El presidente de YPF, Guillermo Nielsen anunció que la compañía llevará adelante una inversión de US$ 1.200 millones para ampliar la capacidad instalada de la planta de Profertil, la empresa petroquímica que es controlada en partes iguales por la petrolera argentina y la canadiense Nutrien. “Esta inversión nos permitirá aumentar a 2,7 millones de toneladas la producción de urea de la planta, con el objetivo de abastecer mayoritariamente el mercado regional, específicamente a Brasil. Un mercado que demanda anualmente una producción entre 4 y 5 Profertl”, afirmó el directivo en el APLA Virtual Anual.
Nielsen enumeró una serie de elementos que hacen redituable este proyecto:
Disposición de gas natural gracias al desarrollo de Vaca Muerta.
Crecimiento del mercado local debido a una mayor área de sembrado de trigo y maíz, con la aplicación de nuevas tecnologías.
Mercado regional con un crecimiento de la demanda del orden 2,8% promedio anual y sin grandes nuevos proyectos anunciados en la región, que hoy es netamente importadora.
Facilidades logísticas existentes a través de Bahía Blanca y la hidrovía del Paraná que se adentra hacia Brasil. «A esto hay que sumar los avances de logística ferroviaria dentro de Brasil, lo que nos permitirá llegar en condiciones muy competitivas al corazón de la zona maicera brasileña, que es la gran demandante de estos fertilizantes”, afirmó.
Con respecto a la etapa en la que se encuentra el proyecto anunciado, el presidente de YPF afirmó: “Actualmente, en Profertil nos encontramos en proceso de licitación de tecnología de la ingeniería de detalle y de la construcción, con las dificultades globales en las cadenas de suministros de equipos que se pueden imaginar a consecuencia de la pandemia. Pero estamos redoblando esfuerzos como para poner en marcha la ampliación de la construcción lo antes posible”.
YPF y la industria petroquímica
Acerca del rol que juega YPF en la industria petroquímica, Nielsen destacó que la compañía “cuenta con un brazo petroquímico, que nos lleva a ser el primer productor petroquímico de la Argentina con dos millones de toneladas al año de producción en nuestros complejos de Ensenada, Luján de Cuyo y Plaza Huincul y con Profertil, para la producción de urea. Agregó que “Hay inversiones anuales de más de 16 millones de dólares anuales y ventas por alrededor de 500 millones de dólares. Son más de 30 productos vendidos en Argentina, que representa el 75% de la producción, y el 25%% restante en más de 20 países”.
Nielsen también destacó el gran aporte que puede llegar a hacer Vaca Muerta para el desarrollo de la industria petroquímica. “Los proyectos de industrialización del gas y petróleo de Vaca Muerta serán clave para generar empleo y divisas, posicionando a la Argentina como uno de los jugadores petroquímicos más importantes en Sudamérica. La disponibilidad de materia prima competitiva en un mercado regional deficitario nos coloca en una posición privilegiada para capturar el valor agregado de la industrialización. Si tomamos de ejemplo a los Estados Unidos, vemos claramente cómo la petroquímica fue un eslabón que potenció el desarrollo del no convencional, generando un círculo virtuoso en toda la cadena sectorial. Recorrer un camino similar al de ese país es parte de nuestra meta”, enfatizó.
Los combustibles de YPF volvieron a recibir este año la certificación internacional Top TierTM un programa promovido por las diez automotrices más importantes del mercado norteamericanoque marcan un estándar más alto en la calidad de los combustibles. YPF fue la primera empresa en la región y es la única en Argentina en formar parte de Top TierTM al lograr obtener en 2019 este certificado que hoy está renovando. Para la compañía recibir esta certificación es un reconocimiento de la calidad y profesionalismo con la que trabaja para proveer al país de los mejores combustibles del mercado. De esta manera, YPF mantiene el liderazgo en el segmento de combustibles de alta calidad llegando a todos los puntos del país con productos que le permiten a cada cliente obtener el mejor rendimiento de su auto. Además, como parte de su búsqueda permanente de innovación, YPF lidera el desarrollo de productos de última tecnología, en línea con los avances de la industria automotriz.
La Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica de Brasil (CCEE), en asociación con la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) ha anunciado nuevas especificaciones para el lanzamiento de la subasta, que tendrá lugar el 4 de diciembre después de haber sido aplazadas por tiempo indefinido el pasado mes de abril. El precio inicial será de 160 reales (US$29,8) / MWh hora (MWh)
Según explican, han desarrollado una nueva herramienta que aporta innovaciones en las etapas pre y post-certamen, con mejoras en la automatización, la seguridad y la comunicación directa entre ANEEL, los agentes y otras instituciones involucradas.
Entre los principales cambios, ya no es necesario presentar los documentos y la aportación de garantías financieras de forma presencial. Ahora, todo el proceso se llevará a cabo directamente en la plataforma, en el módulo de registro, “de forma sencilla y rápida”, explican.
De la misma manera, después de la subasta, los vendedores podrán aportar la documentación directamente en el módulo de inscripción, sin necesidad de enviar más documentación física.
Otra novedad es la Gestión de Garantías Financieras, en cuyo módulo se puede hacer toda la gestión de las garantías de la propuesta y del fiel cumplimiento de forma ágil y en tiempo real. El participante puede seguir todas las etapas de esta actividad, desde la contribución hasta la liberación parcial y total de las garantías respectivas.
El nuevo sistema ya se utilizará en la Subasta de Energía A-1, abierta a distintas fuentes de generación. Los contratos se negociarán por cantidad de energía eléctrica para dos años de suministro (entre el 1 de enero de 2021 y el 31 de diciembre de 2022).
Las regalías entregadas por las compañías de hidrocarburos que operan Perú disminuyeron un 44% entre enero y setiembre de este año, en comparación con similar periodo del 2019, según informó la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE). Las compañías pagaron al Estado un total de US$ 326 millones en los primero nueves del año. La cifra es menor a los US$ 580 millones registradas en el mismo periodo del año pasado.
La contracción en las regalías se debe a la reducción del precio internacional del petróleo y por la menor producción de hidrocarburos por el impacto de la pandemia del COVID-19, según la SNMPE.
Solo en setiembre, las compañías que trabajan en la industria hidrocarburífera nacional pagaron US$ 44.4 millones por concepto de regalías, lo que representó un descenso de 29% con relación a similar mes del 2019 (US$ 62.5 millones).
El gremio precisó que en setiembre último las empresas del sector hidrocarburos abonaron US$ 20.4 millones por la explotación de gas natural y US$ 5.3 millones por petróleo; así como US$ 18.8 millones por la producción líquidos de gas natural.
En el caso de agosto, las compañías pagaron también US$ 44 millones por concepto de regalías, lo que representó una caída de 25% con relación a similar mes del 2019 (US$ 59 millones).
El empleo en el sector de equipos y servicios petroleros de Estados Unidos aumentó por segundo mes consecutivo, agregando 6.430 empleos en octubre, según datos preliminares de la Oficina de Estadísticas Laborales (BLS) y análisis de la Asociación de Servicios y Equipos de Petróleo (PESA). La economía de EE.UU. agregó 638.000 puestos de trabajo en octubre, lo que redujo la tasa de desempleo al 6,9%.
Las revisiones de BLS mostraron que el sector perdió 1.187 puestos de trabajo en agosto y agregó 2.202 puestos de trabajo en septiembre. El empleo en el sector OFS ha aumentado en aproximadamente 8.600 puestos de trabajo en los últimos dos meses, según datos preliminares de BLS.
El Informe mensual de empleo de equipos y servicios de yacimientos petrolíferos, compilado y publicado por PESA, estima que la pérdida de puestos de trabajo debido a la destrucción de la demanda relacionada con la pandemia asciende ahora a 92.302. El empleo de OFS ha disminuido en 101,087 puestos de trabajo desde octubre de 2019.
Utilizando datos de BLS, PESA, en consulta con investigadores de la Hobby School of Public Affairs de la Universidad de Houston, estima que los empleos del sector OFS en los EE. UU. Cayeron de 757,516 en febrero a 665,214 en octubre, una disminución del 12.2%. Las pérdidas fueron mayores en abril, con un total de 58.738 puestos de trabajo, el mayor total en un mes desde al menos 2013.
La pérdida de puestos de trabajo fue mayor entre las empresas que prestan servicios de apoyo para la extracción de petróleo y gas. Esta porción del sector OFS eliminó 77.522 empleos durante la pandemia, el 83% de las pérdidas totales del sector.
Burford Capital, el fondo especulativo que en 2015 inició un juicio millonario contra YPF y la Argentina por la expropiación de la petrolera en 2012, hizo su primera aparición en la Bolsa de Nueva York el lunes 19 de octubre. Se convirtió así en el primer fondo de financiamiento de litigios que cotiza en Wall Street. No obstante, la salida bursátil podría significarle un paso en falso en el litigio que lleva adelante la jueza del distrito sur de Nueva York, Loretta Preska, sucesora de Thomas Griesa.
Los riesgos de cotizar en bolsa
Según el informe de la consultora Internacional al que accedió Econojournal, basado en documentación que Burford presentó ante la Securities and Exchange Commission (SEC), el propio fondo reconoce que el juicio contra YPF es riesgoso. “El riesgo está presente en la demanda de Petersen (…) es posible que el reclamo se pierda o no produzca una recuperación», aseguró el fondo
El litigio que adquirió Burford a la firma Petersen Energía, de la familia Eskenazi, tiene un protagonismo relevante en el valor de mercado de la acción de la compañía porque es uno de los principales activos que tiene. Con la salida bursátil, la SEC podrían considerar que sus activos están sobrevaluados en relación con el valor reflejado en los libros por los escenarios de riesgos que el mismo fondo admite en sus documentos.
La apuesta original de Burford en esta demanda millonaria fue la de avanzar sobre un juicio corto y con una rápida cobrabilidad. Es el mecanismo que tienen los fondos especulativos que adquieren litigios en países en vías de desarrollo como la Argentina.
Pero esta estrategia se vio seriamente afectada. El juicio se demoró y el escenario mundial cambió radicalmente a partir de este año. Hay mucha incertidumbre sobre lo que realmente pueda suceder en el corto y largo plazo. Por la pandemia, la economía mundial tuvo una caída histórica y las acciones de YPF también perdieron significativamente su valor.
Debilidad relativa
En el primer trimestre de este año Burford dio a conocer que pretendía cobrar un monto que va entre 1.700 y 9.000 millones de dólares. Incluso llegó a vender una parte del juicio a otra firma por 236 millones de dólares. Ahora, el fondo tiene dificultades en mostrar una posición robusta y esto podría volverse en contra en el litigio que tiene contra YPF y la Argentina. Es decir, reconoció riesgos de perder la demanda o de terminar cobrando bastante menos dinero del que pretendía.
El informe destaca que la evaluación de la SEC sobre la empresa podría concluir en que el juicio contra YPF está sobredimensionado. Además, los análisis financieros de los activos de Burford podrían evaluar un alto riesgo sobre el resultado del juicio contra YPF, ya que por debido al impacto de la crisis económica en la compañía petrolera se ve reducida la cobrabilidad por parte del fondo.
Es muy difícil que Burford cobre por el juicio un valor superior a lo que vale hoy la propia YPF, ya que la actual capitalización de mercado de la compañía controlada por el Estado es menor a 2.000 millones de dólares.
Además, una sentencia en contra en los tribunales estadounidense podría incentivar a YPF a concursarse para buscar que el reclamo deba verificarse en el concurso y el eventual cobro se dirima en tribunales argentino.
Los buitres sin límites
Un factor que podría complicar a Burford son las presiones de diversos agentes para intentar ponerle un límite a los fondos especulativos que compran deuda solo con el objetivo de litigar. Esta postura, expresada en la sección 489 de la ley del poder Judicial de Nueva York, se conoce como doctrina Champerty y postula que “… ninguna persona natural o jurídica (…) puede comprar documentos de crédito vencidos (…) con la intención y el propósito de interponer una acción o un proceso judicial con respecto a la misma”. Sin embargo, hubo un antecedente del fondo Elliott contra Perú por bonos en default donde la Cámara de Apelaciones de Nueva York se pronunció en 2004 a favor del primero anulando la aplicación de esa doctrina sobre deuda soberana.
El premio Nobel de Economía Joseph Stiglitz y el ahora ministro de Economía argentino Martín Guzmán escribieron un paper en 2014, cuando Argentina resistía el embate de los fondos buitre, donde advirtieron que «el negocio de los buitres fue habilitado, en parte, por el litigio sobre la llamada doctrina Champerty”. Entonces Stiglitz y Guzmán remarcaron la conveniencia de retomar esa doctrina, pero su reclamo no tuvo éxito.
YPF y el Estado Argentina apelaron nuevamente a esa doctrina durante el juicio, pero esa estrategia fue desestimada en la instancia más alta de los tribunales norteamericanos. Existe hoy cada vez mayor consenso internacional sobre la necesidad de crear un marco legal multilateral para los Procesos de Reestructuración de Deudas Soberanas para evitar o minimizar el accionar de los fondos buitres sobre los países, pero por ahora los fondos parecieran no enfrentar límites.
Por efecto de la caída de la demanda que generó la pandemia y el cierre provisorio de instalaciones de captación de crudo en Tierra del Fuego, la petrolera Roch inició formalmente los trámites en la Justicia para abrir un concurso preventivo de acreedores. La petrolera tiene ahora 30 días para ratificar en sede judicial la apertura de ese proceso para que quede firme.
En un comunicado enviado a la Comisión Nacional de Valores, la compañía señaló que con esta decisión busca “mantener los puestos de trabajo”, “continuar con la producción de sus activos” y “encontrar un acuerdo con los acreedores que pueda ser honrado por la empresa” .
Los problemas para la empresa creada por el empresario Ricardo Chacra comentaron en septiembre de 2019, cuando “la terminal Cruz del Sur operada por YPF en Tierra del Fuego dejo de operar producto de un daño estructural que llevo un año reparar”. Ante esa situación “la empresa fue forzada a exportar su producción por camiones a Chile a un elevado costo de transporte y restringiendo su producción en un 30% por limitaciones en la capacidad de transporte”.
Coletazos de la pandemia
La segunda cuestión que afectó las finanzas de la operadora —una de las pocas petroleras independientes que están presentes en el país— tuvo que ver con el desplome del precio del petróleo y la caída de la demanda, producto de la pandemia. “La empresa perdió por este motivo el 90% de sus ingresos manteniendo solo la producción de gas, también afectada por magros precios, a los efectos de seguir abasteciendo a los clientes en la provincia de Tierra del Fuego y el continente”, afirmaron a EconoJournal allegados a la empresa. En ese momento Roch inició un replanteo de todos los procesos productivos y de mantenimiento, con lo que logró reducir en un 35% los costos operativos.
Roch integra una UTE —participa con cerca del 30% de las acciones— que invirtió en los últimos 15 años más de 270 millones de dólares en Tierra del Fuego. En octubre de 2017 fue noticia tras perforar un pozo surgente en el área Angostura, sobre la formación Tobífera, que registró una producción inicial de 330 m3/día de crudo de tipo liviano. El excelente nivel de producción de ese pozo abrió un horizonte de posibilidades en Tobifera, una formación cuyo potencial aún está subexplorado. La empresa también tiene proyectos exploratorios avanzados al sur de Mendoza.
Frente financiero
En el frente financiero, en marzo la empresa inició un proceso de reestructuración de su deuda basado en tres puntos: a) lograr un plazo de gracia a los efectos de recomponer su caja y balance; b) una extensión del plazo de pago y c) una adecuación de la tasa de interés. No pretendía discutir el capital con sus acreedores.
La empresa avanzó durante los últimos seis meses sobre la base de esos tres objetivos. Y en septiembre, la renegociación de la deuda estaba casi cerrada. De hecho, el acuerdo definitivo se iba a firmar en octubre. Pero desafortunadamente, una nueva complejidad operativa afectó la negociación.
Hacia fines de septiembre de este año, con la reparación de la terminal Cruz del Sur ya completada, la petrolera observó una marcada caída de presión en uno de sus yacimientos en cuenca Austral, especialmente en uno de sus tres pozos productores.
Las razones de esta pérdida de producción se están investigando como también las posibles medidas de remediación, pero está perdida de producción sin dudas agravará aún más las finanzas de la empresa. De ahí la decisión de iniciar un concurso de acreedores.
El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, visitó hoy el yacimiento Rincón del Mangrullo de YPF, en la formación Vaca Muerta, donde comenzaron las actividades de perforación en el marco de las inversiones de la empresa a partir del anuncio del nuevo Plan de Estímulo a la Producción de Gas.
En la recorrida ofició de anfitrión Pablo Iuliano vicepresidente Upstream No Convencional en YPF SA, y contó con la presencia del ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro.
Martínez afirmó durante la visita que “es un orgullo que YPF, nuestra empresa de bandera, tome la iniciativa de comenzar a perforar ya, en respuesta a la propuesta de plan de estímulo. Hay una decisión clara del directorio de YPF de participar activamente en este plan. Y la intención del gobierno nacional es que YPF vuelva a recuperar el mayor nivel de protagonismo posible”.
“Con este plan estamos generando confianza, que es la base para la inversión y el desarrollo de la industria de los hidrocarburos. Fue un gran acierto del presidente dar previsibilidad en un momento en que en el mundo se vivía incertidumbre. Hoy podemos ver con orgullo este paso que sin dudas será el primero de muchos nuevos pozos de YPF y del resto de las operadoras”, agregó el secretario.
Además, Martínez destacó que en materia de producción de petróleo «YPF acaba de completar sus cuatro pozos más largos en Vaca Muerta. Se trata de perforaciones con ramas horizontales que van entre los 3.200 y 3.800 metros que se pondrán en producción las próximas semanas. En el yacimiento Bandurria Sur».
A su turno, el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro, sostuvo que “la decisión del presidente y de Darío (Martínez) de avanzar rápidamente en un plan de estímulo a la producción de gas nos va a permitir a Neuquén poner en valor los recursos, con todo lo que ello conlleva: el trabajo de los neuquinos, de las empresas neuquinas, y poder generar la energía que el país necesita”.
Por su parte, Pablo Iuliano expresó que “estamos muy contentos y agradecidos por la presencia del secretario Darío Martínez y del ministro de la provincia en el Rincón del Mangrullo, el lugar donde vamos a comenzar nuestro desarrollo de gas”.
Al finalizar la recorrida, sostuvo que “todo el sector acompaña, la industria vuelve a creer y generamos esa sinergia entre todos los actores: los trabajadores en los equipos, las pymes aportando su emprendedurismo, las productoras transformando la inversión en producción y el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía coordinando este trabajo en función del mandato muy claro que nos dio el presidente”.
Rincón del Mangrullo es un bloque donde YPF realizó dos desarrollos no convencionales, uno de tight gas en la formación Mulichinco y otro de shale gas en Vaca Muerta. Se trata de un yacimiento que no tenía actividad de perforación desde febrero del año pasado y que gracias al nuevo Plan de Estímulo a la Producción de Gas podrá duplicar su producción actual, para alcanzar los 5 millones de m3 diarios en el invierno que viene.
En lo que queda de este año y 2021 se perforarán 24 pozos en este bloque, algo más de la mitad del total que YPF planea perforar en ese período. Sólo el desarrollo de Rincón del Mangrullo generará un total de 600 puestos de trabajo en total vinculados al proceso de construcción de pozos, perforación, fractura y puesta en producción.
La visita también incluyó la recorrida por la unidad de separación 2, una planta moderna que procesará el gas para dejarlo en condiciones para su tratamiento final.
La estatal chilena Codelco, el productor de cobre número uno del mundo, seguirá adelante con los planes para explorar en busca de litio en el salar de Maricunga, el segundo más grande del país en términos de reservas, luego de recibir la aprobación de los reguladores ambientales locales . La campaña de exploración, aprobada por los 10 miembros de la Comisión de Evaluación Ambiental de Atacama, donde se ubica Maricunga, comenzaría en abril de 2021, dijo Codelco.
El gigante del cobre planea pasar entre seis y 10 meses en el campo para determinar las concentraciones del metal de la batería en el área de 145 kilómetros cuadrados (90 millas cuadradas), estimar el tamaño del recurso e identificar los próximos pasos necesarios, dijo .
“Dependiendo de los resultados, específicamente de las concentraciones de litio disuelto en las salmueras de dichas propiedades mineras, Codelco definirá si es ambiental y económicamente viable pasar a las próximas etapas del proyecto”, dijo la empresa en un comunicado. Durante años la minera intentó sin éxito ingresar en el negocio del litio, ya que los planes para revisar sus antiguas minas de cobre tenían prioridad.
¿Recuperando terreno?
Chile posee algunas de las mayores reservas de litio del mundo, un ingrediente clave en baterías para vehículos eléctricos y dispositivos de alta tecnología. Pero la producción de la nación apenas se ha movido en los últimos años, ya que las restricciones constitucionales que reservan la producción de litio para el estado han empujado a los inversores a desarrollar minas en Argentina y Australia.
Bajo una nueva política de litio publicada en 2016, el gobierno chileno planea impulsar la producción de litio al ordenar a sus empresas mineras estatales que desarrollen sus reclamos sobre los salares en el árido norte del país.
En 2018, Codelco obtuvo permisos especiales para todo el Salar de Maricunga y el año pasado inició conversaciones con la privada Minera Salar Blanco para formar una empresa conjunta para los reclamos mineros de ambas empresas de la zona.
El salar de Maricunga es mucho más pequeño que el vasto Salar de Atacama (menos del 5% del tamaño de Atacama), donde dominan los principales productores de litio.
SQM, la segunda minera de litio más grande del mundo, también tiene participaciones en Maricunga .
El flamante presidente de Bolivia, Luis Arce, deberá encontrar soluciones a la producción de hidrocarburos de su país, que atraviesa la peor situación desde que se llevó a cabo la nacionalización de los yacimientos, en 2006. Así lo revela un informe realizado por el Ministerio de Hidrocarburos.
“No hay reposición de reservas, la producción de los campos está en descenso constante, hay una baja carga de crudo en refinerías, alta capacidad ociosa en las plantas y una ubicación lejana de los mercados actuales de consumo,”, señala la Agenda de Reactivación Hidrocarburífera, que fue realizada por el Ministerio de Hidrocarburos e instituciones del sector.
El nivel de producción de gas natural registró un descenso desde 2014, cuando hubo un pico de 63,09 millones de metros cúbicos día (MMmcd) hasta llegar a 45,2 MMmcd en 2019.
Por ejemplo, en la planta GNL se observa que la capacidad utilizada es muy baja porque llega al 10%, es decir que desde que iniciaron sus operaciones, en julio de 2016, hasta diciembre de 2019, sólo se han producido un total de 20.369 toneladas métricas, cuando tiene una producción nominal por año de 75.600 toneladas.
En el caso de las operaciones de la planta de amoniaco y úrea, iniciadas en octubre de 2017, tuvo una producción acumulada de 642.653 toneladas métricas hasta 2019. Hoy está paralizada, pero tiene una capacidad de producción de 1.200 toneladas día de amoniaco y 2.100 toneladas por día de úrea. Se la construyó con una inversión de casi 960 millones de dólares.
También la agenda identifica que el régimen fiscal y contractual para las empresas inversoras no es atractivo. Se tienen plazos y procedimientos burocráticos para las actividades, falta de incentivos a la producción, altos costos operativos y baja rentabilidad de los campos.
Otra de las deficiencias señaladas es que la actividad de la exploración es a cuenta y riesgo de la empresa; la Agencia Nacional de Hidrocarburos, el ente regulador, no tiene las competencias definidas para regular y fiscalizar la cadena del sector.
“En conclusión, se puede afirmar que no ha existido suficiente actividad exploratoria en el país, que garantice la reposición de reservas, debido a que las reservas probadas de gas natural e hidrocarburos líquidos no han aumentado, lo que ha originado la paralización de proyectos”, según la agenda.
Royal Dutch Shell Plc comenzará a cerrar su refinería Convent en el sur de Louisiana a mediados de mes, mientras continúa buscando un comprador para la planta. Con la demanda global y las ganancias afectadas por la propagación de Covid-19, el cierre de Convent, que tiene alrededor de 675 empleados, es parte de la estrategia más amplia de Shell para reducir su cartera a 14 a 6 instalaciones para 2025.
Según Reuters, la refinería es la más grande de su tipo en los EE. UU. y la primera que se cierra en la costa del Golfo de México, como consecuencia de la crisis de demanda de combustible que generó la pandemia del Covid-19. La refinería Shell Convent está ubicada junto al río Mississippi, entre Baton Rouge y Nueva Orleans. Está diseñada para procesar alrededor de 240.000 barriles por día (bpd) de petróleo crudo, produciendo productos petrolíferos convencionales y azufre de grado de refinería.
En una declaración enviada por correo electrónico, el portavoz de Shell, Curtis Smith, dijo: «Después de analizar todos los aspectos de nuestro negocio, incluido el desempeño financiero, tomamos la difícil decisión de cerrar el sitio». Una vez que se complete el cierre, Shell continuará sus esfuerzos para tratar de vender la refinería, dijo la compañía.
La compañía también reveló sus planes de cerrar instalaciones que no puede vender. Jessica Uhl, directora financiera de Shell, declaró: “Reconocemos que este momento del mercado no es bueno en términos de desinversión de activos. Si no es posible, consideraremos cerrar. En última instancia, esa es la última opción que nos gustaría tomar».
La refinería se une a otras ocho plantas de América del Norte que están apuntadas para un cierre o permanecer inactivas.
La compañía petrolera nacional de Colombia Ecopetrol registró una sólida ganancia en el tercer trimestre de 2020 con una utilidad neta de alrededor de uS$ 222 millones. Esto representó una mejora notable sobre las ganancias de uS$ 6.5 millones reportadas para el trimestre anterior, aunque fue significativamente menor a la registrada en 2019. La suba estuvo vinculada con el alza del 27% del precio del barril del crudo que vendió Ecopetrol.
Estos mejores resultados son un buen augurio para la industria petrolera de Colombia, siendo la petrolera nacional Ecopetrol la responsable de más del 90% de la producción del país. A fines de julio, la compañía había anunciado que estaba corrigiendo parcialmente su presupuesto de 2020 para gastos de capital, en respuesta a los precios del petróleo más firmes, luego de que en mayo llevara adelante un drástico recorte.
Pero no solo Ecopetrol reportó mejores resultados trimestrales. Frontera Energy, el mayor productor privado de petróleo en Colombia, informó que la producción del tercer trimestre se expandió un poco más del 1%, con respecto al trimestre anterior. La compañía estima que en el cuarto cuatrimestre la producción de crudo será aún mayor, ya que en los últimos meses volvió a poner en funcionamiento la mayoría de sus campos.
Parex Resources, el tercer mayor productor de petróleo de Colombia, también obtuvo resultados positivos en el tercer trimestre del año. Reportó un crecimiento del 8% con respecto al trimestre anterior a un promedio diario de 44.305 barriles de crudo. os ingresos netos se dispararon en un impresionante 43% en comparación trimestral.
Pero no todo fueron buenas noticias para la industria petrolera de Colombia. Gran Tierra Energy, el cuarto productor del país, reportó una disminución trimestral del 6% , a un promedio de 18,944 barriles diarios. Esta disminución es principalmente el resultado de bloqueos de agricultores locales en el departamento sureño de Putumayo que obligaron a Gran Tierra a suspender la producción en algunos pozos. La compañía anunció que los bloqueos ya se han levantado, lo que presagia un repunte en el volumen de petróleo crudo bombeado durante el resto de 2020.
La intendencia de Rincón de los Sauces, al norte de la provincia de Neuquén, comenzó a exigirle una licencia comercial a todas las empresas de servicios que circulen por su localidad. Es decir, no solo a las compañías que prestan servicio en esa jurisdicción sino también a las que solo transitan por allí para dirigirse hacia otro punto esa provincia o de otra. A quienes no tienen la habilitación les secuestran el vehículo y las herramientas que transportan.
El viernes pasado, empleados de una firma de servicios que volvían de prestar un servicio en un campo de Mendoza, fueron detenidos en la ruta provincial Nº 5 de Rincón de los Sauces por inspectores locales y como no tenían la habilitación, que se tramita en una dirección del municipio, les quitaron el auto y todas las herramientas de trabajo, que hasta este lunes no habían logrado recuperar.
Los inspectores destacan en el acta que se procedió al secuestro del vehículo porque sus tripulantes no tenían la “licencia comercial” y hacen referencia a la resolución 1300/2011, que es el Código de Faltas sancionado por la municipalidad.
La intendenta de Rincón de los Sauces es Norma Sepúlveda, una militante del Movimiento Popular Neuquino, que responde a las órdenes de Marcelo Rucci, ex intendente de la localidad y secretario administrativo del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa. El gremio es conducido por Guillermo Pereyra, pero Rucci es uno de los principales candidatos a sucederlo en las elecciones de marzo del año próximo.
Marcelo Rucci y detrás Guillermo Pereyra.
Al secuestrar los vehículos, la municipalidad busca forzar la inscripción al registro para tener un listado preciso de todas las compañías de servicio que operan o transitan por el norte de Neuquén.
Para la intendencia de Rincón de los Sauces esa información tiene una utilidad relativa, pero fuentes del sector aseguraron a EconoJournal que a quien sí le sirve es al sindicato petrolero que busca tener un mapeo preciso de todas las empresas para poder afiliar a los trabajadores de las mismas. Sin embargo, advirtieron desde una de las compañías, lo que resulta inédito es que se ponga a la municipalidad al servicio de ese objetivo con una medida que limita la libertad de circulación.
Pereyra, Rucci y el gobernador Omar Gutiérrez junto a la intendenta de Rincón de los Sauces, Norma Sepúlveda.
El gobernador Mariano Arcioni participó este jueves de la presentación del Plan Estratégico Minero Argentino, donde habló de la “oportunidad histórica” que tiene el país y Chubut en particular “de salir del sí o el no” para discutir “cómo hacer minería”.
La presentación, realizada a través de la plataforma Zoom, fue encabezada por el ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Matías Kulfas, y por el secretario de Minería, Alberto Hensel.
Por Chubut, además de Arcioni, estuvieron el ministro de Hidrocarburos y presidente del Consejo Federal Minero (COFEMIN), Martín Cerdá, el titular del Instituto Provincial del Agua (IPA), Gerardo Bulacios, y los presidentes comunales de Telsen, Leonardo Bowman, de Gastre, Genaro Pérez, y de Gan Gan, Santiago Huisca.
También tomó parte del encuentro la Cámara de Proveedores y Empresarios Mineros (CAPEM) del Chubut, con la presencia de su presidente, Gerardo Cladera.
Arcioni fue el primero de los cinco gobernadores que dieron breves alocuciones y expresó el “agradecimiento por permitirnos participar a la provincia del Chubut en el lanzamiento del Plan Estratégico para el Desarrollo Minero Argentino”.
Además destacó la participación de Kulfas y Hensel “desde el primer momento en que tomamos la decisión de dar una discusión muy postergada en nuestra querida provincia, buscando el desarrollo y la inclusión de la zona más postergada de Chubut, una provincia muy vasta, con grandes distancias”.
Valoró al Plan Estratégico como “un proyecto como se merece la República Argentina”, y manifestó: “Disiento un poco cuando se plantea que se está proyectando a 30 años. En nuestra provincia lo estamos proyectando a más de 50 años”.
Nuevas matrices productivas
“Estamos buscando incorporar en nuestra provincia nuevas matrices productivas”, enfatizó. Y comentó: “Chubut es muy rica en cuanto a recursos naturales. Así lo venimos demostrando desde el año 1907 cuando se descubrió el petróleo” en Comodoro Rivadavia.
“Hoy tenemos la oportunidad histórica de aportar para la República Argentina y que nuestra provincia salga de la postergación que estamos teniendo en zonas muy distantes, como la zona de la Meseta. Ahí tenemos un proyecto muy importante por el que estamos iniciando una zonificación”, indicó.
“Somos convencidos de que estamos dando por primera vez una discusión con un sustento académico, tecnológico, científico, que nos va a permitir salir de esta discusión del sí o el no para hablar de una vez por todas de cómo hacer minería”, agregó.
Sostenibilidad e inclusión
“Por eso -continuó- valoro la visión compartida del desarrollo estratégico poniendo énfasis en la inclusión, en la sostenibilidad, en el desarrollo, en la competitividad. Esto no es casual, sino que es necesario para la Argentina en la que no está sobrando nada”.
“Tenemos que poner a disposición todos los recursos. Se está dando la discusión como se merece la República Argentina, como se merecen todos y cada uno de los ciudadanos del país, con responsabilidad”, agregó.
Resaltó la participación de “más de 120 integrantes del sector privado y público en una mesa intersectorial: es lo que necesitamos para dar la discusión de cara a la sociedad y salir del sí o el no, sino hablar de cómo hacer la minería”.
Hizo hincapié en que “en Chubut nos debemos una discusión seria, madura, para poder sacar adelante a ciertas zonas postergadas, como Gastre, Telsen, Gan Gan, que hoy están encima de recursos naturales valiosísimos para la provincia y para el país”.
“A esta mesa la aplaudo y agradezco profundamente al ministro Kulfas y a Alberto Hensel que desde el primer día que tomamos la decisión nos están acompañando aportando las experiencias de distintas provincias y de distintos modelos internacionales. Pero nosotros debemos tener nuestro modelo argentino”, finalizó.
Además de Arcioni, durante la presentación tomaron la palabra los gobernadores de San Juan, Sergio Uñac; de Catamarca, Raúl Jalil; de San Luis, Alberto Rodríguez Saá; y de Neuquén, Omar Gutiérrez. Y también hablaron, en representación de los gobernadores, ausentes por temas de agenda, funcionarios de Santa Cruz, de Córdoba, de Río Negro y otras provincias.
Según destacaron Kulfas y Hensel, el Plan Estratégico Minero Argentino incluirá la realización de unas 20 mesas de discusión, con la participación de instituciones y entidades públicas y privadas, muchas de las cuales participaron del evento realizado vía Zoom este jueves.
Los funcionarios indicaron que las mesas tienen como plazo para la presentación del Plan final el mes de marzo próximo.
La Sala 1 de la Cámara Criminal y Correccional Federal revocó los procesamientos del ex presidente de Enarsa, Exequiel Espinosa, y el ex gerente de Energía Eléctrica de la compañía estatal, Santiago Pierro. El juez Sebastián Casanello los había considerado responsables del delito de administración fraudulenta por su accionar en la construcción de las centrales térmicas Ensenada de Barragán y Brigadier López, dos de las usinas construidas durante la gestión del ex ministro de Planificación, Julio De Vido. La Cámara, con la firma de los camaristas Mariano Llorens y Martín Irurzun, también dejó sin efecto los procesamientos de cinco representantes de la UTE Isolux IECSA, que tuvo a su cargo la construcción de las centrales, a quienes Casanello había considerado participes necesarios. Llorens sorprendió por la dureza con la que la emprendió contra el fallo de primera instancia haciendo propios los argumentos de los acusados, mientras que Irurzun se limitó a asegurar que pese a las sospechas razonables de fraude contra el Estado no hay aún pruebas suficientes que acrediten los hechos imputados.
En su fallo de mayo de este año, Casanello había detallado el proceso que llevó a la construcción de las centrales y llegó a la conclusión de que hubo una licitación amañada, incrementos injustificados de precios pagados por el Estado en ambas obras y una irregular inclusión de obras nuevas una vez asignados los contratos. Lo que sigue es un detalle de lo argumentado por Casanello y la resolución de los camaristas, fechada el 23 de octubre.
Mariano Llorens (izquierda) y Martín Irurzun (derecha).
1) ¿Estuvo amañada la licitación?
Qué dijo Casanello:
La causa se inició a raíz de la denuncia presentada por el entonces diputado nacional Manuel Garrido a partir del estudio realizado por la Auditoría General de la Nación sobre el proyecto para la ampliación de capacidad de energía eléctrica en el periodo 1/1/10 al 31/12/11.
Mediante la Licitación Pública Nacional e Internacional N° 2/2007 se llevó a cabo el procedimiento de selección para cinco Centrales Termoeléctricas:
a) Ensenada de Barragán
b) Brigadier López
c) Manuel Belgrano II,
d) Necochea II
e) Ingeniero Francisco Bazán.
Los adquirientes del pliego fueron Siemens Power Corporation Inc. (29/8/07), Ansaldo Argentina SA (29/8/07), SADEFEM Equipamientos y Montajes SA (30/8/07), Isolux Ingeniería SA (10/9/07), IECSA (19/9/07) y COTERSA (2/11/07).
Cada obra recibió sólo una oferta, a excepción de “Necochea II” (para la cual se presentaron dos), pero las únicas dos obras adjudicadas (“Ensenada de Barragán” y “Brigadier López”) las retuvo la única empresa que había ofertado por ellas: la UTE Isolux IECSA.
Las restantes ofertas no prosperaron. “No prosperaron porque, o bien contenían significativos desvíos presupuestarios, o bien no cumplían requisitos indispensables del pliego. Su suerte estaba sellada de antemano”, remarcó Casanello.
“La circunstancia de encontrarnos con ofertas inconducentes (algunas con severas inobservancias y otras con precios exorbitantes), conjugada con el hecho de que las únicas obras adjudicadas (“Ensenada de Barragán” y “Brigadier López”) las obtuvo una única oferente (UTE Isolux-IECSA), nos advierte de que, en realidad, hubo un reparto previo de obras. Algunas de las empresas que participaron en el proceso de licitación lo hicieron sólo para completar -desde un aspecto formal un cupo mínimo de participantes con el propósito de asegurar el procedimiento, avanzar en las etapas de la selección y simular un ámbito de competencia: una licitación amañada”, remarca Casanello, quien luego detalla una serie de maniobras de los oferentes que lo llevaron a esa conclusión. A continuación dos ejemplos:
El caso Siemens. El juez advierte que Siemens, a la par de ser oferente, suministraba equipos a sus competidoras, tal como lo evidencia el reporte anual 2019 del Holding. Además, remarca que la OCDE sistematizó las señales de colusión en un documento titulado “Lineamientos para combatir la colusión entre oferentes en licitaciones públicas” (febrero 2009) donde se contempla como una modalidad de manipulación de licitaciones aquella donde los competidores que aceptan no presentar ofertas o presentar una oferta perdedora podrían ser subcontratados o recibir contratos de prestación de servicios o suministros de bienes por parte del oferente ganador a fin de repartir entre ellos los frutos obtenidos ilegalmente de una licitación de mayor precio”.
El caso de Electroingeniería. Casanello señala que la licitación para la obra “Necochea II” fue la única que recibió más de una oferta (UTE Isolux-IECSA y COTERSA – Inelectra-Electroingeniería-Construcciones Argentinas-), pero ninguna de las dos prosperaron. “Esas son evidencias de que COTERSA no tenía ningún interés en ganar la adjudicación de la obra `Necochea II. El propio encargado de las negociaciones ignoraba la elaboración de la oferta, aunque había firmado numerosas notas y documentos que formaban parte de ella. Frente a este aparente absurdo, Daniel Demitrio (el encargado del área comercial de COTERSA) explicó que posiblemente Electroingeniería habría preparado la oferta y que él la había firmado como apoderado de COTERSA pero `acompañando`, aclarando que la empresa con capacidad para contratar era Electroingeniería”, subrayó Casanello. La oferta de COTERSA adolecía de la falta de un requisito indispensable: la oferta básica. La sociedad había presentado únicamente oferta alternativa, pese a que el Pliego de Condiciones Especiales establecía expresamente que la falta de presentación de oferta básica conllevaba a la desestimación de la oferta alternativa. A su vez, la oferta de Isolux IECSA tenía desvíos presupuestarios de aproximadamente 160%. A raíz de ello, la Comisión Evaluadora las declaró inadmisibles e inconvenientes, respectivamente. Otra irregularidad del procedimiento de selección estuvo dado por las vinculaciones entre personas jurídicas. COTERSA estaba integrada por tres empresas del rubro (Inelectra, Construcciones Argentina y Electroingeniería) y constituyó domicilio en la calle Tucumán 335 (donde funcionaba Electroingeniería). Mientras tanto, otra de las adquirentes del pliego fue la UTE Siemens-Electroingeniería, que había constituido domicilio a los mismos efectos en Julio A. Roca 530, donde funcionaba Siemens. “La participación de Electroingeniería, como parte de COTERSA y como parte de la UTE con Siemens, tiene una particularidad. Presentó dos ofertas y las dos fueron declaradas inadmisibles por el mismo defecto: no presentar oferta básica (PCE, 16.3). Pero, además, su intervención asociada con otras empresas tuvo el recaudo de aportar distintos domicilios, de modo que se enmascaró la relación entre oferentes para asignar señales de una aparente competencia”, concluyó Casanello.
Qué dijo la Cámara:
Asombrosamente, Llorens replicó las conclusiones de Casanello con la desmentida de quienes supuestamente habrían participado de la cartelización. “Los representantes de las empresas competidoras fueron coincidentes en señalar que no recordaban ningún tipo de irregularidad en el proceso licitatorio, como tampoco vínculos ni cercanía entre los empresarios de la UTE ISOLUX SA e IECSA SA y los funcionarios públicos que llevaban a cabo la negociación (ver declaración de Luis Alberto Betti, en representación de Siemens, a fs. 583, también por esa empresa Rubén Mollo a fs. 587. Ver asimismo declaración de Daniel Demitrio, de la empresa COTARSA, a fs. 1208)”, afirmó el magistrado.
Luego Llorens cuestionó la ausencia de documentación capaz de demostrar el arreglo y no puso el foco en los vínculos que advirtió Casanello entre las competidoras: “Si existieron defectos al tiempo de elaborar los pliegos de condiciones de las licitaciones es asunto que bien puede discutirse. Que era conveniente que esas obras estuviesen previstas desde el inicio, es absolutamente cierto. Ahora, pretender leer en la soledad de esas afirmaciones una defraudación al Estado, es validar la interferencia del derecho penal para reparar un yerro administrativo. Las obras eran necesarias, se hicieron y a precio razonable. Cualquier otro factor que pretenda colarse en esa ecuación implica torcer el eje de este proceso penal”.
Irurzun, en cambio, fue mucho más cauteloso que su colega: “En su fallo, el juez enfocó su presunción -sobre un actuar coordinado desde un origen- en que la única UTE oferente fuere la finalmente adjudicada, entre otras cosas. Insisto: esa lógica no me parece infundada y es generadora, en efecto, de sospechas aún no disipadas”. De este modo, el magistrado le dio crédito al proceder de Casanello, pero dejó en claro que el juez necesita más pruebas para avanzar.
2) ¿Fue irregular la inclusión de nuevas obras una vez asignados los contratos?
Qué dijo Casanello:
Luego de la firma del contrato para la construcción de la Central Ensenada de Barragán se firmaron 6 adendas. En setiembre de 2009 se acordó la reformulación del proyecto, la cual se concretó en febrero de 2010, a fin de resolver cuestiones generales referidas, entre otras, a estudios del movimiento de suelos, evacuación de agua de lluvia y eventos hidráulicos que no habían sido oportunamente contempladas (adendas 2 y 3).
Luego se celebraron la adenda 4 – correspondiente a la construcción de dos estaciones (Estación Hudson y Estación de Maniobra de Ensenada de Barragán); la adenda 5 – correspondiente a la construcción de líneas de alta tensión- y la adenda 6 – para el abastecimiento de combustible para la Central Térmica.
Casanello incluyó en su fallo un informe del Cuerpo de Peritos Especializados en Casos de Corrupción, dependiente de la Corte Suprema de Justicia. Los expertos señalaron que lo correcto hubiese sido realizar una nueva licitación para las obras correspondientes a las adendas 3, 4, 5 y 6. “Concluyeron que las obras nuevas incorporadas por las adendas y la interrupción de los plazos generaron dilaciones en la ejecución de ambos contratos”, destacó Casanello.
Luego el juez remarcó que “ni la adquisición de los transformadores (adenda 3), ni la incorporación de las Estaciones Ensenada de Barragán y Hudson (adenda 4) o de las líneas de alta tensión con el propósito de conectar la energía al SADI (adenda 5), respondieron a cuestiones sobrevinientes o imprevisibles. De antemano se conocía la necesidad de incorporar esas obras para cumplir con las funcionalidades de la Central”. De este modo, buscó dejar en claro que esas obras adicionales no fueron producto de necesidades imprevistas que surgieron con el avance de la obra.
En el caso de la central Brigadier López, se firmaron 4 adendas. Los expertos de la Corte aseguraron que proyecto de la licitación original partió de una premisa falsa: que el gasoducto que posee la Transportadora Gas del Norte podía abastecer de gas a la Planta de Generación de Energía. Al encontrarse con la imposibilidad de cumplir con lo requerido luego de adjudicada la obra, fue necesario modificar lo acordado y realizar una nueva obra con todos los perjuicios e inconvenientes que eso acarreaba. “Consideraron que la solución acordada a través de la adenda 4 (construcción de un gasoducto del GNEA para abastecer al de TGN) significó un trabajo adicional, pero en el marco de una obra distinta”. Además, destacaron, que por la adenda 2, se debieron suspender los plazos por 270 días para la adquisición de terrenos linderos para la construcción de la Central Térmica. Luego, a través de la adenda 3, se reanudaron los plazos y se presentó un nuevo Plan de Trabajo.
“Las contrataciones relativas a estas obras implicaron importantes ventajas a las empresas adjudicatarias, prescindiendo de toda competencia, debido a que una vez adjudicadas vieron ampliadas de modo directo ambas obras alterando los principios que rigen a este tipo de contrataciones, entre otros, la igualdad (recordemos que las contrataciones públicas se rigen por tres principios: el de oposición o concurrencia, el de publicidad y el de igualdad), resignando la elección de la mejor oferta”, destacó Casanello.
Que dijo la Cámara:
Una vez más, Llorens decidió replicar a Casanello con los informes presentados por los imputados. “No puedo dejar de mencionar los informes que acompañaron las defensas, donde la razonabilidad fue invocada a la hora de calificar los montos comprendidos tanto en los contratos originales como en las adendas suscriptas”, afirmó primero. A continuación, señaló: “Los informes acompañados por los recurrentes, elaborados por un especialista en materia energética y por un abogado dedicado al derecho administrativo, fueron contestes en afirmar la razonabilidad de la incorporación de esas obras”, dijo el juez.
Luego agregó: “Específicamente se destacó que `es usual que obras necesarias para completar un proyecto desarrollado en el marco de la Obra Pública se ejecuten mediante la firma de adendas a un contrato…` tratándose de `…un procedimiento de mayor agilidad que el de una nueva licitación`. A lo cual se agregó, despejando toda duda, que las adendas `guardan directa relación con las obras de origen`, como bien se reconoce en la resolución de grado, al deslizar sus sospechas acerca de los motivos por los cuales no habían sido incluidas en el proyecto original, pese a su íntima vinculación y necesaria ejecución (ver informe del Dr. Eduardo Mertehikian de fs. 946/75 y del ingeniero Alejandro Gallino de fs. 997/1016)”.
Es decir, Casanello basó su conclusión sobre este punto en un informe del Cuerpo de Peritos de la Corte Suprema y el camarista Llorens lo desestimó con un informe de parte de los procesados.
3) ¿Hubo sobreprecios con el consiguiente perjuicio para el Estado?
Qué dijo Casanello:
En el caso de la Central Ensenada de Barragán, se había acordado por contrato (diciembre 2008) que el precio sería de $1.508.721.824. Más tarde –durante la ejecución del contrato- se incorporaron obras nuevas que se reputaron en perjuicio de la Administración Pública: a) la adenda 4, junto con la redeterminación de precios, por $367.965.234,65; b) la adenda 5, junto con la redeterminación de precios, por $89.686.573,76; y c) la adenda 6 por $223.499.987,07. Pese a ello, el informe de los peritos de la Corte que cita Casanello remarca que el presupuesto para los precios de materiales se ajustaba a los valores de mercado, según los precios de los bienes y servicios de ese momento.
En el caso de la Central Brigadier López, se había acordado por contrato (diciembre 2008) que el precio sería de $1.016.046.897. Más tarde –durante la ejecución de ese contrato- se incorporaron obras nuevas que también se reputaron en perjuicio de la Administración Pública. Se trató de la Adenda por $111.500.000.
“A la hora de mensurar el perjuicio patrimonial derivado del irregular proceder de los funcionarios públicos y la participación necesaria de los empresarios, más allá de la extensión de los plazos programados y la expectativa frustrada de contar a tiempo con las obras, la pauta –de mínima– será la incorporación de obras en forma irregular. Allí es donde se percibe, sin mayor esfuerzo, el perjuicio al Estado”, remarcó Casanello. En síntesis, Casanello no pone el foco en supuestos sobreprecios sino en el costo adicional que le demandaron al Estado las obras que se fueron sumando en las sucesivas adendas.
Que dijo la Cámara:
El juez Llorens citó al perito oficial ingeniero Eloy Pablo Bona quien, en uno de los pasajes, refirió que “…se puede establecer que los valores fueron satisfactorios según los precios de los bienes y servicios de ese momento…”. Asimismo, al expresarse acerca del precio de los materiales destacó que “se encuentran dentro de los valores usuales en plaza”.
“Satisfactorio, aceptable, razonable. Frente a cada adjetivo empleado mayor embate recibe la imputación. ¿Cómo se puede sostener una supuesta defraudación al erario público cuando cada prueba se empecina en negarlo? Como se ve, no se trata de ponderar la cuantía de un perjuicio. Se trata de que nada de lo habido hasta el momento advierte acerca de una lesión al erario público”, subraya Llorens, quien por momentos pareció más un abogado defensor de los procesados que un juez.
“Ninguno de los peritajes e informes efectuados en el curso de la instrucción reveló falta de razonabilidad o desproporción en los precios pagados durante la asignación o ejecución de las obras”, remarcó Irurzun. Luego agregó: “Es que la hipótesis de fraude contra el Estado y otras posibles contaron con una sospecha razonable que llevó a formular cargos contra los imputados, pero requerían de demostraciones aún no producidas para alcanzar el grado de corroboración probatoria que exige el art. 306 del CPPN (Código Procesal Penal de la Nación), tanto para la acreditación de un perjuicio económico como para la de otras variables fácticas relevantes y contenidas desde un primer momento en el objeto del caso”.
Mientras el bloque oficialista en el Senado de la Nación agiliza los tiempos para que el Presupuesto 2021 se vote la próxima semana en el recinto, el gobierno incluyó en la última revisión una serie de proyectos energéticos en el capítulo que detalla el Programa de Obra Pública que va a ser financiado con fondos del Tesoro Nacional o instrumentos crediticios gestionados por el Estado.
Los emprendimientos de energía listados en las planillas que integran los anexos del Presupuesto 2021 suman, en conjunto, unas 30 obras que por en total que supera los $ 150.000 millones. Al tipo de cambio promedio que estipuló el Ministerio de Hacienda —92 pesos—, el costo del paquete de obras energéticas supera los US$ 1.500 millones.
La lista de proyectos que integran el anexo del Artículo 11 del Presupuesto es variopinta: figuran desde obras de envergadura como la ampliación del sistema de transporte de gas; la finalización y extensión del GNEA (Gasoducto del NEA); y una partida para las represas de Santa Cruz Cóndor Cliff y La Barrancosa.
Pero también obras que hoy no tienen prioridad como la construcción de la central térmica Manuel Belgrano II, cuya inclusión no deja de ser llamativa porque la capacidad actual del sistema de generación es suficiente para cubrir la demanda de energía.
Un pasaje del lista de obras energética incluida en los anexos del Presupuesto 2021.
Falta de confirmación
De todos modos, que estas obras figuren en el Presupuesto y sean aprobadas por el Congreso no garantizan su puesta en marcha. Fuentes cercanas a la Secretaría de Energía indicaron incluso que el listado de proyectos fue preparado antes de que Darío Martínez asuma oficialmente la titularidad de la cartera.
A principio del año que viene el Ministerio de Economía definirá a qué obras se les asigna la partida correspondiente y a cuáles no. En el medio se llevarán adelante las reuniones que tendrá el titular de Hacienda Martín Guzmán con los enviados del Fondo Monetario Internacional para renegociar la reestructuración de la deuda con ese organismo. De lo que surja de esos encuentros dependerá del margen fiscal con el que contará el gobierno para financiar estas obras.
El Presupuesto enviado por el Ejecutivo prevé un déficit fiscal para el año próximo del 6% del PBI, incluidos los servicios de la deuda. Por se motivo, se estima que, en cualquier caso, el margen para financiar obras energéticas será escaso.
Los principales proyectos energéticos presentados en el Presupuesto son los siguientes:
La ampliación del Sistema de Transporte de Gas. Para esta obra el proyecto prevé un desembolso de $ 58.816 millones, sólo para el 2021. Sobre este punto, vale recordar que en una reciente entrevista con EconoJournal, el Secretario de Energía Darío Martínez había adelantado que desde su cartera se estaba analizando impulsar una inversión de US$ 600 millones para ampliar en 10 millones de metros cúbicos diarios de gas la capacidad de transporte del actual sistema entre el AMBA y las principales cuencas productoras.
La puesta en marcha de la ETAPA III del Gasoducto del Noreste Argentino. La partida asignada para este proyecto es de $ 40.000 millones para el próximo año y otros $ 30.000 millones para el 2022.
La instalación de la Central Térmica Manuel Belgrano II, presupuestada por $ 5.136 millones. La construcción de esta central de ciclo combinado que aportaría al sistema eléctrico una potencia de 810 MW, había sido adjudicada en 2014 a un consorcio del que formaba parte Electroingeniería, la empresa de Gerardo Ferreyra y Osvaldo Acosta. El proyecto quedó congelado por falta de financiamiento durante el gobierno de Mauricio Macri. Ferreyra es uno de los asesores informales en materia de energía de un sector del gobierno.
La Etapa 1 del Plan Integral de Consolidación Eléctrica en el AMBA, con una partida estipulada por $7.500 millones. Sobre este punto, Martínez también había anunciado que tenía previsto avanzar en un plan de inversiones de dos años para mejorar la distribución eléctrica y evitar los cortes de servicio en los picos de demanda.
El Plan Integral Energético en Tierra el Fuego para la interconexión y generación en boca de pozo, con una partida de $ 6.029 millones
La implementación de los programas “Acercar Gas” y “Más y Mejor iluminación”, por $ 5.000 millones y $1.600 millones, respectivamente.
La transferencia a CAMMESA para financiar proyectos por $ 3.000 millones.
El gobierno lanzó la Mesa Nacional de Minería con el objetivo de confeccionar un plan estratégico con los diferentes actores del sector que presentará en marzo de 2021. La iniciativa, impulsada por el secretario minero Alberto Hensel, tiene el objetivo de establecer una política nacional de minería para los próximos 30 años, pero con la urgencia de concretar inversiones y reactivar un sector que puede ofrecerle ingresos de dólares frescos a una economía que los necesita.
Abrió el evento realizado por teleconferencia el Ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, que señaló: “la minería es parte de la solución y de la respuesta que tenemos que dar para volver a desarrollarnos. No existe más la discusión minería versus cuidado del medio ambiente. Son las dos cosas, tenemos que producir más y cuidando el medio ambiente». Y agregó que “es bueno que discutamos el modelo minero, porque el tipo de modelo productivo no es neutral. Necesitamos una minería sustentable y que tenga como uno de sus ejes principales el cuidado del medio ambiente, que tenga las mejores tecnologías y que se plantee un Estado presente para su fiscalización y que lo haga en diálogo con la ciudadanía”.
Por su parte, Hensel remarcó que “la minería tiene mucho para aportar al país en producción y exportaciones. Estamos elaborando un plan nacional estratégico para el desarrollo argentino que fije las reglas del juego para los próximos 30 años en el sector minero”. “Es un plan para una actividad que demanda mucha inversión de largo plazo y alto riesgo. Se habla del modelo minero chileno, australiano, canadiense o peruano y creemos que tenemos que conformar un modelo minero nacional”, añadió Hensel. “Hoy no se puede hablar de minería sin hablar de la sostenibilidad ambiental, la inclusión social, la integración productiva y la competitividad del sector”, concluyó.
Al mismo tiempo, la Secretaría de Minería está trabajando en un análisis “proyecto por proyecto” para que cada desarrollo sea analizado de manera singular y se puedan concretar avances en el sector metalífero, donde se encuentran los emprendimientos de oro, cobre, plata y litio, que son los que generan las inversiones más grandes.
Mesa Nacional Minera
En la conferencia participaron los gobernadores de las provincias mineras como Sergio Uñac de San Juan, Raúl Jalil de Catamarca, Sergio Arcioni de Chubut, Omar Gutiérrez de Neuquén y Alberto Rodríguez Saá de San Luis. Además, estuvieron presentes funcionarios de minería de Santa Cruz, Mendoza, Jujuy, Córdoba, Río Negro y participaron distintas instituciones gubernamentales.
Llamativamente no participó el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de Juan Cabandié, a pesar de que las intervenciones de los participantes hicieron foco en la sustentabilidad y el cuidado ambiental.
La Mesa Nacional de Minería es un espacio multisectorial que está formada por el gobierno nacional y las provincias, legisladores, las distintas cámaras empresarias del sector, los sindicatos, las diferentes instancias académicas (universidades, Ministerio de Ciencia y Tecnología, INTI, entre otras) y una variada gama de organizaciones de la sociedad civil, incluso a las diferentes iglesias.
Desde las cámaras indicaron a Econojournal que uno de los focos está en las condiciones tributarias “para que los proyectos sean viables en un determinado plazo, de manera de tener producción con un recupero de inversión más rápido”.
El gobierno nacional rechazó un recurso presentado por la empresa mendocina IMPSA para pedir información y antecedentes sobre la licitación internacional número 669 en la millonaria obra de ampliación de Yacyretá, concretamente en la millonaria obra del brazo Aña Cuá. La resolución 86, firmada por el secretario energético Darío Martínez, señala que “esta Secretaría se encuentra impedida de suministrar la información requerida por la firma IMPSA S.A.”.
La licitación la ganó la alemana Voith, uno de los grandes jugadores del negocio hidroeléctrico a nivel internacional que cuenta con el respaldo del gobierno de Angela Merkel. La firma del contrato fue en octubre de 2019 y contempla ampliar la potencia del complejo de la represa binacional en un 9% y llevarla a 1.809 MW.
La compañía IMPSA, que compitió en la licitación en la licitación mediante el consorcio Araverá, integrado también por la paraguaya CIE y Power China, perdió la compulsa frente a la compañía alemanay cuestionó el proceso licitatorio. Se trata de una obra de alrededor de 293 millones de dólares y contempla la instalación de tres turbinas verticales del tipo Kaplan de 92 MW cada una y tres transformadores de 100 MVA.
¿Qué dice la resolución?
La resolución 86 del Poder Ejecutivo afirma: “Recházase la presentación efectuada como recurso, en fecha 9 de diciembre de 2019, interpuesta por la firma IMPSA S.A., la que deberá ser considerada como pedido de acceso a la información pública en los términos de la Ley N° 27.275”.
En el segundo artículo añade que “no obran en el ámbito de esta Secretaría antecedentes vinculados a la Licitación Pública Internacional N° 669, convocada por la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), para el suministro electromecánico de generación, en la ampliación de la Central Hidroeléctrica de Yacyretá en el Brazo Aña Cuá”.
En los considerandos, la Secretaría de Energía afirma que “no se advierte en las presentaciones efectuadas la impugnación de ningún acto en concreto, por lo que corresponde a esta autoridad desestimar la presentación efectuada como recurso, procediendo a tratar como ejercicio del Derecho de Acceso a la Información Pública a la presentación efectuada en fecha 9 de diciembre de 2019”.
En el último artículo, la resolución remarca: “notifíquese a la firma IMPSA S.A., y a la EBY a fin de que ésta última proceda a presentar esta resolución ante el Juzgado Contencioso Administrativo Federal N° 8 de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en los autos caratulados “Industrias Metalúrgicas Pescarmona c/ Ente Binacional Yacyretá s/ Medida Cautelar (Expte. N° 69007/2019)”.
La agencia de investigación energética Rystad Energy estimó que la demanda de crudo en 2020 alcanzará un promedio de 89,3 millones de barriles diarios (bpd), frente a los 99.6 millones de bpd alcanzados en 2019. A su vez, calculó que si bien la demanda se recuperará en 2021, seguirá por debajo de la del año pasado, ya que el promedio sería de 94,8 millones de bpd.
Para 2022, la demanda de petróleo se recuperaría a 98.4 millones de bpd, aún estancada por debajo de los niveles previos al virus debido a los impactos estructurales del Covid-19, relacionados con menos desplazamientos laborales y una recuperación de la aviación más lenta. Solo en 2023 la demanda se recuperará a los niveles anteriores a Covid-19 y volverá a 100.1 millones de bpd. Entre 2025 y 2030, la demanda de petróleo entrará en una fase de meseta en alrededor de 102 millones de bpd. Según la agencia, en esta fase ya no habrá ningún impacto residual de Covid-19.
Transición energética
El informe de Rystar Energy también indicó que como efecto del Covid-19 sobre la demanda de petróleo, la transición energética se está acelerando. Señaló que el sector transporte, con 60% de la demanda de petróleo, será el motor final de este cambio.
Para 2025, se espera que los vehículos híbridos enchufables y eléctricos a batería (EVs), alcancen una participación de mercado del 14% en las ventas de vehículos nuevos de pasajeros, y luego crezcan aún más hasta el 80% para 2050.
Aunque la industria upstream de petróleo y gas de Texas se mantuvo en contracción en el tercer trimestre, han surgido indicios en el empleo y el conteo de plataformas de que el sector ya pudo haber visto lo peor de la recesión y podría dirigirse a la recuperación. Así lo informó la Alianza de Productores de Energía de Texas en su último reporte del Índice Texas Petro (TPI).
De acuerdo a datos brindados por la empresa de servicios petroleros Baker Hughes, la semana pasada se activaron nueve plataformas de petróleo nuevas. En tanto que los datos de la Comisión de la Fuerza Laboral de Texas mostraron que el sector de petróleo y gas upstream de dicho estado sumó 700 empleos en septiembre.
“En un momento en que algunos cuestionan el futuro del petróleo y el gas natural, este crecimiento laboral pequeño pero positivo es un indicador de mejores días por delante”, dijo Todd Staples, presidente de la Asociación de Petróleo y Gas de Texas, en un comunicado.
El índice de actividad de exploración y producción en Texas disminuyó por decimonoveno mes consecutivo en septiembre, cayendo a 145,4 desde 150,4 en agosto, y un 27,5 por ciento en comparación con el índice de septiembre de 2019. El TPI registró un pico en febrero de 2019 y fue perdiendo alrededor del 32 por ciento desde entonces.
“Si bien el índice continuó su declive, septiembre fue un mes importante porque brinda algunas señales importantes de la próxima recuperación en la economía upstream de petróleo y gas de Texas”, señaló el informe de la alianza de productores de Texas.
La industria agregó unas pocas docenas de puestos de trabajo en septiembre y el número de plataformas en funcionamiento en Texas aumentó ligeramente. «Normalmente, hay muy pocas razones para entusiasmarse con la incorporación de tres plataformas y 30 empleados de la industria en todo el estado de un mes a otro», dijo Karr Ingham, economista y creador del TPI.
“Pero cuando representan los primeros aumentos en más de un año y medio, y luego de la peor contracción de la demanda registrada gracias a COVID, las cifras son muy emocionantes porque, con suerte, señalan el comienzo del fin de esta desagradable recesión”, agregó el especialista.
El gobierno de Colombia contempla desarrollar dos nuevos oleoductos en menos de tres años. Se trata, por un lado, de la línea que va desde San Martín (Meta) a Buenaventura, y por el otro, a la que une a Banadía (Arauca) con Barrancabermeja.
Con estos proyectos, el Ministerio de Minas y Energía (MME) apunta a optimizar la operación petrolera en los Llanos Orientales y a su vez curarse el dolor de cabeza de lo que significa que el oleoducto Caño Limón – Coveñas este parado la mayor parte por voladuras en la región de Tibú.
Aunque el Oleoducto al Pacífico (OAP), está suspendido por el momento, como lo afirmaron voceros de Ecopetrol, esta mega obra de 780 kilómetros de longitud que se reactivaría en los próximos meses, transportaría diluyentes desde el puerto de Buenaventura hasta el municipio de San Martín, corazón de la cuenca sedimentaria Llanos, para la producción de crudo pesado.
Así mismo, serviría de canal para llevar el crudo que se produce en este lugar del país a los mercados de Asia, como Corea del Sur, China y Vietnam.
El trazado del OAP cruzaría los departamentos del Valle del Cauca, Tolima, Huila, Caquetá y Meta. Del total de su longitud, 25 kilómetros estarán mar adentro frente al citado puerto en el Pacífico.
El OAP incluye tres unidades de negocio, que buscan ofrecer soluciones desde el punto de vista costo beneficio. La primera, es la terminal para almacenar y mezclar crudo pesado para su exportación y la importación de diluyente, ubicado cerca a Buenaventura; la segunda, es el montaje del ducto para la importación de diluyente; y la tercera, es la construcción de un tubo para la exportación de crudo.
Es obra también incluye la construcción de un sistema de transporte que se conecta con el Oleoducto Tapir, para servir a la cuenca Caguán-Putumayo.
El otro oleoducto
Los constantes atentados al oleoducto Caño Limón – Coveñas están reviviendo un viejo proyecto por parte del MME, el cual puede convertirse en la tabla de salvación para sacar con seguridad el petróleo que se produce en los campos petroleros en el departamento de Arauca.
Es el oleoducto Banadía – Barrancabermeja, el cual no solo reduciría en tiempo el transporte de crudo hasta el puerto de Coveñas, sino que además se complementaría con la red de oleoductos que traen el crudo desde Casanare y Meta.
“Es una buena alternativa, ya que garantizaría una operación constante y sin interrupciones para llevar el crudo desde el campo Caño Limón hasta el puerto de Coveñas”, señaló el consultor Julio César Vera.
El analista dejó en que por tema de costos, el montaje del oleoducto sería muy alto, lo que no compensaría la inversión con respecto a los costos de transporte. Además, subrayó que las mismas características de su trazado han desatado polémica con respecto a su desarrollo, ya que tendría que cruzar el páramo de Pisba.
La extensión del oleoducto Banadía – Barrancabermeja estaría cercana a los 300 kilómetros, y su complejidad radicaría en los compresores para transportar el crudo desde el nivel del mar hasta los casi 2.700 metros de altura, y en promedio los 220.000 barriles de petróleo que se sacan al día desde los campos de Caño Limón y Caricare.
La compañía Pampa Energía festejó los primeros 15 años de actividad en el sector energético con el tradicional “toque de campana” en el recinto de la Bolsa de Nueva York. El acto se desarrolló en forma virtual y fue seguido por las autoridades y el personal desde todos los activos de la compañía.
“En este tiempo hemos crecido mucho y con orgullo podemos afirmar que hicimos realidad el sueño que nos convocó al fundar Pampa: ser protagonistas en un sector estratégico para el desarrollo del país. Hoy queremos festejar y reafirmar ese compromiso fundacional con la Argentina”, afirmó Marcelo Mindlin, presidente de Pampa.
En la actualidad el grupo emplea a casi 10.000 personas, desarrolla su actividad en el sector eléctrico y el de hidrocarburos, donde lleva realizado un plan de inversiones de 7.200 millones de dólares.
Pampa Energía es el mayor generador privado de energía eléctrica. Opera ocho centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas, tres parques eólicos y una de cogeneración, con 5.000 MW de potencia instalada, el 12% de todo el país. Controla Edenor, que distribuye electricidad a más de 3 millones de usuarios. Y también participa en Transener, que opera el 85% de las líneas de alta tensión.
Es el sexto productor de hidrocarburos del país, con actividad en 12 áreas de producción y seis áreas de exploración de gas y petróleo en las cuencas hidrocarburíferas más importantes del país, con una producción de 5.000 barriles por día de petróleo y 7.3 millones de m3 de gas. Y tiene participación sobre el 8% de la superficie de Vaca Muerta.
En sus plantas industriales de alta complejidad fabrica una alta gama de productos petroquímicos, como poliestireno, estireno y caucho. Además, Pampa participa en la empresa TGS, que transporta el 60% del gas del país.
El gobierno oficializó a los cuatro subsecretarios de la Secretaría de Energía que asumieron con Darío Martínez. Las designaciones fueron publicadas hoy en el Boletín Oficial a través del decreto 848, firmado por el Jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, y el Ministro de Economía, Martín Guzmán.
Tal como había publicado Econojournal, Darío Martínez nombró a la ingeniera química Maggie Luz Videla Oporto en la Subsecretaria de Hidrocarburos, puesto que ocupaba Juan José Carbajales. Videla Oporto es egresada de la Universidad de San Juan y ex gerente de Gasoductos, Oleoductos y Poliductos de Enarsa.
En la Subsecretaría de Planeamiento Energético asumió el economista Javier Papa en reemplazo de Juan Pablo Ordoñez, que ocupó el cargo en la etapa de Sergio Lanziani en Energía. Papa es un funcionario que responde al ministro de Economía, Martín Guzmán, de quien depende la Secretaría de Energía desde que salió del ámbito de Desarrollo Productivo.
En la Subsecretaría de Energía Eléctrica quedó a cargo de Federico Basualdo, que dejó la intervención del Ente Regulador de la Electricidad (ENRE). Esta subsecretaría estaba dirigida por Osvaldo Arrúa.
Por último, el abogado Santiago Yanotti asumió la Subsecretaría de Coordinación Institucional, que articulará con la subsecretaría de Yanotti para avanzar en la segmentación de tarifas a partir del año próximo, tarea en la que ha venido intercambiando alternativas con la Anses.
El CEO de YPF, Sergio Affronti, y el director de ONGC Videsh, AK Gupta, mantuvieron este martes una primera reunión para analizar el potencial de la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta. El encuentro, que se realizó mediante una videoconferencia, fue informado por ambas empresas.
La reunión fue organizada a instancia del embajador de la India en la Argentina, Dinesh Bhatia, y participaron funcionarios del Ministerio de Petróleo y Gas Natural de la India.
Precisamente, la embajada de la India en Argentina informó que «los dos gigantes estatales de energía exploraron oportunidades de cooperación» y analizaron «el potencial de Vaca Muerta», destacó el diario BAE.
El encuentro de ambos CEOs se enmarca en la política de YPF, la compañía controlada por el estado, para potenciar sus inversiones en el principal yacimiento no convencional del país.
ONGC Videsh Limited es una empresa del gobierno de la India bajo el control administrativo del Ministerio de Petróleo y Gas Natural y es la subsidiaria y brazo internacional de Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC), la principal compañía petrolera nacional. El negocio principal es la prospección de acres de petróleo y gas fuera de la India, incluida la exploración, el desarrollo y la producción de petróleo y gas. Posee participaciones en 37 activos de hidrocarburos en 17 países -incluidos Colombia, Venezuela y Brasil.- y produjo alrededor del 30,3% del petróleo y el 23,7% del petróleo y gas natural de la producción nacional de la India en los últimos dos años. En términos de reservas y producción, ONGC Videsh es la segunda compañía petrolera más grande de la India, después de su matriz ONGC.
El veterano de la industria, AK Gupta, asumió el cargo de director gerente y CEO de ONGC Videsh, llevando consigo más de tres décadas de experiencia en diversas capacidades en operaciones de exploración y producción de petróleo y gas nacionales y extranjeras.
Antes de ascender a MD, fue director de Operaciones de ONGC Videsh, donde fue incansable en enmarcar estrategias de futuro para la empresa en diferentes geografías globales en medio de los desafíos sin precedentes impuestos por la pandemia COVID-19. Durante su gestión, la compañía logró la producción más alta de petróleo y gas de 14.981 MMTOE en 2019-20. Varios proyectos importantes podrían lograr un progreso definitivo bajo su capaz liderazgo y están destinados a contribuir y fortalecer la cartera general de ONGC.
Gupta posee una amplia experiencia en toda la cadena de valor de E&P, especialmente en el desarrollo de negocios obtenido durante su mandato como Jefe de Nuevos Negocios en Marketing en ONGC y Jefe de Desarrollo de Negocios en ONGC Videsh, tanto para el mercado nacional como internacional, y en el manejo de negociaciones comerciales con socios de la alianza, reguladores, clientes y Compañías Petroleras Nacionales.
El secretario de Energía, Darío Martínez, se reunió este martes con el presidente Alberto Fernández para terminar de validar los últimos cambios que se introdujeron en el Plan Gas y se espera que la iniciativa finalmente se oficialice en los próximos días. Las principales novedades son que se acordó con Tecpetrol (Techint) para que participe del programa y que la extensión del mismo no será de tres sino de cuatro años, como se había previsto originalmente.
Negociación con Techint
Uno de los cabos que habían quedado sueldos antes del lanzamiento del programa era cuál iba a terminar siendo la participación de Tecpetrol, uno de los dos principales productores de gas de la Cuenca Neuquina.
El inconveniente estaba planteado porque la petrolera del grupo conducido por Paolo Rocca ya forma parte del programa de incentivos que lanzó el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, a través de la resolución 46/17 y, además, mantiene un pleito judicial con el Estado Nacional debido al recorte que le aplicó el gobierno de Mauricio Macri a ese beneficio.
Lo que acordó Martínez es que Tecpetrol va a participar en la subasta del nuevo Plan Gas con hasta un 50% de la producción que inyectó en los meses de mayo, junio y julio de este año. Es decir, si Tecpetrol produjo unos 14 millones de metros cúbicos por día en ese período, va a poder subastar hasta 7 millones de metros cúbicos diarios, los cuales tendrán prioridad de despacho. El resto de la producción va a ir a la cola de la subasta y su colocación dependerá de la demanda.
Uno de los incentivos que ofrece el nuevo programa es que quien oferta el precio más bajo no solo tienen prioridad de despacho sino que obtiene preferencia para exportar en firme durante los meses del verano en los que suele sobrar gas en Argentina. Sin embargo, ni Tecpetrol ni la Corporación General de Combustibles (CGC), otra de las firmas beneficiadas con la resolución 46/07, no van a poder usufructuar este beneficio. Eso es para que el gas subsidiado por la resolución 46/07, que recibe un precio de 6 dólares por millón de BTU frente a los 3,70 dólares que pagará el nuevo programa, no termine siendo exportado.
Por último, estaba pendiente de resolución el pleito judicial que Techint mantiene con el Estado Nacional. Como anticipó EconoJournal el pasado 13 de agosto, el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, había negociado con Techint para que la compañía renuncie a una parte de su millonario reclamo.
El gobierno planteó entonces a Tecpetrol como condición necesaria para ingresar al nuevo esquema la renuncia a su reclamo millonario; al menos desde ahora en adelante (la demanda inicial es hasta el final de la resolución 46, en diciembre de 2021). En rigor, fueron los ejecutivos de Techint quienes señalaron que no pretendían cobrar por duplicado subsidios de dos programas de estímulo que coexistirán por el próximo año y medio. Esa negociación se enfrió luego de la salida de Kulfas del área energética, pero ahora Martínez retomó la negociación y acordó con Techint mantenga su reclamo hacia atrás, pero lo levante de aquí en adelante.
Extensión del plan
El otro cambio es que se volverá a la extensión original de cuatro años del plan, que habían negociado Kulfas y el ex subsecretario de Hidrocarburos Juan José Carbajales. Cuando el área energética pasó a depender de Guzmán se planteó una reducción de ese plazo a tres años, pero finalmente para darle continuidad al plan estará vigente en el período 2021-2024.
El plan busca general las condiciones para que PAE, Total y Wintershall DEA puedan desarrollar el proyecto offshore Fénix en la Cuenca Austral. El problema es que la construcción de ese emprendimiento, que demandará un desembolso cercano a los US$ 1000 millones, demoraría como mínimo entre 3 y 4 años. Por ese motivo, se decidió incluir un apartado, que se mantiene actualmente, fijando un plazo adicional de 4 años para los desarrollos offshore, con lo cual en esos casos el esquema de incentivos llegaba hasta los 8 años, contemplando el plazo de construcción y un período de explotación adicional para que pudiera repagar la inversión.
El esfuerzo oficial tiene sentido no solo porque ayuda a desarrollar la Cuenca Austral, aprovechando la infraestructura existente, sino porque le quita presión a la Cuenca Neuquina ya que sin ese proyecto estos otros jugadores concentrarían sus esfuerzos en Aguada Pichana Este y Oeste, donde también son socios, pudiendo desbordar la infraestructura de transporte y tirando el precio de la cuenca neuquina hacia abajo.
«Para nosotros en Daimler Truck AG y nuestro socio, el Grupo Volvo, la batería de combustible a base de hidrógeno es una tecnología clave para permitir un transporte libre de CO2 en el futuro. Ambos estamos plenamente comprometidos con el Acuerdo Climático de París para eliminar el carbono del transporte, y con la construcción de una empresa próspera que producirá grandes volúmenes de baterías de combustible», dice Martin Daum, Presidente del Consejo de Administración de Daimler Truck AG y Miembro del Consejo de Administración de Daimler AG.
El joint venture capitalizará los conocimientos y la amplia experiencia de varias décadas de trabajo en el desarrollo de baterías de combustible en Daimler.
«En el futuro, el mundo estará impulsado por la combinación de vehículos eléctricos a batería y a celdas de combustible, junto con otros combustibles renovables. La formación de este joint venture es un paso importante para darle forma al mundo en el que queremos vivir», dice Martin Lundstedt, Presidente y CEO del Grupo Volvo.
Juntos, Grupo Volvo Group y Daimler Truck AG tienen una enorme y extensa experiencia en el desarrollo tecnológico, la industrialización y la producción de vehículos a gran escala. La futura empresa conjunta podrá beneficiarse de esto desde el principio, una posición única para una nueva empresa.
El Grupo Volvo y Daimler Truck AG tendrán los mismos intereses en el joint venture pero seguirán siendo competidores en todas las demás áreas. El objetivo de ambas empresas es comenzar con las pruebas de camiones con celdas de combustible de hidrógeno en operaciones reales dentro de tres años y luego, durante la segunda mitad de esta década, comenzar con la producción en serie.
El Grupo Volvo adquirirá el 50 por ciento de las participaciones en Daimler Truck Fuel Cell GmbH & Co. KG por aproximadamente 600 millones de euros. Se espera que el cierre de la transacción se produzca durante la primera mitad del 2021. La fusión todavía está sujeta a la aprobación por parte de las autoridades competentes.
La demanda de petróleo ciertamente ha mejorado en algunas partes del mundo, especialmente en Asia, donde los gobiernos han tenido más éxito en contener la propagación del coronavirus que sus contrapartes en Europa y América del Norte y del Sur. Pero incluso en China, el motor de recuperación de la demanda mundial de petróleo, la recuperación se está desacelerando . Después de todo, aunque su demanda interna pueda estar mejorando, si la demanda regional y global se estanca, esto también tendrá un efecto negativo en China.
Según la AIE, el impacto que la pandemia está teniendo en las inversiones en la industria petrolera se seguirá sintiendo durante los próximos años. Esto no es sorprendente: la agencia notó un recorte del 45 por ciento en las inversiones de las compañías de petróleo de esquisto de Estados Unidos este año, combinado con un aumento del 50 por ciento en los costos de financiamiento. La cantidad de plataformas de perforación activas en los EE UU puede estar aumentando, lo que sugiere el comienzo de una recuperación, pero el total aún fue de 564 plataformas por debajo del año hasta la semana pasada, por lo que la recuperación tomará un tiempo.
Mientras tanto, las actualizaciones de las reservas de combustible de la Administración de Información de Energía están ofreciendo señales mixtas: la semana pasada, por ejemplo, se produjo una caída importante en las reservas de combustibles destilados, lo que debería ser una buena noticia que sugiere que la demanda está mejorando. El problema es que es probable que esta mejora sea una ocurrencia temporal más que una tendencia. Los viajes aéreos siguen estando muy restringidos y las posibilidades de que se produzca un cambio en el statu quo son escasas.
Incertidumbre: esta es la palabra clave no solo para la industria petrolera, sino para todas las demás afectadas por la pandemia en tal grado que obligan a cambios en los modelos comerciales. Las grandes petroleras europeas están haciendo precisamente eso con su impulso hacia las energías renovables y planean reducir en gran medida la contribución de su negocio principal a las ganancias generales. Las grandes empresas estadounidenses se están quedando con el petróleo y es posible que tengan una buena razón para hacerlo.
El futuro sigue empañado por la incertidumbre que se extiende a la posibilidad de un repunte de las inversiones petroleras. Según algunos, como BP, ya se ha superado el pico de demanda de petróleo, por lo que eso significaría una menor inversión en el crecimiento de la producción de petróleo a nivel mundial. Otros, como los productores de la OPEP, esperan que, tarde o temprano, las cosas vuelvan a la normalidad y que el apetito mundial por más petróleo continúe creciendo durante al menos unos años más antes de estabilizarse. Y, sin embargo, incluso la OPEP se está preparando para el peor de los casos.
Repsol SA ha invertido más en los últimos meses en el desarrollo de proyectos de energía renovable que en la búsqueda de petróleo y gas, ofreciendo el último ejemplo de cómo los gigantes energéticos de Europa están acelerando su abandono de los combustibles fósiles.
La firma española ha gastado este año 199 millones de euros (232 millones de dólares) en exploración petrolera, en países como Estados Unidos, Rusia e Indonesia, frente a unos 300 millones de euros que ha desembolsado en nuevos proyectos de energía limpia. El crecimiento de la división de energías renovables también puede hacer factible la incorporación de un socio externo o la realización de una oferta pública inicial de la unidad en el futuro, aseguró su director ejecutivo Josu Jon Imaz.
Repsol sorprendió a la industria en diciembre cuando redujo el valor de sus activos en 4.800 millones de euros para ajustarse a los precios más bajos del crudo en el futuro y dijo que tendría como objetivo las emisiones netas cero de gases de efecto invernadero para 2050. Fue la primera gran petrolera en hacerlo. Desde entonces, rivales más grandes, incluidos Total SE, Royal Dutch Shell Plc y BP Plc, han presentado sus propios planes para centrarse en la energía limpia.
Alrededor del 30% del gasto de capital de Repsol en 2020 se destinará a proyectos de bajas emisiones, y alrededor del 25% en los próximos años, dijo Imaz al Parlamento de España en septiembre. La compañía tiene previsto presentar un nuevo plan estratégico a fines de este mes.
Este es el segundo gran cambio corporativo de Repsol en poco más de 20 años. El operador español de refinería y gasolinera sólo se convirtió en productor de petróleo después de adquirir YPF SA en 1998. Su división upstream estuvo durante años poblada por ejecutivos argentinos que trabajaban para YPF, e incluso su división de energía está dirigida por un ex empleado de YPF.
En un contexto de caída de la demanda y signos de una oferta creciente, China, el mayor comprador de petróleo del mundo, elevó un 20% para el próximo año la cuota para el uso de petróleo extranjero por parte de entidades no estatales, según un anuncio del Ministerio de Comercio.
El aumento de la cuota de importación equivale a unos 823.000 barriles diarios, un poco menos que la cantidad que bombea Argelia, miembro de la OPEP. Las empresas que utilizarán el petróleo incluyen refinerías privadas, conocidas como teteras, que se han vuelto cada vez más importantes en el mercado petrolero mundial en los últimos años. Esas empresas han estado operando sus plantas a una tasa de utilización más alta que hace un año durante muchos meses, mientras que sus contrapartes en los Estados Unidos y Europa se quedaron atrás.
El aumento de la asignación indica que las compras de petróleo de la nación importadora más grande del mundo serán aún más fuertes en un momento en que la demanda mundial enfrenta nuevos vientos en contra debido a más restricciones y bloqueos a medida que las infecciones por coronavirus se propagan nuevamente en Europa y Estados Unidos han influido para que cayeran los precios de referencia.
Detrás del impulso a las importaciones está la ambiciosa expansión de la capacidad de China. La nueva mega-refinería del país, Zhejiang Petrochemical, puso en marcha el domingo 1 de noviembre una de sus nuevas unidades de destilación de crudo de 200.000 barriles por día, dijo la matriz de la compañía en un comunicado de la bolsa. Otra, la refinería independiente china Shenghong Petrochemical Group, está trabajando en la construcción de la unidad de crudo más grande del país, que está programada para comenzar a fines del próximo año.
Los comerciantes de petróleo han estado comprando cargamentos desde principios de octubre y enviándolos hacia China, con la esperanza de capitalizar un aumento esperado en la demanda a fin de año, cuando las refinerías independientes obtengan las licencias de importación para 2021.
El país fijó cuotas de importación de crudo para empresas no estatales en 243 millones de toneladas, según el comunicado del ministerio. Eso equivale a 4,9 millones de barriles por día, según muestran los datos compilados por Bloomberg. China mantuvo la cuota anual sin cambios en 202 millones de toneladas para este año, después de un impresionante aumento de más de 1 millón de barriles por día para 2019 en comparación con el año anterior.
Por el mayor consumo registrado por la pandemia, el gobierno incrementó el cupo de Gas Licuado de Petróleo (GLP) para el Programa Hogar, el plan de subsidios para la compra de garrafas para las viviendas que no están conectadas a la red de gas natural. Lo hizo a través de una nota que lleva la firma del ex subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales. El programa Hogar es una reformulación del plan Garrafas para Todos (que tenía ese nombre previo a 2015) y alcanza a 2.300.000 beneficiarios.
La medida apunta a cubrir el faltante del producto por el incremento de la demanda adicional provocado por la pandemia. Dado el carácter excepcional de este año con la emergencia sanitaria, el volumen adicional no será considerado para el cálculo del cupo en la demanda para el 2021.
La nota señala: “atento a que la magnitud y el desproporcionado impacto de la pandemia Covid-19 tuvo como resultado un inesperado aumento de la demanda de producto envasado en garrafas, es que se torna necesario ampliar el volumen inicialmente previsto para el año en curso”. Y añade que “se procede a la aplicación de la determinación del aporte adicional de Gas Licuado de Petróleo (GLP) butano/mezcla que las empresas productoras deberán poner a disposición de las empresas fraccionadoras, como así la determinación del cupo adicional de GLP que recibirán estas últimas durante el presente año”.
A continuación, se detallan los volúmenes adicionales de las empresas productoras y fraccionadoras:
El 19 de octubre la Secretaría de Energía actualizó los precios máximos de las garrafas sociales e incrementó 38,7% el subsidio al Plan Hogar ($ 254). El nuevo valor de la garrafa de 15 kilos es de $ 539,44, para la garrafa de 12 kilos es de $ 431,55 y para la de 10 kilos el valor llegó a $ 359,62. Los precios no incluyen IVA, Ingresos Brutos ni costos de distribución. El incremento en los tres casos fue de 25,4% en comparación a mayo de 2019, cuando se estableció el último aumento.
El fracking fue uno de los principales temas de debate en la previa a las elecciones en Estados Unidos. En la última década, el desarrollo de las técnicas de explotación no convencionales llevó a este país a ser el mayor productor de petróleo del mundo. Sin embargo, el candidato demócrata Joe Biden hace foco en las energías renovables y el cambio climático y busca ponerle un límite al shale debido a su impacto sobre el medio ambiente. Además, propone la vuelta de ese país al Acuerdo de París, espacio que abandonó a fines de 2019 por decisión de Donald Trump, quien reivindica abiertamente el fracking.
Esta disputa en torno al modelo energético le agregó un interés adicional a las elecciones de la principal potencia mundial, sobre todo para Argentina, que ha venido desarrollando intensamente Vaca Muerta y ahora podría verse impactada de lleno si Estados Unidos comienza a desincentivar la producción no convencional.
Vaca Muerta ha venido aprovechando durante los últimos años los avances que han realizado los Estados Unidos en la producción no convencional. La curva de aprendizaje que transitó el país del norte fue seguida con atención en Argentina, ya que esos desarrollos permitieron bajar los costos también en el país y proyectar la evolución del negocio. Si ahora el no convencional se frena en Estados Unidos, es imposible que esa decisión no termine impactando en la industria local.
La candidata demócrata a la vicepresidencia, Kamala Harris, es una impulsora del New Green Deal, un acuerdo de desarrollo económico y social basado en la reducción a cero de la emisión de gases de efecto invernadero para las próximas décadas en Estados Unidos, que es el segundo país con mayores emisiones detrás de China.
Durante la campaña, Harris fue la abanderada demócrata del Green New Deal para descarbonizar la energía estadounidense y poner el foco en el desarrollo de las energías renovables. Además, este “Nuevo Acuerdo Verde” promueve un “transporte limpio” en autos, camiones, aviones y barcos, entre otros, y adaptar la industria, la agricultura y la construcción a los estándares de energía limpia en la economía de Estados Unidos.
Qué dijeron los candidatos
Durante las últimas semanas de campaña, el candidato republicano y actual presidente Donald Trump y el demócrata Joe Biden visitaron el disputado estado de Pensilvania, donde se encuentra la formación de hidrocarburos no convencionales Marcellus, el mayor campo de shale gas de ese país.
“Biden prohibirá el fracking”, sentenció Trump en el segundo estado en producción de shale gas detrás de Texas. El demócrata respondió: “No, no, no voy a prohibir el fracking, punto”, y señaló: “Nunca dije que me opongo al fracking”. Además, agregó que –en realidad- propone «prohibir los nuevos permisos de petróleo y gas en tierras y aguas públicas». Por su parte, la candidata a vicepresidenta y actual senadora por el estado de California, Kamala Harris, indicó que “si gana, Biden no prohibirá el fracking”.
Propuesta energética demócrata
“Desde los pueblos costeros hasta las granjas rurales y los centros urbanos, el cambio climático representa una amenaza existencial, no solo para nuestro medio ambiente, sino también para nuestra salud, nuestras comunidades, nuestra seguridad nacional y nuestro bienestar económico”, afirma en el primer párrafo la extensa propuesta energética oficial de Biden. Además de la vuelta de Estados Unidos al Acuerdo de París, las principales propuestas energéticas del Partido Demócrata para las elecciones del 3 de noviembre son:
– “Convertir a Estados Unidos en la superpotencia de energía limpia del mundo. Podemos exportar nuestra tecnología de energía limpia y crear empleos de alta calidad”.
-“Lograr una economía de energía limpia al 100% y emisiones netas cero a más tardar en 2050”.
-“Uso de energías renovables para producir hidrógeno libre de carbono al mismo costo que el shale gas”.
– “Realizar inversiones inteligentes en infraestructura para reconstruir la nación y garantizar que nuestros edificios, agua, transporte e infraestructura energética puedan soportar los impactos del cambio climático”.
– “Inversión histórica en nuestro futuro de energía limpia y justicia ambiental, echando atrás los incentivos fiscales de Trump que enriquecen a las corporaciones en detrimento de los empleos estadounidenses y el medio ambiente. La propuesta es realizar una inversión federal de US$ 1.700 millones durante los próximos diez años, aprovechando inversiones adicionales estatales y locales y del sector privado, para un total de más de US$ 5.000 millones”.
– “Exigir límites agresivos a la contaminación por metano de las operaciones nuevas y existentes de petróleo y gas”.
– “Usar el sistema de compras del gobierno federal, que gasta US$ 500.000 millones cada año, para movernos hacia vehículos 100% de energía limpia y sin emisiones”.
– “Duplicar los combustibles líquidos del futuro, que hacen de la agricultura una parte clave de la solución al cambio climático. Los biocombustibles avanzados están ahora más cerca que nunca, mientras comenzamos a construir las primeras plantas y creamos empleos”.
– “Exigir a las empresas públicas que revelen los riesgos climáticos y las emisiones de gases de efecto invernadero en sus operaciones y cadenas de suministro”.
– “Almacenamiento a escala de red a una décima parte del costo de las baterías de iones de litio”.
– “Pequeños reactores nucleares modulares a la mitad del costo de construcción de los reactores actuales”.
Puma Energy lanzó la promoción “TabletAsado” para acompañar a sus clientes en esta etapa de distanciamiento social, brindándoles la oportunidad de prepararse para cuando puedan volver a encontrarse con la familia y amigos. ¡Y qué mejor que hacerlo a través de un buen asado!
Por ello, con cada carga de naftas o compra de lubricantes en las Estaciones de Servicio Puma Energy más 470 pesos, cada cliente se podrá llevar una tabla individual de madera de eucalipto y un par de cubiertos parrilleros marca Tramontina.
La acción se inició el 25 de octubre y continuará activa hasta el 30 de noviembre o hasta agotar stock de 55.000 unidades, y es válida en todo el territorio nacional.
De esta manera, Puma Energy reafirma su compromiso para mejorar la atención a sus consumidores y continúa con su programa de actividades para estimular el crecimiento de la marca e impulsar su posicionamiento en el país.
Por primera vez en la historia de Estados Unidos, las empresas estadounidenses, tanto grandes como pequeñas, están presionando agresivamente para reducir su huella de carbono, y el hidrógeno se ha convertido en uno de los rincones olvidados de la energía limpia que busca hacer un regreso masivo.
Los sistemas de pilas de combustible se promocionan como la próxima ola de energía renovable, especialmente ahora que hay un gran impulso hacia el hidrógeno verde, es decir, el hidrógeno producido al 100% a partir de energías renovables.
Sin embargo, surgen a su vez advertencias acerca del uso excesivo de agua que se requiera para el proceso de electrólisis. Una fuente de la industria le dijo a Oilprice quela producción de una tonelada de hidrógeno mediante electrólisis requería un promedio de nueve toneladas de agua. Además, el agua que el electrolizador descompone en elementos constituyentes debe purificarse. El proceso de purificación del agua, por su parte, es bastante derrochador.
Según la misma fuente, los sistemas de tratamiento de agua generalmente requieren unas dos toneladas de agua impura para producir una tonelada de agua purificada. En otras palabras, una tonelada de hidrógeno en realidad necesita no nueve, sino 18 toneladas de agua. Teniendo en cuenta las pérdidas, la proporción se acerca más a las 20 toneladas de agua por cada tonelada de hidrógeno.
PetroChina, el mayor proveedor de gas natural de China, ha pronosticado que la demanda se duplicará en los próximos 15 años hasta alcanzar los 620 billones de metros cúbicos, a pesar de los efectos de la pandemia y la creciente importancia de las energías renovables.
Dos aspectos de esta predicción son notables. En primer lugar, el momento de la publicación, en medio de la pandemia de COVID-19 que ha diezmado los mercados energéticos mundiales. En segundo lugar, el reciente anuncio de China de que será neutral en cuanto a emisiones de carbono para 2060, lo que sugeriría un menor, y no mayor, consumo de combustibles fósiles. Sin embargo, varias características clave del gas natural lo hacen indispensable en un futuro en el que las energías renovables dominan la combinación energética.
El sistema político chino está altamente centralizado, lo que significa que el gobierno frecuentemente logra cumplir los objetivos que se propone. El impresionante crecimiento económico, a lo largo de los años, ha causado un importante daño ambiental y contaminación. Ahora, la población china se está haciendo cada vez más fuerte en su demanda de mejores condiciones de vida.
Beijing, por lo tanto, introdujo la política de carbón a gas para transformar los hábitos de consumo. El cambio a un gas natural más limpio ya está dando sus frutos en las grandes ciudades, donde la calidad del aire ha mejorado considerablemente, especialmente durante la temporada de calefacción de invierno.
Royal Dutch Shell anunció el jueves 29 de octubre una estrategia de asignación de efectivo que le permitirá reducir la deuda, aumentar las distribuciones a los accionistas y permitir un crecimiento a medida que reestructura su negocio para el futuro de la energía. A su vez, Exxon informó el viernes 30 de octubre su tercera pérdida trimestral consecutiva.
Se espera que el trabajo en curso para remodelar la cartera de Royal Dutch Shell proporcione una generación continua de efectivo para hacer crecer sus negocios de bajas emisiones de carbono, así como para aumentar las distribuciones a los accionistas.
Al confirmar su política de dividendos progresivos, Shell anuncia un crecimiento del dividendo por acción de alrededor del 4% a 16,65 centavos de dólar estadounidense para el tercer trimestre de 2020 y anualmente a partir de entonces, sujeto a la aprobación del Directorio.
El mayor productor de petróleo de Estados Unidos por volumen anticipó además que planea recortar su gasto de capital para 2021 entre 16.000 y 19.000 millones de dólares.
También dijo que está reevaluando sus negocios de gas natural en América del Norte y podría asumir una desvalorización de activos de entre 25.000 y 30.000 millones de dólares, pero solo si cambia sus planes de desarrollo a largo plazo.
Las acciones de la compañía fueron retiradas del histórico Dow Jones Industrial Average después de casi un siglo de afiliación, y se enfrenta a dudas sobre si puede mantener su dividendo.
MSU Energy, compañía argentina dedicada a la generación eléctrica, anunció la finalización de la expansión y conversión a ciclo combinado de la Central Térmica Barker, ubicada en la provincia de Buenos Aires.
La confirmación se dio a conocer luego de que Cammesa (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.), como organismo encargado del despacho del Mercado Eléctrico Mayorista, otorgara la habilitación comercial de la Turbina de Vapor 01 en CT Barker.
Con esto se completa el proyecto de expansión y conversión a ciclo combinado de sus tres centrales. La CT Villa María, en la provincia de Córdoba, y la CT General Rojo, en Buenos Aires, habían logrado su habilitación en agosto.
Cada central ahora cuenta con una nueva turbina de vapor que se suma a las cuatro turbinas de gas que fueron habilitadas entre 2017 y 2019, conformando así centrales de ciclo combinado con una capacidad instalada total de 750 MW. Esta conversión permite aumentar la eficiencia energética de las centrales en un 25%, posicionándolas entre las más eficientes del país, al reutilizar el calor residual de las turbinas de gas para alimentar a la de vapor y, de esta forma, generar electricidad adicional a partir del mismo consumo de combustible.
La capacidad incorporada por el proyecto en cada central será remunerada por un plazo de 15 años, según los términos y condiciones del contrato de Demanda Mayorista suscripto el 6 de abril de 2018 con Cammesa, y conforme lo establecido por la Resolución S.E.E. N0 287-E/2017 y S.E.E N0 926-E/2017.
Las obras estuvieron a cargo de AESA S.A., empresa constructora subsidiaria de YPF, mientras que todos los equipos fueron provistos por General Electric, incluyendo las turbinas de última generación, que se encuentran entre las más probadas y confiables del mundo.
El proyecto de expansión de las tres centrales demandó 30 meses y una inversión de 490 millones de dólares, y generó, en promedio más de 500 puestos de trabajo directos y cerca de 1.500 en los períodos de mayor actividad. Desde el 2016, MSU Energy SA lleva invertidos más de 1.000 millones de dólares en las centrales de General Rojo, Barker y Villa María.
Con esta inversión, MSU Energy redobla su compromiso con el país incorporando tecnología de punta, confiable y eficiente, contribuyendo a mejorar la capacidad, eficiencia y confiabilidad del sistema eléctrico nacional. La compañía se convirtió en uno de los generadores térmicos más eficientes del sistema eléctrico con el 100% de su capacidad operando bajo ciclo combinado.
Naturgy inauguró su nuevo Laboratorio de Calibraciones, el cual tiene el objetivo de asegurar la confianza en la exactitud de las mediciones de los equipos que intervienen en las mediciones del volumen de gas. La obra demandó una inversión de $ 45.300.000.
El laboratorio, de más de 250 m2, cuenta con un sistema de climatización de precisión, el cual garantiza los requerimientos ambientales de los ensayos. Allí, se realizan calibración de medidores, calibración de instrumentos de presión y calibración de instrumentos de temperatura, entre otros servicios, teniendo el reconocimiento del Organismo Argentino de Acreditación OAA desde el año 2000.
Entre el equipamiento adquirido para el laboratorio se destacan:
Banco de calibración de toberas críticas, el cual permite calibrar de a 10 medidores domiciliarios en forma simultánea, reduciendo los tiempos de ensayo y mejorando la exactitud de los resultados informados.
Banco de calibración de medidores industriales: El mismo permitió ampliar el alcance del laboratorio a medidores de hasta 3000 m3/h.
Cabe destacar que el laboratorio de Naturgy es el único del país para calibración de medidores que cuenta con la acreditación bajo norma ISO 17.025-2017 (OAA)
Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 26.200 kilómetros.
La Argentina cerró el viernes por la tarde la exportación a Brasil de 1600 megawatt (MW) de energía. Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), logró colocar cinco bloques de potencia en la licitación realizada por el ONS, el organismo encargado del despacho eléctrico en el país, a un precio promedio de US$ 89 por MWh.
Brasil compulsó en las últimas dos semanas la compra de energía desde países limítrofes para evitar utilizar sus reservas hidroeléctricas. Su sistema de generación tiene un costo marginal de unos 55 US$/MWh, pero aún así optó por importar energía para preservar la capacidad de sus embalses para cubrir la demanda eléctrica del verano.
Al igual que en la Argentina, en Brasil también existe preocupación acerca de un eventual crecimiento del consumo en los meses de verano por efecto de la pandemia, que reducirá el traslado la población desde los centros urbanos a emplazamientos turísticos.
¿Cuál fue la estrategia de pricing de Cammesa?
Cotizó un primer bloque de oferta de 200 MW a un precio de 50 US$/MWh.
Un segundo tramo de 300 MW a 60 dólares.
Un tercero y un cuarto de de 400 MW a 85 y 100 dólares, respectivamente.
Un quinto de 300 MW a 135 dólares.
Y un sexto de 350 MW a 200 dólares, que no fue tomado por el ONS brasileño.
Cammesa, que es controlada por el gobierno argentino, alcanzó el objetivo que se había propuesto: durante esta semana (hasta el viernes 6 de noviembre) exportará energía a un precio promedio de 89 dólares, que garantiza un nivel de rentabilidad competitivo para el segmento de generación.
¿Qué criterios se utilizaron para cotizar?
El precio marginal del parque de generación brasileño ronda los 55 US$/MWh; un precio bajo si se compara con el que se registra durante los picos de consumo en nuestro país. Es decir, si bien la estrategia de Brasil apuntó a comprar energía a países vecinos para no utilizar sus embalses hidroeléctricos, tampoco atraviesa una emergencia técnica por falta de reservas. No había margen para cotizar mucho más alto el precio de la energía exportada desde la Argentina.
“Si poníamos precios de base superiores a los 100 dólares (como proponían algunas voces del sector eléctrico) corríamos el riesgo de que Brasil decida no comprarnos energía. Por eso, priorizamos un esquema no predatorio que defienda la asistencia mutua en condiciones de riesgo. El riesgo de pricear más alto era quedarnos sin mercado”, explicaron a EconoJournal en un despacho oficial.
Con sus ofertas, la Argentina desplazó a Uruguay, que la semana pasada había exportado energía a Brasil desde sus parques eólicos a precios más caros. Existe una evidente diferencia de escala con relación al país oriental.
La Argentina registra hoy saldos exportables por una cuestión estacional: a fines de octubre y noviembre, la demanda eléctrica cae porque las temperaturas aún no son altas. Pero en el verano, es normal que Cammesa recurra a sus socios de la región (fundamentalmente a Brasil) para importar energía durante los picos de consumo.
Por eso era importante preservar una relación a largo plazo con el ONS brasileño. “Hicimos un buen negocio, pero a la vez cuidamos la relación bilateral. Sabemos que es probable que en el verano tengamos que comprarles energía”, agregaron las fuentes consultadas.
Durante casi una década, Colombia ha estado luchando para aumentar significativamente sus escasas reservas probadas de petróleo y alargar la vida útil de su industria petrolera. A principios de octubre, la Agencia Nacional de Hidrocarburos finalizó el marco y los términos de licitación para los pilotos de fracking. Los proyectos, que serán operados por la petrolera nacional Ecopetrol, se encuentran en el Valle del Magdalena Medio.
La compañía petrolera nacional de Colombia declaró en julio de 2020 que estaba buscando firmar un acuerdo con la tercera compañía de energía que cotiza en bolsa más grande del mundo, ExxonMobil. Esto le permitirá aprovechar la considerable experiencia de Exxon en la producción no convencional de petróleo y gas natural, así como su tecnología avanzada.
También se cree que las empresas petroleras privadas, incluidas ConocoPhillips, Drummond y Parex Resources, han desarrollado y presentado planes para proyectos piloto de fracking en Colombia. A principios de octubre, el ministro de Energía, Diego Mesa, declaró que se esperaba perforar los primeros pozos piloto para fines de 2021.
Si bien hay una amplia gama de estimaciones, se cree que Colombia tiene hasta 7 mil millones de barriles de petróleo de esquisto recuperable y hasta 30 billones de pies cúbicos de gas de esquisto recuperable. La amenaza que representa para las perspectivas económicas de Colombia el hecho de que solo posea alrededor de seis años de reservas probadas de petróleo convencional es grave, particularmente con la inversión en exploración y producción de petróleo crudo que se mantiene baja debido a los precios del petróleo mucho más débiles.
Sr. Presidente (Sergio Massa): En consideración el artículo 92.Tiene la palabra el señor diputado Ramón, por Mendoza.
Sr. Ramón: Señor presidente: pido al miembro informante que se elimine el texto completo del artículo 92. Me interesa rescatar que en el mes de julio, el decreto 1053 ‑dictado el 15 de noviembre de 2018‑ fue anulado por el Senado, y como el artículo 91 también lo deja sin efecto en esta oportunidad, solicitamos que se retire ese texto.
Sr. Presidente (Massa).- Tiene la palabra el diputado (Carlos) Heller.
Sr. Heller.- Señor presidente: se acepta la eliminación del texto completo del artículo 92.
Este brevísimo fragmento registrado en la transcripción de la sesión del martes por la noche en la Cámara de Diputados fue suficiente para que el bloque Frente de Todos eliminara el artículo 92 del proyecto de Ley de Presupuesto 2021, que preveía el pago de una deuda a los productores de gas por unos $ 29.000 millones más intereses.
Se trata de un pasivo incluido originalmente en el Decreto 1053/18 (firmado por Mauricio Macri), que regularizó acreencias en favor de las petroleras —el mayor beneficiario fue YPF— por el impacto de la devaluación de 2018 sobre los contratos de gas.
La intríngulis dentro del gobierno con relación a qué hacer con esa deuda heredada es increíble. Pocas veces se vieron tantas idas y vueltas sobre un tema dentro de un mismo espacio político. En los últimos meses se escribieron al menos cuatro oscilantes capítulos sobre el tema. Aquí la trama:
En junio el Ministerio de Desarrollo Productivo, que dirige Matías Kulfas, acordó con el de Economía retomar el pago en cuotas de la deuda incluida en el Decreto 1053, que tendría que haberse empezado a abonar durante el último año del gobierno de Cambiemos, que sólo liquidó una de los 30 pagos previstos en la normativa.
Sin embargo, cuando Hacienda ya había dado luz verde y las partidas presupuestarias ya estaban devengadas, el pago se frenó en julio como consecuencia de la denuncia penal del interventor del Enargas, Federico Bernal, contra el ex ministro de Energía Juan José Aranguren. A raíz de esa presentación judicial, luego el bloque oficialista aprobó en el Senado la nulidad del Decreto 1053, que sin embargo nunca fue confirmada en Diputados. El tema cayó en un limbo legal.
En octubre, por iniciativa de un sector del oficialismo y tras gestiones realizadas por YPF, que tiene acreencias a favor por unos US$ 120 millones, el gobierno volvió sobre sus pasos y accedió a pagar la deuda con las petroleras. Por eso, se diseñó un esquema especial que fue incluido en el artículo 92 del Presupuesto. EconoJournal publicó esta semana una nota que consignaba esa información. Pero…
¿Por qué Guzmán pidió a último momento que se elimine el artículo en cuestión?
El mismo día de la votación en general en la cámara baja, y tras haber obtenido dictamen en comisión de Presupuesto, Economía pidió la eliminación de ese apartado. Lo hizo con un argumento concreto: explicó que el artículo 92 no estaba incluido en la redacción original de la Ley de Presupuesto que prepararon los colaboradores de Guzmán. “No estaba en el proyecto original. Se incluyó directamente en el Congreso, que obviamente tiene potestad de hacerlo y viene trabajando de forma articulada con el Ministerio. Pero en este caso Economía objetó su inclusión”, indicaron a EconoJournal fuentes cercanas a Guzmán.
Cuando se conoció la novedad, no fue fácil identificar quién ordenó la marcha atrás. Cerca de Darío Martínez explicaron que el secretario de Energía no participó “de la introducción del artículo ni de su eliminación”. Allegados a YPF también aceptaron que tenían claro el panorama de lo que había pasada. Y en otras carteras del gobierno como Desarrollo Productivo y en la Jefatura de Gabinete también admitieron sorpresa por la eliminación del artículo.
En Economía evitaron dar precisions sobre cómo continuará la historia. Guzmán no suele tomar decisiones intempestivas, pero su estilo de conducción es hermético, incluso para los propios.
¿Por qué es importante?
La regularización de la deuda registrada en el Decreto 1053 es relevante por lo económico (para algunas compañías como YPF representa un monto significativo). Pero en el contexto actual tiene un valor intangible incluso más importante. Como señal, la eliminación del artículo —sin explicación mediante— llega en un pésimo momento justo en la antesala del lanzamiento del nuevo Plan Gas, que apunta a generar confianza para que las petroleras retomen la inversión en el desarrollo de gas.
La Secretaría de Energía enviará esta semana el borrador final del decreto de Plan Gas al área de Legal y Técnica de Presidencia para su validación final. La intención es presentar el programa en los próximos 10 días. El pago de la deuda pendiente con las petroleras era un aliciente para traccionar el programa. Por el contrario, la misteriosa eliminación del Presupuesto no hace más que incrementar la incertidumbre.
La obra, que generó trabajo a más 4000 personas, forma parte de un plan de inversión de 1500 millones de dólares que le permitirá a AXION energy incrementar en 60% su capacidad de producción de gasoil y 50% de naftas, además de mejorar su calidad para llevarlos a los mayores estándares del mundo.
Tras recorrer las instalaciones de la refinería, Bulgheroni destacó que “esta obra nos permite profundizar el proceso de industrialización del petróleo que también producimos”. Martínez, por su parte, expresó que “la ampliación de la refinería es muy importante para la industria, no sólo por la generación de trabajo directo e indirecto por la obra, sino que también permite generar insumos locales para otras actividades, contribuyendo al desarrollo nacional y el empleo.”
“Inversión para producir es fortalecer el trabajo y el crecimiento. Agradezco la invitación a Marcos (Bulgheroni) y felicito a PAE por esta obra que sin dudas es un salto de calidad para sus productos”, expresó el secretario.
Entre las unidades que ya están operativas se encuentra una planta de producción de combustibles de bajo azufre, mientras que en las próximas semanas será inaugurada la nueva planta de coqueo de la refinería.
En la visita, también estuvieron presentes Ezequiel Sabor, jefe de Gabinete de la municipalidad de Campana; Pedro Milla, secretario general de la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles, directivos de la empresa y funcionarios de la cartera energética.
La firma Integra Capital, de José Luis Manzano, y la minera australiana Latin Resources Limited anunciaron un acuerdo bajo la modalidad de joint venture para la exploración y extracción de litio en un en área de 77.000 hectáreas en las concesiones Ancasti y Villisman que posee la firma extranjera en la provincia de Catamarca.
El acuerdo, que supone un desembolso de U$S 1 millón por parte de Integra Capital a Latin Resources, “servirá para dar forma a un extenso programa de exploración en las concesiones catamarqueñas de la firma australiana, con el objetivo fundamental de obtener un primer recurso mineral”, señaló en un comunicado la firma de Manzano. Además, la firma argentina tomará un posicionamiento del 10% de las acciones de la minera australiana.
El proyecto se enfocará en el desarrollo de la cuenca, incluyendo estudios de viabilidad, ingeniería y metalurgia “para producir un concentrado de espodumena de litio”.
José Luis Manzano destacó que el acuerdo “confirma nuestra confianza en la Argentina y en el rol central que tiene el litio en la transición energética que atraviesa el mundo. En ese sentido, estas propiedades que vamos a explorar en la provincia de Catamarca nos otorgan exposición al litio en roca consolidando nuestra estrategia binaria de producción basada en salmuera y en roca”.
Chris Gale, Managing Director de Latin Resources describió: “damos la bienvenida a Integra como nuestro nuevo socio y mayor accionista, lo que ahora coloca a Latin junto con Integra en una posición para convertirse en un importante actor global de litio. La capacidad financiera de Integra combinada con nuestra trayectoria y experiencia en América Latina nos convierte en un equipo formidable con la capacidad de explorar y desarrollar rápidamente nuestros proyectos de litio».
Integra, la firma de José Luis Manzano, es una empresa de inversión fundada en 1995 con una cartera diversificada en más de diez países con inversiones por US$ 16.500 millones. Es uno de los mayores exploradores de litio de la Argentina y posee más de 400.000 hectáreas de proyectos de salmueras de litio en las provincias de Jujuy y Catamarca. La firma desarrolló una cartera de activos en exploración y producción de petróleo, distribución de gas, generación y distribución de electricidad, uranio y cobre, entre otros.
En una presentación ante analistas e inversores internacionales, Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista Oil & Gas, dio a conocer los resultados del tercer trimestre del 2020 y destacó que, en un contexto con mayor demanda y mejores precios realizados, la compañía mostró una recuperación en sus métricas operativas y financieras.
La producción total fue de 25.394 barriles equivalentes de petróleo diarios, lo que significó un aumento del 7% con respecto al trimestre anterior. La producción de petróleo fue de 17.534 barriles diarios, un 12% más que el periodo anterior, que se explica por la reapertura de la producción no convencional a fines de junio de este año.
En el periodo, el lifting cost estuvo 19% por debajo del obtenido en el mismo periodo del año pasado y fue de 9.9 dólares por barril de petróleo equivalente. La eficiencia, la implementación de nuevas tecnologías y la optimización de la estructura de costos operativos le permitieron a Vista compensar los niveles bajos de producción, que dieron como resultado un lifting cost de un digito que se mantuvo estable año contra año.
Vista reinició sus actividades de perforación y terminación en Bajada del Palo Oeste, en Vaca Muerta, impulsada por un menor costo de desarrollo y una recuperación de la demanda de combustible y del precio.
La firma puso en producción 4 pozos nuevos de su cuarto pad, logrando una mejora del 21% en el costo de desarrollo por pie lateral y una mejora del 40% en el costo de terminación por etapa de fractura, respecto de lo registrado en el primer pad, que se completó en 2019.
Estas eficiencias resultaron en un costo pozo promedio normalizado de 11.4 millones de dólares para el cuarto pad, lo que significó un ahorro del 34% con respecto al primer pad y un ahorro del 20% con respecto al último pad, completado a inicios de 2020. Además, la compañía espera en diciembre poner en producción otra tanda de 4 pozos que corresponderán a su quinto pad.
Durante el periodo, los pozos de shale oil de Vista registraron una producción de 8.407 barriles diarios de petróleo equivalente, de los cuales 8.320 barriles corresponden a los pozos del bloque Bajada del Palo Oeste, donde el pozo promedio de sus 12 pozos está desempeñándose un 13% por encima de la curva tipo de la compañía.
Los ingresos de Vista fueron 70 millones de dólares, lo que significó un incremento del 37% respecto a lo generado en el trimestre anterior. Esto se explica por el aumento de la producción y la recuperación de los precios realizados. Los ingresos de la compañía fueron 34% menores al mismo trimestre del año pasado. El EBITDA ajustado para el tercer trimestre alcanzó los 24.2 millones de dólares, un aumento del 138% respecto del trimestre anterior, debido a mayores ingresos, impulsados por un aumento tanto en los volúmenes de producción de petróleo como en los precios de realización del petróleo, y por costos controlados.
El margen de EBITDA ajustado fue del 35%, aumentando 15 puntos porcentuales con respecto al segundo trimestre del año. El EBITDA ajustado fue 48% menor al mismo trimestre de 2019. Además, la compañía registró una pérdida neta de 28.4 millones de dólares.
En un trimestre que marcó el camino para reiniciar el crecimiento, Vista logró mantener una sólida posición financiera, que será clave para el financiamiento de nuevas inversiones. El flujo de caja positivo de las operaciones de 19.1 millones de dólares impulsó nuestro flujo de caja de 4.3 millones de dólares, contribuyendo a un saldo de caja al final del trimestre de 225.0 millones de dólares.
Mobil Lubricantes continúa reforzando el vínculo con los profesionales de la industria de Argentina, Bolivia, Paraguay y Uruguay. En esta ocasión, la marca presenta “Ventajas Tecnológicas de los Lubricantes Sintéticos para satisfacer la demanda de Eficiencia en la Industria”, la segunda formación que se desarrollará este viernes 30 de octubre a las 15 horas de Argentina de manera virtual.
Destinada a todo el personal industrial involucrado tanto en el mantenimiento de equipos como en la implementación y búsqueda de elementos que permitan hacer más eficientes los procesos, la capacitación se centrará en los beneficios que genera la utilización de aceites lubricantes sintéticos para aumentar rendimientos y, por consiguiente, obtener mayores eficiencias end-to-end de las operaciones industriales.
Adicionalmente, a lo largo de la hora y media que dura el espacio de formación, liderado por los ingenieros Jorge Martin y Hernán Corrales de Mobil Lubricantes, se compartirán experiencias documentadas de resultados tangibles, medibles y cuantificados en la variación de consumos energéticos a partir de la performance que entregan las tecnologías sintéticas respecto de las minerales. Se demostrarán, además, los beneficios (técnicos y económicos) que aporta esta comprobación para las industrias.
De participación libre y gratuita, los profesionales de la industria que deseen participar deben inscribirse en el siguiente link: https://forms.gle/bVa12pmC3LWyEBBa9. Al igual que en la edición anterior, que contó con casi 300 asistentes, los participantes recibirán al final un certificado.
A través de esta formación, la marca continuará focalizada en convertirse en el aliado de los profesionales a cargo de la gestión de los equipos y procesos industriales al brindar soporte técnico, know-how y experiencias documentadas de campo que contribuyen a la optimización de los costos totales de la operación, conociendo en profundidad la tecnología de los lubricantes.
PARA AGENDAR
Día: viernes 30 de octubre
Hora:a partir de las 15 horas de Argentina (una hora y media aproximadamente)
Oleoductos del Valle (“Oldelval”), compañía nacional líder en el segmento de midstream en Argentina, es la ganadora del Premio Plata en el marco del Premio Iberoamericano 2020, en su XXI edición. Se trata de un reconocimiento otorgado por la Fundación Iberoamericana para la Gestión de la Calidad que reafirma el modelo de excelencia en la gestión y la focalización hacia la satisfacción de las necesidades y expectativas del cliente y hacia todas sus partes interesadas.
La entrega de los galardones está prevista durante los actos de la XVII Cumbre Iberoamericana de Jefes de Estado y de Gobierno a celebrar en Andorra en el segundo trimestre de 2021.
La compañía referente de la industria energética pudo hacer su participación este año, ya que fue acreedora del Premio Nacional a la Calidad en 2019, reconocimiento con el que la Nación Argentina, a través de la Ley 24.127, reconoce e incentiva a las empresas que son modelo de gestión de excelencia, con el fin de apoyar la innovación, modernización y la competitividad.
“Es un orgullo para Oldelval contar con este reconocimiento. Seguimos reforzando nuestro posicionamiento como empresa líder y en este caso a nivel internacional, lo cual redunda siempre en la prestación de servicios “únicos” en la industria energética, satisfaciendo las necesidades de nuestros clientes y de nuestras partes interesadas en general. Somos una compañía ejemplo y sin dudas, se trata de un reconocimiento a nuestros valores y al alto nivel de desempeño de todo nuestro equipo”, afirmó Jorge Vugdelija, Gerente General de la compañía.
Con 27 años de experiencia en la industria, Oldelval opera cumpliendo con los más altos estándares internacionales en materia de Calidad, Cuidado del Medio Ambiente, Salud, Seguridad, y Eficiencia Energética; a través de un Sistema de Gestión Integrado que cuenta con la certificación de las Normas ISO 9001, 14001, 45001, 50001 y 39001.
Oleoductos del Valle es la principal empresa de midstream de la región. Actualmente transporta el 100% de la producción de Vaca Muerta y el 70% del petróleo producido en la cuenca neuquina. Su actividad involucra el desarrollo, operación y mantenimiento de más de 1.700 kilómetros de ductos que constituyen una red única e integrada. La misma atraviesa cuatro provincias del país y se extiende desde Rincón de los Sauces y Plaza Huincul en la provincia del Neuquén, continuando su traza por Río Negro y La Pampa y alcanzando finalmente Puerto Rosales, Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires.
El Premio Iberoamericano de la Calidad, convocado por primera vez en el año 1999, es un Proyecto Adscrito a la Cumbre Iberoamericana de Jefes de Estado y de Gobierno, coordinado por la SEGIB (Secretaría General Iberoamericana) y gestionado por FUNDIBEQ (Fundación Iberoamericana para la Gestión de la Calidad). Dicho premio se convoca anualmente y está basado en el Modelo Iberoamericano de Excelencia en la Gestión en sus dos versiones, para Administraciones Públicas y para empresas, en castellano y en portugués. Se trata de un premio de premios y es condición para participar, haber ganado el Premio Nacional a la Calidad de cada país miembro.
El presidente de la Federación de Empresarios de Combustibles de la República Argentina (FECRA), Vicente Impieri, fue recibido este miércoles por el gobernador bonaerense, Axel Kicillof, y luego del encuentro aseguró que el mandatario le garantizó que no se avanzará con el proyecto de ley que establece que la administración pública provincial y los organismos descentralizados deben comprar combustibles solo en estaciones de YPF. Impulsa un plan alternativo para evitar abusos con la compra de combustibles.
Lo sorprendente es que el proyecto es impulsado por un diputado Facundo Tignanelli, integrante de La Cámpora, agrupación que forma parte del Frente de Todos. La iniciativa ya obtuvo dictamen favorable en la comisión de Presupuesto e Impuestos en Diputados y desde el Frente de Todos habían informado que iba a ser tratada en el recinto esta misma semana.
El gobernador Kicillof junto al presidente de FECRA, Vicente Impieri.
Reclamo empresario
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.
El texto Kicillof y el titular de FECRA junto al secretario de la federación, Hernán Landgrebe , el subsecretario de energía, Gastón Ghioni, el Jefe de Gabinete bonaerense, Carlos Bianco y el titular del sindicato Soesgype, Carlos Acuña se comprometieron a seguir trabajando en un armado inclusivo para todas las estaciones de servicio.
El plan provincial
Desde el gobierno de la Provincia de Buenos Aires aseguraron a EconoJournal que el objetivo oficial es 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, están 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 es que elaboren una propuesta junto al resto de las refinadoras para avanzar en esa misma dirección.
El secretario de Energía, Darío Martínez, nombrará a Ariel Kogan como vicepresidente de Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista. Se trata del principal alfil político de Martínez en Neuquén. Comparten las filas del Peronismo Solidario, una de las facciones políticas que tiene en esa provincia el justicialismo que mantiene diferencias con el kirchnerismo neuquino, encabezado por el senador Oscar Parrilli.
Kogan, sentado a la derecha de Martínez, es la persona de mayor confianza del secretario.
En los hechos, y en el marco de la reestructuración de Cammesa, Kogan oficiará como nexo político con la Secretaría de Energía. No obstante, se espera que su agenda no se restrinja al manejo del sector eléctrico y se expanda informalmente hacia otras áreas de la industria. De hecho, en las últimas semanas Kogan fue el principal interlocutor de las petroleras para definir los últimos detalles del nuevo Plan Gas.
Más cambios
A su vez, Martínez designó como gerente general de Cammesa a Javier Gallo Mendoza, que hasta ahora estaba encargado de supervisar los proyectos del fideicomiso Foninvemen. Por su parte, Esteban Kiper, que ocupaba ese cargo, será el nuevo subgerente general de la compañía.
Galló Mendoza es un histórico de Cammesa. Ingresó en la empresa en 1997 procedente de Hidroeléctrica Ameghino. Durante el kirchnerismo tuvo una buena relación con el ex secretario de Energía, Daniel Cameron, y luego fue designado como titular del Grupo Asesor de la Secretaría de Energía (GASE). A la gerencia general de Cammesa llega con el respaldo algunos técnicos referenciados en el Peronismo porteño.
Cammesa es clave en el diseño de las políticas energéticas de Darío Martínez porque durante la pandemia del Covid-19 las distribuidoras eléctricas acumularon una deuda con el Estado de alrededor de 120.000 millones de pesos. Esta mora se tendrá que ir normalizando en el futuro sin que esta situación se vaya de cauce, en un contexto de congelamiento tarifario y caída de la cobrabilidad por parte de las compañías distribuidoras.
La comisión de Presupuesto e Impuestos de la Cámara de Diputados bonaerense aprobó el dictamen del proyecto de ley presentado por el bloque del Frente de Todos que establece que la administración pública provincial, los organismos descentralizados y autárquicos y las empresas públicas contraten de forma directa a YPF para “la provisión de combustibles y lubricantes para la flota de automotores, embarcaciones y aeronaves oficiales”. El proyecto podría tratarse en el recinto esta misma semana.
El dictamen lleva la firma del titular de la comisión, el legislador oficialista Juan Pablo De Jesús y de su vicepresidente, Daniel Lipovetzky, diputado de Juntos por el Cambio. En los fundamentos del dictamen, los legisladores señalan que “con esta medida se propende a fomentar el crecimiento de una empresa integrante del sector público nacional, que realiza una actividad declarada de interés público en el sector estratégico para el desarrollo económico”.
El proyecto de ley fue presentado por el diputado camporista Facundo Tignarelli. Toma como antecedente de este proyecto el decreto 1189 dictado en 2012 por la entonces presidenta Cristina Fernández de Kirchner “donde se dispone que las jurisdicciones y entidades del sector público nacional deben contratar con YPF Sociedad Anónima la provisión de combustible”.
La iniciativa del bloque oficialista bonaerense generó malestar en el resto de las empresas refinadoras porque entienden que de este modo la gobernación bonaerense favorece de manera unilateral a YPF, la empresa controlado por el Estado nacional.
Varias compañías como Shell (Raízen), Axion (PAE) y PumaEnergy (Trafigura), mantienen actualmente contratos por suministro de combustibles con dependencias estatales provinciales y con esta ley perderían una fuente de ingresos significativa. Por eso dejaron trascender que presentarán un proyecto de amparo si el proyecto es aprobado.
También ha habido reclamos por parte de aquellos estaciones de servicio que comercializan combustibles de otras marcas que no son YPF y que ya vienen duramente golpeados por la caída de las ventas provocada por la pandemia.
El proyecto establece que para el pago por el servicio de provisión de combustible y lubricantes “podrá implementarse un sistema de Tarjeta Magnética Precargable emitida por el Banco Provincia”. A su vez, indica que el Poder Ejecutivo provincial “fijará la autoridad de aplicación”.
El gobierno está negociando con las cámaras del sector la prórroga de la Ley de Biocombustibles (26.093) que vence en mayo de 2021 y que distintos sectores del oficialismo pretenden extenderla por cuatro años. Así se aprobó la semana pasada en un dictamen de la comisión de Energía, Minería y Combustibles del Senado. La novedad de esta semana fue el involucramiento personal en las negociaciones de Máximo Kirchner, jefe de bloque del Frente de Todos en Diputados, según pudo conocer Econojournal de al menos tres fuentes distintas que confirmaron las conversaciones.
En los últimos días hubo una reunión del propio dirigente de La Cámpora con referentes del sector privado del biodiésel y bioetanol. “Fue una reunión positiva y de trabajo. Máximo tiene una agenda con distintos sectores productivos y, en este caso, entiende que es necesaria una prórroga para dar más certidumbre al sector”, comentaron a Econojournal fuentes cercanas a Máximo Kirchner, aunque evitaron precisar detalles sobre el plazo en que se prorrogaría la ley.
Una de las posibilidades es que la extensión del esquema sea sólo por un año y no por cuatro. Posiblemente el proyecto se trate mañana en el recinto del Senado. Luego debería pasar a la cámara baja.
El proyecto de Sacnun
La semana pasada se consideró en comisión al proyecto de la senadora santafesina María de los Ángeles Sacnun, del Frente de Todos y muy cercana a la vicepresidenta Cristina Fernández y los dirigentes de La Cámpora. Santa Fe es una de las mayores provincias productoras de biocombustibles del país. Pero también se tuvieron en cuenta a los proyectos de Silvia Elías de Pérez de Juntos por el Cambio por Tucumán, donde se produce bioetanol de caña, de Mario Fiad (JxC por Jujuy) y Sergio Leavy (FdT por Salta).
El proyecto de Sacnun extiende el esquema hasta el 31 de diciembre de 2024. En el debate del jueves pasado, el presidente de la comisión de Energía del Senado, Rubén Uñac (FdT por San Juan) advirtió que «hubo una comunicación del Poder Ejecutivo para que la prórroga fuera por el menor tiempo posibleya se está trabajando en una reforma integral de la ley. Algo que posteriormente se discutirá con todos los sectores comprometidos con la actividad».
Sectores en conflicto
Las cámaras empresarias de biodiésel y bioetanol ven positivamente la extensión del esquema para el sector. Se trata de la Cámara de Bioetanol de Maíz (CBM); la Cámara Argentina de Biocombustibles (Carbio); de Industrializadores de Granos y Productores de Biocombustibles en Origen (Cigbo); la Asociación Argentina de Biocombustibles e Hidrógeno (ABH); y la Cámara Santafesina de Energías Renovables. Aunque también plantean lanecesidad de una nueva ley que dinamice el sector.
El ministro de Economía, Martín Guzmán, le dejó claro a la misión del FMI que los subsidios económicos no seguirán creciendo el año próximo. Esa decisión supone avanzar con el descongelamiento de tarifas a partir de fin de año, como explicitaron el propio Guzmán y su secretario de Energía, Darío Martínez, quien ya trabaja en un esquema de segmentación junto con la Anses. Pese a ello, el fin de semana el interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), Federico Bernal, volvió a insistir con que la suba no está definida y agregó que en caso de que finalmente se decida aumentar su implementación “insumirá varios meses”, dando por seguro que no habrá cambios en el corto plazo. De hecho, el funcionario ya les transmitió a las distribuidoras que al menos hasta marzo seguirá todo como hasta ahora. Fuentes oficiales dijeron a EconoJournal que, independientemente de la decisión que se tome, luego de 7 meses de trabajo el interventor ya debería haber concluido la auditoría y podría haber avanzado con la revisión de la RTI y la realización de la audiencia pública.
Otro desmarque
No es la primera vez que Bernal, hombre que responde a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, se desmarca públicamente de una política oficial. Formó parte de la avanzada destinada a horadar al ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, cuestionando en los diarios el Plan Gas que el funcionario estaba negociando, y luego de que Guzmán anticipara en septiembre su decisión de avanzar con el descongelamiento tarifario aseguró en El Cronista que esa decisión no estaba tomada y que existía la posibilidad de seguir incrementando los subsidios.
En esta oportunidad insistió en una entrevista con la agencia estatal Télam que la decisión de aumentar aún no está tomada y agregó que “en el caso de decidirse por tarifas de transición, las mismas no podrán entrar en vigencia el 19 de diciembre por una simple cuestión de tiempos, ya que su elaboración, incluyendo lo relativo a la convocatoria a audiencias públicas y sus respectivos plazos, insumirá varios meses”.
Malestar oficial
Dentro del gobierno, no son pocos los que expresan su malestar por la decisión de Bernal de salir a diferenciarse a través de los medios de comunicación. Esa postura incluso genera desconcierto entre las empresas y es disfrutada por la oposición.
Con respecto a las tarifas, desde el gobierno remarcaron a EconoJournal que la política tarifaria no la define el Enargas y ante la consulta sobre si la implementación de los aumentos demoraría “varios meses” respondieron que Enargas ya debería haber concluido con la auditoría y podría haber avanzado con el proceso de Revisión Tarifaria Integral y también con la realización de la audiencia pública para informar sobre cuál es la situación actual del mercado y recabar las opiniones de la ciudadanía y las empresas sobre cómo seguir en materia tarifaria.
Audiencia pública
La audiencia pública se suele convocar con un plazo que oscila entre 30 y 40 días y luego el ente se suele tomar otros 20 o 30 días para elaborar el informe con las conclusiones de esa audiencia. Lo que remarcaron a EconoJournal fuentes oficiales es que Bernal podría transitar ese camino y después será el presidente Alberto Fernández, con el asesoramiento de sus ministros y secretarios, el encargado de resolver qué aumento se aplicará.
Revisión Tarifaria
La ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva, sancionada en diciembre de 2019, en su artículo 5 facultó al Poder Ejecutivo “a iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente o iniciar una revisión de carácter extraordinario, en los términos de las leyes 24.065, 24.076 y demás normas concordantes, a partir de la vigencia de la presente ley y por un plazo máximo de hasta 180 días”.
En el caso del gas, el decreto 278/20 que designó a Bernal como interventor del Enargas, publicado en el Boletín Oficial el 17 de marzo, establece en su artículo 4 que “el interventor tendrá las facultades de gobierno y administración del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) establecidas en la Ley Nº 24.076, y aquellas asignadas en el presente decreto, que sean necesarias para llevar a cabo todas las acciones conducentes a la realización de los objetivos previstos en el artículo 5° de la Ley N° 27.541”.
Pese a ello, la intervención no terminó aún de realizar la auditoria y Enargas no explicitó formalmente si se avanzará en la renegociación de la RTI o se llevará adelante una revisión de carácter extraordinario.
La revisión tarifaria extraordinaria es una decisión administrativa del ente regulador unilateral contemplada en el artículo 47 de la ley 24.076. El texto dice que cuando el ente “considere, como consecuencia de procedimientos iniciados de oficio o denuncias de particulares, que existen motivos para considerar que una tarifa, cargo, clasificación o servicio de un transportista o distribuidor es inadecuada, indebidamente discriminatoria o preferencial, notificará tal circunstancia al transportista o distribuidor y la hará pública convocando a tal efecto a una audiencia pública dentro de los primeros quince días. Celebrada la misma, dictará resolución dentro del plazo indicado en el artículo 46 de esta ley”, fijado en 60 días.
La alternativa de la renegociación de la RTI, en cambio, implica, por ejemplo, pedir la anulación de lo acordado, pero a la vez requiere que el Poder Ejecutivo y las empresas se pongan de acuerdo en un nuevo esquema. Por lo tanto, avanzar por este segundo camino demorará más tiempo. De hecho, los reclamos cruzados que se habían cerrado cuando se acordó la RTI volverían a ponerse la mesa si se desconoce ese acuerdo sellado por un período de 5 años.
En #CAPER2020Virtual, BVS Technology Solutions está exhibiendo las novedades de Cisco, hasta el viernes 30 de octubre, como parte del portfolio de marcas que BVS representa en Argentina.
Siendo líder global en tecnología para Internet, Cisco ha permitido el funcionamiento de Internet desde 1984. Su equipo, sus productos y sus partners ayudan a la sociedad a conectarse de forma segura y aprovechar hoy la oportunidad digital del futuro.
La compañía lleva en su haber diversos casos de éxito de grandes empresas de diversas industrias en Latinoamérica. Sus clientes han implementado exitosamente las soluciones de su portfolio para resolver necesidades de negocio, y dar un paso hacia su transformación digital. Cisco inspira nuevas posibilidades al reinventar sus aplicaciones, proteger sus datos, su infraestructura y empoderar sus equipos para un futuro global e inclusivo.
El gobierno volvió sobre sus pasos y finalmente decidió pagar la deuda acumulada con los productores de gas como resultado de las devaluaciones del peso registradas en 2018 y 2019. Según lo establecido por el Decreto 1053/2018, firmado por Mauricio Macri, ese rojo —que originalmente rondaba los 500 millones de dólares— se iba a pagar en 30 cuotas mensuales a partir de 2019. La administración de Cambiemos sólo pagó una de esos vencimientos. Y pateó las 29 cuotas restantes para adelante.
A principios de 2020, el Ministerio de Desarrollo Productivo retomó las gestiones para cancelar ese pasivo, que en un 60% beneficia a empresas vinculadas con el Estado como YPF y IEASA (ex Enarsa). Pero a último momento, cuando la operación ya había sido aprobada incluso por el Palacio de Hacienda, el pago se frenó por la negativa de un sector del cristinismo, que impugnó pública y judicialmente la génesis de esa deuda.
El que fue más allá fue Federico Bernal, interventor del Enargas, que denunció penalmente al ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, por haber impulsado la firma de contratos entre productoras y distribuidoras de gas que propiciaron que se acumule esa deuda cuando el tipo de cambio empezó a depreciarse con las corridas registradas entre abril de 2018 hasta diciembre de 2019. Es una deuda que se explica, en rigor, por las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA’s) en favor de las petroleras, tal como prevé la Ley del Gas.
Marcha atrás
Tras la denuncia de Bernal en la Justicia, el bloque del Frente de Todos anuló el decreto firmado por Macri en una votación sobre tablas en la Cámara Alta el 23 de julio. La derogación nunca fue ratificada en la Cámara de Diputados. De hacerlo, el 1053 se habría convertido en el primer DNU cancelado por el Congreso desde la reforma constitucional de 1994.
El artículo 92 destina más de $ 29.000 millones para cancelar la deuda con las petroleras.
Como eso no pasó, la medida quedó en un limbo. Y el gobierno quedó en una posición endeble. Para las petroleras, la deuda homologada por el Decreto 1053 es un derecho adquirido. Sin una definición hacia adelante, seguramente habría hecho valer esa posición de fortaleza en la Justicia para defender sus intereses.
Pero acto seguido, el artículo 92 reconoce una partida de $ 29.514,29 millones “a los fines de cancelar las obligaciones pendientes con las prestadoras del servicio de distribución de gas natural por redes y los proveedores de gas natural que hayan adherido a lo dispuesto en el artículo 7º del decreto (Nº1053) indicado en el artículo anterior”.
La norma se refiere a las distribuidoras de gas, pero su rol es el de un intermediario con el verdadero acreedor de última instancia que con las petroleras, con YPF, PAE, Total, Pluspetrol, Tecpetrol, Pampa y CGC a la cabeza.
¿Cómo se instrumentará el pago?
Lo más factible, según confiaron a EconoJournal fuentes gubernamentales, es que el Tesoro emita un bono por el monto en cuestión que será entregado a las petroleras con la condición de que no vendan ese título por una determinada cantidad de mientras mientras amortiza capital e intereses a su favor.
Fue el esquema que eligió la administración de Cambiemos para cancelar una deuda incluso más abultada (por unos US$ 1300 millones) con las petroleras por el Plan Gas I, que estuvo vigente entre 2013 y 2017.
La inversión en exploraciónminera en 2020 caerá un 35% respecto a 2019 por la pandemia del Covid-19. Así lo aseguró el secretario de Minería, Alberto Hensel, cuando el viernes pasado dio un informe de casi tres horas en la comisión de Minería del Senado de la Nación. Además, adelantó que el próximo 5 de noviembre el gobierno lanzará “una Mesa Nacional” con todos los sectores que participan de la minería para “buscar consensos para el desarrollo de la actividad”.
Hensel describió que “la exploración minera este año estará en un 65% respecto a 2019. Mientras la inversión en exploración el año pasado fue de 241 millones de dólares, este año va a ser de alrededor de 155 millones de dólares”.
El funcionario explicó que este año “hubo una afectación a las inversiones en el sector exploratorio. La Argentina necesita por lo menos unos US$ 400 millones anuales en exploración en condiciones normales. Hoy existe una convulsión a nivel mundial a partir de la pandemia del Covid-19. En algunos casos la inversión fue más conservadora y en otros casos, al tener que aplicar protocolos, significó tener que disminuir los niveles de actividad”
Mesa nacional de minería
Alberto Hensel también adelantó que el próximo 5 de noviembre el gobierno lanzará “una Mesa Nacional”, que será una “instancia “facilitadora” desde donde “deben surgir los consensos necesarios que legitimen y promuevan la actividad”.
“Estamos trabajando para elaborar el plan nacional estratégico para el desarrollo argentino que fije las reglas del juego para los próximos 30 años”, agregó. Y añadió que “la particularidad que tiene es que no es el plan de los mineros para los mineros, sino que es el plan de todos los argentinos definiendo cuál es el rol que pretendemos darle a la actividad minera en el desarrollo económico y social del país”. “Por eso convocamos a distintos sectores como las provincias, empresas, sindicatos, a la academia, a las iglesias, a las organizaciones sociales, a las ONG, entre otros, para constituir primero una mesa facilitadora y elaborar un documentobase para discutir no si hacemos o no minería, sino cómo la hacemos”, concluyó Hensel.
El gobierno tiene previsto en el proyecto de la Ley de Presupuesto 2021, que mañana se tratará en el recinto de la Cámara de Diputados, que las petroleras puedan utilizar los subsidios que el Ejecutivo destinará al esquema de fomento a la producción de gas 2020-2023 para pagar deudas impositivas con la AFIP.
El artículo 89 del borrador del Presupuesto 2021 señala que “la Secretaría de Energía reglamentará las bases y condiciones para otorgar incentivos a las empresas productoras que cumplan con los requisitos y parámetros que se establezcan en el marco de los planes de incentivo a la producción e inversión en la extracción de gas natural, a través del pago de una compensación y la emisión de certificados de crédito fiscal en garantía, aplicables a la cancelación de las deudas impositivas que mantengan con la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP), devengadas con más sus intereses resarcitorios y/o punitorios, multas y demás accesorios”.
El texto agrega que la AFIP “reglamentará lo previsto en el párrafo anterior estableciendo el procedimiento necesario para la aplicación de los certificados de crédito fiscalemitidos en forma electrónica y en moneda extranjera, los que se convertirán a moneda de curso legal al tipo de cambio comprador conforme a la cotización del Banco de la Nación Argentina al cierre del día anterior al de su efectiva utilización”.
Detalle
Además, remarca que “los certificados de crédito fiscal que se emitan a favor de las empresas productoras serán por hasta el importe de las compensaciones que tengan derecho a percibir en el marco de los planes de incentivo a la producción e inversión en la extracción de gas natural que implemente la Secretaría de Energía y podrán ser utilizados por las empresas si hubiere vencido el plazo de pago de las compensaciones sin que aquellas hubieren sido canceladas”.
En rigor, a lo que apunta la norma es a que, si el Estado se demora en el pago efectivo de las compensaciones previstas en el nuevo Plan Gas (Esquema Gas 2020-2023), las petroleras puedan imputar esas acreencias al pago de impuestos ante la Afip. Fue uno de los pedidos concretos de las empresas al secretario de Energía, Darío Martínez.
“La compensación a la que hace referencia el presente artículo deberá imputarse en el impuesto a las ganancias”, concluye el Artículo 89 del proyecto del Presupuesto 2021, que el viernes pasado obtuvo dictamen de comisión.
Las principales petroleras escalaron la semana pasada la disputa que mantienen con Metrogas, que en septiembre dejó sin pagar a los productores el gas que le compró durante junio, julio y agosto. La que fue más allá fue Pan American Energy (PAE), la mayor petrolera privada del mercado argentino, que consiguió que la Justicia embargue las cuentas de Metrogas por el equivalente a lo adeudado por Metrogas durante un mes. La francesa Total, que integra el Top 3 entre los productores junto con YPF y PAE, también iniciaría acciones legales contra las distribuidoras, tal como publicó La Nación.
Pluspetrol y Tecpetrol, por su parte, interrumpieron el suministro de gas a Metrogas. Pudieron hacerlo porque son proveedores menos importantes de la distribuidora controlada por YPF. Le aportan sólo 230.000 y 70.000 metros cúbicos diarios (m3/día) de gas, respectivamente. Su menor tamaño les jugó a favor: si PAE y Total, por ejemplo, le hubiesen cortado el gas a Metrogas habrían comprometido el suministro físico del sistema, obligando al Enargas a convocar de urgencia a un comité de emergencia para solucionar esa situación. No era aconsejable llegar a ese extremo.
El gobierno es, sin embargo, el destinatario final del accionar de las petroleras. En última instancia, si bien acorralaron a Metrogas con denuncias en la Justicia y cortándole el acceso al gas,los productores también buscan presionar al Ejecutivo para que defina qué quiere hacer con el segmento regulado (distribuidoras y transportistas).
“La cadena de pagos del gas está en jaque. Por ahora, la única distribuidora que dejó de pagar el gas fue Metrogas, pero si no hay una señal clara del Ejecutivo el resto de las gasíferas seguirá el mismo camino en los próximos meses”, analizaron en una petrolera.
¿Por qué tensar de la cuerda justo ahora?
El secretario de Energía, Darío Martínez, trabaja por estos días en la letra chica del nuevo Plan Gas que apunta a estimular la producción del hidrocarburo. Como el Estado suele demorarse en el pago de los subsidios a los productores, las empresas reclamaron una garantía adicional para asegurarse que efectivamente van a cobrar las compensaciones en tiempo y forma.
Pero al mismo tiempo las petroleras quieren que el gobierno defina de que va a pasar con las tarifas. “De nada sirve que el gobierno garantice el pago de los subsidios, si después las distribuidoras no tienen ingresos vía tarifas para pagar el gas que consumen los usuarios residenciales”, explicó un alto ejecutivo del sector. “Es imposible que el Plan Gas funcione si la cadena de pagos está rota”, agregó.
Señales contradictorias
Detrás de la escalada contra Metrogas se encuentra también ese reclamo solapado de las petroleras al gobierno, que no termina de declarar con claridad qué planea hacer con las tarifas de los servicios públicos (están congeladas desde principios de 2019).
Mientras el ministro de Economía, Martín Guzmán, y Martínez afirmaron en los últimos días que la intención —supeditada a cómo avance la pandemia— es descongelar las tarifas a fin de año, el interventor de Enargas, Federico Bernal, que responde a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, declara en la dirección contraria.
“En el caso de decidirse por (aplicar) tarifas de transición, las mismas no podrán entrar en vigencia el 19 de diciembre por una simple cuestión de tiempos, ya que su elaboración, incluyendo lo relativo a la convocatoria a audiencias públicas y sus respectivos plazos, insumirá varios meses”, afirmó ayer Bernal en una entrevista con Télam.
Sustentabilidad
El Esquema Gas 2020-2023 contempla un seguro de precio que pretende asegurarle a los productores un ingreso de unos US$ 3,70 por millón de BTU por el gas que extraigan en los próximos tres años.
Tal como fue diseñado el programa, la idea es que los usuarios residenciales paguen a través de tarifas unos 2,50 dólares de ese total y el Estado cubrirá el US$ 1,20 restante. Sin embargo, si el peso acelera su devaluación por las tensiones cambiarias, las tarifas deberían aumentar en pesos bastante más de lo que prevé el gobierno (como tope un 30%) para equivaler un precio en boca de pozo de 2,50 dólares, tal como pretende el gobierno. La sustentabilidad del esquema está jaqueado por lo que suceda con la macroeconomía. Por eso es clave, desde la óptica de las petroleras, saber qué sucederá con las tarifas de gas.
Efecto estampida
Con su avanzada contra Metrogas, las petroleras aspiran a visibilizar esa agenda. Cuestionan que la distribuidora controlada por YPF es por ahora la única que incumplió sus contratos de compra de gas. El resto sigue pagando —aunque con algunas demoras— sus obligaciones mensuales.
Por el congelamiento, los ingresos de Metrogas se desplomaron en el primer semestre.
El EBITDA (ingresos antes de impuestos) se Metroas se derrumbó hasta los US$ 5,3 millones durante el primer semestre de 2020; apenas un 10% que el registrado en el miso período de 2019 (US$ 53,3 millones), según estadísticas publicadas por el Enargas. La relación entre el EBITDA y el margen de distribución pasó de representar un 44,5% el año pasado contra apenas un 8,2% en 2020. Aún así, advirtieron desde una petrolera, los números siguen siendo positivos. “Podría haber pagado alguno de los tres meses de invierno que dejó impagos”, agregaron.
Además, lejos de mejorar, en septiembre la cobrabilidad del sistema empezó a resquebrajarse. Se registraron un 15% más de facturas impagas que la proyectadas. Los productores quieren, frente a ese escenario, que el gobierno explique cómo defenderá la cadena de pagos antes implementar la subasta de gas que prevé el nuevo programa de estímulo. Saben que, si no hay definiciones, en algún momento las otras distribuidoras seguirán el camino de Metrogas y discontinuarán sus compromisos comerciales. Declaraciones como las de Bernal de ayer, advirtiendo que cualquier cambio tarifario demorará “varios meses”, no hace más que sumar confusión al respecto.
El presidente Alberto Fernández anunció el jueves 15 de octubre en Neuquén el lanzamiento del Plan Gas. El programa ofrecerá un precio por encima del de mercado para intentar reactivar la producción y reducir así las importaciones de energía en un contexto de escasez de dólares. Sin embargo, para que el programa tenga éxito es indispensable que las principales petroleras privadas se comprometan a participar. Las reuniones que el primer mandatario mantuvo la semana pasada con Paolo Rocca, titular de Techint, y Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy, forman parte de un intento destinado a fortalecer el vínculo con grandes empresarios en un momento de debilidad oficial, pero el tema energético también estuvo presente y la intención es que ambas compañías se sumen al Plan Gas.
Alberto Fernández durante la presentación del Plan Gas en Neuquén.
La negociación con Tecpetrol
Tecpetrol, la petrolera de Techint, es una de las principales productoras de gas de Vaca Muerta. Su producción de gas creció aceleradamente de la mano de la resolución 46/17 que diseñó el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, hasta que el gobierno de Mauricio Macri alteró el criterio fijado para repartir esos subsidios y entró en conflicto con el grupo.
Paolo Rocca demandó al Estado nacional en la Justicia y ese litigio sigue abierto. Para que pueda sumarse al nuevo plan de estímulo es necesario encontrarle una salida a ese conflicto. Cuando se comenzó a negociar el Plan Gas, el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, negoció una salida a ese conflicto, pero luego de que Kulfas resignó el área energética por las presiones del kichnerismo esas conversaciones se frenaron.
El encuentro de Fernández con Rocca buscó retomar esa negociación para tratar de encontrar una salida que conforme a ambas partes. Fuentes allegadas a la empresa aseguraron que están abiertos a conversar para alcanzar un acuerdo.
Lo que se le ofreció a Techint es que mantenga su reclamó por la diferencia entre lo que supuestamente debería haber cobrado y lo que le reconoció el gobierno de Macri, pero que al empalmar con el nuevo Plan Gas deje de lado ese reclamo de ahora en adelante. Eso mismo es lo que Tecpetrol había negociado con Kulfas, aunque luego la Procuración del Tesoro no había sido lo suficientemente explícita para avanzar en esa dirección. El objetivo oficial es que Tecpetrol inyecte al menos 17,5 millones de metros cúbicos de gas diarios desde Fortín de Piedra, su nave insignia en Vaca Muerta.
El proyecto de PAE
El Plan Gas apuesta fundamentalmente al desarrollo de las cuencas Neuquina y Austral. En la Neuquina YPF y Tecpetrol marcan el paso, pero en la Austral la esperanza está centrada en el desarrollo offshore Fénix que tienen en carpeta el consorcio integrado por PAE, Total Austral y Wintershall-DEA. El presidente no profundizó este tema con Marcos Bulgheroni, pero el objetivo oficial es ese.
El problema es que la construcción de ese emprendimiento, que demandará un desembolso cercano a los US$ 1000 millones, demoraría como mínimo entre 3 y 4 años y el plan de subsidios estaba diseñado solo para tres años (2021-2023). Por ese motivo, en el borrador del plan, aún no oficializado, se decidió incluir un apartado fijando un plazo adicional para los desarrollos offshore, con lo cual en esos casos el esquema de incentivos llegaba hasta los 8 años, contemplando el plazo de construcción y un período de explotación adicional para que pudiera repagar la inversión.
El esfuerzo oficial tenía sentido no solo porque ayuda a desarrollar la Cuenca Austral, aprovechando la infraestructura existente, sino porque le quitaba presión a la Cuenca Neuquina ya que sin ese proyecto estos otros jugadores hubiesen concentrado sus esfuerzos en Aguada Pichana Este y Oeste, donde también son socios, desbordando la infraestructura de transporte y tirando el precio de la cuenca neuquina hacia abajo.
Sin embargo, en este contexto de creciente incertidumbre macroeconómica será difícil que ese consorcio emprenda el desarrollo de un nuevo yacimiento offshore. Por lo tanto, es posible que esas petroleras terminen rivalizando con Tecpetrol e YPF e inyectando gas desde Vaca Muerta.
Se otorgaron los premios Eikon 2020 y la empresa MetrogGAS resultó ganadora en dos categorías relacionadas con las estrategias de comunicación a raíz de las situaciones excepcionales que provocó la pandemia del COVID-19. Los reconocimientos fueron en los segmentos «Comunicación en Situación de Crisis» e «Issues Management».
«Estos logros reflejan el trabajo que como organización pudimos alcanzar, a través de un mensaje sobre la capacidad de cambio y adaptación ante esta situación tan particular. Nuestros objetivos estuvieron alineados en reforzar y generar conciencia sobre el concepto de #quedateencasa,fundamental en los primeros tiempos de aislamiento», resumió Ignacio Letemendía, director de Recursos Humanos de la empresa.
«De cara al cliente externo, fortalecimos las consignas ‘buscamos el bienestar de las personas’ y ‘el cliente en centro’. Nos enfocamos en su acercamiento, atendiendo sus necesidades en esta situación que de por sí es difícil», completó Silvana Fucci, gerenta de Marketing.
Los premios EIKON fueron creados en 1998 por la Revista Imagen con el objetivo de destacar y difundir la labor de los profesionales dedicados a la comunicación. Este medio cada año designa un jurado de profesionales respetados por sus pares, cuyos nombres no son conocidos por los participantes. Además, garantiza que cada trabajo sea evaluado como mínimo por tres especialistas para lograr la mejor equidad posible.
La draga de inyección por agua, DN28, será la encargada de iniciar las tareas de dragado de apertura del riacho para que una vez que se alcancen las profundidades adecuadas quede listo el camino para que ingrese y complete la obra la draga de succión por arrastre, Alvar Núñez Cabeza de Vaca. Ambos buques cuentan con tripulación argentina, y operan bajo estrictos protocolos de seguridad.
El objetivo es mejorar los servicios del puerto a través de la apertura de un canal de 60 metros de solera y 10 pies de profundidad más 2 pies de revancha, a los que se suma el balizamiento y mantenimiento del riacho.
En la recorrida asistida por la Prefectura Naval Argentina el mandatario indicó que el riacho siempre presenta dificultades que se originan por las bajantes del río Paraná, que a su vez traen consecuencias en la operatividad del puerto de Barranqueras. Es así que adquiere mucha importancia la ejecución de las obras que se llevarán adelante y que son financiadas a través de la tasa de dragado que la pagan los propios usuarios del sistema.
«Haremos competitivo al Puerto de Barranqueras dotándolo de mayor tecnología e infraestructura edilicia”, aseguró Capitanich, proyectando que para el 2021 los puertos Barranqueras y Las Palmas integren, junto al sistema ferroviario Belgrano Cargas y el sistema vial, un transporte logístico multimodal.
«El 2021 es el año que aspiramos a tener dos puertos competitivos. Será claramente el despliegue más importante que pueda tener nuestra provincia y la región, porque pretendemos ser el nodo logístico del norte argentino; es una misión extraordinaria”, apuntaló el gobernador.
Desde hace 25 años Jan de Nul realiza obras en la Hidrovía Paraná-Paraguay, contribuyendo al desarrollo federal de la Argentina, por este motivo el inicio de esta obra permite seguir extendiendo y profundizando esta gran vía navegable que integrará el noreste argentino, hasta Paraguay.
El Gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, firmó el decreto Nº 622/20 que le otorga a High Luck Group Limited, la concesión de explotación sobre el lote Los Blancos, ubicado en el departamento de Rivadavia, por el plazo de 25 años contados a partir de la emisión del decreto. Esta fue una gran noticia para el sector, ya que desde hace 13 años se realizan trabajos de exploración en forma ininterrumpida en el área y, finalmente, el yacimiento adquirió su status de área de explotación.
Pablo Cavalleri, gerente de operaciones de High Luck Group expresó: “estamos muy contentos y orgullosos de los resultados logrados por el equipo de trabajo que integra la compañía, que sin lugar a duda contribuirá positivamente al beneficio de la provincia de Salta y sus habitantes. En ese sentido queremos agradecer a las autoridades provinciales de Salta, sobre todo al gobernador Gustavo Sáenz, por la firma del permiso de explotación de Los Blancos. También a la comunidad vecina, que en un gran esfuerzo conjunto colaboró para hacer posible esta realidad; y a Pampa Energía por el soporte y apoyo durante todo este tiempo para el desarrollo del área. Consideramos que el descubrimiento del yacimiento y la actual emisión del permiso de explotación conforman una importante noticia, no solo para High Luck Group Limited, sino para la provincia en su conjunto”.
Este proceso se inició en 2007, cuando en la primera ronda licitatoria provincial de áreas petroleras se adjudicó a Petrobras Argentina el permiso de exploración por 3 años de operación. Desde el inicio de las operaciones de High Luck Group Limited en 2015 se ejecutaron importantes actividades y obras de infraestructura en cumplimiento de normativas locales y aplicando los más elevados estándares ambientales y operativos internacionales.
Esto último se refleja en el hecho de no haber registrado accidentes ambientales ni de seguridad, habiendo mantenido los niveles de incidentes leves por debajo de los promedios estadísticos internacionales, y logrando así la validación por parte de diferentes entes provinciales del cumplimiento estricto de las normativas vigentes, tanto ambientales como operativas. Entre las actividades anteriormente mencionadas se destacan la perforación de dos pozos petroleros descubridores, la construcción de caminos internos del yacimiento, mejoras ambientales, de seguridad, y una nueva planta de tratamiento de crudo, todo de acuerdo con un ordenado plan de trabajo que permitió la contratación de más de 230 personas de manera directa e indirecta, impactando de manera muy positiva en la zona de influencia de las operaciones de la compañía.
Atendiendo a la importancia de su rol en la comunidad, la compañía mantiene al día de hoy diversos programas de Responsabilidad Social Empresaria, centrados en el empleo local, mediante bolsa de trabajo en el área de influencia directa, en el apoyo a instituciones locales, programas de educación y capacitación, como así también planes de fortalecimiento a micro emprendedores.
“El descubrimiento de este nuevo reservorio productivo en el noroeste argentino, ineludiblemente ampliará el espectro exploratorio y de desarrollo, no solo de la provincia de Salta, sino de la cuenca toda. Esta decisión demuestra que las acciones conjuntas llevadas adelante por el sector privado con el apoyo del sector público y gubernamental indefectiblemente conducen a objetivos positivos”, afirmó Cavalleri.
Historia del Descubrimiento
En 2007, luego de otorgado el permiso de exploración por 3 años a la empresa Petrobras Argentina, se iniciaron una serie de trabajos exploratorios, entre los cuales se encuentran actividades aerogravimétricas y magnetométricas, reproceso de sísmica 2D previamente registrada y registración sísmica 3D. Tres años más tarde, Petrobras plantea la perforación del pozo PBE.St.LB.x-1001, el cual se perfora en 2011 y debe ser abandonado por razones técnicas. Durante las tareas de abandono, se evidenció en superficie la presencia de hidrocarburos, sin poder determinar su procedencia.
High Luck Group Limited toma el control operativo del área Chirete en 2015, a través de un “farm-in” establecido con Petrobras (PESA), e inicia un programa de trabajos intensivos para ejecutar el mismo año la perforación del HLG.St.LB.x-1002, con resultados altamente positivos, comprobándose el descubrimiento de petróleo liviano asociado a rocas cuarcíticas naturalmente fracturadas de la Formación Las Breñas. Esto confirmó, además, el descubrimiento de un nuevo Sistema Petrolero en la cuenca Cretácica del Noroeste Argentino, denominado Yacoraite – Las Breñas.
Posteriormente a la perforación del pozo descubridor, se puso en marcha un intensivo plan de estudios tendientes a profundizar el grado de conocimiento del yacimiento, los cuales concluyeron en 2016 con la propuesta de perforación del segundo pozo, denominado HLG.St.LB.x-2001. En 2018 se iniciaron los trabajos de campo y gabinete para materializar la perforación del pozo propuesto los cuales finalizaron a mediados de ese año.
Ese mismo año se inició la perforación del pozo mencionado con equipo de perforación HL-01 (propiedad de la compañía). En noviembre de 2018, luego de perforar algunos metros dentro del reservorio objetivo, se manifestó una importante cantidad de petróleo líquido y gas en superficie. Luego de culminar la etapa de terminación de pozo, se realizaron ensayos de pozo por surgencia natural que determinaron y confirmaron la productividad del pozo y yacimiento. Esto desencadenó el inicio de la etapa de construcción de instalaciones de producción y mejoras en las condiciones de accesibilidad vial en el yacimiento que culminaron en noviembre de 2019 y permitió, desde ese momento, iniciar la etapa de producción efectiva del Yacimiento Los Blancos.
El gobierno de Sergio Uñac ingresó esta semana a la Cámara de Diputados de la provincia de San Juan un proyecto para hacer modificaciones a la Ley de Regalías Mineras, vigente desde 2002. La intención del gobernador es implementar una batería de medidas que modifican los destinos del pago de las regalías que realizan las compañías que tienen proyectos en la provincia. La principal medida para el sector privado es el descuento de las regalías mineras a las empresas que inviertan en infraestructura pública, sobre todo en obras energéticas y viales. En estos momentos el proyecto ya tiene estado parlamentario y está en comisión de Diputados.
La iniciativa es impulsada en el marco del Acuerdo San Juan, una mesa de diálogo de distintos sectores que lanzó Uñac para superar la crisis de la pandemia por el Covid-19. Desde la gobernación afirman que la iniciativa tiene consenso en las empresas y los municipios mineros de la provincia.
El gobernador Uñac señaló el miércoles pasado en un evento virtual organizado por Panorama Minero que “se va a ir descontando la infraestructura energética y vial de las regalías que las empresas nos tengan que pagar”.
Modificación de un decreto de Gioja
Otro punto clave en el proyecto de modificación de la Ley de Regalías Mineras de Uñac tiene que ver con la prohibición de que los fondos que pagan las empresas vayan los gastos corrientes de los municipios. Es decir, que las regalías no se utilicen para pago de sueldos y los fondos vayan a obras del industrial, turístico y productivo, según explicó el gobernador.
Para esto, Uñac tiene que derogar mediante vía legislativa un artículo de 2007, cuando José Luis Gioja era gobernador, que habilitó que las regalías puedan destinarse a gastos corrientes. San Juan recibe como regalías el 3% “sobre el valor del mineral en boca de mina”, afirma la norma. De ese monto, el 33% va dirigido a los municipios donde están emplazados los proyectos.
Otra modificación del texto que ingresó a la Legislatura provincial tiene que ver con que el 10% de las regalías que recibe el Ministerio de Minería de San Juan se destine al sistema provincial de innovación y desarrollo de la economía del conocimiento. Además, prevé la creación de un fideicomiso para impulsar actividades no metalíferas como el sector de la cal y el mármol.
La Organización Techint distinguió a más de 1250 alumnos con desempeño académico de excelencia tanto de escuelas secundarias -de 17 comunidades de 8 provincias del país en las que las empresas de la Organización tienen presencia- como universitarios de 18 universidades de 8 provincias del país. En el evento participaron de modo virtual todos los alumnos y sus familias y directivos de las escuelas.
En forma presencial, en la Escuela Técnica Roberto Rocca, de Campana, estuvieron Paolo Rocca, presidente de Organización Techint; Mateo Salvatto, creador de ¡Háblalo!, la app que ayuda a personas con discapacidad en el habla, y Valentina Avetta, ex becaria del programa y Diego Golombek, Director Ejecutivo del Instituto Nacional de Educación Técnológica (INET) del Ministerio de Educación, vía zoom.
En el acto, Rocca reconoció la dedicación y la constancia de los alumnos premiados: “Obtener las becas ha sido complejo para cada uno de ustedes, requirió renuncias, sacrificios, esfuerzos, pero quiero felicitarlos y que se sientan orgullosos de lo que han logrado”, afirmó.
Por su parte, Golombek sostuvo: “La educación técnica es fundamental, y es lo que nos permite pensar que hay un futuro en el desarrollo productivo. Una beca significa que alguien te está mirando y valora lo que hacés. Si estamos de acuerdo en que la única salida es el desarrollo productivo, necesitamos más y mejores técnicos y técnicas. Hay un montón de pibes y pibas que están haciendo cosas increíbles y hay que reconocerlos y decirles: vayan por acá que están haciendo las cosas bien”.
Los programas de becas, que incluyeron a 1022 estudiantes secundarios y a 240 universitarios, implicaron una inversión anual de más de 67 millones de pesos. Las becas consisten en una entrega de dinero tanto en el caso de los estudiantes secundarios como en el de los universitarios, para acompañarlos en sus estudios. En las becas secundarias se trata de un monto total de $36.000 anuales, mientras que para los estudiantes universitarios es un monto promedio de $128.000.
“Techint se ha construido en esta visión de que reconoce el esfuerzo individual y la capacidad de desarrollar los talentos. Cada uno de nosotros tiene su talento, el tema es identificarlo, entenderlo, cualquiera que sea, en la mecánica, en la matemática, la música, el diseño, la ingeniería. Esto es lo que da sentido a la vida. Es una característica fundacional de la Organización Techint y viene de la cultura y de la visión que tuvo mi abuelo cuando creó la empresa”, dijo Rocca.
El secretario de Energía, Darío Martínez, fue nombrado formalmente en su cargo el 25 de septiembre y el 15 de octubre se oficializó la nueva estructura del área con cuatro subsecretarías. Sin embargo, aún resta anunciar a los funcionarios que ocuparán esos cargos. EconoJournal confirmó que Federico Basualdo asumirá en Energía Eléctrica, Maggie Videla Oporto en Hidrocarburos, Javier Papa en Planeamiento Estratégico y Santiago Yanotti en Coordinación Institucional.
Subsecretaria de Energía Eléctrica. El cargo está ocupado actualmente por el misionero Osvaldo Arrúa, quien nunca terminó de afianzarse en el cargo, pasó la cuarentena en Posadas y tiene el boleto picado desde que Sergio Lanziani fue eyectado de la secretaría de Energía. Martínez pensó inicialmente en reemplazarlo con Santiago Yanotti, un abogado cercano al gobernador tucumano Juan Manzur. Sin embargo, el kirchnerismo dejó en claro puertas adentro hace ya varias semanas que esa silla será para ellos y desde ese momento quedó claro que asumiría Federico Basualdo, hombre de confianza de Máximo Kirchner y actual interventor del Ente Nacional de Energía Eléctrica (ENRE).
Subsecretaría de Hidrocarburos. Apenas desembarcó, Martínez le pidió a Nilda Minutti, ex gerente de Comercialización de Hidrocarburos de Enarsa, que se interioriza sobre la situación de la subsecretaría, pero desde el vamos se dejó en claro que no asumiría ningún cargo. Al comienzo, Juan José Carbajales estaba con un pie afuera, pero las semanas fueron pasando sin que emergiera un candidato claro para reemplazarlo y pareció que finalmente iba a continuar. Sin embargo, en las últimas horas fuentes oficiales confirmaron a EconoJournal que el cargo será ocupado por Maggie Videla Oporto, una ingeniera química egresada de la Universidad de San Juan.
Subsecretario de Planeamiento Energética. Lanziani puso allí al ex INVAP, Juan Pablo Ordoñez, quien pasó la cuarentena en Bariloche, y en los hechos está fuera del cargo desde que el misionero dejó su cargo. Tal como anticipó EconoJournal, quien aparece con mayores posibilidades para asumir en ese puesto es Javier Papa, un economista especializado en desarrollo industrial, pero sin experiencia puntual en el sector energético, que responde al ministro de Economía, Martín Guzmán, de quien depende la secretaría de Energía desde que salió del ámbito de Desarrollo Productivo.
Subsecretaría de Coordinación Institucional. Luego de que el kirchnerismo dejó en claro que nombrará al subsecretario de Energía Eléctrica, Martínez decidió que Santiago Yanotti desembarque en esta subsecretaria de Coordinación Institucional, que articulará con la subsecretaría de Energía. De hecho, Yanotti ya trabaja en un plan para segmentar tarifas a partir del año próximo, tarea en la que ha venido trabajando junto con la Anses.
Existe cierta unanimidad entre los especialistas internacionales en considerar que el hidrógeno verde será el combustible limpio dominante del futuro. El gobierno de Chile ha tomado real conciencia de esa certeza y desde hace varios años viene desarrollando una agresiva política en favor de las energías renovables, el factor que hace posible que el hidrógeno sea una fuente de energía limpia.
Para generar hidrógeno limpio se requiere de grandes cantidades de energía eólica (u otra fuente renovable), un recurso natural que abunda en el país trasandino, ya que cuenta con un potencial de entre 50 y 80 veces de toda su capacidad eléctrica instalada. De hecho, de acuerdo al reporte Climatescope que elabora la agencia Bloomberg, Chile es el país latinoamericano más atractivo para invertir en energías limpias y se ubica en el segundo lugar entre los emergentes, detrás de India. De acuerdo a dicho informe, “Chile es el único mercado emergente donde el gobierno y los servicios públicos han hecho serios compromisos para eliminar la generación de carbón”.
Estratégico
Estas particularidades han llevado a la Agencia Internacional de Energía a estimar que Chile podría llegar a producir 160 millones de toneladas anuales de hidrógeno verde, con lo cual no solo podría abastecerse internamente sino convertirse en un gran exportador de este recurso energético.
Según recientes declaraciones del Jefe de la Unidad de Tecnologías de Transición del Ministerio de Energía de Chile, Benjamín Maluenda, en la región de Magallanes “se pueden producir “casi 10 millones de toneladas de hidrógeno verde al año: un potencial de 5 Chiles sólo en una región”.
«En Chile, de acuerdo a nuestros estudios, se espera para 2030 poder producir hidrógeno verde a menos de 2 dólares por kilogramo. Esto lo hace competitivo contra el uso de diésel en transporte incluso sin impuestos al carbono«, declaró el ministro de Energía de Chile, Juan Carlos Jobet, a Expansión.
La demanda de hidrógeno como fuente energética está constante crecimiento. Se estima que para 2030, Europa, EE.UU., China, Japón y Corea van a contar con 2,7 millones de autos particulares eléctricos a hidrógeno, que demandarán un consumo de 710.000 toneladas anuales de hidrógeno. El 40% de esa demanda sería producida por esos países, en tanto que al 60% restante tendrían que exportarla. Esto abre una gran puerta para los países que presentan condiciones de producir este tipo de hidrógeno y Chile aparece decidido a satisfacer ese mercado.
En la actualidad, las energías renovables representan el 18, 2% de la matriz energética chilena. A su vez, el país importa anualmente u$s 8.000 millones en combustibles fósiles. Por lo tanto, el enorme potencial con el que cuenta en energías renovables no sólo le generará un gran beneficio ambiental sino que además provocaría un cambio sustancial en su balanza comercial.
¿Y en Argentina?
Nuestro país también cuenta con excelentes condiciones naturales para desarrollar nitrógeno a partir de las energías renovables. Pero lo cierto es que hasta el momento no se han llevado adelante políticas públicas que impulsen su desarrollo. El proyecto más importante hasta el momento lo viene desarrollando la empresa Hychico, en Comodoro Rivadavia. Allí montó primero un parque eólico de 6,3MW de potencia y luego construyó una planta de producción de producción de hidrógeno, que cuenta con dos electrolizadores con una capacidad total de 120 Nm3/h de hidrógeno y 60 Nm3/h de oxígeno. El objetivo de Hychico es convertirse en exportador de hidrógeno verde.
De acuerdo a estimaciones hecha por la empresa, en Argentina haría falta invertir u$s 12.000 millones entre parques eólicos, plantas de producción de hidrógeno y plantas de licuefacción para producir 430.000 toneladas anuales de hidrógeno, que es lo que se estima que demandarán los países más desarrollados en los próximos 10 años. Teniendo en cuenta que el precio del hidrógeno es de u$s 5 por kilo, al país le ingresarían u$s 1.500 millones en concepto de exportaciones. Un horizonte al que por el momento Chile parece estar mucho más cerca que la Argentina.
La Asociación Semilleros Argentinos (ASA) realizó el encuentro virtual «Energía semillera» para la inauguración a distancia de la Central de Biogás de la empresaSeeds Energy en Venado Tuerto, que aportará 2 MW de potencia eléctrica limpia a la red, lo que significa un 5% de lo que consume esta ciudad, y alrededor de 40.000 toneladas/año de bio fertilizantes.
Participaron el gobernador de Santa Fe, Omar Perotti; el ministro de Agricultura, Ganadería y Pesca, Luis Basterra; el secretario de Agricultura de Nación, Julián Echazarreta, y el secretario de Relaciones Económicas Internacionales de Nación, Jorge Neme. También estuvieron el senador Adolfo Rodríguez Saá, la senadora María de los Ángeles Sacnun; el senador Roberto Mirabella, el Intendente de Venado Tuerto, Leonel Chiarella; el presidente de INASE, Joaquín Serrano; y la presidenta de INTA, Susana Mirassou, entre otras autoridades nacionales y provinciales, representantes sindicales, instituciones del sector y productores.
La planta de biogás de Venado Tuerto participó de la Ronda 2 del programa Renovar, donde fue adjudicada para construir la planta, que demandó 11 millones de dólares. Tiene una capacidad de tratar anualmente más de 18.000 toneladas de biomasa begetal (chala y marlo). Seeds Energy planea ampliar la planta de Venado Tuerto en 1,2 MW de potencia para el año que viene.
En la apertura del encuentro, la presidenta de ASA Lorena Basso, y el director ejecutivo Alfredo Paseyro, agradecieron a los presentes y remarcaron la importancia del evento. “La semilla libera energía desde su germinación y ahora hasta el residuo de su cosecha, realmente nos sentimos muy orgullosos desde ASA”, indicó Paseyro.
“Estamos comprometidos con las energías renovables, el cuidado del medioambiente, la sustentabilidad y con pasión por emprender nuevos desafíos”, explicó el presidente de Seeds Energy, Andreas Keller Sarmiento.
Voces del evento
A su turno, el gobernador Perotti afirmó que “esta complementación que se ha dado entre todos los actores es un fiel reflejo de lo que podemos hacer y lo que debemos hacer aún en momentos difíciles”. “Gracias a todos por acompañar este emprendimiento”, agregó.
“Este nuevo emprendimiento sin duda se pone en un lugar de vanguardia. Felicitaciones a Seeds Energy por esto tan trascendente, que significa demostrar la sostenibilidad de la producción desde el primero hasta el último de los eslabones que comprende la actividad”, manifestó el ministro Basterra.
Además, Julián Echazarreta destacó “la iniciativa que se enmarca en una matriz de producción nueva y eficiente. Quiero felicitar a este grupo de empresarios argentinos que apuesta al desarrollo de negocios sustentables”.
Por su parte, Jorge Neme celebró la inauguración a la vez que señaló que “hay un enorme territorio para que multipliquen este tipo de emprendimientos y estamos dispuestos a apoyar con todas las fuerzas estas iniciativas”, concluyó.
“Un gran presidente en la Argentina nos enseñó que gobernar es crear trabajo y este trabajo que crea el complejo agroindustrial, los semilleros y los avances científicos y tecnológicos elaborando, desde los residuos y desechos, energía y fertilizantes, es maravilloso. Es la economía circular a la que muchos se han referido y que significa, además, un mejoramiento en la lucha por el medioambiente”, dijo Adolfo Rodríguez Saá.
“Con el INASE venimos trabajando, acompañando permanentemente a la industria semillera nacional y nos es muy grato sentirnos parte de esta innovación, en este caso la zona núcleo productiva del país”, afirmó Joaquín Serrano.
El intendente Leonel Chiarella manifestó que “el proyecto de generación de energía a partir de la utilización de recursos biomásicos muestra claramente lo que tenemos que hacer y cuál es la clave para lograr avances, que es la articulación entre todos los niveles del Estado, las instituciones y el sector privado”. “Estamos muy contentos de que esto pueda ser posible”, agregó. A su vez, la senadora María de los Ángeles Sacnun señaló que “esta sinergia positiva que se construye en la alianza público privada es fundamental”. “La importancia de políticas de Estado que trasciendan los gobiernos es en lo que las argentinas y los argentinos debemos trabajar”, analizó.
La comisión de Minería, Energía y Combustibles del Senado tratará este jueves tres proyectos de ley que buscan prorrogar el esquema actual de biocombustibles por hasta 15 años. La reunión está agendada para las 13 horas y generó polémica entre las petroleras, las cuales aseguran que no fueron convocadas para dar su opinión sobre una iniciativa que cuestionan. “Invitaron a las productoras de biocombustibles, pero dejaron afuera a los fabricantes de vehículos y a nosotros, que también queremos hablar”, señalaron a Econojournal desde una compañía de hidrocarburos. En la secretaría de Energía y el Ministerio de Economía esta tarde tampoco estaban al tanto de la movida.
Intereses en conflicto
Las petroleras sostienen que no puede prorrogarse prácticamente sin debate un régimen que otorgó cuantiosos beneficios fiscales para la construcción de plantas productoras de biocombustibles y les aseguró un mercado cautivo y exenciones impositivas.
A la controversia por el beneficio económico afrontado por el Estado para subsidiar a empresas como Bunge, Aceitera General Deheza y Vicentin, se suman también cuestionamientos por la calidad de un producto. “Genera innumerables problemas de distinta índole en los motores de los vehículos, principalmente los que utilizan diésel”, afirman.
Las compañías de hidrocarburos afirman que el incentivo que reciben las productoras de biocombustibles genera una oferta cartelizada, con un mercado cautivo y precio garantizado. “El precio al consumidor termina siendo mayor, ya que el costo en puerta de refinería del combustible fósil es menor al del biocombustible”, remarcan.
“El Estado no percibe divisas por exportaciones de maíz, soja y sus derivados, que se podrían exportar, y deja de recaudar los impuestos no cobrados a la venta del combustible. En 15 años el esquema de promoción impositiva actual tuvo un débito fiscal de 6000 millones de dólares (por menor recaudación de impuestos) y una pérdida de divisas de 1400 millones de dólares por aceite de soja y maíz que podría haberse exportado y terminó volcándose al mercado interno”, agregan.
Los productores de biocombustibles afirman, en cambio, que el régimen permitió la creación de empleos calificados directos e indirectos en doce provincias, aumentó la tecnologización industrial, generó un flujo positivo de divisas y permitió reducir la utilización de los combustibles tradicionales, lo cual se traduce en un ahorro en materia de emisiones de gases de efecto invernadero.
Desde la sanción del régimen, la producción de biodiesel pasó de unas 700 mil toneladas en 2008, destinadas prácticamente en su totalidad a la exportación, a 2,8 millones de toneladas en el pico de 2017, de las cuales la exportación significó el 57 por ciento.
Argentina es el principal exportador de biodiesel y entre los cinco primeros productores. En el caso del bioetanol, la producción pasó de cero a 1,1 millón de metros cúbicos en la última década, destinado en su totalidad al mercado interno.
“Siendo nuestro país uno de los mayores productores y exportadores de biodiesel, transcurrido un tiempo significativo desde el nacimiento de la industria resulta contradictorio que el producto de exportación satisfaga exigentes normas internacionales mientras que el disponible para mezcla local no alcance, en muchos casos, a cumplir sostenidamente la normativa vigente”, le escribieron en septiembre del año pasado a la secretaría de Energía las empresas que comercializan combustibles en el país, con YPF a la cabeza.
“Las pérdidas para las arcas públicas no solo se encuentran en las exenciones impositivas de los biocombustibles desde hace 14 años, sino en impuestos que el país dejó de recibir por exportaciones de esos productos que pudieron haberse hecho en calidad de biocombustibles o inclusive aceites o harinas”, señaló Víctor Bronstein, director del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (Ceepys).
“En 15 años el esquema de promoción impositiva actual tuvo un débito fiscal de 6000 millones de dólares por menor recaudación de impuestos y una pérdida de divisas de 1400 millones de dólares por aceite de soja y maíz que podría haberse exportado y terminó volcándose al mercado interno”, agregó Bronstein.
Qué son los biocombustibles
Son combustibles elaborados a partir de materias primas vegetales. Con caña de azúcar o granos de maíz se produce bioetanol, que se puede mezclar con nafta y usar en el motor de un auto. Con aceite de soja se produce biodiesel, que se puede mezclar con gas oil y usar en un motor diesel.
Argentina tiene uno de los porcentajes de mezcla más altos del mundo, 10% en naftas y 12% en gas oil, solo superado por Brasil y Paraguay en etanol (25%) para las naftas e Indonesia y la India en Biodiesel (20%) para el gas oil.
Qué dice la ley actual
En 2007 se promulgó la ley 26093, que dispuso la mezcla de biocombustibles en los combustibles fósiles y otorgó incentivos fiscales a la producción de biocombustibles. En aquella época, en un contexto de altos precios internacionales de petróleo, había además un beneficio económico sobre el precio final del combustible al utilizarse otro producto (biocombustible) de menor valor al tradicional de origen fósil. Al poco tiempo, ese beneficio económico, a partir de la baja del precio del petróleo y el alza de los productos agropecuarios, se revirtió.
La ley 26.093 dio hasta el año 2021 beneficios fiscales a proyectos de construcción de nuevas plantas, les aseguró un mercado cautivo y un precio fijado por el Estado. Asimismo, el biocombustible agregado a la nafta y al gas oil no paga el impuesto a los combustibles y al dióxido de carbono. Solo quienes se dediquen a la actividad agropecuaria pueden producir biocombustibles, y únicamente se permite la importación si no hay suficiente producción local.
Las petroleras remarcan que están obligadas a comprar biocombustible a los productores locales, mezclarlo en sus productos y distribuir y comercializar la mezcla; con lo cual el productor de biocombustible no tiene costo de distribución y comercialización, ni tiene que operar y mantener una red de estaciones de servicio para su actividad.
Quiénes producen biocombustibles
Los mayores productores de bioetanol a partir de caña son los grandes ingenios del NOA: Ledesma, Tabacal (Seaboard) y La Florida (grupo Los Balcanes), y otros más chicos como ingenio Leales (del grupo Budeger, controlante del ingenio La Esperanza), Bio Atar (grupo Luque), Santa Rosa, La Trinidad, entre otros.
Los mayores productores de bioetanol a partir de maíz son Diaser (flia. Diaser), Promaiz (Grupo Aceitera Gral. Deheza y Bunge) y Vicentín. Y entre los más pequeños: Maiz Energía, ACA BIO (de ACA Asociación Cooperativas Argentinas), entre otros. Están ubicados principalmente en Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires.
Por otra parte, los mayores productores de biodiesel se dedican únicamente a la exportación y no están en el régimen de promoción: Cargill, COFCO, Molinos, Renova (sociedad de Glencore y Vicentín). Para el mercado local producen Explora (grupo Endriven), Unitec BIO (Corporación América), Patagonia Bioenergía (Vicentín y otros), Aripar, Biobahia y Bioramallo (Grupo Bojanich), Cremer (empresa alemana) y algunas pymes como BH Biocombustibles y Soy energy.
El sector de bioetanol genera unos 500 puestos de trabajo; y la producción de biodiesel, unos 2000.
El proyecto minero Josemaria, ubicado en el norte de la provincia de San Juan, superó el estudio de factibilidad económica y podría comenzar a mediados de 2021 la etapa de construcción. En febrero del año que viene presentará el estudio de impacto ambiental. La empresa Josemaría Resources, una subsidiaria del grupo canadiense Lundin, está a cargo del proyecto y realizará una inversión de 3.000 millones de dólares, donde se incluye la construcción de un tendido de alta tensión que alimentará con energía las obras. Se trata de uno de los proyectos mineros más grandes del país, donde se planea extraer cobre, oro y plata.
Alfredo Vitaller, gerente General de Josemaria Resources, señaló ayer en un webinar organizado por la Cámara Minera de San Juan que “en el estudio de factibilidad analizamos los aspectos técnicos y económicos y el resultado es que es un proyecto robusto. Esto es un paso muy importante, pero tenemos que seguir avanzando”.
El proyecto transportará la producción para la exportación desde la mina mediante camiones hasta la localidad de Albardon (al norte de San Juan capital). Luego, la carga irá por tren de la línea Belgrano Cargas hasta el puerto de Rosario. Finalmente, la producción no se llevará a Chile, como estaba planificado en un principio. Según informó la compañía, la planta procesará “152.000 toneladas de material por día durante una vida útil de la mina de 19 años, lo que arroja una producción de metal anual promedio de 136.000 toneladas de cobre, 231.000 onzas de oro y 1.164.000 onzas de plata”.
Obra energética y camino nuevo
Josemaría prevé la construcción de una línea de alta tensión de 220 kv y dos subestaciones eléctricas que demandará una inversión aproximada de 120 millones de dólares. Las obras comenzarán en el tercer trimestre del año que viene y durarán dos años. El trazado del tendido eléctrico tendrá una extensión de alrededor de 250 kilómetros e irá acompañando el recorrido de un camino nuevo, que también construirá la minera canadiense para que se pueda acceder a las instalaciones de la mina desde San Juan. La ruta nueva implicará una inversión de 140 millones de dólares. Hoy se accede al lugar desde La Rioja.
“Pensamos sumar energía solar y cumplir con todos los requerimientos legales relacionados con el abastecimiento de energías renovables. Estamos trabajando con el EPRE (Ente Provincial Regulador de la Electricidad) para sumar algún proyecto de energía solar que hay en esa zona”, explicó a Econojournal Alfredo Vitaller, que en se reunión con el presidente Alberto Fernández en enero para conversar sobre el futuro del proyecto.
Plazos de las obras
-Josemaria Resources tiene estipulado comenzar en el tercer trimestre de 2021 la construcción de las obras de infraestructura (tendido eléctrico y caminos).
-La etapa de construcción de la mina y la planta de procesamiento demandará cuatro años y necesitará de alrededor de 4.000 trabajadores.
-A fines de 2025 podría comenzar la etapa de producción, que contará con 900 empleados.
-Según el estudio de factibilidad, los primeros cuatro años de producción de Josemaría serán para repagar la inversión.
El director ejecutivo de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), Ignacio Barrios Arrechea, se reunió con el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez.
Durante el encuentro se discutieron diferentes asuntos relacionados con el Sistema Energético Nacional, sobre el funcionamiento, la operatividad y la capacidad actual de producción de la energía limpia, renovable y sustentable que genera la represa. También se informó al Secretario de Energía sobre los avances que se están produciendo en la obra de Aña Cuá.
“Dentro de muy poco tiempo, estaremos visitando Yacyretá, queremos estar presente en el lugar donde la energía se produce y expresar de esta manera, uno de los lineamientos principales del Presidente de la Nación”, expresó Darío Martínez.
“La idea es ir trabajando para el desarrollo de un sistema energético integrado teniendo en cuenta las necesidades que nos planteen las empresas productoras de energía, por eso fue muy importante el encuentro de hoy”.
La Entidad Binacional Yacyretá es una central hidroeléctrica construida por Argentina y Paraguay que genera energía renovable a gran escala, aprovechando el enorme caudal del Río Paraná. Provee de energía eléctrica al 50% de los hogares de Argentina.
El embajador Daniel Scioli mantuvo una serie de actividades en Brasília vinculadas a la integración comercial y energética entre Argentina y Brasil. Fue recibido en el Senado de Brasil por el presidente de la Cámara, Antônio Anastasia, con quien compartió sus impresiones acerca del vínculo entre ambos países y se llevó un compromiso de trabajo en conjunto en varios ámbitos.
Por otra parte, mantuvo un encuentro con Paulo Pedrosa, presidente de la Asociación Brasileña de Grandes Consumidores Industriales de Energía. Pedrosa se mostró interesado en los proyectos de integración energética bilateral, en especial en el mercado del gas.
También realizó una videoconferencia con los directivos de la empresa Unipar, compañía brasileña líder del sector petroquímico. Scioli les agradeció por sus inversiones por 150 millones de dólares en Argentina que generan 1.200 puestos de trabajo, con énfasis en la ciudad de Bahía Blanca; y les pidió redoblar el esfuerzo en sus operaciones argentinas.
Finalmente, mantuvo un encuentro virtual con Fabio Faccio, CEO de Lojas Renner, una de las cadenas comerciales más importantes del Brasil. Durante el encuentro, el embajador remarcó el proyecto de desarrollo de proveedores locales que realizan en Argentina y les solicitó su ampliación cada vez que sea posible.
Puma Energy, la empresa líder en el mercado global de energía, participará por primera vez en la feria de RSE “Viví Sustentabilidad”, que se desarrollará del 19 al 22 de octubre y que, en su 5ta edición, debido a la Covid-19, se llevará a cabo a través de una plataforma virtual.
En esta ocasión, gracias a su formato online, chicos de cada rincón del país intervendrán en las diferentes propuestas donde se abordarán temáticas relacionadas con el cuidado del ambiente, las energías renovables, el reciclado y la alimentación saludable, entre otras. Por su parte, Puma Energy desarrolló un juego interactivo que tiene como fin los conceptos de seguridad vial.
“Puma Energy opera de forma responsable para generar un impacto positivo en la sociedad y en las comunidades vecinas. Nos entusiasma mucho poder participar por primera vez de Viví Sustentabilidad ya que es un escenario idóneo para promover la sustentabilidad y la responsabilidad individual y social entre las niñas y los niños del país. Para nuestra compañía la seguridad, la salud y el medio ambiente son dimensiones fundamentales de nuestras actividades diarias y es muy grato poder apoyar el desarrollo de iniciativas tan oportunas y prioritarias como es esta feria Viví Sustentabilidad”, señalaron al respecto.
Abierta a todo público, esta exposición digital está orientada principalmente a estudiantes y docentes de establecimientos educativos públicos y privados, que además de jugar, aprenderán sobre las distintas temáticas y podrán participar en conferencias y talleres a cargo de especialistas. Podrán ingresar a través de www.vivisustentabilidad.com.ar
De esta manera, Puma Energy ratifica su compromiso con la Argentina y refuerza la importancia de sus programas de RSE orientados a impulsar acciones que fomenten el cuidado del ambiente y el uso responsable de nuestros recursos naturales.
La Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) empleará a partir de mañana un nuevo régimen para las exportaciones de hidrocarburos y metales. En concreto, busca evitar que se realicen triangulaciones de traders (intermediarios) en las ventas al exterior. La resolución general 4837 de la AFIP, publicada hoy en el Boletín Oficial con la firma de su titular Mercedes Marco del Pont, busca que las empresas residentes en el país que realicen ventas al exterior de bienes con cotización no agrícolas registren cada contrato de exportación.
Esta medida estaba prevista en la Ley de Impuesto a las Ganancias. Se había reglamentado para los contratos del sector agrícola, pero faltaba implementarlo para las exportaciones de hidrocarburos y metales.
Con “el registro de los contratos de commodities no agrícolas” el gobierno busca evitar las exportaciones mediante intermediarios con base en otros países, que lo que hacen es adquirir los hidrocarburos y metales a empresas en la Argentina y luego lo revenden a otros mercados extranjeros. Mediante este proceso el fisco pierde recaudación impositiva. El nuevo régimen de la AFIP apunta a impedir esta triangulación comercial y busca, mediante el registro de cada contrato, el cumplimiento impositivo en las exportaciones.
Especificaciones del nuevo régimen especial
La resolución 4837 de la AFIP publicada hoy señala: “los sujetos residentes en el país que realicen destinaciones definitivas de exportación para consumo de bienes con cotización deberán observar las formas, los plazos y las condiciones que se establecen en esta resolución general”.
Los bienes con cotización que hace referencia la resolución están definidos en el decreto 862 de 2019 y son “aquellos productos físicos que poseen o adoptan precios de público y notorio conocimiento negociados en mercados transparentes, bolsas de comercio o similares, nacionales o internacionales, cuando estos precios o índices sean habitualmente utilizados como referencia de mercado por partes independientes para la fijación de precios de comercio internacional de bienes transados en el mercado argentino”.
Los datos que tendrán que especificar cada contrato son:
Fecha de celebración del contrato o cierre de venta.
Datos identificatorios del exportador: nombre y apellido o razón social, domicilio y clave de identificación tributaria, entre otros.
Datos identificatorios del comprador del exterior: nombre y apellido o razón social, tipo societario, domicilio y país de residencia, código de identificación tributaria en el país de radicación, en su caso, etcétera.
Existencia de vinculación, en los términos del artículo 18 de la ley, entre comprador, vendedor, intermediario, destinatario final; o si se encuentran ubicados, radicados, o domiciliados en jurisdicciones no cooperantes o de baja o nula tributación.
Tipo de carga (a granel, embolsado, etcétera).
Tipo de mercadería —producto, partida arancelaria—, calidad, volumen de venta y medio de transporte.
Precio y condición de venta acordados en el contrato (forma de pago, financiación y garantías, etcétera), composición y metodología empleada para su fijación.
Precios y condición de venta tomado como referencia de mercados transparentes, bolsas de comercio o similares, o índices o informes de publicaciones especializadas.
Ajustes sobre el precio de cotización del mercado o dato de referencia adoptado, puntualizando conceptos y montos considerados para la formación de primas o descuentos pactados por sobre la cotización o precio de mercado transparente.
Precio oficial, en caso de contar con éste.
Período pactado para el embarque de la mercadería.
En un nuevo Ciclo de Entrevistas de EconoJournal, Nicolás Arceo (titular de la consultora Energía y Economía), Andrea Confini (secretaria de Energía de Río Negro) y Ezequiel Cufré (titular de la Cámara de Empresarios de Servicios de la Cuenca Golfo San Jorge), destacaron que el Plan Gas 4 lanzado por el Gobierno servirá para revertir el declino de la producción. También coincidieron en que la instrumentación del “barril criollo” no generó ningún aporte positivo a la industria. Con respecto al descongelamiento de las tarifas, Arceo consideró que lo más viable es ingresar en algún esquema de actualización que acompañe a la inflación, hasta que se estabilice la economía. En tanto que Confini señaló que con el congelamiento vigente generó “una situación coyuntural muy difícil para las distribuidoras, sobre todo porque se evidencian cambios en la lógica de pensamiento de la composición de la factura”.
Nicolás Arceo, titular de la consultora Energía y Economía.
Nicolás Arceo consideró que “el Plan Gas es determinante para garantizar el equilibrio externo de la economía argentina en función de un aumento de la oferta de gas a lo largo del próximo año. Si no se tomara ninguna medida estaríamos en una producción de casi 30 millones de metros cúbicos día por debajo del 2019”. Agregó que “si bien el declino de la producción de gas natural es significativo y el faltante del gas ya se empezó a notar en el invierno del 2020, el Plan Gas modificará el panorama sustancialmente”.
Con respecto a la articulación entre el Plan Gas y la Resolución 46, que tiene un año más de vigencia, Arceo indicó que en su momento “se planteó que los productores que estén bajo la resolución 46 puedan ingresar, pero sin cobrar el doble de subsidio. Cuantos menos productores se presenten a la licitación, el nivel de oferta va a ser más bajo y el precio va a estar más cerca del máximo establecido por el gobierno federal. Entonces el objetivo tendría que ser lograr el mayor nivel de oferta en la licitación para bajar el precio”.
Plan Gas
Por su parte, Andrea Confini subrayó que “la recomposición de la producción es el eje fundamental de cualquier ley de incentivo de la actividad hidrocarburífera y es la razón de ser del Plan Gas. Se trata de generar auto-sustentabilidad y capacidad de exportación para posibilitar la entrada de dólares”.
Andrea Confini, secretaria de Energía de Río Negro
En cuanto a la situación particular de Rio Negro, la funcionaria destacó la necesidad de que se respeten los cupos de producción para que la provincia pueda entrar en el Plan y celebró la presencia del Presidente Alberto Fernández en Neuquén para anunciar la medida: “Muchas veces desde Buenos Aires se toman decisiones ligadas a desarrollos regionales, esta vez el presidente decidió acercar la distancia entendiendo que el estar en el lugar de los hechos supone una forma distinta de leer la realidad. Considero que es una señal de federalismo que se transmite desde el gobierno”.
Barril Criollo
Tanto Confini como Cufré dejaron en claro sus cuestionamientos a la implementación del “barril criollo”, establecido por el Gobierno nacional a través del decreto 488. Para la funcionaria rionegrina terminó llevándose adelante “a destiempo”. “Planteamos la necesidad con muchos meses de anticipación, pero la implementación fue difícil. Hoy, como provincia y desde el área de hidrocarburos, estamos judicializando el tema porque hay operadoras que incumplieron con el Decreto 488/20 que fijó en 45 dólares el precio del crudo en el país”, agregó.
En tanto que Cufré fue contundente: “El barril criollo no incrementó un solo equipo de torre. Aunque, por supuesto, es importante que el sector encuentre la fórmula para recomponer los precios relativos de energía y gas. Creo que hay que madurar las propuestas y explorar diferentes soluciones para no quedarse sólo en el reclamo de precio”.
Ezequiel Cufré, Presidente de la Cámara de Empresas de Servicios del Golfo San Jorge
Para Arceo, “Si se consolida una tendencia a la recuperación del Brent y retoma a valores en torno a los 45 dólares, la necesidad de instrumentar un barril criollo para sostener el precio local dejaría de tener la relevancia que tuvo en medio de la contracción de precios internacionales”. Además, “se necesita aumentar el nivel de actividad para recuperar el sendero de crecimiento en los meses previos a la pandemia y así lograr exportar crudo pesado y volúmenes de crudo liviano de la cuenca neuquina”.
Tarifas
Los subsidios al sector energético se elevaron casi en 2 mil millones de dólares como consecuencia del congelamiento tarifario. Arceo explicó que el presupuesto que envió el Ministerio de Economía al Congreso presupone para 2021 el mantenimiento del nivel de subsidios en torno a 1.8 puntos del PBI, igual que en 2020. “El Ministerio plantea un aumento de tarifas en línea con la variación de inflación lo que no permitiría recomponer las tarifas en términos reales, pero sí evitar que se sigan deteriorando. Es una señal positiva pero no arregla el problema porque, dada la inestabilidad económica actual, quizá no es posible acordar una revisión tarifaria de mediano o largo plazo y es más factible ingresar en algún esquema de transición hasta que se estabilice la economía”, consideró.
Confini, por su parte, detalló la situación del sector de energía eléctrica: “Hay que tener en cuenta que dentro de la factura está el valor agregado de distribución, el costo de abastecimiento que es lo que se paga a Cammesa (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) por la compra de energía y los impuestos. Cuando la distribuidora factura, tiene en cuenta el 100 por ciento de lo que vende Cammesa, pero hay un decreto que impide implementar los cortes. Con lo cual, si el usuario no pagó la factura existe igual la obligación de pagarle a Cammesa el 100 por ciento de lo que facturó. De esta forma se produce una situación coyuntural muy difícil para las distribuidoras, sobre todo porque se evidencian cambios en la lógica de pensamiento de la composición de la factura”.
El valor de los campos convencionales
Cufré valoró la rápida reactivación de la Cuenca San Jorge, tras el parate que obligó el aislamiento social, a mediados de marzo. “Sostuvimos una cuota importante de actividad en el período de pandemia debido al trabajo que se llevó adelante desde la mesa de diálogo entre los distintos actores”, afirmó. Añadió que otra de las variables que motivó esa pronta recuperación tuvo que ver con que “tenemos desarrollado un mercado de exportación constante que permite contar con otras variables de ingreso. También las características del petróleo del Golfo, que es pesado y tiene un muy bajo porcentaje de azufre, se están revalorizando a nivel internacional y eso ayuda”.
Asimismo, el presidente de la Cámara de Empresas de Servicios manifestó la necesidad de gestionar todas las variables productivas y no sólo el precio. “Estamos retomando la agenda del ecosistema de costos entendiendo que debe haber una sinergia entre todas las empresas de servicios con el fin de lograr la eficiencia operativa, mejorar las prácticas y maximizar el rendimiento”. Y concluyó: “Tenemos el objetivo de que los proyectos sean eficientes a 35 dólares”.
A YPF le costará unos US$ 259 millones cancelar un contrato de licuefacción de gas firmado con la empresa belga Exmar por la gestión anterior de la petrolera que encabezó Miguel Gutiérrez. La empresa argentina concretó hoy un primer pago de US$ 22 millones a la compañía europea para dejar sin efecto la contratación de la barcaza de licuefacción de gas natura licuado (LNG) rebautizada como Tango FLNG, uno de los proyectos icónicos de la gestión energética del gobierno de Mauricio Macri que, lamentablemente, terminó de la peor manera, con un perjuicio millonario para YPF.
La petrolera que dirige el CEO Sergio Affronti informó hoy de la cancelación anticipada del contrato con Exmar a través de un hecho relevante a la CNV. En cualquier caso, existió por parte de la administración anterior de YPF un evidente error de cálculo en la ponderación del riesgo económico que acarreaba el contrato, que se firmó en 2018 por 10 años con un costo total nominal superior a los US$ 1100 millones, tal como publicó este medio en julio.
La contratación de la barcaza de Exmar fue impulsada por el ex vicepresidente de Gas y Energía de YPF, Marcos Browne, que corrió los economics del proyecto con precios del LNG cercanos a los 10 dólares. La realidad estuvo lejos de esos números. Incluso antes de la pandemia, el precio del LNG había caído por debajo de los 5 dólares y la expansión del Covid-19 no hizo más que agudizar esa caída.
En rojo
El contrato terminó, en la práctica, siendo tan desventajoso para YPF que entre septiembre de 2019 y octubre de este año perdió 145 millones de dólares. “Se facturaron US$ 40 millones cuando se había proyectado recaudar US$ 200 millones por año por la exportación del LNG licuado en la barcaza de Exmar”, explicó una de las fuentes consultadas.
El precio del LNG exportado por YPF promedió los 3,20 dólares por MMBTU; muy por debajo de las necesidades económicas del proyecto, que sólo cierra con márgenes adecuados con un precio de 10,5 dólares por MMBTU. «Se intentó bajar los costos del contrato, pero el problema es que ninguna consultora internacional visualiza que en los próximos dos o tres años el LNG volverá a tener precios de 8 o 9 dólares. No tiene sentido seguir con un contrato que no está claro cuándo será rentable«, explicaron allegados a YPF.
¿Cuál es el acuerdo de salida que terminó cerrando YPF?
Por instrucción de Affronti, YPF aprovechó el colapso internacional provocado por la pandemia para negociar con Exmar una readecuación del contrato. Primero se intentó reducir los costos de licuefacción de Exmar para que el contrato funcione. Pero después de analizar bien los números se llegó a la conclusión de que no había forma de defender la rentabilidad del proyecto. Por eso, se buscó una cancelación del contrato que finalizaba en 2028.
El problema, a esa altura, fue que por como quedó redactado, el contrato no ofrecía a YPF una cláusula de rescisión de bajo costo. La posición de fortaleza quedó para Exmar, que inició un arbitraje en Londres a mediados de año. Los abogados de YPF apostaron, entonces, por negociar un ticket de salida que terminó siendo caro, pero en cualquier caso muy inferior que los US$ 800 millones que la compañía habría perdido en los próximos ocho años si no cancelaba el contrato.
¿Cómo se pagará la cancelación?
YPF acordó pagar US$ 114 millones en concepto de indemnización a Exmar por la cancelación de antemano. Y otros US$ 36 millones por un porcentaje de las facturas que se dejaron de pagar cuando empezó la pandemia. En total, 150 millones de dólares.
Hoy se transfirieron US$ 22 millones en concepto de una primera cuota del acuerdo.
Y los US$ 128 millones se cancelarán en 18 cuotas mensuales de 7 millones de dólares cada uno. Prácticamente lo mismo que pagaba la petrolera por la operativización del contrato.
“El contrato con Exmar pasará a la historia como uno de los peores contratos que firmó YPF. Era lógico armar un proyecto piloto para estudiar como funciona el mercado de LNG, pero no a este costo. El cálculo de mitigación de riesgo fue muy deficiente y sumando el dinero que ya perdió con lo que se acordó pagar, la pérdida para YPF ascenderá US$ 259 millones”, explicó una fuente que siguió de cerca las negociaciones.
Para darle un orden de magnitud a esa cifra: ese dinero alcanzaría, por ejemplo, para perforar y completar unos 30 pozos en el desarrollo de shale gas en Vaca Muerta, que inicialmente —y sólo a modo de cálculo— podrían sumar unos 9 MMm3/día de gas (300.000 m3/día por pozo), la mitad del gas que le faltó al país en julio de este año por la caída de la inversión en los campos gasíferos.
El secretario de Energía, Darío Martínez, participó del Ciclo de Entrevistas de Econojournal. Dio precisiones sobre diversos temas como el nuevo Plan Gas, las tarifas de electricidad y gas, el precio de los combustibles, el esquema del “barril criollo”, los proyectos del programa Renovar, entre otros. Sobre la política energética indicó que “debe analizarse de manera integral porque las decisiones que se toman impacten en la vida de todos los argentinos, por eso me parece que es un gran acierto el del presidente (Alberto Fernández) de trasladar a la Secretaría de Energía al Ministerio de Economía, porque nuestras decisiones afectan la macro”. A continuación, las 10 frases más destacadas del secretario.
Plan Gas
“Además de analizar las propuestas de inversiones, en la Secretaría de Energía vamos a analizar el Valor Agregado Nacional creciente: es decir, año a año las compañías van a tener que hacer más en pesos que lo que venía haciendo en divisas extranjeras”.
“Incorporamos en el Plan Gas un esquema donde se establece una garantía de manera que el inversor sepa que va a poder cobrar este estímulo. Logramos tranquilidad con esta garantía, pero, a cambio, también logramos bajar el precio del gas”.
“Nosotros queremos que todas las empresas productoras participen, cuantas más participen más competitivo va a ser el precio en las licitaciones. De hecho, ponemos como estímulo que el que presenta el menor precio queda en el primer lugar para los contratos de exportación en firme. Con esto buscamos que vaya un poco más abajo el precio”.
“En el esquema, aquel que está en un proceso judicial tiene que renunciar o poner sobre la mesa antes de subsidiarlo. Pero estamos charlando con todos los actores tratando que entren absolutamente todos. Todas las decisiones son para oportunidades para todas las cuentas, el Plan Gas no es sólo para Vaca Muerta«.
Tarifas
“La pandemia nos está dejando herramientas mucho más eficientes de las que teníamos antes, como es el IFE, para individualizar quién la está pasando mal y no puede pagar la tarifa. A esos sectores queremos llegar con un subsidio eficiente, pero no queremos subsidiar a los sectores que sí pueden afrontar las tarifas. Al que pueda pagar más le vamos a cobrar el costo de la tarifa. El Enargas y el Enre tienen todo su derecho para revisar las RTI. Luego hay una decisión de proyecto de país, que haremos a partir del 31 de diciembre».
Distribuidoras
«En cuanto a obras necesarias hemos hablado con las compañías. Tenemos que hablar por la deuda de Cammesa. Tienen que tener voluntad de pago. Estamos trabajando fuerte con la provincia de Buenos Aires para mejorar la situación de los cortes de luz, tenemos un plan a 2 años. Va a haber muchos cortes de luz, si la gente se queda en su casa en el verano por la pandemia, la demanda será muy fuerte».
Combustibles
“Si analizamos el precio de los combustibles desde el punto de vista sectorial hay muchos actores que piden más incrementos, pero debemos tener en cuenta la inflación y cómo es el impacto en la vida de muchísimos argentinos”.
Barril Criollo
“Creo que hay una ventana importante para la exportación de petróleo en los valores razonables en que se recuperó el precio del barril. Hay que tener en cuenta que se bajaron las retenciones, que no es un dato menor”.
Renovables
“Le dimos 20 días a los proyectos que no comenzaron para que den sus explicaciones uno por uno. Son contratos que nos dejan atados en dólares a un valor que no es el más bajo de los que tiene la energía, entonces queremos revisar cada uno y los que no quieran seguir queremos que le dejen el lugar a otro que sí tenga ganas”.
“Las energías renovables es lo que viene, pero no vamos a ir a cualquier costo. Los países desarrollados exigen un costo de la energía renovable que ellos pueden pagar, pero no todos podemos pagar ese costo”.
El encuentro que durará dos días, contará con un nutrido programa de conferencias a cargo de reconocidos líderes del sector y brindará la posibilidad de generar encuentros de negocios, pudiendo agendar reuniones y optimizar su tiempo.
Beneficios de participación:
Agendar reuniones en forma previa al inicio del evento.
Participar de conferencias a cargo de reconocidos oradores.
Reunirse con los líderes y decisores del sector petroquímico y químico.
Tener su propia sala de reuniones o maximizar su exposición a través de un stand.
Visitar Áreas de exposición
“En un año de grandes cambios y desafíos para la humanidad, buscamos reinventarnos y poder brindar un evento que esté a la altura de nuestros miembros.
Innovación y nuevas experiencias son nuestra motivación y deseamos que puedan acompañarnos y disfrutar al máximo los beneficios de este entorno de reuniones virtual” afirma Manuel Díaz, Director Ejecutivo de APLA.
El secretario de Energía Darío Martínez adelantó hoy en diálogo con EconoJournalque el Gobierno está analizando impulsar una inversión de US$ 600 millones para ampliar el sistema de gasoductos troncales. El objetivo, precisó, es ampliar unos 10 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) la capacidad de transporte actual del sistema entre el AMBA y las principales cuencas productoras de gas.
“De esta manera podríamos meter más producción, tener más redes de distribución y sustituir importaciones, sin tener que hacer un nuevo gasoducto”, aseguró el funcionario.
En el Ciclo de Entrevistas organizado por este medio, Martínez señaló que desde su secretaría también están analizando la factibilidad de exportar gas a Brasil para abastecer al sur industrial del vecino país. “Entendemos que ahí hay una posibilidad, dado el declino de Bolivia. Pero como secretario, lo primero que estoy averiguando es ver es por cuántos años nos puede llegar a comprar Brasil y a qué precios, para poder tomar el resto de las decisiones. Esto es, lo que sería la construcción de un gasoducto para poder evacuar gas de Vaca Muerta”, indicó.
Infraestructura
Martínez también destacó que entre los planes de la secretaría está el de encarar un plan de robustecimiento del tendido eléctrico de la región metropolitana, en un plazo de dos años. “Hay que hacer un trabajo muy importante en cuanto a la distribución eléctrica para poder bajar los cortes de la industria. Van a haber muchos el próximo verano y si además la gente se queda en la casa durante la pandemia, eso va a generar una mayor demanda. Al problema grave de los cortes que está teniendo la Argentina en los últimos años se le va a agregar esto. Así que ahí ya estamos trabajando con la provincia de Buenos Aires. Queremos hacer un horizonte de dos años de inversiones en ese sentido para ver si podemos ponerle un final a uno de estos problemas que es de los más comunes todos los veranos”, afirmó.
De todos modos, Martínez aclaró que todos estos planes estarán supeditados a las cuestiones fiscales. “Estamos planteando esto en un momento en que el Presupuesto no alcanza para todo. Pero lo tenemos como un tema prioritario. Ojalá lo podamos poner ya en marcha y sino será para más adelante. Esa solución hay que encararla en un proceso de mediano plazo, sino es imposible. Pero también necesitamos que las obras se hagan y que las distribuidoras cumplan”, remató.
Con una inversión superior a los 26 millones de pesos, la Empresa Distribuidora de Energía Norte (EDEN), perteneciente al Grupo DESA, inauguró la “Nueva Estación Transformadora Chivilcoy II”, que permitirá consolidar de forma directa una mejora en la calidad del servicio para los más de 10.000 usuarios de la ciudad.
La Nueva Estación Transformadora (ET) cuenta con un transformador de potencia de 33/13.2 kV y una capacidad instalada de 7,5 MVA. La obra, se trata de una inversión en apoyo al desarrollo social y económico marcado por el Gobierno de la Provincia, y forma parte del plan de inversiones que DESA viene ejecutando por más de $4.400 millones de pesos, y que redundaron en mejoras sustanciales en la infraestructura eléctrica y en los indicadores de calidad del servicio en sus distintas áreas de concesión.
“La repotenciación del sector eléctrico es una pieza vital para el crecimiento y desarrollo económico y social del país, y hoy estamos orgullosos de poder inaugurar esta obra, que se trata de una mejora concreta en la calidad del servicio”, aseguró Damián Sanfilippo, Gerente General de EDEN.
Además de la inversión, el directivo de la compañía destacó “trabajamos en conjunto con la Provincia y los municipios, como en este caso Chivilcoy, planificando y coordinando todo el trabajo que hace al cuidado y optimización de las redes”, afirmó.
Puntualmente, en la ciudad de Chivilcoy, abastecida por EDEN, la frecuencia en la interrupción del servicio bajó a la mitad en el último año, de 5,84 puntos a 3,23 (septiembre 2019 vs septiembre 2020), es decir una mejora en la calidad de servicio de casi el 100%.
Con respecto a la obra, el Gerente de EDEN Area Chivilcoy, Sergio Mejías, sostuvo que “poner en marcha una obra en el actual contexto nos llena de satisfacción, que es doble; quiero agradecer a todo el equipo que trabajó en esta obra, que beneficiará a toda la comunidad, y que va a permitir realizar reconfiguraciones de la red de Media Tensión para descargar alimentadores que hoy se encuentran abastecidos desde la actual ET”.
La nueva ET cuenta con la vinculación a la red de media tensión de la ciudad. Además, el tendido de 2,5 km de línea aérea de 33 kV y montaje de 1 reconectador de 33 kV para la vinculación de la ET a la red de Subtransmisión EDEN; el tendido de 1.12 km de línea aérea de 13.2 kV y la recalibración de 3,1 km de línea aérea existente, junto con el montaje de 2 reconectadores para conformar 2 nuevos alimentadores que abastecerán a la localidad.
Es una empresa argentina enfocada en el sector energético que llega a más de 1.800.000 usuarios a través de 64.581 km de líneas y emplea a más de 3.300 personas, a través de sus cuatro distribuidoras en la Provincia de Buenos Aires (EDEA, EDELAP, EDEN, EDES) y su distribuidora en la Provincia de Salta, EDESA. En Salta también, a través de su concesionaria ESED, con tecnología fotovoltaica, brinda energía eléctrica a zonas rurales dispersas donde el abastecimiento por red o grupos de generación se ve imposibilitado por su geografía.
DESA gestiona sus empresas con visión a largo plazo y compromiso con el país, aplicando innovación y mejores prácticas orientadas al respeto del medio ambiente, la inserción en la comunidad, la satisfacción de necesidades de servicio de sus usuarios y el desarrollo de sus empleados, con una estructura de capital sostenible.
El gobierno aseguró que buscará garantizar la temporada turística de verano, pero continuará habiendo fuertes restricciones para intentar contener la expansión del coronavirus. Por lo tanto, las empresas del sector eléctrico estiman que en enero y febrero la demanda de energía no disminuirá como suele ocurrir todos los años. “Esperamos que la demanda residencial en el Área Metropolitana de Buenos Aires se ubique entre 20% y 25% por encima del verano pasado, en línea con lo que ocurrió en el invierno a raíz de la cuarentena”, aseguró a EconoJournal un directivo de una compañía del sector. Esta situación le sumará una presión adicional a la red de distribución.
Las empresas afirman que el crecimiento del consumo residencial se verá compensado por la menor demanda de comercios e industrias, afectadas por las restricciones sanitarias y la recesión económica. Eso fue lo que sucedió en el invierno pasado cuando la suba interanual residencial trepó 10% interanual en el segundo trimestre y 8% en el tercer trimestre, medida en MW medios-mes, mientras que la demanda total cayó 5% y 2% respectivamente. En junio el consumo interanual residencial llegó a crecer 16% en todo el país
Es importante aclarar que el consumo residencial es muy sensible a la temperatura y en esta comparación no se contempla esa variable. No obstante, los datos permiten ver la fuerte disparidad entre un consumo hogareño apuntalado por la cuarentena y una actividad productiva jaqueada por la recesión.
Desafíos adicionales en verano
Las distribuidoras pudieron sobrellevar el pico de consumo que se registró en el invierno sin mayores inconvenientes, pero el verano siempre supone una complejidad adicional porque las altas temperaturas recalientan las instalaciones e impiden que los cables se refrigeren de manera adecuada.
Desde las empresas sostienen que frente a una ola de calor, que se extienda durante varios días con temperaturas mínimas que no bajen de los 20 grados, los cortes en el servicio suelen ser inevitables, no solo en Argentina sino también en cualquier otro país del mundo. En este caso, además, el consumo hogareño será sostenido a lo largo del día porque mucha gente que antes pasaba parte del día en la oficina ahora trabaja desde su casa.
De ese modo, las eléctricas buscan dejar en claro que puede haber problemas, pero remarcan que gracias a las inversiones de los últimos años la red se encuentra en mejores condiciones para enfrentar esos momentos extremos.
En CAMMESA saben que las olas de calor son difíciles de gestionar, pero igual les pidieron a Edenor y Edesur que presenten proyecciones sobre cómo podría evolucionar el consumo veraniego en tiempos de pandemia y que detallen sus planes de contingencia para reforzar los corredores que pueden llegar a estar más expuestos.
El fantasma de los cortes de luz preocupa a sectores del gobierno, sobre todo en un contexto de pandemia donde no solo habrá más gente en sus casas sino que, en caso de interrupción en el servicio eléctrico, esa gente no tendrá demasiadas alternativas para enfrentar a la situación.
De hecho, los shoopings operan con restricciones, cines y teatros permanecen cerrados, los espectáculos en vivo están restringidos y ni siquiera se podrá disfrutar del área acondicionado de algún bar para sobrellevar el mal momento porque esos establecimientos solo atienden en la vereda.
Críticas a la gestión
Desde el sector aprovechan también para señalar que la incertidumbre de estos meses en torno a la política energética no ayudó a encarar estos problemas. Sostienen que el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) recomendó la anulación de la Revisión Tarifaria Integral firmada durante el macrismo, pero no avanzó con las compañías en la discusión de un sendero que permita darle previsibilidad al sector en el mediano plazo. “Hoy la RTI sigue vigente y no tenemos idea de qué es lo que quieren hacer. Ya pasaron diez meses desde que están gobernando y siguen sin ofrecer señales claras”, remarcaron a EconoJournal desde una de las compañías
Uno de los principales problemas que enfrenta el gobierno en este punto es la virtual acefalía de la subsecretaría de Energía Eléctrica. Allí el ex secretario de Energía, Sergio Lanziani, había nombrado al misionero Osvaldo Arrúa, quien nunca terminó de desembarcar. Pasó casi toda la cuarentena en Misiones y cuando Lanziani fue desplazado prácticamente se dio por despedido y desapareció definitivamente, aunque hasta hace algunos días todavía no había renunciado.
EconoJournal se contactó con el ENRE para saber si tenían proyecciones propias sobre cómo podría evolucionar la demanda en el verano y si estaban trabajando con las compañías para minimizar los riesgos, pero no obtuvo respuesta del ente regulador.
El secretario de Energía, Darío Martínez, logró destrabar políticamente el lanzamiento del nuevo programa de estímulo a la producción de gas que anunció este jueves el presidente Alberto Fernández desde Neuquén. El funcionario neuquino envió este fin de semana a las principales petroleras el texto final del Decreto que especifica cómo funcionará la iniciativa. EconoJournal accedió en exclusiva a ese texto que se publicará en los próximos días en el Boletín Oficial.
Martínez incluyó —con la anuencia del ministro de Economía, Martín Guzmán— una serie de elementos adicionales para darle un sello propio al programa:
Incorporó un capítulo de compromisos de inversión (anexo F)
También sumó un apartado para fomentar el Valor Agregado Nacional (VAN), que consiste en promover el desarrollo de proveedores locales y de reemplazo de insumos importados por otros de fabricación nacional.
Desagregó el período de duración del programa, que originalmente estaba pensado a cuatro años y ahora será a tres con la posibilidad de extenderlo por un año más (3+1).
Además, redujo —aunque ínfimamente— el precio de estímulo, que se fijó en US$ 3,35 por millón de BTU, que calculado a Valor Presente Neto (VPN) arrojará un precio real cercano a los 3,75 para la cuenca Neuquina durante el primer año (alrededor de US$ 3,45 para la cuenca Austral). Finalmente, casi no hubo diferencia con el precio fijado en un principio, que ascendía a 3,40 dólares. Para que ese recorte casi no se materializara fue clave la posición de YPF, que gestionó hasta último momento la necesidad de establecer un precio competitivo para apalancar su inversión.
Sin cambios sustanciales
El trazo grueso del esquema es el mismo que se había diseñado bajo el paraguas del Ministerio de Desarrollo Productivo por impulso del subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, y el gerente general de Cammesa, Esteban Kiper. En ese punto, Martínez y Guzmán zanjaron la discusión interna dentro del gobierno y optaron por darle continuidad al plan sobre el que se venía trabajando pese a las críticas del interventor del Enargas, Federico Bernal.
El secretario de Energía logró el apoyo de los gobernadores petroleros y convenció a los funcionarios de Economía que, en un principio, se mostraban renuentes a acompañar por el costo fiscal del plan.
Lo que el gobierno parece haber comprendido es que la inacción era el peor escenario porque a) iba a acentuar la tendencia declinante de la producción de gas y b) fiscalmente sería un problema mayor porque habría que cubrir con subsidios del Tesoro la importación de LNG y gasoil que se pagan en dólares, con el consecuente impacto adicional en la balanza de pagos.
Darío Martínez acelera la instrumentación del Plan Gas para reactivar la inversión.
Novedades
A las incorporaciones ya mencionadas, el decreto que envío este fin de semana Darío Martínez a las petroleras suma una serie de puntos para robustecer la confiabilidad del esquema. Entre ellos figuran:
El punto 40 establece que “el Estado Nacional se compromete a crear un sistema de garantía para respaldar el pago del diferencial entre el precio ofertado y el precio en cuadros tarifarios, el que contará con un procedimiento de liquidación basado en los principios de celeridad y eficiencia administrativas”. Era uno de los pedidos de las petroleras para garantizarse el cobro de las compensaciones que prevé el nuevo Plan Gas. En la misma línea, se fijó —al igual que en la resolución 46— un pago provisorio del 75% de los subsidios correspondientes a cada empresa 30 días después de haber inyectado el gas en el sistema.
Con el mismo espíritu se incorporó el punto 99, que establece que si el Estado nacional se atrasa en pago de las compensaciones por un plazo de seis meses, las productoras dejarán de estar obligadas a inyectar los volúmenes de gas comprometidos.
También se acordó con las empresas que en caso de disponer de créditos a cobrar bajo el paraguas del nuevo esquema, esos montos podrán utilizarse como certificados fiscales para cancelar obligaciones impositivas con el Estado. Ese punto, sin embargo, no está incluido en el decreto, pero saldrá vía Ley, según indicaron fuentes privadas a este medio.
En el punto 51 se especificó que “el diferencial entre el precio determinado por la Autoridad de Aplicación y el precio ofertado estará a cargo del Estado nacional en concepto de compensación”. Fue uno de los planteos de las distribuidoras de gas, que pidieron que esté bien tipificado que el gobierno se hará cargo de cubrir la diferencia entre el precio del gas en boca de pozo que se incluya en las tarifas residenciales y el precio promedio del gas que surja de la subasta.
El decreto apunta que la licitación entre productores se realice en noviembre, aunque la mayoría de las petroleras advierte que probablemente esa fecha se extienda hasta diciembre por la multiplicidad de procesos administrativos que resta realizar.
Luego de la presentación del Plan Gas, el secretario de Energía, Darío Martínez, brindó una serie de entrevistas donde dio detalles sobre la iniciativa y además aprovechó para dejar en claro, en línea con lo que ya había explicitado el ministro de Economía Martín Guzmán, que a fin de año se avanzará con un descongelamiento gradual de las tarifas. Sin embargo, el interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), Federico Bernal, alineado con la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, volvió a tomar distancia de esa posibilidad en una entrevista al diario El Cronista donde dijo que el aumento no está resuelto e insistió en que será el presidente Alberto Fernández quien deberá decidir sobre el tema.
El jueves por la tarde, Martínez le concedió una entrevista al programa Reperfilar en Net TV y al ser consultado sobre qué pasará con las tarifas el secretario respondió: “La tarifa está congelada hasta el 31 de diciembre y el ministro de Economía ya ha anunciado que vamos a salir de ese esquema y vamos a ir en un proceso más parecido al proceso inflacionario”. Martínez insistió con ese discurso en diversas entrevistas radiales dejando en claro que los aumentos van a seguir a la inflación.
Guzmán ya había dejado en claro a mediados de septiembre que avanzarán con un descongelamiento tarifario. El ministro de Economía lo dijo al presentar el presupuesto y se lo ratificó ante los enviados del Fondo Monetario Internacional, cuando les remarcó que no hay margen para que los subsidios sigan creciendo.
El propio presidente Alberto Fernández dio alguna pista en ese sentido el jueves en la presentación del Plan Gas cuando destacó el congelamiento tarifario, pero a continuación anticipó que “llegó la hora de empezar a poner en orden todo, en medio de la crisis mundial que la pandemia ha generado”.
Pese a ello, el interventor del Enargas insistió este viernes en una entrevista con El Cronista con que aún no está decidido si habrá aumento. “Lo que habremos de hacer en 2021 aún no está definido”, aseguró. Luego remarcó que está “trabajando en los números para una eventual asistencia que requerirán las distribuidoras”, abriéndole la puerta a un incremento de los subsidios.
Bernal ya había explicitado esta posición en El Destape web el martes 6 de octubre cuando aseguró que las tarifas podrían seguir congeladas el año próximo: .“El salto que debería ocurrir si siguiera vigente la tarifa de Macri debería ser de 100%. Eso está descartado de plano y va a estar muy lejos de ese incremento, si es que hay alguno. Acá lo que tiene que decidir el presidente es si se subsidia todo o si se subsidia una parte”.
De este modo, en lugar de justificar porque es necesario aumentar las tarifas para acompañar a la inflación en el contexto actual, como lo hizo Guzmán, Bernal remarca que le brindará al presidente todas las opciones para que sea el primer mandatario el que decida. Así le transfiere el costo político del aumento al presidente, quien supuestamente podría optar tanto por aumentar como por no aumentar, ya que ambas alternativas parecieran, según Bernal, ser viables políticamente en el contexto actual.
A continuación el fragmento textual de El Cronista donde se refirió al tema:
-Por las proyecciones de costo y ahorro fiscal que tiene este nuevo programa, los consultores privados asumen que el precio del gas que surja de las subastas no se trasladará a las tarifas. ¿Esto es así? ¿En 2021 las tarifas solo aumentarán en línea con la inflación para recompensar a transportistas y distribuidoras?
-Lo primero que tengo para decir sobre tarifas es que gracias a la decisión del Presidente de la Nación de declararla Emergencia Tarifaria, los usuarios y las usuarias residenciales evitaron un aumento de 86% en sus facturas (tomando como referencia un consumo promedio y para un residencial promedio). Y esto es clave, porque Alberto Fernández no piensa repetir lo que sucedió con las tarifas de Macri. Quiere tarifas justas, razonables y que se puedan pagar. Quiere servicios públicos que dejen una rentabilidad justa y razonable a las empresas, pero accesibles y asequibles. Como sea, lo que habremos de hacer en 2021 aún no está definido. La auditoría y revisión que me encomendó la termino en las próximas semanas. Esto le permitirá al Presidente tener el panorama y las opciones más claras de cara al año entrante. Por mi parte estoy trabajando en los números para una eventual asistencia que requerirán las distribuidoras.
En el marco de su política global de Sostenibilidad Social en las zonas en las que cuenta con operaciones, Pan American Silver Argentina realizó la donación al sistema de salud pública en Chubut de cascos de ventilación no invasiva para pacientes diagnosticados con COVID-19.
La donación, consistente en 12 cascos con sus elementos complementarios, fue realizada al Ministerio de Salud de la Provincia y su destino final será 6 para Puerto Madryn, 2 para Telsen, 2 para Gan Gan y 2 para Gastre; lugares correspondientes al Área Programática Norte de Salud.
“El plan global de Sostenibilidad Social lo estamos implementando en el marco de la pandemia del COVID-19 en los países en los que Pan American Silver tiene operaciones”, explicó Gabriela Maceira, gerente del área. Y mencionó que incluye a Perú, Bolivia, México y Guatemala.
En este marco indicó que en Chubut está en proceso una nueva entrega de kits sanitarios -formado por elementos de protección como camisolines, barbijos, mamelucos, máscaras faciales, guantes de látex e insumos como alcohol en gel, gasas y vendas- similar a la ya realizada en mayo, para Gastre, incluyendo a las comunidades de Blancuntre y Yala Laubat; y Telsen.
Además, a partir de un listado de vecinos acercado por jefes comunales y referentes locales, el último sábado culminó una entrega de alimentos y leña en la zona rural de esas localidades de la Meseta.
“Las comunas nos han brindado la lista de beneficiarios, las hemos completado con datos de referentes locales, y se los asistió con alimentos no perecederos y leña”, resumió Maceira.
Novedosas tecnologías
En cuanto a los cascos sanitarios, la acción demandó una inversión de 21.000 dólares por parte de Pan American Silver Argentina. Los elementos complementarios de los 12 cascos son 24 kits que incluyen filtros, válvulas y conexiones, entre otros; y 24 cuellos de goma recortables.
Los cascos y sus elementos complementarios, bajo la marca Ecleris, consisten en novedosas tecnologías destinadas a aquellos pacientes positivos de COVID-19 que requieren asistencia respiratoria, teniendo en cuenta que la ventilación mecánica es necesaria en el 10% al 20% de los casos a nivel mundial.
De esta manera, colaboran para la descompresión del sistema de salud por la escasez de respiradores y de personal especializado y/o entrenado para la manipulación de los mismos. Y que, a partir de un listado acercado
Este tipo de elementos se aplican como terapia de inicio en casos seleccionados previo paso por el triage del centro médico del que se trate; como terapia puente hasta el inicio de la asistencia respiratoria mecánica; como única terapia cuando no se cuente con disponibilidad de respiradores; para el soporte ventilatorio extra hospitalario en centros de atención primaria o puntos de atención continuada hasta la llegada o traslado a un centro hospitalario; como terapia paliativa en casos seleccionados; en la fase de desconexión del respirador mecánico; y en pacientes con orden de no intubar o con mucho deterioro general.
Los cascos han sido utilizados en primera instancia por Italia, el país que ha adquirido mayor experiencia en este sentido, mientras que también se han usado en Francia y han comenzado a hacerlo en los Estados Unidos.
De acuerdo a las estadísticas a nivel mundial recogidas por la empresa Ecleris, la utilización de cascos para ventilación no invasiva disminuye entre un 30% y un 60% la necesidad de intubaciones, ya que los pacientes positivos de COVID-19 necesitan en primera instancia oxígeno antes que asistencia respiratoria mecánica.
Los cascos para ventilación no invasiva son sellados al cuello del paciente y la circulación del aire y oxígeno dentro del mismo es cerrada. Así, no contamina el ambiente, y protege de un posible contagio al personal sanitario. Ofrece, de esta manera, una mejor solución con respecto a la utilización de máscaras, ya que estas tienen el grave inconveniente de la dispersión del virus en el ambiente.
Además, como ventaja adicional, los cascos son reutilizables después de su correcta y correspondiente desinfección.
Más de 30 empresas hicieron su presentación oficial como miembros del Consorcio para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno (H2ar), una plataforma única en la región, creada para innovar y avanzar en el desarrollo integral de la cadena de valor del hidrógeno en la Argentina, desde la producción hasta la aplicación local y la exportación.
Las empresas trabajarán en un espacio colaborativo dinámico creado y coordinado por Y-TEC, la compañía de tecnología de YPF y el CONICET.
Las compañías que forman parte del consorcio son: YPF, Siemens Energy, Toyota Argentina, Cargill, Alstom Group, Pampa Energía, Tenaris, Ternium, Scania, YPF Luz, Profertil, Compañía MEGA, TGN, TGS, Genneia, Baker Hughes, Sumitomo Corporation, Loma Negra, IEASA, Emerson, ABB, CGC, Trafigura, Explora, SICA, ABO Wind, AES Argentina, Air Liquide, Honeywell, Air Products, Hychico, Praxair, AESA y Soluforce.
A nivel mundial se prevé que en la próxima década se acelere y extienda la utilización del hidrógeno como un vector de energía con bajas emisiones de carbono, convirtiéndolo en una pieza fundamental para el cumplimiento de los objetivos de descarbonización industrial. En ese contexto, la Argentina posee excelentes condiciones naturales para la generación de hidrógeno, a través de sus recursos renovables altamente competitivos y sus importantes reservas de gas natural.
“El consorcio tendrá como uno de sus objetivos iniciales consolidar una visión común y delinear hojas de ruta en distintos campos de aplicación, que permitan identificar desafíos, impulsar iniciativas piloto conjuntas y conformar un entorno normativo y de negocios que promueva el desarrollo de capacidades productivas y tecnológicas locales”, detalló Santiago Sacerdote, gerente general de Y-TEC. De esta manera, el consorcio buscará fortalecer una posición favorable al país y sus empresas para capturar el valor de una nueva economía de escala global.
Durante el encuentro se definieron 7 células de trabajo para la primera etapa, de dos años de duración. Se trabajará en el estudio de escenarios para la producción, transporte y exportación de hidrógeno, así como la evaluación de oportunidades de aplicación específicas en campos de la movilidad, la industria, la red de gas natural y la energía eléctrica.
Desde Loma Campana y con la presencia del presidente Alberto Fernández, el Gobierno lanzó el Plan de Promoción de la Producción Gas Argentino 2020-2023, con el que apunta a lograr un ahorro de u$s 5.629 millones por sustitución de importaciones y un ahorro fiscal de u$s 1.172 millones hasta 2023. El precio tope que se pagará por cada millón de BTU será de u$s 3,70, de acuerdo a lo que aseguró el secretario de Energía, Darío Martínez.
“Con este Plan convocamos a los actores de esta industria para que inviertan y así darle a la Argentina el gas que necesita para su industria y sus hogares”, afirmó el Fernández, rodeado por el ministro de Economía, Martín Guzmán; el secretario de Energía, Darío Martínez; el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez; la gobernadora de Río Negro, Arabela Carreras, y el CEO de YPF, Sergio Affronti. Precisamente, el mandatario adelantó que en el marco del nuevo plan, la petrolera bajo control estatal invertirá u$s 1800 millones para la producción de gas.
De acuerdo al esquema elaborado desde el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía, se estima un incremento en la recaudación de u$s 2.525 millones, con participación equitativa de todas las regiones productoras. Generará miles de puestos de trabajo directo para operar nuevos equipos de perforación y sets de fractura. Con el nuevo esquema el costo fiscal total será de u$s 5.062 millones para el periodo 2021/2024, lo que generará un ahorro fiscal total de u$s 2.574 millones.
Precisamente, el ministro de Economía Guzmán puso el foco en la macroeconomía para resaltar las bondades del plan. «Permite una menor dependencia de las importaciones de gas. Eso es importante para la estabilidad cambiaria porque no se tiene un drenaje de divisas. Genera mejores condiciones para la competitividad. Va a generar que estas reglas claras contribuyan al desarrollo de la industria y la generación del empleo», afirmó el titular de la cartera económica.
“Previsibilidad”, “confianza” y “reglas claras” fueron los términos que salieron de la boca de cada uno de los funcionarios que tomaron la palabra con el claro objetivo de dar señales atractivas para la inversión.
“La contractualización de la demanda, la subasta de los precios van a permitir dotar de previsibilidad y acelerar y promover la inversión privada”, aseguró el gobernador anfitrión, Omar Gutiérrez. El mandatario provincial agregó que el plan “va permitir fortalecer, ordenar y tranquilizar el rumbo macro económico del país, generando que no se vayan las divisas, sino que justamente vengan por inversión nacional y extranjera. Porque también habrá de permitir dar respuesta a la demanda regional de Chile, Brasil y Uruguay, para luego poder llegar a ese sueño que tenemos con la construcción de una planta de licuefacción en el plano internacional”.
De acuerdo a las estimaciones oficiales, la inversión de las Empresas Productoras a lo largo del Esquema será equivalente a USD 5.000 millones. También prevé que se revierta la declinación de la producción, con sustitución de más de 18.000 millones de metros cúbicos de gas y trabajo importado, incrementando el Valor Agregado Nacional en empleo, trabajo para las Pymes y empresas regionales, productos y servicios de industria y tecnología argentina.
La provincia de Río Negro le otorgó un permiso de exploración petrolera en el área Puesto Zuñiga a la compañía Capex. La adjudicación contempla una inversión de 7 millones de dólares por parte de la petrolera, que explorará el campo mediante la suscripción de un contrato de Unión Transitoria (UTE) con la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial (EDHIPSA). Puesto Zuñiga es un bloque gasífero y está ubicado en la zona norte del Alto Valle.
En el caso de descubrirse hidrocarburos comercialmente explotables en el área, la compañía Capex, controlada por Capsa S.A., podrá firmar un contrato de concesión de explotación, según informó hoy la petrolera en un comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Se trata de un permiso de exploración en el bloque Puesto Zuñiga que se realizó mediante el “concurso público nacional e internacional N° 01/19 para la calificación y selección de empresas para el otorgamiento de un permiso de exploración y eventual explotación” que impulsó la provincia de Río Negro. La petrolera Capex ocupa un lugar entre las productoras de gas medianas del país, con un poco más de un 1% de la oferta.
El presidente y CEO de Vista Oil & Gas, Miguel Galuccio, se refirió al anuncio sobre el Plan Gas que realizó hoy el presidente Alberto Fernández y remarcó: “celebramos este primer paso dado por el gobierno argentino para generar y fomentar más inversión, acelerando la producción de gas para satisfacer la demanda interna, sustituir importaciones, cuidando las divisas y potenciando el empleo local”.
Desde la petrolera señalaron que “desde el sector energético en general y, a través de Vista, apostamos a seguir profundizando el diálogo con la Secretaria de Energía con el objetivo de encontrar todas las herramientas necesarias que incentiven la producción y el desarrollo a escala de Vaca Muerta, para pensar en una Argentina exportadora de crudo liviano”.
Además, remarcó que “Vaca Muerta representa la enorme oportunidad de generar inversión genuina, empleo y acceso a divisas, que la Argentina tanto necesita. Llevamos ocho años de recorrido desde los primeros pozos que iniciamos en 2012, los cuales nos permitieron hoy tener la certeza de que Vaca Muerta cuenta con la capacidad de transformar la realidad energética nacional y, potencialmente, de la región”.
Luego de la oficialización de Darío Martínez,se publicó hoy en el Boletín Oficial, mediante el decreto 804, anexo 1,el nuevo organigrama de la Secretaría de Energía. A diferencia de la fallida gestión anterior de Sergio Lanziani, que contó con tres subsecretarías, la cartera energética tendrá cuatro subsecretarías. La estructura todavía no está definida en los niveles inferiores como las direcciones nacionales y falta nombrar algunos funcionarios.
La Secretaría de Energía, que depende del Ministerio de Economía, tendrá a las subsecretarías de Coordinación Institucional, Hidrocarburos, Energía Eléctrica y Planeamiento Energético.
La Subsecretaría de Coordinación Institucional seguramente esté a cargo de Ariel Kohan. Articulará los aspectos legalesy administrativos del ministerio conducido por Martín Guzmán.
La Subsecretaría de Hidrocarburos, que tendrá el “diseño, ejecución, seguimiento y control de la política nacional de hidrocarburos y otros combustibles -cualquiera sea su origen- en lo referido a la promoción y regulación de sus etapas de exploración, explotación, transporte y distribución, en coordinación con las demás áreas competentes”, indica el organigrama.
Por su parte, la Subsecretaría de Energía eléctrica, que es la dependencia donde podría asumir formalmente Santiago Yanotti, funcionario a cargo del Ersept -ente regulador de electricidad de Tucumán- respaldado por el gobernador de esa provincia, Juan Manzur, de excelente relación con el presidente Alberto Fernández. De todos modos, la designación de Yanotti no está confirmada porque también hay otros candidatos. Esta subsecretaría tendrá a cargo el transporte y la distribución de energía eléctrica; la política tarifaria; la energía renovable e hidroeléctrica y nuclear.
Por último, en la Subsecretaría de Planeamiento Energético el funcionario de Guzmán quiere designar es Javier Papa, a cargo del “desarrollo del balance energético del país y de los escenarios y proyecciones de oferta y demanda como insumo para el planeamiento público y privado del uso de los recursos energéticos” y de “gestionar la información de las obras de infraestructura energética”.
El Administrador del Ente Nacional de Obras Hídricas de Saneamiento (ENOHSA), Enrique Cresto, y el Subadministrador, Néstor Alvarez, se reunieron con la Gobernadora de Río Negro, Arabela Carreras, y la Intendenta de Catriel, Viviana Germanier, para firmar un convenio específico para la ejecución de una obra de agua de 446.022.552 millones de pesos.
Cresto y Alvarez se reunieron a través de Zoom con la Gobernadora y la Intendenta para acordar el inicio de la obra “Plan Director de agua potable Catriel”. Esta le brindará acceso al agua potable a 45 mil vecinas y vecinos de la localidad.
Esta obra está enmarcada en la asistencia financiera de 1.526.819.000 millones de pesos que ENOHSA le brindará a la provincia para ésta y otras dos obras, en Viedma y en General Roca. Estas últimas beneficiarán a sus habitantes con agua potable y contarán con una inversión de $693.819.000 y $370.000.000 millones de pesos, respectivamente.
En el encuentro se dialogó acerca de la importancia del agua y el compromiso de la provincia para con sus habitantes a partir de los nuevos proyectos. “Estas obras son parte de una gestión enfocada en democratizar las oportunidades de las argentinas y los argentinos a través del Plan Federal de Agua y Saneamiento, en el que trabajamos desde ENOHSA para cumplir con los objetivos que tienen el Presidente de la Nación, Alberto Fernández, y el Ministro de Obras Públicas de la Nación, Gabriel Katopodis”, concluyó Enrique Cresto.
Atlas Copco, empresa de origen sueco con 52 años de trayectoria en el país y proveedor líder de soluciones industriales, certificó la norma internacional ISO 45001:2018 para la Gestión de la Salud y la Seguridad en el Trabajo.
Este logro representa para Atlas Copco un paso más para alcanzar su objetivo de convertirse en un gran lugar para trabajar con estándares de seguridad, tecnología, eficiencia y calidad de referencia mundial. «Nuestra prioridad es garantizar que nuestro lugar de trabajo sea seguro y saludable para todos nuestros colaboradores. Conseguir la certificación ISO 45001:2018 es, sin duda, un claro ejemplo de ello», sostuvo Pablo Adaniya, Director General de Atlas Copco Argentina y Gerente General para el área de negocio Compressor Technique.
La nueva certificación sustituye a la anterior OHSAS 18001. Promueve condiciones de trabajo seguras y saludables para la prevención de accidentes y el deterioro de la salud relacionados con el trabajo, elimina los peligros, minimiza los riesgos e impulsa mejoras en el desempeño de acuerdo a medidas eficaces de prevención y protección. Alcanzar esta norma permite, asimismo, fortalecer el compromiso con empleados, comunidad, clientes, accionistas y todos los públicos con los que interactúa la compañía.
“Sin lugar a dudas, la adhesión a la nueva norma internacional de salud y seguridad brindará beneficios a organizaciones de todos los tamaños y sectores. A su vez, ayudará a las empresas a desarrollar operaciones eficientes, confiables y transparentes, mejorando las fortalezas de la organización”, añade Adaniya
Por eso, en el mercado de refinación descuentan una nueva suba en el precio de los combustibles para los próximos días. Frente a ese escenario, el economista Iván Carrino analiza para EconoJournal cuánto impacta el aumento de los precios en surtidor en el índice de inflación. ¿Cómo se vinculan ambos indicadores? ¿Se retroalimentan de forma lineal? ¿O no es tan así?
Luego de diez meses de congelamiento, el gobierno autorizó un aumento de 10% en el precio regulado del biodiésel y el bioetanol para la mezcla obligatoria con los combustibles. La medida fue autorizada por la Secretaría de Energía, a cargo de Darío Martínez, que ahora depende del Ministerio de Economía conducido por Martín Guzmán. Si bien la actualización del precio de los biocombustibles está “fraccionada” para “morigerar” los efectos en los costos de las naftas y el gasoil, se espera un impacto en los surtidores en los próximos días. Los nuevos valores de los biocombustibles estarán vigentes a partir de mañana.
transportation and ownership concept – man pumping gasoline fuel in car at gas station
Por la Ley 26.093las petroleras tienen que comprarles a los productores el bioetanol y el biodiésel fijado por cupos para realizar la mezcla obligatoria. En el caso del gasoil las refinerías realizan un corte de 10% con biodiésel. En las naftas la mezcla es de 12% con bioetanol.
En los considerandos de las resoluciones, el gobierno señala que la pandemia de coronavirus “viene generando un fuerte impacto en la economía de la población” y que la actualización del precio de los biocombustibles “traería como consecuencia significativos aumentos en el precio (de los combustibles) en el surtidor que agravarían aún más la situación mencionada”. Por tal motivo, afirma que “resulta necesario fraccionar la citada actualización a fin de morigerar su impacto en el contexto macroeconómico actual y en pos de preservar los derechos que asisten a consumidores y usuarios de bienes y servicios”.
Presión a los surtidores
La actualización de los biocombustibles era esperada por ingenios azucareros y grandes empresas integradas (Cargill, Molinos Río de la Plata, Renova, COFCO, T6 Industrial y Viluco) y alrededor de 30 pymes de biodiésel que habían expresado que estaban frenadas por la crisis. “Estamos en una situación terminal”, señaló a Econojournal un empresario pyme que produce biodiésel. Otra fuente privada estimó que “esta suba del 10% no es suficiente porque los precios de los biocombustibles tienen un retraso del 40%”.
Por otro lado, este viernes 16 de octubre se actualiza la carga impositiva que grava la venta de combustibles, que permanece sin variación desde el primer trimestre del año. El aumento del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) que realizará el gobierno también tendrá un impacto en los surtidores. Según la consultora Energy Consilium, la carga impositiva tiene un retraso de 13,6% y trasladar esta actualización al surtidor implicaría una suba de 3,3% en las naftas y 2,2% en el gasoil.
La provincia de Mendoza realizará el próximo 28 de octubre la presentación de las ofertas de la licitación de explotación petrolera en el área Chañares Herrados, que hoy opera provisoriamente la compañía Medanito. La subasta, que iba a comenzar en septiembre, tuvo demoras por la crisis que atraviesa la industria por la pandemia del Covid-19.
En concreto, son siete las petroleras que compiten en la licitación de explotación de Chañares Herrados: la compañía nacional El Trébol (PETSA) y la operadora china EP. Estas empresas son socias de la operadora Medanito en este mismo bloque. Además, presentaron ofertas Pan American Energy(PAE); Compañía General de Combustibles (CGC), la petrolera de Corporación América, el holding de Eduardo Eurnekian; Petrolera Aconcagua y Crown Point Energía, que se presentan juntas con una UTE; y Selva María Oil, que surgió como un desprendimiento de la empresa Andes Energía.
En diálogo con Econojournal, el subsecretario de Energía y Minería de Mendoza, Emilio Iguazú, indicó que “la idea es que la licitación se resuelva rápido, queremos que antes de fin de año o a principio de 2021 esté operando la nueva compañía”. Y agregó que “para nosotros es muy bueno que haya operadoras interesadas en Chañares Herrados que no están en estos momentos operando en la provincia”.
Las condiciones que puso la provincia para las empresas que participan en la licitación incluyen un pago inicial mínimo de US$ 5 millones, más una inversión mínima de US$ 20 millones y pueden ofrecer un porcentaje adicional al 12% de regalías.
El bloque Chañarez Herrados está ubicado en la localidad de Tupungato, en la cuenca Cuyana, y tiene un potencial de 183 metros cúbicos de producción de petróleo diario. La concesión por explotación comercial es por 25 años para la compañía ganadora de la compulsa.
El próximo 28 de octubre será la apertura del sobre A sobre los antecedentes de las empresas. El 12 de noviembre será la apertura del sobre B, con las ofertas económicas, y el 11 de diciembre se anunciará la adjudicación. La entrega formal del área está estipulada para el 25 de enero.
En noviembre del año pasado, Medanito impugnó la licitación lanzada por la provincia. La firma advirtió que “recurrirá la licitación ante la justicia” si el proceso continúa. El cuestionamiento se basó en que la empresa del grupo Medanito consideró inválido el decreto 1101 de mayo de este año, donde el gobierno de Mendoza declaró la caducidad de la concesión. La provincia definió avanzar con una nueva licitación este año.
Con la presencia del Presidente Alberto Fernández y del gobernador bonaerense Axel Kcilloff, Raizen Argentina, licenciataria de la marcha Shell, realizó un acto en la refinería de Dock Sud, donde anunció un plan de inversión de u$s 715 millones para el período 2020-2023. Las inversiones estarán destinadas al desarrollo de una nueva línea de producción de combustibles; aumento de la capacidad de procesamiento en la refinería; distintos proyectos vinculados con la modernización de unidades y procesos, y la mejora de eficiencia energética e incorporación de nuevas prácticas ambientales. Además, la compañía adelantó que continuará con su plan de expansión de la red de estaciones de servicio y otros segmentos industriales, como también proyectos delogística & trading para Argentina y la región.
El Presidente y el gobernador realizaron una recorrida por las instalaciones de la refinería, acompañados por Rubens Ometto Silveira Mello, presidente del consejo de administración del Grupo Raízen, Ricardo Mussa, presidente del Grupo Raízen y Teófilo Lacroze, presidente de Raízen Argentina. “Este plan de inversiones es nuestro compromiso para colaborar en la reactivación de la economía a través de la industrialización del petróleo argentino, el crecimiento de la producción y la generación de empleo genuino. Gran parte de la inversión se destinará a encarar un ambicioso proyecto para continuar desarrollando productos de calidad en nuestra refinería, que el año que viene cumple 90 años”, expresó Lacroze.
Por su parte, Rubens Ometto se refirió a la importancia de esta inversión y de continuar fortaleciendo los lazos entre Argentina y Brasil: “Cuando decidí que mi empresa debía expandirse en América Latina, no dudé que el primer paso debía ser en Argentina y por ello compramos el negocio de combustibles y lubricantes de Shell en octubre de 2018. Hoy, luego de dos años, llegó el momento de proyectarnos hacia adelante, seguir creciendo e invirtiendo en el país”.
Este plan de inversiones generará más de 4.000 nuevos puestos de trabajo y adicionalmente tendrá un importante impacto positivo en el sector de las PyMES nacionales, ya que está previsto concretar más de 3.000 nuevos contratos, creando también así numerosos puestos de trabajo indirecto.
La AFIP denunció ante la Justicia al proyecto de energía solar Cauchari Solar II y III de la provincia de Jujuy por tentativa de fraude a la administración pública ya que intentó percibir créditos fiscales que ya habían sido otorgados por el organismo fiscal. Los parques son controlados por la empresa estatal Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (Jemse).
En la presentación judicial, a la que tuvo acceso EconoJournal, se menciona que Caucharí Solar II y III notificó a la AFIP el 6 de diciembre de 2019, por pedido de su presidente Guillermo Hoerth, la cesión a la provincia de Jujuy de créditos fiscales obtenidos por la aprobación de devoluciones encuadradas en la ley 26.190 de Fomento de Fuentes Renovables de Energía.
Los contratos de cesión entre Cauchari II y III y la provincia de Jujuy habían sido celebrados el 5 de diciembre, apenas un día antes de la presentación, e involucraban reintegrados ya solicitados el 21 de octubre por las sumas de $390,7 millones y $410,6 millones.
La AFIP devolvió el pedido por falta de cumplimiento de formalidades exigidas para tramitar este tipo de cesiones, ya que los documentos no estaban protocolizados, eran copias simples, tachaduras sin salvar y firma de autoridades provinciales sin sello aclaratorio, entre otras cuestiones.
¿Cuál fue el engaño?
El problema surgió cuando el organismo fiscal detectó que la efectiva devolución del crédito fiscal a Cauchari III ya se había efectivizado entre los días 2 y 3 de diciembre, orden de pago y salida de fondos. Es decir, antes de la celebración del contrato de cesión (5/12/19) y de la presentación ante AFIP (6/12/19). En lo que refiere al crédito de Cauchari Solar II, la orden de pago había sido el 9 de diciembre y los fondos se giraron al día siguiente.
“Se advierte de lo expuesto, el encuadre del caso, a priori, en un delito tributario (artículo 3 Régimen Penal Tributario) –en grado de tentativa-, lo que se concluye a partir del intento de obtener de parte del organismo una disposición patrimonial no correspondida con causa en un beneficio fiscal, todo ello mediante un engaño consistente en presentar ante esta administración la notificación de la cesión de créditos fiscales cuyo cobro ya se había producido, casi en simultaneo”, afirma la AFIP en su denuncia firmada por Juan Capello, subdirector general de Coordinación Técnico Institucional y Juan Arturo Siegenthaler , subdirector general de Administración Financiera.
Marcos Peña junto al gobernador Gerardo Morales en el Parque Solar Cauchari.
El artículo 3 del Régimen Penal Tributario invocado en la denuncia contempla penas de prisión que van de 3 años y seis meses a 9 años por aprovechamiento indebido de beneficios fiscales mediante declaraciones engañosas, ocultaciones maliciosas o cualquier otro ardid o engaño.
“El objetivo tendiente a que se acredite en cuentas de un tercero un crédito que ya había sido objeto de devolución en su cuenta, no se consumó por causas ajenas a su voluntad. En efecto, los funcionarios actuantes con fecha 9/12/2019 devolvieron las actuaciones por `no contar con las formalidades exigidas para poder tramitar las presentes sesiones`”, se destaca en la denuncia.
En la presentación se afirma que “el avance de la investigación podrá derivar en una imputación, conjunta o alternativa, por defraudación a la Administración Pública provincial cesionaria, libradora de carta de pago por compensación de supuestos mutuos a partir de estas pretendidas cesiones, y cuyos autores y participes, en su caso, deberán determinarse. En tal sentido, la cesión de créditos fiscales presentados para el cobro podría haber sido aprovechada, también, como mecanismo cancelatorio de mutuos con la Provincia de Jujuy”.
Una historia polémica
El 30 de septiembre de 2016 el gobierno nacional le adjudicó a la provincia de Jujuy la construcción del primer parque solar de gran escala en esa jurisdicción. Bajo el paraguas del programa RenovAR, Jemse fue seleccionada para instalar una granja fotovoltaica de 300 megawatt (Mw) de potencia en la localidad de Cauchari.
Para viabilizar la ecuación tecnológica y financiera del proyecto, la gobernación de Gerardo Morales, socio de Mauricio Macri por el radicalismo en Cambiemos, tendió vínculos societarios con las firmas chinas Power China, Shanghai Electric y Talesun, que se quedaron con el 20% del capital accionario de la obra (el 80% restante continuó en manos estatales).
El proyecto solar de Jemse, uno de los ganadores de la Ronda 1 del Renovar con una oferta del US$ 60 por megawatt hora, generó polémica porque no contempló dentro de su presupuesto las obras de transmisión para conectar al parque Cauchari con el Sistema Argentino de Interconexión, pues la puna jujeña no poseía líneas de transmisión en alta tensión vinculadas a la red.
El decreto 1013, que llevó la firma de Macri y todo su gabinete, incluyendo al ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren, autorizó a modificar el “Presupuesto General de la Administración Nacional para el Ejercicio 2017”, a sólo 19 días de finalizar el año.
En la planilla correspondiente al anexo 3 del decreto y bajo el título de “Operaciones de Crédito Público”, se incluyó el préstamo por por 331,5 millones de dólares para el Parque Fotovoltaico Cauchari I, II y III, al mismo tiempo que se avanzaba con recortes a jubilados y beneficiarios de planes sociales.
Las fraccionadoras agrupadas en la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA), le manifestaron al secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, su preocupación por encontrarse al límite de agotar el cupo anual asignado en GLP butano, lo que llevaría al corte de la cadena de envasado de gas en garrafas. “La situación es muy compleja para todas las empresas, tuvimos que adelantar los volúmenes correspondientes a los meses de octubre, noviembre y diciembre de este año. Solicitamos la asignación de cupos adicionales a los destinados al mercado interno, contemplando la mayor demanda y al precio máximo de referencia establecido en la Ley 26.020”, reclamó Pedro Cascales, director de CEGLA.
Desde la Cámara hemos alertado por el inminente colapso de la cadena de gas envasado ante la falta de actualización de precios. No se está cumpliendo con lo que establece el artículo 34 de la Ley 26.020. En efecto, el atraso es tan grave que mientras la realidad de los costos obliga a un precio mayorista de $ 360 por cada garrafa de 10 kg. en planta de fraccionamiento de zona central, y de $ 410 en el norte del país, el precio de venta determinado por la Autoridad de Aplicación, dependiente de la Secretaría de Energía de la Nación, es de apenas $ 185 de manera uniforme para todo el territorio nacional. Es decir, los precios actuales no alcanzan al 50% necesario para operar con normalidad.
A esta situación crítica se suma ahora la posibilidad cierta de corte en el fraccionamiento por falta de GLP butano para las garrafas. Debido al incremento de la demanda de gas licuado butano destinado al Programa Hogar, las empresas fraccionadoras adelantaron los volúmenes asignados por la Secretaría de Energía para los últimos tres meses del año. “Hay un esfuerzo muy grande de nuestra industria en recursos humanos para cumplir con esta mayor demanda, con adquisición de camiones y acoplados, y, especialmente, de envases para el fraccionado de este mayor volumen”, explicó el director de CEGLA.
Este desabastecimiento de GLP butano al que se enfrentan las empresas fraccionadoras, más la falta de revisión del precio de referencia del gas envasado que conlleva a un quebranto operativo, podría desembocar en una crisis muy importante para el sector de fraccionado de garrafas.
Con el firme propósito de garantizar el abastecimiento del mercado interno del GLP butano, desde CEGLA se le solicitó a la Autoridad de Aplicación que disponga a la máxima brevedad la asignación de volúmenes adicionales a los ya consignados al mercado interno, que contemple esta mayor demanda que se viene registrando durante el corriente año, y que ese volumen sea entregado al precio máximo de referencia establecido de $ 9.895 más impuestos la tonelada.
Cabe destacar que las industrias asociadas a CEGLA proveen a un mercado de 18 millones de consumidores y que dan empleo directa e indirectamente a más de 9.000 personas. “Todas las empresas fraccionadoras deben tener asegurado el acceso al abastecimiento a precios que cumplan con las reglamentaciones vigentes”, finalizó Cascales.
El Jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, descartó que el gobierno implemente un aumento en el corte obligatorio del biodiésel con el gasoil. Lo hizo en la versión escrita del informe de gestión número 126 que presentó al Senado de la Nación. Así, el corte del biodiésel regulado por la Ley 26.093 quedará en 10%. La norma también establece un corte de 12% para el bioetanol con las naftas. De esta manera, despejó -al menos por el momento- distintas versiones que indicaban que el Ejecutivo podría habilitar el aumento de la mezcla de los biocombustibles en los surtidores.
En la respuesta a la pregunta 1249 del informe del Jefe de Gabinete, realizada por el bloque de la UCR, Cafiero indicó que “respecto de la posibilidad de un incremento de corte, cabe referir que no existe aval técnico de las automotrices para que todo el parque automotor liviano existente en el país pueda funcionar con una participación del biodiesel en el gasoil mayor al 10% actual”. Y agregó que “la posibilidad de incrementar el porcentaje de mezcla obligatorio para tal segmento del mercado tampoco es posible en este contexto, además de requerir en el caso de darse un incremente el impacto negativo fiscal generado por la menor recaudación del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono”.
El aumento en el porcentaje de la mezcla obligatoria de los biocombustibles en las naftas y gasoil es un pedido del sector productor vinculado a la agroindustria, sobre todo del maíz, aceite de soja y caña de azúcar, que agrupa a grandes ingenios, pero también a alrededor de 30 pymes. También es un pedido de algunos gobernadores de las provincias productoras como Tucumán, Santa Fe y Córdoba, entre otras.
La audiencia en el Ministerio de Trabajo estaba programada para las 9 de la mañana, arrancó formalmente apenas pasadas las 10 y se extendió hasta después de las 19. Fueron casi 10 horas interminables de discusión. Finalmente, las mayores las empresas productoras de hidrocarburos —YPF, PAE y Pluspetrol— y las compañías de servicio —nucleadas en la Ceope— firmaron con los sindicatos petroleros de todo el país un acuerdo salarial que pone punto final a una dilatada negociación que arrancó en junio.
En los hechos, las empresas tuvieron que buscar una alternativa distinta a la que habían imaginado para cerrar un acuerdo. El texto firmado ayer tiene una serie de ejes centrales.
¿Qué dicen los principales y cómo se negoció cada uno?
Los privados accedieron a pagar un 16,2% de aumento salarial no remunerativo sobre los salarios de 2019 como resultado de la aplicación la cláusula de revisión por inflación incluida en la paritaria del año pasado. En este punto no hay novedades porque es lo mismo que ya estaba firmado con Guillermo Pereyra la semana pasada en Neuquén.
Las empresas pagarán dos sumas no remunerativas de 30.000 pesos cada una en noviembre y en febrero que estarán exentas del pago del Impuesto a Ganancias.
El 16,2% de aumento de sueldos no remunerativo se convertirá en ‘remunerativo’ a partir de marzo de 2021. Eso implica que el incremento pasará a formar parte de la base salarial sobre la que se discutirá la paritaria del año que viene. En este punto, los gremios dieron un paso adelante. Consiguieron algo que las petroleras no tenían previsto ceder en un principio. De hecho, la cláusula no estaba incluida en el acuerdo que anunció la semana pasada con Pereyra.
Las empresas aceptaron pagar también un 10% de aumento en marzo de 2021 y un 5% adicionalen abril correspondiente a la paritaria 2020/2021. Esta fue la principal novedad del acuerdo y el que más celebraron los gremios. Firmaron todos los sindicalistas con excepción de Pereyra, que en la praxis deberá reconstruir su liderazgo porque quedó debilitado. Dieron conformidad Jorge ‘Loma’ Ávila (petroleros privados de Chubut), Claudio Vidal (Santa Cruz), José Lludgar (petrolera Jerárquicos de la Patagonia Austral); Pedro Milla (Federación) y Julián Matamala (personal jerárquico de Mendoza). Manuel Arévalo (jerárquicos de Neuquén), que no viajó a Buenos Aires, firmó representado por el abogado del sindicato.
Para evitar que el liderazgo Pereyra quedé detonado por firmar un acuerdo con peores condiciones que las conseguidas por el resto de los sindicatos petroleros, allegados a YPF adelantaron a EconoJournal que el Ministerio de Trabajo sacará por exhorto que homologará las condiciones de ayer también al Sindicato de Petróleo y Gas Privados de la cuenca Neuquina, que conduce Pereyra.
Las partes acordaron que el acuerdo tiene vigencia hasta el 31 de mayo de 2021. Es decir, las empresas ganaron dos meses porque originalmente el entendimiento expiraba el 31 de marzo. En términos agregados, las petroleras terminaron negociando un acuerdo por 14 meses, desde el 1º de abril de 2020 hasta el 31 de mayo de 2021.
Los referentes del sindicalismo petrolero ayer en el Ministerio de Trabajo.
Desagravio
La negociación paritaria que concluyó ayer fue, en la práctica, una discusión de segundo orden. En primer lugar, las petroleras tuvieron que gestionar el fuerte malestar que generó en los gremios el acuerdo firmado por YPF con Pereyra en Neuquén junto con el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, y el secretario de Energía, Darío Martínez.
La estrategia de la petrolera controlada por el gobierno consistía en cerrar acuerdos de productividad y salariales con cada gremio en forma individual. Era un movida arriesgada porque requería de mucha fortaleza política y de una aceitada sincronización para funcionar exitosamente.
Cuando el gobierno firmó Camioneros una suba salarial del 30% para 2020, esa táctica se puso cuesta arriba. Aún así, YPF logró firmar un acuerdo con Pereyra que esta semana no logró imponer al resto de los sindicatos, que extrañamente se terminaron uniendo en oposición al líder neuquino y al sector empresario.
Resultó paradójico que sindicatos que históricamente tuvieron una pésima relación, como petroleros privados de Chubut y Santa Cruz con la Federación, conformaran un bloque para negociar en forma unificada con las petroleras.
Alivio
En cualquier caso, YPF y el resto de las petroleras también tiene motivos para respirar más aliviados. Por la volatilidad de la coyuntura económica, extender por 30 o 60 días el cierre de la negociación, como se barajó en algún momento de esta semana, no parecía una buena opción.
Los gremios petroleros habían amenazado esta semana con declarar un paro de actividades en todo el país si las empresas no accedían a rever lo firmado con Pereyra. Llegaron esta semana a Buenos Aires con esa intención. Así quedó de manifiesto el miércoles cuando mantuvieron un encuentro informal en la torre de YPF en Puerto Madero con el CEO Sergio Affronti. Y luego cuando abandonaron ese mismo día una primera reunión en el Ministerio de Trabajo.
Frente a ese escenario, entrar en un conflicto con final incierto no era el mejor camino para el gobierno. Emergía palpable la necesidad de descomprimir y reoxigenar. El presidente Alberto Fernández y el secretario de Energía, Darío Martínez, quieren realizar la semana que viene en Neuquén una especie de relanzamiento de la política energética a partir de la presentación formal de un nuevo programa de estímulo para la producción de gas como principal mensaje para el sector. Esos anuncios requerían, como condición necesaria para ser una realidad, que la variable sindical esté controlada. Algo que finalmente sucedió ayer. Por eso, pese a las idas y vueltas, en YPF transmitían satisfacción por lo alcanzado.
Declaraciones
Jorge ‘Loma’ Ávila (Chubut)
“Este es uno más de esos logros importantes que se consigue en momentos duros, donde la economía del país está parada y hay Trabajadores suspendidos que no sabemos si van a volver actividad o no; pero en tres días pudimos lograr esta Paritaria que ha sido histórica para nosotros y también para nuestros Afiliados, que van a recordar en el tiempo que aun estando suspendidos o sin trabajo al 100%, obtuvimos un aumento salarial”, enfatizó ‘Loma’.
Claudio Vidal (Santa Cruz)
«Este acuerdo es un reflejo de la unidad sindical y un acto de madurez del sector gremial, que mostró liderazgo en un momento muy difícil, en el que claramente quedó a la vista la inmadurez del sector empresarial»
La deuda de las distribuidoras eléctricas con los generadoras de energía ronda los $ 120.000 millones. Equivale a 2,5 transacciones mensuales de Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El rojo de las distribuidoras, que se explica, según las empresas, porque el congelamiento tarifario redujo los fondos disponibles para cubrir esas erogaciones, es uno de los temas que el secretario de Energía, Dario Martínez, apunta a regularizar en las próximas semanas.
La herramienta para hacerlo es un régimen especial de créditos públicos fondeados en el Presupuesto 2021 que se aprobó en el Congreso hace algunas semanas. Sin embargo, fuentes de gobernaciones provinciales y de empresas distribuidoras consultadas por EconoJournal coincidieron en que la instrumentación de ese plan no será sencilla.
¿Por qué?
Porque la redacción del artículo 87 de la Ley de Presupuesto incluye criterios ‘extra-energéticos’ que requerirán de una precisión adicional. “El régimen de regularización de obligaciones deberá establecer criterios diferenciados para lo cual deberá considerar (…) la situación social media de sus usuarias y usuarios y priorizar la obtención de un grado equivalente de desarrollo entre regiones”, establece la norma, que fue pensaba para reordenar la cadena de pagos del sector eléctrico y evitar que los subsidios energéticos se disparen aún más en 2021.
¿Está en las competencias del secretario de Energía evaluar cuál es la situación social y económica de cada provincia? ¿En base a qué indicadores se medirá la situación social de cada jurisdicción? ¿A quién les corresponde difinirlos? Pueden parecer cuestiones meramente formales, pero en la práctica, hasta que no se les dé respuesta, no se despejará el andamiaje legal para avanzar.
Posiciones
Fuentes cercanas al Enre Regulador de la Electricidad (ENRE), que fue uno de los organismos públicos participó de la redacción del artículo 87, indicaron que la norma requerirá una reglamentación que especifique cuáles serán los criterios para asignar un crédito de mayor o menor envergadura a cada distribuidora.
Si no existe un respaldo regulatorio adicional por parte de un estamento superior (por ejemplo, el Ministerio de Economía), el riesgo para la Secretaría de Energía es que esa elección recaerá exclusivamente sobre la firma de Martínez, con el consecuente riesgo que eso implica. Al menos esa es la interpretación que realizaron tres secretarios provinciales de Energía, si contacto entre sí. “El problema es que con el nivel de judicialización de la política que hay hoy en la Argentina, se podría cuestionar una eventual discrecionalidad en la aplicación del régimen crediticio”, afirmó uno de ellos. En un despacho oficial, sin embargo, le restaron valor a esa lectura. “Falta la reglamentación. Entiendo que con eso es suficiente. No vemos el riesgo legal”, advirtieron.
Antecedente negativo
Desde una de las principales distribuidoras provinciales ofrecieron otra interpretación. “La redacción del artículo quedó abierta. Es demasiado laxa. El secretario de Energía debe evaluar aspectos sociales y económicos que están por fuera de su función. La asignación de los créditos a las distribuidoras se definirá por planteos que exceden lo eléctrico”, explicó el gerente de una compañía eléctrica.
La redacción del artículo 87 apunta a beneficiar a las distribuidoras eléctricas de las jurisdicciones con mayores urgencias sociales y menor desarrollo económico. De esa lectura se desprende que Edenor y Edesur, las dos mayores eléctricas del país, no estarán entre las principales beneficiarias porque brindan servicio en la Ciudad de Buenos Aires, el distriro con mejor PBI per cápita a nivel nacional.
Allegados al ENRE dieron tuvieron otra mirada: “Entendemos que el espíritu de la norma es tender a ser más equitativo el criterio de asignación de los fondos que el Estado destina en el marco de la pandemia”, explicaron. En conjunto, Edenor y Edesur adeudan a Cammesa unos $ 35.000 millones.
Diferencias
El artículo 87 de la Ley de Presupuesta viene a reemplazar a los artículos 18 y 19 del proyecto original, que fueron vetados por el presidente Alberto Fernández bao recomendación del cristinismo. Los artículos anulados tenían una redacción diferente. Cerca de la vicepresidenta Cristina Kirchner entendieron que terminaba beneficiando a Edenor y Edesur (las únicas dos empresas bajo jurisdicción nacional), porque, a su entender, no exigía ninguna contraprestación a cambio de recibir créditos del Estado para cancelar sus deudas. Por eso promovieron su cancelación.
Pero desde un punto de vista regulatorio, los artículos 18 y 19 trasladaban a los gobernadores la potestad de negociar con las distribuidoras provinciales un acuerdo individual. “Cada mandatario era responsable por lo que firmaba con las empresas presentes en sus provincias. El secretario de Energía estaba más protegido. Tal como quedó redactado finalmente, está más expuesto porque tiene que firmar y definir cuánto financiamiento recibirá cada distribuidora. Desde un punto de vista legal, eso es riesgoso”, explicó un abogado que asesora a varias distribuidoras.
Cómo funciona el régimen especial
Se estableció un régimen especial de regularización de las obligaciones pendientes de pago de las distribuidoras acumuladas al 30 de septiembre, «ya sean por consumos de energía, potencia, intereses y/o penalidades». Los créditos del Tesoro que reciba cada empresa podrán ser equivalentes hasta cinco veces la factura media mensual del último año de la compañía o al 66% de la deuda existente con Cammesa. La deuda remanente deberá ser regularizada mediante un plan de pagos con un plazo de hasta 60 cuotas mensuales, períodos de gracia de hasta seis meses y una tasa de interés equivalente de hasta el 50% de la vigente en el Mercado Eléctrico Mayorista.
En un principio, el régimen crediticio estaba pensado para negociar con las distribuidoras cómo administrar el congelamiento de las tarifas residenciales desde el primer trimestre de 2019. Desde ese entonces a la fecha, la inflación supera un 70 por ciento. Según esa lógica, el Estado nacional ofrecería créditos blandos a las empresas eléctricas para que cada gobernación negocie a cuenta de una recomposición tarifaria atrasada. Como finalmente quedó redactado el artículo 87, el acuerdo con cada distribuidora deberá estar validado por el secretario de Energía de la Nación. Habrá que ver si las condiciones están dadas para proceder o resta acotar los riesgos legales de la normativa.
El sector de hidrocarburos ha estado recibiendo en los últimos años una porción significativa de los subsidios públicos, en especial los destinados a la producción de gas. Sin embargo, del análisis del Presupuesto 2021 se desprende que un 70% de los subsidios energéticos que el gobierno nacional prevé para el próximo año estarán destinados a generación de energía eléctrica.
Si bien las cifras del Presupuesto no deben ser tomadas como desembolsos efectivos, porque seguramente se modificarán en función de lo que pase con la macroeconomía del país, sirven de guía para observar las prioridades que establece el Estado Nacional.
Para el año que viene está previsto que se destinen 7.380 millones de dólares, que están calculados en base a los pesos que se asignó en el presupuesto dividido por 92,4, que es el tipo de cambio oficial promedio para 2021 que presupuestó el gobierno.
El informe destaca que los subsidios previstos para el sector de la energía eléctrica alcanzarán en total los US$ 4.848 millones, de los cuales US$ 4.781 millones serán para Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista. Representa un aumento de 5% respecto a lo destinado a esta compañía en 2020.
Por su parte, los subsidios a la producción de hidrocarburos para el año 2021 sumarán US$ 2.270 millones y contemplan US$ 1.007 a IEASA (ex Enarsa), US$ 628 millones para la Resolución 46 (producción de gas), US$ 223 millones para el Plan Gas 2020-2024 y US$ 412 millones en otros conceptos. Y hay US$ 262 millones para el restante de empresas públicas.
Cammesa
El Presupuesto 2021 para Cammesa es de US$ 4.781 millones y representa un aumento de US$ 211 millones con relación al crédito vigente en 2020 (+5%). En 2019 fue de US$ 2.877 millones y en 2020 fue de US$ 4.570 millones.
El informe destaca: “Considerando un precio monómico promedio en 2021 de 64 USD/MWh -el cual incluye una recomposición al precio del gas destinado a generación-, aumentos tarifarios en línea con la inflación proyectada en el presupuesto y un nivel de cobrabilidad en torno al 85%, el monto total de subsidios estaría en línea con los valores incluidos en el presupuesto”.
Además se destaca: “Sin embargo, si no se dieran aumentos tarifarios el nivel de subsidios crecería significativamente (US$ 800 millones por encima de lo presupuestado), dada la mayor brecha entre el precio estacional y el precio monómico y, fundamentalmente, por el aumento de la incobrabilidad que ello significaría”.
La compañía Genneia, líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables, firmó la adhesión para ser parte del Consorcio para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno en Argentina (H2ar). Esta iniciativa es única en la región y está impulsada por Y-TEC, la compañía de tecnología de YPF y el CONICET. Busca conformar un espacio de trabajo colaborativo entre empresas integrantes de la cadena de valor del hidrógeno.
A través de una articulación con el sistema científico y tecnológico argentino y un equipo interdisciplinario, se aspira a potenciar las capacidades que permitan innovar el sector energético renovable de los próximos años.
“Desde Genneia nos movemos día a día en la búsqueda de nuevas formas para brindar soluciones energéticas cada vez más eficientes y renovables en todo el territorio. Por ese motivo, aportar nuestros conocimientos de forma colaborativa y apoyar la investigación sobre el hidrógeno verde como vector de descarbonización de la industria, nos resulta de gran importancia para proyectar un avance sustancial en la forma en que consumimos energía en la Argentina”, explica Walter Lanosa, CEO de Genneia.
A nivel mundial, se estima que los próximos diez años serán clave en el desarrollo del hidrógeno como un vector de energía con bajas emisiones de carbono, convirtiéndolo en una pieza fundamental en la descarbonización industrial. En este escenario, Argentina posee condiciones naturales para la generación de hidrógeno, a través de sus recursos renovables altamente competitivos y sus importantes reservas de gas natural.
Como parte del paquete de medidas anunciado a fines de la semana pasada, el Banco Central publicó la Comunicación A 7123 en la que flexibilizó el cepo cambiario al admitir la aplicación de cobros en divisas por exportaciones de bienes y servicios al pago de deudas y repatriación de capitales. Sin embargo, su efecto será muy acotado porque el beneficio regirá solo para aquellas inversiones realizadas luego del 2 de octubre de este año y habrá que esperar al menos un año para repatriar los fondos o terminar de pagar la deuda que las empresas hayan contraído en el exterior.
EconoJournal publicó el 30 de septiembre que el gobierno estaba evaluando flexibilizar la liquidación de exportaciones para petroleras y mineras. Una opción era permitirles disponer libremente de entre el 20% y 25% de los dólares que generan a través de sus exportaciones para que pudieran destinarlos al pago de deuda y giro de utilidades, eludiendo de ese modo las restricciones cambiarias, al menos parcialmente. La medida era resistida fundamentalmente por el titular del Banco Central, Miguel Ángel Pesce, debido al impacto que podría llegar a tener sobre las ya alicaídas reservas internacionales, y finalmente se decidió no avanzar en esa dirección.
Miguel Ángel Pesce (izquierda) junto a Martín Guzmán.
Lo que surgió como alternativa es un incentivo circunscripto a las inversiones futuras y con una serie de restricciones que limitan sustancialmente el acceso a las divisas. El beneficio está disponible para el conjunto de las empresas y ya no solo direccionado a petroleras y mineras, pero serán estas últimas las que más lo aprovechen, si es que finalmente se logra una mínima estabilidad macroeconómica.
¿Qué beneficio se les otorga?
Los que apliquen para esta flexibilización podrán destinar los fondos a:
Pago de capital e intereses de endeudamientos financieros con el exterior cuya vida promedio, considerando los pagos de servicios de capital e intereses, sea no inferior a un año. Es decir, el inversor no podrá cancelar toda su deuda, por ejemplo, a los cinco meses. Luego se aclara que el requisito de conformidad previa del Banco Central para acceder al mercado cambiario no regirá cuando el endeudamiento tenga una vida promedio no inferior a dos años.
Repatriación de inversiones directas de no residentes en empresas que no sean controlantes de entidades financieras locales, en la medida que se produzca con posterioridad a la fecha de finalización y puesta en ejecución del proyecto de inversión y, como mínimo, un año después del ingreso del aporte de capital en el mercado de cambios. Luego se aclara que si la repatriación de fondos tiene lugar al menos 2 años después de su ingreso ya no requerirá la conformidad previa del Banco Central para el acceso al mercado de cambios.
¿Quiénes pueden acceder al beneficio?
La medida es para aquellos fondos que hayan sido ingresados y liquidados por el mercado cambiario a partir del 2 de octubre de 2020.
¿A dónde se deben destinar los fondos para acceder al beneficio?
Los fondos deben ser destinados a proyectos de inversión que generen:
un aumento en la producción de bienes que, en su mayor parte, serán colocados en mercados externos y/o que permitirán sustituir importaciones de bienes. Luego se aclara que se entenderá por cumplida la condición cuando “se demuestre razonablemente que al menos dos tercios del incremento en la producción de bienes como resultado del proyecto, tendrá como destino los mercados externos y/o la sustitución de importaciones en los tres años siguientes a la finalización del proyecto, con un efecto positivo en el balance cambiario”.
un aumento en la capacidad de transporte de exportaciones de bienes y servicios con la construcción de obras de infraestructura en puertos, aeropuertos y terminales terrestres de transporte internacional.
¿Quién certificará el cumplimiento de esas condiciones?
La comunicación aclara que los exportadores que opten por este régimen deberán designar a una entidad financiera que se encargará de:
Certificar ante el Banco Central el cumplimiento de las condiciones para la elegibilidad del proyecto
Efectuar el seguimiento de la ejecución del proyecto y su financiación
Certificar el cumplimiento de las condiciones de elegibilidad de las operaciones a las cuales se aplicarán las divisas
Efectuar el seguimiento de los permisos de embarques cuyos cobros se mantengan en el exterior acorde a lo previsto en la norma
Efectuar el seguimiento de las garantías constituidas y de las cuentas especiales locales que se constituyan
YPF es la empresa de energía más grande del país y desde hace años tiene un vínculo muy fuerte con el deporte argentino. Es, además, el main sponsor de la Selección de fútbol. En esa clave, la empresa anunció hoy que llegó a un acuerdo para que Lionel Messi, capitán de la selección, sea la imagen principal de la alianza entre YPF y Asociación del Fútbol Argentino (AFA). “Cada vez que juega la Selección, los argentinos nos unimos en esa pasión y Leo Messi, como capitán y mejor jugador del mundo, es quien mejor expresa todo esto que sentimos por nuestro equipo”, indicó YPF a través de un comunicado. En el marco de este acuerdo de colaboración, YPF realizará promociones exclusivas para los socios de nuestro programa de fidelización Serviclub, sorteos de merchandising oficial autografiados por Leo y otras iniciativas, entre las que se destacan, si las condiciones sanitarias lo permiten, algunos encuentros de Messi con niños, niñas y jóvenes en el marco de acciones de solidaridad social, financiadas por YPF. “Hoy en el entretiempo del partido se estará lanzando el comercial de esta alianza que tiene a Leo Messi de protagonista”,adelantaron desde YPF
