesa el país», explicó un accionista de otra distribuidora eléctrica. Formalmente, la sociedad compradora será Inversora Andina de Electricidad SA, una sociedad que es propietaria de Sodem, la controlante de Edemsa, la distribuidora eléctrica de Mendoza.
Desde hace meses Edenor venía pidiéndole al gobierno alguna señal de que estaba dispuesto a encarar una recomposición tarifaria que permitiera encauzar el negocio. También le expresaron a fuentes oficiales que si la idea era nacionalizar o someter a la compañía a un estricto control de dirección por parte del ente regulador que también les avisaran porque en ese caso estaban dispuestos a ponerle un moño a la compañía y refugiarse en el segmento de generación. Esta última parece haber sido la señal que finalmente recibió Marcelo Mindlin, que se concentrará además en el negocio de gas.
«Este año vamos a perder US$ 300 millones. El año que viene seguramente será una cifra similar. Se hace muy difícil manejar un negocio en estas condiciones. Vamos a terminar en patrimonio neto negativo y ya pasamos por esa situación«, explicaron fuentes de Pampa Energía.
¿Cuáles son los motivaciones que están detrás del desembarco en Edenor del consorcio encabezado por Manzano, Vila y Filiberti? «Es un acto de confianza en el país, creemos que habrá un acuerdo con el FMI y que la macroeconomía se va a estabilizar», explicó uno de los tres compradores. Los empresarios tienen buen diálogo con Sergio Massa, pero para concretar esta operación se supone que también lograron algún tipo de luz verde de Cristina Fernández de Kirchner, quien controla la política energética oficial. El consorcio estará obligado además a realizar una Oferta Pública de Acciones (OPA) a los tenedores minoristas de Edenor, tal como lo establece la normativa local.
ECOSAN S.A., empresa líder en la Argentina en sistemas constructivos modulares, estuvo a cargo de la construcción de los Centros de Testeo Masivo en Recoleta (CABA) y Ezeiza, con el objetivo de aplicar el operativo de testeos a turistas que ingresen a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
A partir de la habilitación de viajes nacionales e internacionales, y con el objetivo de dar respuesta rápida al sistema de salud, en el marco de la pandemia, ECOSAN S.A. fue designada para la construcción de los centros de testeo masivos ubicados estratégicamente en puntos de la ciudad en solo 10 días. Cuentan con un diseño funcional que maximiza la eficiencia del espacio, a la vez que respeta el distanciamiento social, y logra la atención fluida de las personas.
“Los módulos, tienen como objetivo principal proveer las instalaciones y espacios necesarios para la correcta resolución de las tareas de testeo, así como también brindar comodidad a los operarios y pasajeros que usen las instalaciones de testeo masivo”, afirmó Juan Pablo Rudoni, presidente de Ecosan. S.A.
¿Qué características tienen estos centros de testeos rápidos?
Centro de Testeo masivo vehicular de Recoleta (CABA):
Próximo a la Facultad de Derecho de Buenos Aires, es un complejo modular destinado a la realización de testeos más rápidos de Covid-19, con la particularidad de que dichos testeos se realizarán en la modalidad “vehicular”, es decir, a través de la ventanilla de los vehículos. Para ello, se diseñaron unidades modulares equipadas con tres espacios de atención por módulo con mostradores exteriores de atención, de esta manera, las personas que deseen realizarse el test pueden acercarse con sus vehículos hacia una de las ventanillas de atención, retirar el test, completarlo y entregarlo en la ventanilla siguiente para luego conocer el resultado; sin la necesidad de descender del vehículo.
Este complejo cuenta con una disposición que favorece a una atención dinámica y fluida, lo que reduce considerablemente las demoras y tiempos de espera; a su vez, cada módulo cuenta con espacios de trabajo delimitados y áreas de apoyo para el análisis y almacenamiento de muestras, por lo cual, brinda a sus operarios, las herramientas y espacios de trabajo necesarios para desempeñar los testeos de forma cómoda y efectiva.
Ubicación: playa de estacionamiento anexa a la Facultad de Derecho: ingreso por Avenida Figueroa Alcorta y Julio Víctor González. Atiende de lunes a domingo de 8 a 20. Este Centro es exclusivo para atención en vehículos.
Centro de testeo masivo Aeropuerto Internacional de Ezeiza:
Ubicado en inmediaciones del “Aeropuerto Internacional de Ezeiza” es un complejo modular que, al igual que el complejo “vehicular” cuenta con espacios de atención al público mediante ventanillas de atención exteriores y cubículos exteriores que cumplen la función de separar un box de otro y así garantizar la distancia social entre las personas que vayan a realizarse el test.
Estas ventanillas de atención, (29 unidades en total) cumplen la función de recibir al pasajero, tomarle los datos y mediante un pequeño frasco, solicitarle una muestra de saliva. Una vez depositada la muestra de saliva, el pasajero pasa a dejar la muestra al siguiente módulo denominado “sector de entrega” para su posterior análisis.
Los módulos están dispuestos de forma lineal, lo que permite una circulación ordenada y fluida, reduciendo el tiempo de los testeos y evitando demoras.
En Ezeiza el centro de testeo comenzará a funcionar a partir del 15 de diciembre tanto para los turistas nacionales e internacionales y los residentes de la Ciudad.
La producción de biocombustibles en nuestro país experimentó un sensible dinamismo a lo largo de la última década, tras la implementación del Régimen de Regulación y Promoción para la Producción y Uso Sustentables de Biocombustibles instaurado a través de la Ley N° 26.093 en el año 2006.
Sin embargo, los objetivos perseguidos por el régimen promocional en términos de lograr un abaratamiento de los combustibles en el mercado local y mejorar el déficit externo de la economía argentina estuvieron lejos de verificarse.
¿Por qué?
En primer lugar, desde el inicio del corte obligatorio en 2010, el costo de los biocombustibles ha resultado sistemáticamente más elevado que el de los combustibles fósiles. En efecto, a lo largo de la última década tanto el precio del biodiesel como del etanol se han situado por encima de los valores del gasoil y la nafta puros a salida de refinería (es decir, deduciendo el costo del biocombustible). De este modo, desde la implementación del régimen de promoción, la utilización de bios ha derivado en un mayor costo de los combustibles en surtidor para los consumidores.
Ese sobrecosto fue parcialmente compensado a través de la exención del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) a los biocombustibles, proceso que derivó en una merma en los ingresos fiscales tanto del Estado Nacional como de las provincias, ya que se trata de un impuesto coparticipable.
Al mismo tiempo, la reducción de ingresos fiscales fue aún mayor por el hecho de que para la elaboración de los biocombustibles se utilizan, por lo general, insumos que conforman la canasta exportadora argentina y cuya venta al exterior tributa derechos de exportación. Es decir, que la elaboración de biocombustibles ha significado que se dejaran de exportar productos por los cuales el Estado Nacional hubiera percibido ingresos fiscales. Cabe señalar que, si bien el biodiesel exportado también tributa derechos de exportación, su alícuota es sensiblemente inferior a la verificada para el aceite de soja.
Estos dos efectos combinados —exención de los impuestos sobre los combustibles y menor recaudación por retenciones a las exportaciones— han determinado que el saldo fiscal derivado de la producción de biocombustibles en el país haya sido deficitario a lo largo de la vigencia del régimen promocional.
En números, el costo fiscal acumulado asociado a la elaboración de biocombustiblesse ubicó en torno a los US$ 6.000 millones, de los cuales la mayor proporción lo explica la producción de biodiesel.
Balanza comercial
La utilización de insumos —para la producción de biocombustibles— que normalmente se destinarían a la exportación también tuvo un impacto significativo en la balanza comercial argentina, aun cuando el corte obligatorio permitió sustituir importaciones de gasoil y de nafta.
Ese saldo se explica porque el precio en el mercado internacional del aceite de soja que se deja de exportar ha resultado siempre superior al del gasoil que se reemplaza en el mercado interno. Además, para la producción destinada a la exportación, durante muchos períodos el valor del insumo se situó incluso por encima del precio del biodiesel exportado.
En el caso del etanol, en cambio, el corte obligatorio ha permitido un ahorro de divisas de US$ 1.600 millones en el mismo período.
Impacto dispar
El principal aporte en este sentido deriva de la elaboración de etanol a base de caña de azúcar, que explica cerca del 90% del superávit total del etanol. Dado que en su producción no se consumen insumos exportables significativos, su utilización ha permitido un ahorro de divisas relevante para la economía argentina.
En el etanol en base a maíz, el resultado neto también ha resultado positivo, aunque muy inferior al registrado para la caña de azúcar debido a que en su elaboración se debe dejar de exportar maíz.
Por lo tanto, al analizar el régimen de promoción no resulta conveniente evaluar los biocombustibles en su conjunto, ya que el efecto externo que generan es significativamente distinto.
El impacto macroeconómico del biodiesel ha sido desfavorable debido a su efecto en el mercado de divisas, mientras que el corte con etanol, en particular elaborado a partir de caña de azúcar, ha resultado beneficioso en términos externos.
Saldo externo acumulado de los biocombustibles, 2007-2020(*). (en millones de US$)
(*) Nota: El año 2020 incluye el período enero – septiembre.
Fuente: elaboración propia en base a Secretaría de Energía e INDEC.
Cambio de escenario
La vigencia del régimen promocional de biocombustibles vence en mayo del próximo año y, si bien la Cámara de Senadores de la Nación otorgó media sanción para prorrogarlo hasta 2024, el proyecto aún no ha sido tratado en la Cámara de Diputados.
La prórroga debería ser acompañada por una evaluación exhaustiva de los efectos que tuvo tanto a nivel macroeconómico como sobre el sector energético a lo largo de la última década y media. Lo primero a señalar es que la instauración del esquema promocional se produjo en un contexto sustancialmente distinto al actual. En ese momento, se asistía a un sensible declino de la producción local de petróleo y gas producto, entre otras causas, del agotamiento de los yacimientos convencionales, mientras que a nivel internacional se verificaban elevados niveles de precios de los hidrocarburos.
A raíz de eso, se esperaba que:
el corte con biocombustibles permitiría reducir la dependencia de los combustibles fósiles,
disminuir las importaciones de combustibles líquidos y
abaratar los precios de las naftas y el gasoil en el mercado local.
Sin embargo, ese contexto se modificó de manera abrupta a lo largo de los últimos años como resultado de la disminución del valor del petróleo en el mercado internacional y del desarrollo de la producción no convencional de hidrocarburos.
Media sanción
Los recursos no convencionales existentes en nuestro país son suficientes para abastecer el consumo local de crudo por casi un siglo y, en el caso del gas natural, por un período aún mayor. Por lo tanto, nos encontramos en un contexto radicalmente diferente al vigente al momento de promulgación de la Ley de Biocombustibles hace 15 años.
En definitiva, la vigencia del régimen promocional ha sido determinante para expandir la producción y el consumo de biocombustibles en el país. Pero dados sus impactos económicos, su prórroga debería evaluarse con extremado detenimiento, más aún en un contexto de abaratamiento progresivo de los combustibles fósiles respecto a los productos agrícolas.
A su vez, el mantenimiento de los actuales niveles de corte requeriría de una mayor eficiencia en la producción de biocombustibles a fin de reducir costos sobre los consumidores y las cuentas públicas. Mientras que se debería priorizar la utilización de etanol dado su impacto favorable sobre el sector externo.
¿Mejora medioambiental?
Por último, por lo general se asocia la utilización de biocombustibles con una mejora a nivel medioambiental, dado que su utilización permite reducir la emisión de gases de efecto invernadero. Sin embargo, de acuerdo a las estimaciones oficiales, si bien el uso de biocombustibles permite cierta reducción de emisiones en relación a los combustibles fósiles, su contribución total resulta muy acotada, dado que en los niveles de corte actuales implica un ahorro de solo el 1,2% sobre las emisiones totales del país.
Por lo tanto, la discusión acerca de la prórroga o no del régimen promocional no se puede sustentar en el aspecto medioambiental. Más aún, en un contexto en donde las emisiones de gases de efecto invernadero de Argentina se ubican un 25% por debajo del valor comprometido para el año 2030, producto de una matriz energética “limpia” en términos internacionales, dada la elevada incidencia del gas natural.
Es más, a nivel internacional se espera una retracción en la utilización de biocombustibles para la próxima década -en particular, del biodiesel-, como resultado del redireccionamiento de las políticas que fomentaron su uso.
La proliferación de vehículos eléctricos e híbridos, con mayor reducción de emisión de gases de efecto invernadero, el impacto que tiene la producción de biocombustibles sobre el medio ambiente (producto de la actividad agrícola) y la competencia por el uso del suelo con la producción de alimentos, determinó un redireccionamiento de las políticas de incentivo a la producción de biodiesel en los países desarrollados durante los últimos años.
La UTE Crown Point Energía y Petrolera Aconcagua se adjudicó la exploración y explotación del área de Chañares Herrados, al ser la única oferente en la apertura de sobres que realizó el gobierno dela provincia de Mendoza. El yacimiento tiene un potencial de 183 m³ de producción diaria de crudo, la concesión es a 25 años y el proyecto prevé una inversión de 85 millones de dólares para desarrollar el área hidrocarburífera en la Cuenca Cuyana. La entrega formal del área está estipulada para el 25 de enero.
La petrolera EP Energy también había presentado una oferta pero en el acto de licitación fue descalificada. El año pasado, el gobierno de Mendoza había declarado caduca la concesión porque las empresas no se ajustaban a los programas de inversión pactados con la autoridad de aplicación.
La licitación lanzada por el gobierno de Mendoza se encuentra dentro del marco del plan “Petróleo Activa” que busca recuperar 260 pozos que quedaron en reparación o sin actividad a partir de la crisis que generó la pandemia. De acuerdo a lo estipulado en la licitación, el Estado provincial cederá un 40% de las regalías e Ingresos Brutos pero a cambio la empresa adjudicatada se compromete a contratar a pymes locales y dar empleo a mendocinos.
Crown Point es una compañía petrolera controlada por los accionistas del Grupo ST, de capitales nacionales. El Grupo desarrolla negocios también en los sectores de finanzas, agroindustria, comercio y construcción. Aconcagua Energía también es una empresa de capitales nacionales y cuenta con operaciones en Mendoza y Río Negro.
Hasta mayo del año pasado, Chañares Herrados era explotado por la petrolera Medanito. Pero el entonces gobernador Alfredo Cornejo revirtió el contrato “por incumplimiento en los trabajos comprometidos en el cronograma de inversiones”.
La Cámara de Diputados de la Provincia de Buenos Aires dio media sanción al proyecto de Ley para que la administración pública y los organismos descentralizados utilicen exclusivamente combustibles y lubricantes de la compañía YPF. La iniciativa fue impulsada por el jefe del bloque, Facundo Tignanelli, que pertenece a La Cámpora, agrupación que forma parte del Frente de Todos. El avance del proyecto sorprendió a los estacioneros, ya que a fines de octubre el gobernador Axel Kicillof había tomado distancia de la iniciativa y le había prometido a la Federación de Empresarios de Combustibles de la República Argentina (FECRA) que no avalaba el proyecto. También genera preocupación en compañías refinadoras como Axion Energy, Raízen (Shell) y Trafigura (Puma).
Los estacioneros habían manifestado su rechazo a la iniciativa por el impacto que iba a provocar en las aquellas estaciones de servicio que comercializan otras marcas, justo en un momento en que las empresas del sector, en su inmensa mayoría pymes, vienen siendo jaqueadas por una fuerte caída de la demanda provocada por la pandemia. “El gobernador entendió la problemática del sector planteada por FECRA y solicitó la ayuda de la Federación para colaborar en un plan integral para poder reducir el gasto anual en la compra de combustibles por parte de la provincia”, aseguró FECRA en un comunicado distribuido luego de la reunión que mantuvieron el pasado 28 de octubre.
Desde el gobierno de la Provincia de Buenos Aires aseguraron en ese momento a EconoJournal que el objetivo oficial era coordinar una iniciativa destinada a evitar abusos en la compra de combustible por parte de organismos del Estado. Por ejemplo, buscan que los policías carguen combustible solo en los vehículos autorizados y no que un comisario cargue nafta en su auto particular y ese gasto termine siendo absorbido por el Estado Provincial. Con ese objetivo, estuvieron trabajando junto a YPF para poner en marcha “YPF en ruta”, una iniciativa consistente en instalar códigos QR en todos los vehículos autorizados para cargar combustible.
Lo que les pidió Kicillof a los estacioneros en aquella reunión es que elaboren una propuesta junto al resto de las refinadoras para avanzar en esa misma dirección. Sin embargo, La Cámpora siguió adelante con su proyecto y ahora logró media sanción, pese a las diferencias que expresó el gobernador. Ahora, el proyecto deberá ser tratado en el Senado y en la industria confían en que la cámara alta pueda ponerle freno.
El articulado del proyecto
En concreto, el texto señala en el artículo 1 que “la administración pública provincial, los organismos descentralizados y autárquicos y las empresas públicas deberán contratar con YPF Sociedad Anónima la provisión de combustibles y lubricantes para la flota de automotores, embarcaciones y aeronaves oficiales”.
En el artículo 2 añade que los contratos vigentes de provisión de combustibles con otras compañías que no sea YPF “deberán respetarse hasta la finalización del período originario del contrato. La administración no podrá hacer uso de la opción a prórroga que se hubiese previsto en los mismos”.
Los artículos 3 y 4 afirman que el pago del servicio de provisión a YPF se realizará mediante una tarjeta del Banco Provincia de Buenos Aires y, además, que el gobierno bonaerense será el encargado de fijar una autoridad de aplicación que “deberá confeccionar un convenio interadministrativo modelo, que deberá adecuarse a las necesidades de cada entidad contratante”.
Fundamentos
El proyecto se respalda en la Ley 26.741 de mayo de 2012 donde se declaró de interés público nacional “el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social”.
La iniciativa, ahora con media sanción, remarca que “esta Ley no sólo sirve al desarrollo en materia de energía, sino que también a la contratación entre entidades que revisten naturaleza pública importan un uso más eficiente de los recursos públicos”.
También subraya el antecedente del decreto 1189 de 2012 firmado por la entonces presidenta Cristina Fernández de Kirchner, “donde se dispone que las jurisdicciones y entidades del sector público nacional deben contratar con YPF la provisión de combustibles y lubricantes para la flota de automotores, embarcaciones y aeronaves”.
Una falla en la subestación Perito Moreno dejó sin luz esta tarde a unos 380 mil usuarios repartidos en los barrios de Flores, Floresta, Mataderos, Monte Castro, Liniers, Lugano 1 y 2, Parque Patricios, San Cristobal, Villa Real, Boedo, Constitución, Villa Soldati, Parque Chacabuco, Devoto, Parque Avellaneda, Caballito y Versalles.
El apagón se produjo cerca de las 15:30 y durante la hora y media posterior al hecho el portal del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), donde se puede consultar el estado de la red, permaneció caído. Recién se restableció cerca de las 17 horas e informó que para entonces había 355.456 usuarios de Edesur sin luz. Sin embargo, fuentes oficiales confirmaron a EconoJournal que al momento del incidente el corte afectó a unos 600 mil usuarios.
Edesur informó oficialmente a las 16:16 a través de su cuenta de Twitter que “una falla en la red de Alta Tensión produjo un corte en el suministro a vecinos de la zona centro-sur de Buenos Aires. Nuestro equipo técnico está realizando maniobras para la reposición del servicio”. EconoJournal consultó sobre cuál había sido la falla en la red de alta tensión pero en la compañía aseguraron que todavía no tenían esa información.
EconoJournal pudo averiguar que el problema en la subestación Perito Moreno se produjo cuando la línea 62 de 220 Kv se desenganchó y arrastró a un trafo. Desde la compañía aseguraron luego que fue un hecho ajeno a la empresa: «Se confirmó un incendio en unos pastizales debajo de la línea de 220 Kv, junto al puesto de interconexión. Actuaron las protecciones de las líneas y por eso salieron de servicio».
Fuentes oficiales advirtieron además que al momento del incidente en la subestación había un solo operario ya que la empresa maneja la subestación con telecomando. Sin embargo, el telecomando falló. Por lo que tuvieron que mandar rápidamente gente al lugar.
Mientras el gobierno zigzaguea sin dar precisiones sobre las tarifas residenciales de gas y electricidad, que permanecen congeladas desde 2019, las distribuidoras de electricidad elevaron su pasivo con Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM). Era previsible: sin una recomposición de tarifas a la vista, las empresas eléctricas de todo el país incrementaron su deuda con Cammesa para afectar lo menos posible su situación de caja.
Para ponerlo en blanco sobre negro: como no saben cuándo y cuánto recompondrán sus ingresos —que están atados a lo que cobran vía tarifas—, las distribuidoras acentuaron una posición defensiva y se pararon sobre su caja dejando de pagar la energía que toman del sistema. Como resultado, la deuda de las eléctricas con Cammesa trepó en diciembre a 142.887 millones de pesos y se incrementó un 9,2% con respecto al mes anterior, según el informe de cobranzas al que accedió EconoJournal.
En picada
«La continuidad del congelamiento tarifario lleva a que las empresas destinen una porción cada vez más grande de sus ingresos a cubrir costos y por lo tanto se les achica el margen para cubrir el pago de la energía que toman del mercado mayorista«, explicó un directivo del sector.
El índice de cobrabilidad de diciembre se ubicó en el 55%. La tasa es superior al momento más duro dela cuarentena, cuando en abril de este año llegó apenas al 30%. Pero sigue siendo inferior con respecto al mismo mes del año pasado, ya que diciembre de 2019 alcanzó al 84 por ciento. La tendencia es clara: la cobrabilidad del sistema viene en caída. Por lo que la cadena de pago del sector eléctrico es cada vez más endeble.
De acuerdo al informe oficial, Cammesa debería haberle cobrado a las distribuidoras 26.845 millones de pesos por las transacciones correspondientes al mes de octubre que vencieron el 8 de diciembre. Pero percibió 14.774 millones.
Los mayores deudores
Edesur pagó apenas el 33% de lo que compró en octubre y es la distribuidora que más debe a CAMMESA, con un rojo acumulado de más de 20.800 millones de pesos. Edenor, la otra gran distribuidora del AMBA, tuvo un desempeño diferente: no sólo abonó todo lo que compró en octubre sino que también pagó $ 1.140 millones para achicar su deuda total.
Con todo, el rojo acumulado con la empresa controlada por Pampa Energía supera los 18.000 millones de pesos. La tercera distribuidora que más le debe a CAMMESA es la santafecina EPE, que acumula un rojo de $15.356 millones y en diciembre pagó apenas el 23,8% de lo que consumió de electricidad.
Las distribuidoras del Noreste Argentino son las que acumulan las deudas más altas en términos relativos. Por ejemplo, la misionera EMSA desembolsó un 58% de lo que le correspondía en el último pago y acumula una deuda de $12.623 millones. En una situación similar se encuentra la chaqueña Secheep que apenas abonó un 10% en diciembre y registra un rojo de casi 10.000 millones de pesos.
Rojo estructural
La mendocina EDEMSA es otra de las distribuidoras más endeudadas con Cammesa. En diciembre pagó sólo el 19% de lo facturado en octubre y acumula un rojo de $ 9.813 millones. En tanto que la cordobesa EPEC pagó el 25% y debe $6.758 millones.
En Chubut, la Dirección Nacional de Servicios Públicos y las cooperativas Comodoro Rivadavia, Puerto Madryn, Rawson, Sarmiento y Trelew no pagaron absolutamente nada en diciembre y acumulan en conjunto una deuda que supera los 12.000 millones de pesos. Cooperativa Gaiman es la excepción en la provincia, ya que abonó la totalidad en el último pago y figura con una deuda ínfima.
Cooperativa Bariloche, Energía San Juan y la jujeña EJESA son las únicas distribuidoras de todo el país que están al día con CAMMESA.
La directora de la Fundación YPF, Ofelia Cédola, y la ministra de las Mujeres, Géneros y Diversidad de la Nación (MMGyD), Elizabeth Gómez Alcorta, firmaron un convenio de fortalecimiento y cooperación técnica para implementar acciones conjuntas en materia de políticas de género.
Ofelia Cédola comentó que “en la Fundación YPF incorporamos la perspectiva de género en todas las acciones que realizamos, promoviendo con becas y programas específicos una mayor participación de mujeres”.
Por su parte, Elizabeth Gómez Alcorta destacó el trabajo que realiza la Fundación YPF para promover la igualdad de mujeres y LGTIB+, especialmente en sectores de la energía que están altamente masculinizados.
A partir de la firma del convenio se avanzará en la definición de una agenda de trabajo conjunto para acompañar las políticas que lleve adelante el Ministerio y fortalecer las iniciativas de la Fundación, con el foco puesto en las localidades con presencia de la industria energética.
Por primera vez en los casi 60 años que pasaron desde la fundación de la entidad, YPF asumió esta semana la presidencia de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (Ceph), principal órgano de representación empresarial de la industria.
Sergio Affronti, CEO de la petrolera bajo control estatal, fue elegido como titular de la organización con el respaldo unánime de 33 socios que participaron de la asamblea realizada el jueves pasado. Reemplazará a Carlos Seijo, directivo de la francesa Total, cuyo mandato expiraba este año.
Affronti considera que la Ceph es el ámbito natural de coordinación entre las empresas productoras. Por eso, buscará repotenciar el espacio. Habrá que ver cómo avanza ese proyecto. A las grandes petroleras siempre les costó articular en conjunto sobre la base de lineamientos comunes. De su comportamiento histórico se desprende que cada grupo prefiere tejer una interacción uno a uno con los gobiernos de turno.
Affronti sabe de esa limitación. “Existen mezquindades sobre las que habrá que trabajar y explorar alternativas comunes que le sirvan a toda la industria”, explicaron a EconoJournal allegados a YPF. Uno de los objetivos es lograr que la representación en la cámara esté en cabeza de la alta gerencia de cada compañía. El CEO de YPF pretende que las discusiones estén canalizadas por los directores generales de las petroleras.
El objetivo, en 2021, es establecer una mesa de conducción dentro de la entidad que discuta y alinee intereses. Affronti apunta a que en ese espacio estén representados tanto las grandes compañías locales —como YPF, Pan American Energy (PAE) y Tecpetrol— como así también multinacionales (como Total, ExxonMobil o Chevron) e independientes y compañías más chicas. “Lo ideal sería establecer una mesa de no más de 10 compañías que permita gestionar la toma de decisiones de manera eficiente”, explicaron las fuentes consultadas.
Affronti visitó el Golfo San Jorge la semana pasada para celebrar el Día del Petróleo.
Ley de Hidrocarburos
PAE representará la vicepresidencia primera dentro de la nueva comisión directiva y Tecpetrol, la segunda. Uno de los ejes que YPF pretende trabajar bajo la órbita de la Ceph es el diseño de una Ley de promoción de inversiones en el área energética, en particular en el upstream de hidrocarburos.
Affronti entiende que, en un contexto de volatilidad e incertidumbre de la macroeconómica argentina, puede ser un instrumento para encauzar en crecimiento de los desembolsos en el sector.
En 2019, cuando la discusión de una nueva Ley estuvo más presente en la agenda, varias empresas elaboraron sus propios proyectos regulatorios. YPF diseñó el suyo, PAE bosquejó otro, al igual que las petroleras internacionales como Shell, ExxonMobil y Total. “El desafío será trabajar de forma colaborativa para lograr un proyecto de Ley que represente a toda la industria”, explicó un colaborador de Affronti.
El CEO de la petrolera aspira a alcanzar un texto común durante el primer trimestre del año, en línea con el objetivo del secretario de Energía, Darío Martínez, que se fijó la sanción de la nueva Ley como una de sus prioridades para 2021.
La compañía Enel presentó hoy el webinar “América Latina en plena transición energética: Los desafíos de las ciudades circulares y la interconexión regional”, con Maurizio Bezzeccheri, director de Enel para Latam, como anfitrión. Participaron del evento Carlos de Miguel, jefe de la Unidad de Políticas de Desarrollo Sostenible de la CEPAL; Luca Meini, gerente Circular Economy de Enel; Giuseppe Montesano, subdirector de Enel Foundation; Jesús Tejeda, especialista líder en Energía del BID; y José Enrique Martínez, gerente general de la Empresa Propietaria de la Red S.A.
“Está cambiando la visión tradicional de la energía y su actor principal es la innovación. Nosotros elegimos un modelo de cooperación abierto y de interconexión entre todos los países de la región para mantener la calidad del servicio y aumentar la resiliencia», dijo Bezzeccheri al abrir la charla.
Durante el encuentro se hizo hincapié en la sostenibilidad, la importancia de la economía circular y los ejes fundamentales para Enel: medir y mejorar proyectos, diseño circular de activos y materiales, mejorar la circularidad y enfocarse en el cliente a través de nuevos modelos de negocio además de fomentar el desarrollo de las ciudades inteligentes para crear un mundo sostenible.
De Miguel, de la CEPAL, habló de la importancia de un crecimiento sostenible para la región, que según la Comisión Económica para América Latina y el Caribe debería ser del 4% anual durante 10 años combinado con políticas redistributivas activas para llegar a la pobreza cero. “Para lograr estas tasas sin comprometer el equilibrio externo y el ambiental, es fundamental avanzar en una recuperación transformadora sustentada en el cambio estructural, el progreso técnico y la descarbonización. En este contexto, se debe prestar especial atención a las energías renovables, la movilidad eléctrica y las articulaciones público-privadas que fomenten el desarrollo industrial en la región sobre la base del cuidado del medioambiente”, señaló.
Por su parte, Luca Meini, contó que Enel está “colaborando con instituciones, empresas y asociaciones para desarrollar una visión de las ciudades circulares del futuro con el objetivo de logar competitividad económica, sostenibilidad ambiental e inclusión social”. Para ello la empresa se enfoca en las energías renovables, siendo el primer operador a nivel mundial; la extensión se vida de los productos, con mejor diseño, mantenimiento y reparación; el aumento de los ciclos de vida y el enfoque en los servicios. La empresa se ha comprometido a ser 100% libre de carbono para 2050. “Trabajamos con todos nuestros proveedores hacia una economía circular, lo diseñamos a todas nuestras líneas de valores”, explicó. A su turno, Giuseppe Montesano presentó el trabajo desde la Fundación Enel, centro de investigaciones y conocimiento, que se centra en la “recuperación verde” de la economía, promoviendo acciones, financiamiento y colaboración para que el crecimiento este asociado a proyectos en el sector energético que pongan al medioambiente y el desarrollo sostenible en el centro mediante la interconexión y colaboración regional.
Jesús Tejeda, del Banco Interamericano de Desarrollo habló de la importancia de la integración regional energética, apuntalada por el desarrollo de cuatro grandes sistemas de interconexión eléctrica en América Latina y el Caribe: El Sistema de Interconexión de América Central (SIEPAC); el Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA); el Sistema de integración Energética del Sur (SIESUR); y el Sistema de Interconexión del Caribe (ARCONORTE). Precisó sobre el proceso de estructuración de estas iniciativas que implica un diálogo continuo con los países en los aspectos técnicos, económicos, sociales, medioambientales, legales y políticos. La relación de cooperación entre los actores públicos y privados fue un eje central del webinar. José Enrique Martínez, de la Empresa Propietaria de la Red, detalló el esfuerzo de varios años que llevan los países en el desarrollo del SIEPAC, los resultados alcanzados a la fecha y las lecciones aprendidas. Destacó la importancia del financiamiento a través de la participación de la Banca Multilateral de Desarrollo, como ha sido el caso del BID en la región.
Para cerrar el seminario, conducido por la Responsable de Comunicación de Enel Argentina, Alejandra Martínez, Bezzeccheri, quien antes de asumir al frente de Enel para toda la región fue country manager en Argentina, señaló: “Ningún actor por si solo podrá llevar adelante estos proyectos. Los trabajos conjuntos y las interconexiones son claves para la transición energética. Los aspectos fundamentales son la sustentabilidad ambiental, cuidando la riqueza natural, la biodiversidad; y la sustentabilidad social”.
La minera canadiense Yamana Gold concretó la integración del proyecto Agua Rica, un emprendimiento de cobre y oro ubicado en la provincia de Catamarca, con Minera Alumbrera para utilizar su infraestructura e instalaciones existentes, que hoy están en desuso. Esta sinergia entre ambas empresas tiene el nombre de MARA (Minera Agua Rica – Alumbrera) y aprovecha la proximidad de los dos desarrollos. En los hechos, Agua Rica, que posiblemente se convierta en el proyecto de cobre más grande del país, utilizará las instalaciones de la mina Bajo la Alumbrera, que ya culminó su vida útil.
“La integración crea sinergias significativas al combinar la infraestructura existente que se utilizaba anteriormente para procesar el mineral de la mina Alumbrera durante su vida útil, incluidas las instalaciones de procesamiento, de almacenamiento, tuberías, instalaciones logísticas, edificios auxiliares y otra infraestructura, con la futura mina a cielo abierto Agua Rica”, informó Yamana Gold en un comunicado.
Sinergia
La distancia entre la mina del proyecto Agua Rica y la planta de procesamiento de La Alumbrera es de 36 kilómetros y el mineral se llevará mediante una cinta transportadora terrestre. La vida útil de Agua Rica está calculada en más de 25 años y durante los primeros 10 años tendrá una producción anual en promedio de casi 240.000 toneladas de metal de cobre equivalente, incluidas las contribuciones de oro, molibdeno y plata.
Peter Marrone, presidente ejecutivo de Yamana Gold, indicó que “la integración de los proyectos implica mucho menor riesgo. El aprovechamiento de la infraestructura existente mejora la economía del proyecto, simplifica los permisos y reduce la huella ambiental, lo que mejora significativamente su valor”. Y añadió que con la formalización de MARA “los componentes críticos de desarrollo de la planta y la infraestructura relacionada ya existen mejoran el perfil de riesgo de desarrollo y la calidad de Agua Rica. Estamos muy contentos de haber trabajado con nuestros socios, Glencore y Newmont en la integración y esperamos trabajar con ellos en el desarrollo del proyecto”.
Yamana es el propietario y operador de Agua Rica, pero creó un joint venture donde participa con el 56,25%, mientras que Glencore tiene el 25% y Goldcorp posee el 18,75%. La compañía lidera el proyecto y llevará adelante la finalización del estudio de factibilidad y la evaluación de impacto ambiental del proyecto Mara y del desarrollo de Agua Rica.
Por la crisis que atraviesa el sector de biocombustibles, diversos gremios petroleros resolvieron movilizar a la sede del Ministerio de Economía en la Ciudad de Buenos Aires el próximo martes para exigir respuestas ante la casi parálisis de las empresas de biodiésel y bioetanol que ponen en riesgo casi 9.000 empleos en el país.
La concentración tendrá lugar el próximo martes 22 de diciembre, a las 14 horas, en Avenida Hipólito Yrigoyen y Balcarce de la Capital Federal, donde funciona la Secretaría de Energía de la Nación, a cargo de Darío Martínez, el órgano encargado de instrumentar los mecanismos para reactivar el sector de biodiesel.
La acción gremial fue resuelta este jueves en una reunión virtual encabezada por los secretarios generales de sindicatos enrolados en la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASiPeGyBio) por encontrarse «agotadas todas las instancias de negociación» con el secretario de la cartera energética. Participarán dirigentes y trabajadores de Córdoba, Santa Fe, Entre Ríos y Buenos Aires y otras provincias productoras de biocombustibles. “El problema es la imposibilidad de las firmas para conseguir un valor acorde de la materia prima y que el negocio se vuelva rentable”, señalaron desde la federación en un comunicado.
«Le están soltando la mano al sector, a productores argentinos, y dejando a la deriva a miles de familias petroleras. La situación es insostenible», señaló Pedro Milla, secretario general de los Petroleros.
Empresas en peligro de quiebra
La organización sindical, al igual que las cámaras empresarias del sector, lleva más de un año reclamando “un plan integral para la actividad del biodiesel para evitar la quiebra de empresas, en su mayoría pymes”.
La mayoría de estas empresas fueron impulsadas en 2006 durante la presidencia de Néstor Kirchner. «Una política que generó la creación de pymes y miles de puestos de empleo y que este gobierno hoy deja morir. Le pedimos al gobierno que defienda esta política que nació con Kirchner. Hoy están en peligro miles de empleos, en lo que sería una catástrofe laboral para la actividad», añadió el sindicalista.
Por su parte, Mario Lavia, secretario gremial e interior de la FASiPeGyBio, dijo que «el diálogo se abrió, pero fue insuficiente. Necesitamos una solución integral con apertura de canales tripartitos. Pero hoy vemos que la conversación está agotada», señaló el dirigente, que también es titular del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Avellaneda.
Los trabajadores entregarán un petitorio Darío Martínez para “reiterar los reclamos y exigir una solución urgente para evitar una escalada del conflicto, que podría terminar con una medida de fuerza a nivel nacional en distintas ramas de la actividad petrolera”, remarcaron.
Alemania introdujo cambios a la Ley de Energías Renovables para limitar la remuneración diferencial que los generadores reciben por la entrega de energía a precios negativos en el mercado spot. A partir de 2021 las nuevas instalaciones de energía eólica y fotovoltaica perderán ese beneficio luego de cuatro horas consecutivas con precios negativos.
El parlamento alemán aprobó el jueves una nueva enmienda a la ley sancionada en el año 2000. La reforma modifica los esquemas de apoyo a la generación de origen renovable en pos de corregir distorsiones en los precios y costos de la electricidad. La energía a precios por debajo de cero euros es una de ellas. “La reforma refuerza el mercado al limitar la subvención a cuatro horas en caso de precios negativos”, afirmó Joachim Pfeiffer, diputado de la coalición oficialista CDU/CSU.
El gobierno pretende en particular que los operadores de parques eólicos respondan de forma más flexible a las fluctuaciones en la oferta y la demanda de energía. Para lograrlo reducirá de seis a cuatro el límite máximo de horas consecutivas con precios negativos. Cuando ese límite es superado los operadores de energía eólica pierden el pago diferencial que reciben por cada kW entregado al sistema.
La Ley de Energías Renovables introdujo en el 2000 un precio fijo por encima de los valores de mercado. El pago diferencial es financiado a través de un recargo sobre el kWh consumido. En Alemania el kWh cuesta unos 30 centavos de euro, de los cuales 6,75 centavos corresponden a dicho recargo. A partir del próximo año el mismo se reducirá en 0,25 centavos, 0,5 en 2022 y 0,625 en 2023.
El fenómeno de los precios negativos viene creciendo año tras a año en Europa, impulsado principalmente por la sobre oferta de energía eólica en los días con alguna combinación de buenas condiciones meteorológicas y menor demanda eléctrica. En febrero, justo antes de que la OMS declarara la pandemia, Alemania registró 84 horas con precios negativos. En comparación, acumuló 211 horas negativas en todo 2019.
En las situaciones en las que se dan precios por debajo de cero los oferentes de la energía son quienes pagan al sistema para poder colocar sus excedentes. Un factor que explica ese comportamiento se relaciona con la flexibilidad del tipo de tecnología que utilizan los generadores térmicos: a muchos operadores de centrales térmicas les resulta más caro reducir y volver a iniciar su producción de energía que pagarle al sistema. Una de las formas en que los operadores de la red corrigen el exceso de energía es exportándola.
Los generadores térmicos se ven afectados porque no cuentan con el beneficio adicional por la energía generada ni con la prioridad de despacho que los generadores renovables tienen. Sin embargo, el progresivo retiro de los esquemas de subsidios hace prever a los desarrolladores de nuevos parques que esta situación también puede afectar sus ingresos en el futuro.
Con la tercera reforma introducida a la Ley de Energías Renovables el gobierno pretende que la energía eólica pueda competir en condiciones de mercado luego de 2027. A su vez, establece incentivos económicos para la promoción y aceptación social de nuevos proyectos eólicos municipales e incrementa la cuota mínima de participación en el mercado alemán de la energía eólica generada en el menos ventoso sur del país. Alemania quiere elevar la participación de la energía renovable al 65% de la generación total de electricidad para el 2030.
Las pymes comprendieron que la exportación de bienes y servicios es la solución a muchos de sus problemas, así como del país. Por eso están asumiendo el desafío de encarar el proceso de internacionalización empresarial con el objetivo de concretar exportaciones en el mediano y largo plazo. En una suerte de competencia, cada empresa está creando las condiciones necesarias para salir al mercado internacional. Comenzar a desarrollar ese proceso de internacionalización es el reto de las pymes de los sectores energía, petróleo, gas, conocimiento y minería para 2021.
Con la pandemia, las cadenas de suministro habituales se vieron interrumpidas y las empresas más ágiles y mejor preparadas fueron las que lograron satisfacer exitosamente las demandas de un mercado cambiante. Expandir el negocio en el extranjero significa llegar a nuevos clientes y potencialmente aumentar las ganancias.
“La dificultad del idioma es una de las principales barreras culturales que las empresas deben sortear para exportar, de acuerdo al mercado al que se apunte”, sostiene la traductora pública Verónica Magán Laca, especialista en traducción para los sectores industrial, ingeniería e infraestructura. “Por esa razón, las pymes se están renovando con un intenso trabajo de traducción de sus páginas web y su material comercial al inglés como primera medida, ya que es el idioma de los negocios internacionales por excelencia.”, afirmó.
“Para una empresa de cualquier tamaño, contar con el material corporativo en español y en inglés significa demostrar vocación de hacer negocios, de mostrarse al mundo con orgullo. Es una carta de presentación que en la era de Internet no puede faltar, ya que lo primero que hace cualquier potencial cliente internacional antes de pedir una cotización o hacer una consulta es buscar a la empresa en Google”, prosigue la traductora Magán Laca.
“Es indispensable tener las presentaciones y los catálogos traducidos de antemano ya que cuando un potencial cliente internacional lanza un pedido de cotización, en general lo hace con varios posibles proveedores a la vez, y la velocidad de respuesta supone una gran ventaja con respecto a las empresas que compiten por ganar el cliente. Responder pronto, con los materiales adecuados, en el formato e idioma requeridos, es inclinar la balanza a nuestro favor para concretar positivamente la negociación”, afirma.
La previsión habla bien de una empresa, cuando se preparan con antelación la folletería, presentaciones y catálogos bilingües, queda demostrado que se está en condiciones de responder eficientemente ante las consultas de los potenciales clientes internacionales.
Sobre este punto, Magán Laca agregó: “Es importante tener en cuenta que las traducciones, para que sean un vehículo de comunicación eficaz, deben ser elaboradas por un traductor profesional, lo que asegurará escritos de buena calidad y especialmente enfocados en los productos y servicios que ofrece la empresa”. Actualmente algunos servicios de hosting y diseño web ofrecen incluir, por un precio adicional, alguna opción de traducción automática, pero los resultados son pésimos, ya que los programas automatizados presentan errores conceptuales del negocio, de contexto y de terminología que perjudican gravemente la imagen de la empresa.”
Queda claro: traducir implica abrirse al comercio internacional; ¿pero por qué es necesario contratar un traductor especializado? “Al momento de elaborar las traducciones para una empresa, es imprescindible entender el funcionamiento del sector, el negocio de la empresa y el público al que se dirige la traducción. Cada sector, negocio, o especialidad tiene su traductor especializado, que conoce la terminología, los usos y costumbres del negocio en los dos idiomas, tanto en la cultura de origen como en la de destino”, resume Magán Laca.
Entre las barreras no arancelarias para las exportaciones, las certificaciones internacionales de procesos y productos son requisitos para exportar a algunos países, y requieren de traducciones especializadas que acompañen la formalización de los trámites. “La precisión terminológica y legal al realizar una traducción para una certificación internacional, describir las especificaciones u obtener un permiso, puede marcar la diferencia entre lograr entrar a un mercado o quedar afuera para siempre”, explica Magán Laca. “Contar con la información regulatoria completa y poder leerla y entenderla en español con tiempo suficiente para planificar el proceso de internacionalización es muy importante para los empresarios, sus asesores legales y expertos en comercio exterior, y debe siempre ser efectuada por un Traductor Público matriculado que se haga responsable profesional y legalmente”, agrega.
La traducción de su material corporativo tiene también muchos beneficios para una empresa puertas adentro del propio país: aumenta el prestigio, genera confianza y mejora el posicionamiento comercial.
El tamaño de la empresa en sí no es un impedimento cuando el objetivo es exportar; lo que realmente importa es ir dando pasos pequeños gradualmente: realizar ventas pequeñas al principio y, a medida que se va avanzando en un mercado, ir realizando inversiones para crecer como empresa. La perseverancia y la constancia son imprescindibles porque la internacionalización de una empresa es un trabajo a largo plazo, justamente para que los resultados se puedan sostener en el tiempo. El desafío de internacionalizar una empresa, entonces, es inseparable del trabajo en equipo de la empresa con su traductor especializado.
En la página web de la traductora pública Verónica Magán Laca (https://vmltraducciones.wordpress.com/) hay una sección BLOG donde publica distintos artículos sobre la traducción para los sectores en los que se especializa y la traducción en general. También se la puede leer en LinkedIn (http://www.linkedin.com/in/veronicamaganlaca) y en todas las redes sociales, con su nombre o el de su estudio que lleva sus iniciales, VML Traducciones.
TGS y Oilstone firmaron un acuerdo por siete años, para que TGS brinde sus servicios de compresión y acondicionamiento de gas natural, desde su planta de acondicionamiento en Plaza Huincul. De esta manera consolida su rol como Midstreamer en la provincia del Neuquén.
El acuerdo con Oilstone, incluye servicios por un volumen que podrá llegar a los 300.000 m3/día de gas natural, sumando el desarrollo de obras de recuperación y optimización de infraestructura, necesarias para efectivizar la llegada, el ingreso y la medición del gas a la planta Plaza Huincul de tgs.
Este convenio, permitirá agregar valor a la producción de hidrocarburos, en las cuales Oilstone actúa como operador. Abarca la prestación de servicios a la producción de gas natural de las concesiones Cerro Bandera, – de la cual Oilstone es titular del 100% de la concesión -, y Puesto Cortadera y Portezuelo Minas, – concesiones que forman parte de la UTE Dorsal, conformada por Gas y Petróleo del Neuquén S.A. y Oilstone.
“Este acuerdo de trabajo conjunto profundiza aún más la visión del negocio de TGS, proyectado en ser un socio estratégico para proveer servicios a toda la cadena de valor del gas natural. En un momento de tanta incertidumbre, generamos alianzas con empresas líderes, que no consolidan como una empresa de servicios integrados, y nos permite promover el desarrollo y el trabajo de mano de obra local de pequeñas y medianas empresas instaladas en Neuquén”, afirmó Oscar Sardi, CEO de TGS.
Diego Garzón Duarte, CEO de Oilstone celebró el acuerdo alcanzado con TGS, “una empresa con gran trayectoria y experiencia en el negocio del gas natural, y a través del cual permitirá a nuestra compañía poder continuar el sendero de crecimiento de producción constante que hemos venido desarrollando desde nuestros comienzos”.
Para el inicio de las operaciones, el área de servicios de TGS realizó las obras de infraestructura necesarias y la prueba hidráulica de un gasoducto de captación de Oilstone, que vincula las áreas de explotación con la Planta Plaza Huincul. Ambas acciones se llevaron a cabo de forma exitosa y en un plazo menor al previsto originalmente, posibilitando adelantar la fecha de ingreso del gas natural.
Edesur inauguró una importante obra de ampliación y repotenciación de la Subestación Glew, que traerá mejoras en el suministro eléctrico a más de 60 mil clientes (unas 200 mil personas) en cuatro partidos del Conurbano: Almirante Brown, Presidente Perón, Esteban Echeverría y San Vicente.
Nicola Melchiotti, Country Manager de Enel Argentina.
El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, estuvo presente en el corte de cintas junto al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, al intendente de Almirante Brown, Mariano Cascallares y su par de San Vicente, Nicolás Mantegazza. También participaron de la inauguración la interventora del ENRE, María Soledad Manin y Ariel Kogan, vicepresidente de Cammesa.
El presidente de Edesur, Juan Carlos Blanco, el Gerente General de la compañía, Gianluca Palumbo, y el Country Manager de Enel Argentina, Nicola Melchiotti, fueron los anfitriones. “Es un día muy importante para los vecinos de la zona, que verán una mejora sustancial en la calidad del servicio. Con esta obra, que se suma a todo lo que venimos haciendo en los últimos años, reforzamos nuestro compromiso por elevar los estándares de calidad del servicio”, resaltó Palumbo.
El secretario de Energía, Darío Martínez, estuvo presente en el acto de inauguración.
Con una inversión de 10 millones de dólares, la obra implicó la instalación de dos nuevos transformadores de 80 MVA, tableros nuevos con 32 celdas y la puesta en servicio de dos nuevos bancos de capacitores para llegar a cuatro en total. Además, se colocaron 10 alimentadores de 13.2 kV. Nuestros equipos tendieron además 45 kilómetros de red de media tensión.
Así, Edesur sigue con su plan de mejoras que este año implicó la inversión de unos 80 millones de dólares, que se suman a los más de 700 millones de dólares aportados desde 2016 para continuar elevando la calidad del servicio a los 2.5 millones de clientes.
Un grupo de empresarios locales encabezado por José Luis Manzano firmó un acuerdo de confidencialidad (NDA, por sus siglas en inglés) con Pampa Energía para avanzar con la compra de Edenor, buque insignia del holding que preside Marcelo Mindlin. Manzano, su socio Daniel Vila y Mauricio Filiberti, dueño de Transclor, único fabricante de cloro en la Argentina, preparan una propuesta formal con la intención de presentarla a fines de la semana que viene o más tardar, la siguiente, según indicaron a EconoJournal fuentes con acceso a la negociación.
La oferta económica estará en cabeza de los tres empresarios, que están en el proceso de conseguir los avales y garantías necesarias.
Pero en el plano técnico, la propuesta estará en cabeza de Inversora Andina de Electricidad SA, una sociedad que es propietaria de Sodem, la controlante de Edemsa, la distribuidora eléctrica de Mendoza.
La elección de Inversora Andina apunta a facilitar la aprobación de antecedentes por parte del ENRE, el ente regulador de electricidad que llegado el caso deberá aprobar el eventual desembarco de Manzano y sus socios en Edenor.
Mindlin está dispuesto a vender su buque insignia si la oferta económica es atractiva.
Socios
De las negociaciones también participan otros empresarios que acompañan a Manzano, que hace dos meses concretó una oferta por Naturgy, la segunda distribuidora de gas del país, a cambio de US$ 60 millones que finalmente no prosperó. Entre los co-equipers menos visibles figura, por ejemplo, Jorge Aidar Bestene, un empresario con base en Chubut (es dueño del grupo de medios Jornada y de una de las mayores constructoras de la zona), con aceitados contactos políticos en la región del valle que conforman localidades como Rawson y Puerto Madryn.
Aidar Bestene fue asesor de la gobernación durante la última administración de Mario Das Neves. Hoy está muy cerca de Ricardo Sastre, intendente de Puerto Madryn, uno de los candidatos que aspira a disputar la gobernación provincial en 2023.
Del proyecto de adquirir Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, también participa el inglés Micheal Stevens, un empresario inglés con conexiones con el mercado financiero en Londres, que acompaña a Manzano en algunas de sus empresas en el sector energético, como Phoenix Oil&Gas.
Aidar Bestene es uno de los principales operadores políticos del valle en Chubut.
Oferta
El grupo Manzano está en estos días evaluando el estado financiero de Edenor en base a documentación pública. Germán Ranftl, CFO de Andes Energía y hombre de extrema confianza del ex ministro menemista, es quien lidera el análisis del activo. Aún no existe un due dilligence formal. Esa instancia recién podría iniciarse sólo si Pampa ve con buenos ojos la oferta económica por su distribuidora.
Manzano, Vila y Filiberti están buscando los avales para concretar una oferta de unos US$ 140 millones por el 51,8% de Edenor que pertenece a Pampa Energía. “Como tope se evalúa una oferta de US$ 200 millones”, indicó una de las fuentes consultadas. El resto del paquete accionario se lo reparte entre la Anses y la Bolsa porteña. “Si se suma la deuda de Edenor (que asciende a US$ 103 millones), la operación ascendería, como mucho, hasta los US$ 300 millones”, agregaron.
Desde Integra se excusaron de realizar comentarios ante la consulta de este medio. Y desde Pampa indicaron que “existen conversaciones, pero ninguna oferta formal”.
El sentido de la operación
La distribuidora eléctrica cuenta con tres millones de clientes y un área de concesión que abarca una población de 9 millones de personas y más de 350.000 empresas, del norte de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y el noroeste del Gran Buenos Aires. Hasta 2005 estuvo controlada por la firma EDF International, una subsidiaria de Electricité de France, que ese año se la terminó vendiendo al grupo que lidera Mindlin a cambio de unos US$ 100 millones.
Pese a que los gobiernos kirchneristas mantuvieron congelada las tarifas eléctricas entre 2003 y 2015, la compra de Edenor representó un negocio exitoso para Pampa, que en 2007 la hizo pública y comenzó a cotizar en Wall Street. En ese proceso, los accionistas del holding se desprendieron de un paquete de acciones y recaudaron unos US$ 700 millones. Edenor tenía en ese momento un valor bursátil cercano a los US$ 1200 millones.
Oferta Pública de Acciones
Si la operación de compra prospere, Manzano no tendrá la posibilidad de monetizar el valor de la compañía en la bolsa porque Edenor ya está listada en Nueva York. Tampoco podrá desprenderse de más acciones porque la regulación no autoriza a subdividir el paquete que hoy controla Pampa.
Al contrario, si finalmente lograr encaminar la negociación por Edenor, el consorcio Manzano-Vila-Filiberti estará obligado a realizar una Oferta Pública de Acciones (OPA) a los tenedores minoristas de Edenor. Es lo que marca la normativa local. “Quien tome el control de la distribuidora deberá hacer una oferta de compra al resto de los accionistas por el valor promedio de la acción en los últimos seis meses. No es probable que la Anses quiera vender su participación. Pero el universo de minoristas debe tener la opción de salir”, explicó un financiero que sigue de cerca la operación.
Finaliza un año lleno de desafíos. Contar con aliados que han estado a la altura de las circunstancias ha sido el factor diferencial para afrontarlo. Es así que la empresa sanjuanina Transporte Automotores 20 de Junio – cliente de Volvo Argentina desde hace más de 10 años – confía en la excelencia de los servicios y capacitaciones de Volvo Trucks y Buses.
A inicios de este año, Transporte Automotores 20 de Junio recurrió a la compañia ante el nuevo desafío que se le había presentado: el transporte de personal de mina Veladero. Para brindar dicho servicio, la empresa sanjuanina adquirió una flota compuesta por 9 unidades del bus Volvo B380. Asimismo, continuó la expansión de su principal actividad incorporando 11 unidades doble piso, que llevan el chasis Volvo B450, para los trayectos de larga distancia de transporte de pasajeros.
Desde su concesionario Libertadores – que atiende comercialmente la venta de buses, camiones nuevos y usados, y el servicio de venta de repuestos y servicio de mantenimiento para la provincia de San Juan y Mendoza – Volvo le ha brindado a la empresa sanjuanina dos tipos de servicios fundamentales, en función de cada unidad de negocio que tiene el cliente.
“Desde Libertadores se realizan servicios de forma rutinaria y sistemática: dos veces por semana vamos con mecánicos y vendedores de repuestos a San Juan y hacemos visitas programadas para evitar que el cliente tenga que acercarse a Mendoza a comprar piezas y traer vehículos. Nos trasladamos a las instalaciones del cliente, siempre considerando los protocolos de acceso frente a la pandemia”, destaca Facundo Sosa, Director General de Gotland y Libertadores.
Por un lado, se realizaron las estimaciones para asegurar la correcta provisión de repuestos y los servicios para mantenimiento preventivo de vehículos. “El servicio de mantenimiento in situ es fundamental. Primero porque las unidades trabajan de lunes a viernes, y el único día que pueden parar es el sábado. Volvo tuvo mucha predisposición para adaptarse y hacerlo en las unidades de la empresa, que nos permitió optimizar los tiempos y reunir a la flota toda junta”, resalta Evaristo Ales, Presidente de Transporte Automotores 20 de Junio.
Por otro lado, se encuentra la capacitación para lograr una conducción eficiente, ya que se trata de vehículos de un gran nivel de tecnología y requieren choferes capacitados para su correcto uso y para minimizar el costo operativo de la utilización del bus. “La capacitación que recibimos para el personal de conducción y staff de mantenimiento fue fructífera, porque compartieron conceptos que uno da por sentado y nos fueron muy útiles sobre todo para el personal de conducción. No solo el contenido sino la manera en la que la gente que vino a capacitar fue muy didáctica, y ya estamos pensando en repetir”, indica el ejecutivo de Transporte Automotores 20 de Junio.
De cara al 2021, el desafío es profundizar la cercanía con el cliente: “la clave está en acompañar como socio del negocio en función de la demanda de servicios, que está relacionado con su nivel de actividad”, destaca el director de Libertadores.
Motivados por la calidad de atención en los servicios y la confiabilidad de los repuestos, la compañía de transportes sanjuanina continúa apostando a Volvo Buses para sus diversas actividades. Por su parte, la empresa sueca continúa desarrollando productos en función de las necesidades de los clientes, enfocados en brindar el máximo rendimiento de las unidades y rentabilidad del negocio, mediante la adecuación de sus servicios de la manera más eficiente.
Aunque el freno impuesto por la pandemia redundará en magros desempeños para la mayoría de los sectores productivos a nivel global, el energético será uno de los más afectados, desde que la crisis sanitaria ha impactado en proporciones similares a todas las etapas de su cadena de valor. El informe “Descarbonización y Energías Renovables en América del Sur” de KPMG América del Sur, analiza el camino que la región de América del Sur viene siguiendo en materia de inversiones e incorporación de fuentes renovables a su oferta de energía, impulsada por el firme objetivo que tienen sus gobiernos y empresas de contribuir a la agenda global de descarbonización, uso eficiente de la energía y sostenibilidad. Asimismo, busca fomentar la discusión sobre la importancia de las energías limpias y enfatizar la oportunidad que el nuevo contexto ofrece al mundo para acercarnos a las metas establecidas en el Acuerdo de París.
El sector energético es uno de los más afectados por la crisis sanitaria, desde que ha impactado en proporciones similares a todas las etapas de su cadena de valor.
La demanda de carbón fue una de las más impactadas por la crisis desde que China, una economía que depende fuertemente de este commodity, fue uno de los países o regiones más afectados en la fase inicial de la pandemia (a lo que se sumó una mayor competitividad en los precios del gas, el petróleo, y las energías renovables). A ésta le siguió la de petróleo y gas, por la recesión en la que ingresaron los países de altos ingresos y la inédita reducción de la actividad en los sectores del transporte y la aviación; y, finalmente, la de consumo eléctrico.
A pesar de este declive sectorial, la abrupta caída de las emisiones contaminantes de dióxido de carbono (CO2) puede contabilizarse como una de las principales externalidades positivas. Mientras a nivel global, la caída en las emisiones podría acercarse al 8% a fines del 2020 (volviendo a los niveles de emisión registrados una década atrás), en América del Sur podría ser mayores y del orden del 12%.
Si bien en la última década las energías renovables han ganado participación en la capacidad total instalada de generación eléctrica en América del Sur (entre 2010 y 2019, estas fuentes incrementaron su capacidad de generación en un 50%, pasando de 147 millones de kW a acercarse a los 220 millones de kW), la región necesitará en esta nueva etapa implementar políticas orientadas a fomentar la inversión privada en estas energías, para poder reemplazar lo que las finanzas públicas no podrán realizar.
Para ello, serán cruciales las medidas conducentes a levantar las barreras comerciales y los controles al movimiento del capital, de tal manera de favorecer los flujos de comercio en un escenario de caída en los precios internacionales de los productos básicos y, al mismo tiempo, mejorar la atractividad de la región a la inversión privada.
Asimismo, las dificultades que enfrenta el sector petrolero (caída de precios), la tendencia descendente y acelerada en los costos de generación de energía a partir de fuentes renovables, y su prioridad en el despacho e incorporación en los sistemas energéticos, conforman, junto a una mayor presión social vinculada al cuidado del medioambiente, un marco de impulso para el desarrollo de estas fuentes de energía, que podría facilitar la transición hacia una economía regional más productiva, baja en carbono y sustentable.
“El objetivo principal de este trabajo es conocer más profundamente la evolución de las inversiones en fuentes de energía renovable en América del Sur y el proceso de descarbonización ligado a éstas. Asimismo, busca fomentar la discusión sobre la importancia de las energías limpias en un año que, sabemos, mostrará cifras preocupantes en materia de desempeño económico en la región como resultado de la pandemia. A pesar de ello, los países de la región no deben claudicar en un plan de desarrollo que contemple las energías renovables como parte central, entendiendo además que el camino hacia una matriz energética más limpia y basada en energías limpias no radica en eliminar las fuentes tradicionales en el corto plazo, sino en regular su desplazamiento con otras que puedan desempeñarse más eficientemente, reduciendo así su impacto en el medioambiente”, comentó Manuel Fernandes, socio líder de Energías y Recursos Naturales de KPMG en América del Sur.
El presidente Alberto Fernández firmó esta noche un Decreto de Necesidad y Urgencia junto a sus ministros que determina el inicio de la renegociación tarifaria integral correspondiente a las prestadoras de transporte y distribución de luz y gas. No obstante, lo que en principio pareciera darle vía libre al aumento de tarifas en realidad significa un triunfo del ala cristinista del gobierno que venía planteando la necesidad de postergar cualquier tipo de ajuste. Esto es así porque el DNU otorga en el artículo 2 un plazo de renegociación de hasta dos años y el artículo 3 le encarga al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), dos organismos controlados por figuras que responden a Cristina Fernández de Kirchner, llevar adelante la negociación.
El decreto al que accedió EconoJournal, que se publicaría en las próximas horas, aclara en el mismo artículo 3 que “dentro del proceso de renegociación podrán preverse adecuaciones transitorias de tarifas y/o su segmentación”, aunque es seguro que en los próximos 90 días no habrá cambios porque así se lo explicita en el artículo 11 que prorroga por ese plazo el congelamiento previsto en la Ley de Solidaridad Social y Reactivación productiva que estaba a punto de vencer.
Para que no queden dudas sobre la atribución que se le asigna a los entes reguladores en el decreto, en el artículo 4 se afirma que “a los efectos de dar cumplimiento al artículo 3 el Enargas y el ENRE quedan facultados para dictar los actos administrativos que correspondan y resulten necesarios a los fines de lo dispuesto en la presente medida, disponiendo de plenas facultades para establecer las normas complementarias de las presentes”.
El DNU no le otorga ninguna facultad en el proceso de renegociación a la secretaría de Energía. Por lo tanto, serán Federico Bernal, interventor del Enargas, y María Soledad Manin, interventora del ENRE en reemplazo de Federico Basualdo, quienes tengan a cargo esa tarea.
Luego, en el artículo 5, que “los acuerdos definitivos o transitorios de renegociación deberán formalizarse mediante actas acuerdo con las concesionarias o licenciatarias y los titulares del Enargas y del ENRE, así como el ministro de Economía, quienes los suscribirán ad referéndum del Poder Ejecutivo Nacional.
El artículo 6 del DNU detalla cuáles son las funciones y facultades que tendrán los entes reguladores:
Llevar a cabo el proceso de renegociación efectuando los correspondientes análisis de situación y grado de cumplimiento alcanzado por los respectivos licenciatarios y concesionarios.
Requerir toda la información y/o documentación que se estime necesaria y pertinente para proseguir con el proceso de renegociación a las licenciatarias y concesionarias, así como a todo organismo del sector público nacional, los que deberán responder en los plazos y modo que los entes reguladores establezcan
Requerir el concurso temporario de agentes de otros organismos centralizados y desecentralizados dependientes del Poder Ejecutivo Nacional, sin que ello implique desafectación de las tareas inherentes al cargo en que dichos o dichas agentes revisten presupuestariamente. Los organismos afectados deberán prestar su colaboración suministrando los recursos humanos y la información que a dicho efecto le sean requeridos
Realizar transacciones y/o conciliaciones, compensaciones, novaciones, remisiones y/o cualquier otra forma de extinción de obligaciones recíprocas o litigiosas, originadas en la ejecución de los contratos, entre el Poder Conicedente y las licenciatarias o concesionarias las cuales deberán formar parte de los acuerdos de renegociación.
A su vez, el artículo 12 prorroga la intervención del Enargas y el ENRE por el plazo de un año desde su vencimiento o hasta que finalice la renegociación de la revisión tarifaria dispuesta por este mismo decreto.
